Повышение качества регулирования мощности в системе электроснабжения с солнечной батареей Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ И СИСТЕМЫ

УДК 621.38

Повышение качества регулирования мощности в системе электроснабжения с солнечной батареей

Т. С. Аббасова, к. т. н., доцент каф. «Информационные системы», e-mail: [email protected]

ФГОУ ВПО «Российский государственный университет туризма и сервиса», Москва

Рассмотрены схемы резервирования электропитания и охлаждения оборудования в центрах обработки данных с помощью нетрадиционных источников энергии; предложено использование гелиогенератора в качестве основного источника энергии в автономных системах электроснабжения; с помощью аналитического моделирования определены возможные пределы изменения тока и напряжения для режима отбора максимальной мощности от солнечной электростанции.

The author examines ways to power backup and cooling equipment in data processing centers by using alternative energy sources. This article discusses the use of heliogenerator as a primary source of energy in the autonomous electricity supply systems. The author uses the analytical modeling to identify the possible limits of variation in current and voltage for the mode of maximum power selection from the solar power station.

Ключевые слова: гелиогенератор, резервирование, преобразование напряжения, нагрузочная характеристика. Keywords: heliogenerator, backup, voltage conversion, load characteristic.

Цель работы: снижение энергетических и эксплуатационных затрат системы электроснабжения с солнечной батареей для централизованно размещенного вычислительного оборудования. Предметом исследования являются способы регулирования мощности аккумуляторной батареи солнечного элемента, а объектом исследования - автономная система электроснабжения «солнечная батарея - повышающий преобразователь - потребитель».

Для повышения надежности и катастрофо-устойчивости информационных систем в электротехнических комплексах предлагается совместно используемая инфраструктура центров обработки данных (ЦОД). ЦОД служит для предоставления сервисов Интернет-технологий предприятиям не очень большого масштаба, которым легче арендовать вычислительные мощности у более крупной организации, чем оплачивать расходы на электропотребление и управление вычислительным оборудованием (концепция Cloud Computing) и обеспечивать соответствие характеристик оборудования требованиям Международных Организаций по Стандартизации [1,2]. Для сведения времени простоя оборудования к нулю должны быть тщательно проработаны мероприятия по обеспечению бесперебойного электропитания оборудования [3].

Диапазон входного питающего напряжения для оборудования ЦОД определяет пределы допустимых значений напряжения в сети, при которых источник бесперебойного питания (ИБП) еще способен поддерживать напряжение на выходе, не переключаясь на питание от аккумуляторов. При отклонении напряжения в сети от допустимых значений питание от аккумуляторных батарей (АКБ) осуществляется в течение времени, которое называется временем резервной работы ИБП, ч, [4]:

е

1,31рез k п кпп

(1)

Здесь е - емкость АКБ; 1рез - ток, который должен обеспечиваться источником при отключении сети от резервных батарей; кп - коэффициент преобразования (кп = 1 для источников без преобразования напряжения, кп = 2 для источников с преобразованием напряжения); кпп - коэффициент потерь при преобразовании (кпп = 1 для источников без преобразования напряжения, кпп = 1,3 для источников с преобразованием напряжения).

По истечении этого времени в работу включается резервный генератор, обычно дизель-генераторная установка (ДГУ). Из (1) видно, что

чем больше число преобразований напряжения в сети, тем меньше время работы ИБП за счет аккумуляторной батареи. В [5] показано, что число преобразований электроэнергии можно сократить за счет применения ИБП и коммутационного оборудования постоянного тока, которые позволяют сократить число элементов в линиях электропередачи. В системах бесперебойного электропитания (СБЭ), построенных на основе ИБП переменного тока, электричество преобразуется три раза: сначала в самом ИБП (из переменного тока в постоянный ток и обратно в переменный), а затем в блоке питания оконечного оборудования (из переменного тока в постоянный). В системах постоянного тока преобразование из переменного тока в постоянный осуществляется только один раз - в выпрямителе этой системы. Однако последние системы обладают следующими недостатками: для передачи постоянного тока необходимы кабели увеличенного сечения, чтобы избежать тепловых потерь. Поэтому системы постоянного тока пока не получили широкого применения.

