Ağıllı şəbəkəyə qoşulmuş EV şarj mikroşəbəkəsi, elektrikli nəqliyyat vasitələrinin şarj stansiyalarının enerji tələbatını fotovoltaik istehsal, külək enerjisi, batareya enerji saxlama sistemi, çevirici və ikitərəfli şəbəkə bağlantısını birlikdə idarə etməklə qarşılamağı hədəfləyən enerji sistemidir. Bu tədqiqat Riyad üçün belə bir sistemin ölçüləndirilməsini HOMER Grid vasitəsilə optimallaşdırır; xalis enerji ölçümü (Net Energy Metering, NEM) ilə təşviq əsaslı tələb reaksiyasını (incentive-based Demand Response, iDR) eyni sistem səviyyəsində qiymətləndirərək enerji, ətraf mühit, məşğulluq və iqtisadiyyat olmaqla dördölçülü 4E qiymətləndirmə çərçivəsi qurur.

Tədqiqat real kommersiya mikroşəbəkəsinin sahədə qurulub ölçülməsinə əsaslanmır. Günəş şüalanması, külək sürəti, ətraf mühit temperaturu, icma elektrik yükü, EV şarj davranışı, elektrik tarifləri və şəbəkə kəsintilərindən istifadə etməklə bir illik 8760 saatlıq deterministik zaman sırası simulyasiyası aparılmışdır. HOMER Grid müxtəlif PV, külək turbini, batareya və çevirici ölçülərini müqayisə etmiş; texniki məhdudiyyətləri ödəyən konfiqurasiyaları ümumi xalis cari dəyərin (Total Net Present Cost, TNPC) ən aşağı olduğu həllə görə sıralamışdır.

Müqayisələrin ortaq istinad nöqtəsi iDR istifadə edilmədən optimallaşdırılan və bərpa olunan istehsal ehtiva etməyən BES/Conv/Grid konfiqurasiyasıdır. Bu sistemin TNPC-si 2,92 milyon $, standart HOMER Grid LCOE-si 0,0872 $/kWh-dir. Bərpa olunan mənbələr əlavə edilib iDR istifadə edilmədikdə optimal PV/WT/BES/Conv/Grid sistemi TNPC-ni 1,41 milyon $-a və standart LCOE-ni 0,0470 $/kWh-ə endirmişdir.

iDR ssenarisi də əlavə edildikdə optimal konfiqurasiya yenə PV/WT/BES/Conv/Grid olmuş; 1531 kW PV, beş ədəd 100 kW sinifli külək turbini, 144 batareya vahidi və 943 kW çevirici gücü ilə TNPC 0,365 milyon $, standart HOMER Grid LCOE isə 0,0287 $/kWh hesablanmışdır. Bu TNPC dəyəri ortaq şəbəkədən asılı istinadla müqayisədə təxminən %87,5 aşağıdır; iDR istifadə edilməyən optimal bərpa olunan sistemlə müqayisədə azalma isə təxminən %74-dür.

HOMER Grid-in standart LCOE tərifi şəbəkəyə ixrac edilən elektriki də faydalı elektrik enerjisi məxrəcinə daxil edir. Buna görə tədqiqatçılar əlavə, daha konservativ göstərici hesablamış və ixracı məxrəcdən çıxardıqda optimal iDR sisteminin yalnız son istifadəçi yükünə xidmət edən LCOE-sini təxminən 0,0372 $/kWh tapmışlar. Bu dəyər də 0,0872 $/kWh-lik ortaq istinaddan təxminən %57,3 aşağıdır.

Optimal iDR sistemi ildə 443.327 kWh şəbəkə elektriki satın almış, 856.887 kWh elektrik ixrac etmiş və modeldə təxminən 63.128 $/il iDR gəliri yaratmışdır. Standart HOMER bərpa olunan enerji payı %88,2, ixracı istisna edən yükə-xidmət bərpa olunan enerji payı isə %84,7-dir. Şəbəkə mənşəli əməliyyat CO₂ emissiyası ortaq istinaddakı təxminən 1826,07 ton/ildən 280,18 ton/ilə enmişdir.