Рассмотрим работу обычного двухтактного ИБП переменного тока. Подразумевается, что при включении ИБП сначала корректно закрываются приложения на рабочих станциях и сохраняются данные этих приложений, а затем закрываются приложения сервера/серверов. Но закрытие приложений противоречит требованиям непрерывности аварийного восстановления [2, 3], поскольку неизвестно, через какое время будет возобновлена подача электроэнергии. Требования к системе быстрого восстановления данных и работоспособности ключевых сервисов информационной системы

[1] накладывают ограничение на числовое значение параметра RTO (от англ. Recovery Time Objectives - требования к срокам восстановления деятельности) - не более 1 ч. Для продолжения работы информационной системы в режиме реального времени после выработки ресурса батарей ИБП включается дополнительный источник питания, обычно ДГУ.

Рассмотрим эксплуатационные характеристики ДГУ. Эти установки запускаются автоматически или дистанционно и могут работать при отсутствии дежурного персонала в течение определенного времени (не менее 150 ч для установок мощностью до 110 кВт и не менее 240 ч для установок мощностью свыше 110 кВт). При пуске дизель-генератора электростартером должно автоматически осуществляться не менее трех попыток пуска в соответствии с ГОСТ 10150-75. Для дизель-генераторов с электростартерным пуском время указано при пуске с первой попытки (10 с для номинальной мощности до 100 кВт).

Дизель-генераторные установки специфичны в эксплуатации и монтаже, перед выполнением любых сервисных работ необходимо провести много мероприятий по технике безопасности, например, сбросить избыточное давление в системе смазки. Для выполнения сервисных работ требуются сложные инструменты и оборудование. В автоматизированных ДГУ имеют место аварийные остановки при повышении температуры воды в системе охлаждения на 5...10% максимальной рабочей или при понижении давления масла в системе. При аварийном останове дизель-генератора его очередной пуск возможен только при ручной деблокировке схемы и устройств защиты.

Опыт эксплуатации показывает, что в подавляющем большинстве случаев время провала напряжения сети намного меньше времени резервной работы ИБП ^. Если в сети наблюдаются только кратковременные провалы напряжения, то ИБП поддерживает нужный уровень напряжения в сети без помощи ДГУ. Таким образом, дорогое оборудование ДГУ часто фактически находится в режиме простоя, что не очень хорошо с экономической точки зрения.

Для повышения надежности работы системы бесперебойного питания (СБЭ) и снижения энергетических и эксплуатационных затрат предлагается использовать гибридные схемы возобновляемых источников энергии [6]. Возобновляемые источники энергии могут выполнять не только резервирование ИБП, но и обеспечивать дополнительное электропитание в то время, когда функции резервирования не нужны, так как опыт эксплуатации свидетельствует о том, что время резервирования ИБП с помощью дополнительного источника мало по сравнению с временем работы оборудования.

На рис. 1 представлена гибридная схема источников энергии. В таких агрегатах вместо дизельного генератора может использоваться двигатель, работающий на сжиженном газе. Дизельный генератор (двигатель, работающий на сжиженном газе), а также сеть электропитания могут отсутствовать в автономной системе электроснабжения.

Рассмотрим использование гелиогенератора в качестве резервного, дополнительного или основного источника питания в автономных системах электроснабжения источника солнечной энергии с точки зрения снижения затрат на энергопотребление и эксплуатацию оборудования ЦОД [3-5]. Гелиогенератор является источником солнечной энергии, поэтому предлагается вынести ЦОД из мегаполисов в регионы, находящиеся не выше 45° северной широты. Для функционирования ЦОД необходимы гелиоустановки средней и большой мощности для питания оборудования с напряже-

Рис. 1. Гибридная схема с гелиогенератором, ветросиловой установкой, дизельным генератором, установкой водяного (воздушного) охлаждения

нием 220 В переменного тока. Для того чтобы обеспечить электропитание оборудования ЦОД, потребляющего переменный ток, в схему на рис. 1 включен инвертор. Аккумулятор служит для того, чтобы накапливать вырабатываемую гелиогенератором энергию и отдавать ее потребителю при плохой погоде и в темное время суток.

С помощью ветросиловой установки можно не только осуществить дополнительное резервирование источника солнечной энергии в тех климатических зонах, для которых характерны сильные ветры, но и обеспечить охлаждение оборудования с помощью энергии ветра. При включении в схему этой установки частота и продолжительность включения дизельного генератора снижаются, что уменьшает расход жидкого топлива.

Установка водяного охлаждения может быть использована для отвода теплоты вычислительного оборудования ЦОД и уменьшения инженерной инфраструктуры для поддержания заданного температурного режима.

Использование гелиогенератора в качестве основного источника энергии в автономных системах электроснабжения очень актуально в связи с тем, что в настоящее время ведутся работы по созданию мобильного ЦОД, преимуществами которого являются возможность выбора альтернативной площадки для размещения централизованных средств вычислительной техники, быстрая миграция на другую альтернативную площадку в случае необходимости, уменьшение времени развертывания в 7...10 раз по

сравнению со временем ввода в эксплуатацию стационарного ЦОД, так как системы мобильного ЦОД заранее установлены, налажены и протестированы, возможность размещения поблизости от дешевых источников энергии, а также отсутствие арендной платы за помещение и сохранение инвестиций при переезде или перемещении офиса. При проектировании инфраструктуры мобильного ЦОД необходимо учитывать ряд ограничений и требований: небольшая площадь; высокое тепловыделение; пригодность для эксплуатации в удаленных точках и, возможно, в суровых климатических условиях; минимум обслуживающего персонала. Для борьбы с высоким тепловыделением оборудования ЦОД предлагается использовать забортную воду. Компания Google в 2008 г. запатентовала Water-based data center - ЦОД водного базирования.

Стандартами установлены следующие условия эксплуатации солнечных батарей: мощность солнечной радиации 1000 Вт/м2, температура элементов 25 °С, солнечный спектр - на широте 45°. Номинальная мощность модулей, входящих в батарею, определяется как наибольшая мощность при стандартных условиях. Обычно модули солнечной батареи для наземного применения собираются из тридцати шести последовательно соединенных солнечных элементов и служат для зарядки свинцово-кислотных АКБ с номинальным напряжением 12 В. Рабочее напряжение для модуля примерно равно 16-17 В (0,45 - 0,47 В/элемент) при 25°С. Такой запас по напряжению нужен для того, чтобы компенсировать уменьшение рабочего напряжения при разогреве модуля солнечным излучением. Модуль обрамляют в алюминиевую раму, облегчающую крепление к несущей (опорной) конструкции. Мощность модулей солнечной батареи достигает 10300 Вт. С целью получения требуемой мощности и рабочего напряжения модули соединяют последовательно или параллельно в солнечную батарею.

Температурный коэффициент напряжения холостого хода для наиболее применяемого на сегодняшний день монокристаллического кремния составляет -0,4 %/град. Температурный коэффициент тока 0,07 %/град. Напряжение холостого хода солнечного модуля мало меняется при изменении освещенности. Ток короткого замыкания прямо пропорционален изменению освещенности. КПД солнечного модуля определяется как отношение максимальной мощности модуля к общей мощности излучения, падающей на его поверхность при стандартных условиях. У лучших солнечных монокри-сталлических кремниевых фотоэлементов КПД

достигает 15...30%, КПД серийных кремниевых фотоэлементов достигает 10.15%. Недостатком подобных фотоэлектрических преобразователей является высокая стоимость и низкий КПД. Переход на гетеросоединения типа арсенида галлия и алюминия и применение концентраторов солнечной радиации с коэффициентом концентрации 50.100 позволяет повысить КПД до 35.40% [7].