Lakin iDR nəticələri real Səudiyyə Ərəbistanı iDR tarifi altında təsdiqlənmiş kommersiya gəlirləri deyil. Tədqiqatda yay üçün 10 $/kW-event, qış üçün 7 $/kW-event dəyərləri ssenari fərziyyəsi kimi istifadə edilmişdir. Bundan əlavə, HOMER-dəki “tələbin azaldılması” son istifadəçi yükünün eyni miqdarda fiziki olaraq söndürülməsi demək olmaya bilər; batareyanın boşaldılması və ya yerində bərpa olunan istehsal sayəsində şəbəkədən alınmayan güc də bu dəyərə töhfə verə bilər.

EV şarj tələbi modeldə kəsilə bilməyən xidmət kimi qorunmuşdur. Buna görə iDR tətbiqi EV şarj sessiyalarını azaltmamış; yaşayış tipli stansiyada ildə 3592, avtomagistral stansiyasında 7367 sessiya hər iki ssenaridə eyni qalmışdır. Yaşayış tərəfdə sabit şarj gücü səbəbindən təxminən 0,2 sessiya/gün qarşılana bilməmiş, avtomagistral stansiyasında isə qaçırılmış sessiya olmamışdır.

Tədqiqatın fərqli ölkələrə və ya real kommersiya layihələrinə köçürülə bilməsi üçün yerli günəş/külək resursları, elektrik alış və satış tarifləri, NEM qaydaları, real iDR baseline və settlement qanunvericiliyi, EV tələbi, batareya xərcləri, faiz dərəcələri və şəbəkə etibarlılığı ayrıca təsdiqlənməlidir. Tədqiqat araşdırılan Riyad ssenarisinin başqa bir regionda eyni xərc və emissiya nəticələrini verəcəyini göstərmir.

Tədqiqat hansı problemi həll etməyə çalışır?

Elektrikli nəqliyyat vasitələrinin sayının artması yalnız nəqliyyat sektoruna deyil, elektrik şəbəkəsinə də təsir edir. Yüksək güclü EV şarj stansiyaları eyni saatlarda intensiv istifadə edildikdə şəbəkədən çəkilən pik güc arta bilər. Bunun nəticəsində yeni şəbəkə investisiyaları, yüksək tələb haqları, güc çatışmazlığı və şəbəkə elektrikinin karbon intensivliyindən asılı emissiya artımı yarana bilər.

Bu tədqiqatın yanaşması problemi yalnız daha çox PV və ya daha böyük batareya quraşdırmaqla həll etməyə çalışmaq əvəzinə istehsal, saxlama, şəbəkədən alış-şəbəkəyə satış və çevik tələbi eyni optimallaşdırma probleminə daxil etməkdir.

Ədəbiyyatdakı boşluq da məhz buradadır. Bərpa olunan enerji, EV şarjı, NEM və ya tələb reaksiyası əvvəllər ayrıca araşdırılmışdır. Tədqiqatçılar öz töhfələrini bu anlayışların ilk dəfə istifadəsi kimi təqdim etmirlər. Əsas töhfə NEM, hadisə əsaslı iDR, EV xidmət performansı, birbaşa layihə məşğulluğu və investor yönümlü maliyyə göstəricilərini eyni şəbəkəyə qoşulmuş EVCS planlaşdırma çərçivəsində birlikdə qiymətləndirməkdir.

4E Optimallaşdırma Bu Tədqiqatda Nə Deməkdir?

4E tədqiqat nəticələrini Energy, Environmental, Employment və Economic, yəni enerji, ətraf mühit, məşğulluq və iqtisadiyyat ölçülərində qiymətləndirən çərçivədir; lakin riyazi optimallaşdırma tək məqsədlidir və HOMER Grid əsasən TNPC-ni minimuma endirir, digər 4E göstəriciləri isə optimal və alternativ həlləri müqayisə etmək üçün istifadə olunur.

Bu fərq vacibdir. “4E optimallaşdırma” ifadəsi dörd ayrı məqsəd funksiyasının eyni vaxtda optimallaşdırılması demək deyil. Məqalədə məqsəd funksiyası TNPC-nin minimallaşdırılmasıdır; enerji, ətraf mühit və məşğulluq göstəriciləri uyğun həllərin müqayisəli qiymətləndirilməsi üçün istifadə olunur.