Несмотря на невысокие значения КПД солнечных батарей, они имеют следующие преимущества: бесшумная работа; отсутствие подвижных частей, вследствие чего увеличивается износостойкость; гарантийный срок работы достигает 26 лет; загрязнение солнечных модулей, устанавливаемых с небольшим углом наклона, практически не играет роли, так как дожди при средней частоте выпадения смывают оседающую пыль; небольшие эксплуатационные расходы; возможность монтажа в различные приборы и конструкции зданий; безопасность для окружающей среды. Таким образом, эксплуатационные характеристики у гелиогенераторов лучше, чем у ДГУ.

Мощность солнечной батареи всегда ниже, чем сумма мощностей модулей, - из-за потерь на рассогласование, вызванных различиями характеристик однотипных модулей. Чем меньше различий в характеристиках модулей, тем ниже потери на рассогласование. В случае затенения одного модуля или части элементов в модуле в солнечной батарее при последовательном соединении появляется «эффект горячего пятна» - затененный модуль (или элемент) начинает рассеивать всю производимую освещенными модулями (или элементами) мощность, стремительно нагревается и выходит из строя. Для устранения этого эффекта параллельно с каждым модулем (или его частью) устанавливают шунтирующий диод. Диод нужен при последовательном соединении более двух модулей. К каждой линейке (последовательно соединенным модулям) также подключается блокирующий диод для выравнивания напряжений линеек.

Рабочая точка батареи, подключенной к нагрузке, не всегда совпадает с точкой максимальной мощности, которая зависит от условий освещенности и температуры окружающей среды. Подключение мощной нагрузки может сдвинуть рабочую точку системы в область минимальной или даже нулевой мощности, и запуск двигателя будет невозможен. Поэтому необходим преобразователь, способный согласовывать солнечную батарею с нагрузкой. В качестве такого преобразователя чаще всего используется активный управляемый выпрямитель (АУВ), выходные характеристики которого соответствуют современным стандартам, регламентирующим качество электроэнергии [8, 9].

Принцип действия регулятора отбора мощности АКБ заключается в поиске максимума мощности путем коротких периодических изменений положения рабочей точки. Если в результате поиска мощность на выходе прибора возрастает, то положение рабочей точки меняется в этом направлении при последующем шаге. Таким образом, непрерывно оптимизируется нагрузочная характеристика для отбора максимальной мощности, а также обеспечивается возможность регулировки в широком динамическом диапазоне и формирования импульсов тока, способных зарядить АКБ даже в условиях слабой освещенности. В условиях быстро меняющейся освещенности этот алгоритм можно дополнить записью в запоминающее устройство (ЗУ) часто повторяющихся направлений смещения рабочей точки для устранения шагов смещения в ложных направлениях. На выходе регулятора формируются импульсы постоянного тока, ширина и частота следования которых зависят от мощности, производимой солнечной батареей в данный момент. Если рабочее напряжение нагрузки ниже, чем рабочее напряжение модуля, то можно получать большие значения токов в нагрузке, чем ток короткого замыкания батареи. Нужно учитывать, что регуляторы имеют КПД = 0,85.0,95.

Рассмотрим реализацию АУВ с помощью трехфазного моста на силовых IGBT-транзисторах (от англ. Insulated Gate Bipolar Transistor - биполярный транзистор с изолированным затвором) с обратными диодами [10,11]. На рис. 2 изображен мост, на вход которого через повышающий широтно-импульсный преобразователь постоянного напряжения в постоянное (ППНП) подается напряжение солнечной батареи. Параллельно выходу солнечной батареи подключается конденсатор незначительной емкости С1. Выходные зажимы АУВ подсоединяются к промышленной сети переменного тока. Во входную цепь выпрямителя включается конденсатор С2, напряжение на котором UC2 должно быть выше амплитуды линейного напряжения питающей сети:

Uc2 = kEa, (2)

где k = 1,25.1,5; Ea - амплитуда линейного напряжения питающей сети.

Стабильная работа преобразователя соответствует условию С2 >> С1. Выходная мощность солнечной батареи зависит от уровня естественной освещенности и может изменяться в широких пределах, а выполнение соотношения (2) обязательно, поэтому в качестве согласующего звена между батареей и АУВ используется ППНП.

Регулирование мощности, отдаваемой электростанцией потребителю, в преобразовательной системе по рис. 2 может осуществляться двумя способами:

Рис. 2. Блок-схема силовых цепей гелиогенератора с преобразовательной системой на основе АУВ и ППНП

1) с помощью системы регулирования ППНН;

2) с помощью системы регулирования АУВ.

Оба способа позволяют реализовать режим

работы, соответствующий отбору максимальной мощности от солнечной батареи.

Рассмотрим применение четырехтактного повышающего широтно-импульсного ПНПП в системе автономного электроснабжения с солнечной электростанцией. В солнечных электростанциях номинальной мощностью 100 кВт и более использование повышающего широтно-импульсного ПНПП позволит снизить число солнечных элементов, соединенных последовательно, следовательно, увеличится КПД электростанции. На рис. 3 показана электрическая схема силовых цепей ППНП, подключенного ко входу солнечной батареи. Поддерживаемое постоянным напряжение на выходе повышающего преобразователя всегда больше напряжения на его входе. Это достигается за счет разделения во времени процесса накопления энергии в индуктивном элементе

входнои цепи и процесса передачи энергии в емкостной элемент выходной цепи.

Повышающий преобразователь выполнен четырехтактным. Четырехтактная структура представляет собой параллельное соединение четырех однотактных широтно-имульсных преобразователей, состоящих из четырех диодов 01 - 04, четырех ЮВТ-транзисторов Т1 - Т4 с изолированным затвором и четырех индуктивностей Ь1 - Ь4, работающих со сдвигом во времени на Т/4, где Т - период ШИМ (широтно-импульсной модуляции). Управляющий сигнал с УУ (управляющего устройства) поступает на базу транзистора и задает сдвиг во времени Т/4 в режиме ключа. В отличие от однотактного преобразователя четырехтактный повышающий преобразователь обладает более гибкими энергетическими характеристиками. С помощью него можно поддерживать неизменным напряжение на выходном конденсаторе С2, изменяя величину тока нагрузки в соответствии с режимом отбора максимальной мощности. Кроме того, достигается уменьшение амплитуды высокочастотной составляющей выходного напряжения.

Построим математическую модель солнечного элемента. На рис. 4 показана эквивалентная схема солнечного элемента (СЭ), работающего на активную нагрузку. В схему параллельно нагрузке включен шунтирующий диод О для устранения «эффекта горячего пятна». Возможность отбора максимума мощности от солнечной батареи можно оценить, рассмотрев токи, возникающие в результате внутреннего фотоэффекта [6]. В результате облучения солнечного элемента излучением с длиной волны Л = 0,2.. .2 нм через его р-п переход протекает ток, характеристика которого приведена на рис. 5.

Рис. 4. Эквивалентная схема солнечного элемента

Этот ток можно вычислить по формуле

I = I.(е ^ -1)- 1ф

(3)

Рис. 3. Электрическая схема силовых цепей ППНП с солнечной батареей

где I. - ток неосновных носителей (ток насыщения); 1нехр(ци/кТ) - ток основных носителей; ц - заряд электрона по модулю; и - прямое смещение перехода; Т - температура; 1ф - первичный фототок.

Соотношение (2) описывает вольт-амперную характеристику (ВАХ) идеального солнечного элемента. На рис. 5, а представлена ВАХ солнечного

I - -

1ф = а-

(4)

где а - коэффициент пропорциональности, зависящий от типа солнечного элемента.

На рис. 5,б приведена зависимость максимальной отбираемой мощности от уровня освещенности солнечного модуля MCW12060-12. При уменьшении уровня освещенности солнечной батареи ток и напряжение на ней снижаются. Если солнечная электростанция работает в режиме генерации максимальной мощности в промышленную сеть, то рассчитывается ток, обеспечивающий положение рабочей точки на кривой максимальной мощности, изображенной на рис. 5, б.

Согласно рис. 5, а и соотношениям (3) и (4), максимальную отбираемую мощность солнечного элемента можно найти, исследуя функцию Р(Ц) на максимум:

( и / тт ч Л

йР

йй

-1

кТ

#йн_

кТ

+11-1

- - - 0.