Təklif olunan mikroşəbəkənin arxitekturası

Sistem AC/DC hibrid arxitekturaya malikdir. PV və külək istehsalı AC tərəfində icma yüklərini və EV şarj stansiyalarını qidalandırır. Batareya enerji saxlama sistemi DC tərəfində ikitərəfli çevirici vasitəsilə AC sisteminə qoşulur. Ağıllı sayğac və şəbəkə interfeysi elektrik idxalı və ixracı ilə yanaşı tarif və iDR siqnallarının kommunikasiyasını təmin edir.

Riyad hal tədqiqatında yük necə müəyyən edilmişdir?

İcma elektrik tələbi gündəlik 7 MWh, orta güc təxminən 291 kW və pik yük 825,5 kW kimi modelləşdirilmişdir. İllik saatlıq profil OpenEI/NREL məlumat bazasından götürülmüş və Riyadın yüksək yay soyutma tələbatını təmsil edən aydın yay piklərini ehtiva etmişdir.

EV infrastrukturu iki fərqli istifadə formasını təmsil edir:

Bu şarj cihazlarının sayı və gücü optimallaşdırma qərar dəyişəni deyil; hal tədqiqatının əvvəlcədən müəyyən edilmiş girişləridir. HOMER PV, külək, BES və çevirici ölçülərini optimallaşdırır.

PV istehsalı necə modelləşdirilir?

PV istehsal modeli saatlıq günəş şüalanmasını və hüceyrə temperaturunun modul gücünə təsirini istifadə edir. Mənbədəki əsas güc tənliyinin quruluşu belədir:

\[ P_{PV}(t)= \left[1+\gamma_p\left(T_c(t)-T_{c,STC}\right)\right] N_{PV}P_{PV,r}\beta \left(\frac{H(t)}{H_{STC}}\right) \tag{1} \]

\(P_{PV}(t)\) ümumi PV gücünü, \(N_{PV}\) PV modullarının sayını, \(P_{PV,r}\) nominal modul gücünü, \(\beta\) derating/dəyər itkisi əmsalını, \(H(t)\) saatlıq günəş şüalanmasını və \(\gamma_p\) temperatur əmsalını ifadə edir.

Tənlikdə şüalanma nisbəti istehsalı birbaşa miqyaslandırarkən, hüceyrə temperaturunun standart sınaq temperaturundan kənarlaşması temperatur əmsalı vasitəsilə modul gücünü dəyişdirir. Mənbə həmçinin hüceyrə temperaturunu ətraf mühit temperaturu, şüalanma, NOCT şərtləri, udma qabiliyyəti, keçiricilik və maksimum güc nöqtəsi səmərəliliyini ehtiva edən Tənlik (2) ilə hesablayır.

PV modeli üçün istifadə olunan modul SMA Sunny Tripower 60-US sistemi ilə əlaqələndirilmiş; nominal PV gücü 60 kWp, STC səmərəliliyi %17,3, derating factor %96 və PV ömrü 25 il kimi verilmişdir.

Külək turbini modeli necə işləyir?

Külək istehsalı əvvəlcə hub hündürlüyündəki külək sürətindən və turbinin güc əyrisindən istifadə edir. Turbin cut-in sürətindən aşağıda istehsal etmir; cut-in ilə nominal sürət arasında güc sürətin kubik davranışına uyğun olaraq artır; nominal sürətlə cut-off arasında nominal gücdə işləyir; cut-off-dan yuxarıda təhlükəsizlik məqsədilə istehsal sıfıra enir.

Mənbə həmçinin real hava sıxlığına görə düzəliş tətbiq edir:

\[ P_{WT}(t)=P_{WT,STP}(t) \left[\frac{\rho_{act}(t)}{\rho_{ref}}\right] \tag{4} \]

\(\rho_{act}\) real hava sıxlığını, \(\rho_{ref}\) standart istinad sıxlığını göstərir. Sıxlıq eyni külək sürətində havanın daşıdığı kinetik enerji miqdarına təsir etdiyindən turbin gücü də buna uyğun düzəldilir.