а

(5)

Рис. 5. Характеристики солнечного модуля: а - ВАХ; б - зависимость мощности, рассеиваемой в нагрузке, от уровня освещенности

модуля серии MCW на 120 Вт и напряжение 12 В (кривая 1(Ц)) и зависимость рассеиваемой в нагрузке мощности от напряжения модуля для уровня освещенности солнечного элемента £=1050 Вт/м2 (кривая Р(Ц)). Из рисунка видно, что максимальная отбираемая мощность солнечного элемента находится в режиме, соответствующем рабочей точке «а» ВАХ (1Р =7,06 А; ир =17 В). Таким образом, при освещении р-п-перехода контактная разность потенциалов в нем уменьшилась на величину и, а другие разности потенциалов не изменились. В результате на клеммах СЭ появилось напряжение и , называемое фотоЭДС, в сопротивлении Я - ток I . Следовательно, р-п-переход стал источником тока, в котором энергия света преобразуется непосредственно в электрическую энергию. Если алгоритм системы управления построен так, что рабочей точкой всегда остается точка «а» ВАХ, то выходное напряжение ППНП будет зависеть от двух параметров - первичного фототока и сопротивления нагрузки. Изменение величины фототока 1ф, в свою очередь, пропорционально изменению освещенности солнечного элемента Е:

где ир - рабочее напряжение модуля, при котором его выходная мощность принимает максимально возможное значение.

Выразив ир из соотношения (5) численно и подставив результат в (3), получим зависимость максимально отбираемой мощности солнечной батареи от уровня освещенности.

Надежность работы ППНП в преобразовательной системе с солнечной электростанцией будет зависеть от возможных пределов изменения тока на входе повышающего преобразователя. Входной ток преобразователя всегда должен быть больше тока нагрузки. Отношение входного тока к выходному (кI) должно находиться в пределах

(6)

1 < к1 <

кТ I з

где 1кТ - коллекторный ток транзистора; 1з - ток задания. определяющий постоянство выходного напряжения й:

(7)

Здесь Ян - сопротивление нагрузки с учетом активных потерь в схеме.

Ток 1кТ будет зависеть от числа параллельно включенных солнечных модулей (п пар), следовательно, соотношение (6) можно представить в виде

1 < кг <Ппар 1р Кн

й

(8)

где ппар - число модулей. включенных параллельно; 1р - рабочий ток модуля. при котором его выходная мощность принимает максимально возможное значение.

Отношение выходного напряжения ППНП к входному (коэффициент усиления напряжения кц) в соответствии с (6) находится в пределах

и , и

-------< кц <-------------------------------, (9)

Цр(/кТ) и Цр( 13) ' '

где Цр(1кТ), Цр(/з) - напряжение солнечной батареи в режиме отбора максимальной мощности при входном токе, равном соответственно коллекторному току ЮБТ-транзистора и току задания.

Напряжение Цр(/кТ) будет зависеть от числа последовательно включенных солнечных модулей «пос. Тогда кц будет изменяться в пределах

и ■ - и (10)

<ки <-

Up

U_

Общее число солнечных модулей электростанции можно выразить соотношением

N = n n

1 v "пар^пос •

(11)

Таким образом, получена математическая модель солнечного элемента, позволяющая учитывать зависимость его характеристик от уровня естественной освещенности. Из аналитических соотношений видно, что математическая модель наиболее эффективна при фиксированном положении рабочей точки на ВАХ, что соответствует отбору максимума мощности от солнечного элемента.

Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий также связана с зависимостью характеристик солнечного элемента от уровня освещенности. Положение рабочей точки на ВАХ рекомендуется выбрать фиксированным, как было показано выше. Для большего экономического эффекта предлагается использовать специальное устройство, которое следит за Солнцем (с помощью электропривода) и ориентирует панель всегда перпендикулярно солнечным лучам. Проведенные исследования [12] показали, что, если использовать в гелиоустановках управляющий гелиостат для слежения за Солнцем, то мощность, получаемая с одного квадратного метра солнечной панели, увеличивается на 60 кВт-ч.

Оценим стоимость электроэнергии, сэкономленной за период эксплуатации гелиоустановки, в зависимости от шага слежения, выраженного коэффициентом эффективности Кэф(#ш) [13]:

АР = мСе(Р - Рп)[1 - 1/ Язф(Я„)], (12)

где N - срок службы гелиоустановки (20 лет), выраженный в часах (175 200 ч); Се - стоимость 1 Втч, руб.; P - мощность, потребляемая электродвигателем, Вт; п - КПД электродвигателя, осуществляющего процесс непрерывного и пошагового слежения; К^бЩ) - коэффициент эффективности в зависимости от шага слежения электропривода, с помощью

которого солнечный элемент поворачивается в зависимости от направления солнечных лучей.

Для окончательного выбора шага слежения гелиоустановки за Солнцем необходимо искать компромисс между экономией электроэнергии в следящем электроприводе, что требует увеличения шага слежения, и вызванным этим уменьшением тока на фотоэлементе, а следовательно, и выходной мощности гелиоустановки.

С помощью математической модели солнечного элемента определены возможные пределы изменения тока и напряжения повышающего преобразователя при работе в режиме отбора максимальной мощности от солнечной электростанции.

При использовании схемы повышающего широтноимпульсного преобразователя постоянного напряжения в постоянное показано, что при увеличении параллельно включенных солнечных модулей достигается увеличение пределов регулирования выходного тока ППНП, что позволяет электростанции работать при более низких уровнях освещенности.

ЛИТЕРАТУРА

1. Артюшенко В. М., Аббасова Т. С. Катастрофоустойчивость телекоммуникационных систем // Мат. VIII межвузовской научн.-техн. конф. «Современные средства управления бытовой техникой». М.: МГУС. 2007.

2. Аббасова Т. С., Никифоров А. Г. Аварийное планирование при обработке данных в электротехнических системах // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2007. Т. 3. № 2. С. 23 - 27.

3. Ковалев В. Аварийное планирование в центрах данных // ЬАЫ. 2007. № 7. С. 42 - 48.

4. Артюшенко В. М., Аббасова Т. С. Особенности резервирования источников бесперебойного питания компьютерного и телекоммуникационного оборудования // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2007. Т. 3. № 3. С. 20 - 23.

5. Аббасова Т.С. 0420800058\0043. Антикризисный сервис информационных систем в электротехнических комплексах // Электронное периодическое издание «Сервис в России и за рубежом». Вып. 8; Мат. IV межвузовской научн.-техн. конф. «Проблемы развития электротехнических комплексов и информационных систем».

6. КоЛ, Ш, ИеЙг^еЬе БаЬпеп. 2002. № 8/9. Р. 345 - 353.

7. Мейтин М. Фотовольтаика: материалы, технологии, перспективы // Электроника. 2002. № 6. С. 25 - 33.

8. http://www.eren.doe.gov/distributiedpower.

9. http://grouper.ieee.org/groups/scc21/1547.

10. Ильина Н. А., Жемеров Г. Г., Сабалаев А. Н. Пути энергосбережения в системах электроснабжения локальных промышленных объектов // Технічна електродинаміка. Тематичний випуск «Силова електроніка та енергоефективність». 2008. Вип. 3. С. 43 - 46.

11. Жемеров Г. Г., Ильина Н. А., Тугай Д. В. Характеристики повышающего широтно-импульсного преобразователя постоянного напряжения в постоянное в системе распределенного электроснабжения // Электричество. 2004. № 12. С. 38 - 45.

12. Акулинин А., Смыков В. Оценка возможностей солнечной энергетики на основе точных наземных измерений солнечной радиации // Проблемы региональной энергетики. Электронный журнал. 2008. № 1.

13. Овсянников Е. М., Пшеннов В. Б., Аббасов Э. М. Экономический эффект в результате перехода к пошаговому режиму слежения гелиоустановки за Солнцем // Промышленная энергетика. 2007. № 9. С. 51 - 53.

Поступила 21.12.2009 г.