Seçilmiş Eocycle EOX M-21 turbini 100 kW nominal gücə, 2,75 m/s cut-in sürətinə, 17 m/s nominal sürətə, 20 m/s cut-off sürətinə, 32 m hub hündürlüyünə və 21 m rotor diametrinə malikdir.

Batareya tutumu və enerji balansı necə modelləşdirilir?

Nominal batareya tutumu üçün mənbə aşağıdakı əlaqədən istifadə edir:

\[ E_{BES,N} = \frac{E_L\delta_{DA}} {\eta_{Conv}\eta_{BES}DOD_{max}} \tag{5} \]

\(E_L\) gündəlik yük enerjisini, \(\delta_{DA}\) arzu olunan gündəlik avtonomiyanı, \(\eta_{Conv}\) çeviricinin səmərəliliyini, \(\eta_{BES}\) batareyanın səmərəliliyini və \(DOD_{max}\) icazə verilən maksimum boşalma dərinliyini ifadə edir.

Məxrəcdəki səmərəliliklərin və ya istifadə edilə bilən DOD-nin azalması eyni yükü qarşılamaq üçün lazım olan nominal tutumu artırır. Bu, fiziki baxımdan bütün nominal batareya tutumunun itkisiz şəkildə istifadə edilə bilmədiyi həqiqətini ifadə edir.

Şarj və boşalma vəziyyətlərində batareya enerjisi əvvəlki zaman addımındakı enerjidən, öz-özünə boşalma itkisindən və istehsal-yük fərqindən asılı olaraq yenilənir:

\[ E_{BES}(t) = (1-\alpha)E_{BES}(t-1) + [\text{şarj edilen net enerji}] \tag{6} \]

\[ E_{BES}(t) = (1-\alpha)E_{BES}(t-1) - [\text{deşarjla karşılanan net enerji}] \tag{7} \]

Mənbə tənlikləri çevirici və BES səmərəliliklərini də ehtiva edir. Buradakı \(\alpha\) saatlıq öz-özünə boşalma dərəcəsidir.

Batareya modeli sistem səviyyəsindədir. Hüceyrə temperaturu, elektrokimyəvi gərginlik davranışı və temperaturdan asılı deqradasiya birbaşa modelləşdirilməmişdir. Batareya kimyası da optimallaşdırma qərar dəyişəni deyil; əvvəlcədən müəyyən edilmiş Li-ion BES istifadə olunur.

EV şarj müddəti necə hesablanır?

Mənbə EV-nin gündəlik sürüşdə sərf etdiyi enerjini şarj cihazının gücünə bölərək orta şarj müddətini əlaqələndirir:

\[ t_{EVch} = t^{dep}_{EV}-t^{arr}_{EV} = \frac{E_{EVch}\,d_{EV}} {P_{EVch}} \tag{8} \]

\(E_{EVch}\) nəqliyyat vasitəsinin kilometr başına xüsusi enerji sərfini kWh/km, \(d_{EV}\) gündəlik məsafəni km və \(P_{EVch}\) şarj gücünü kW ilə ifadə edir. kWh-nin kW-a bölünməsi saat verdiyi üçün tənlik ölçü baxımından şarj müddəti ilə uyğundur.

Sonra nəqliyyat vasitələrinin stansiyaya gəliş və gedişləri Tənlik (9)-(13) ilə saatlıq izlənir. Əsas nəqliyyat vasitəsi balansı:

\[ N_{EV,t} = N_{EV,t-1} + N^{arr}_{EV,t} - N^{dep}_{EV,t} \tag{13} \]

şəklindədir. Bir zaman intervalındakı EVCS gücü də aktiv şarj olunan nəqliyyat vasitələrinin sayı ilə bir nəqliyyat vasitəsinin şarj gücünün hasilidir:

\[ P_{EVCS,t}=N_{EV,t}P_{EVch} \tag{14} \]

NEM ilə iDR Eyni Gəlir Mexanizmidir?

Xeyr. NEM mikroşəbəkənin fiziki olaraq şəbəkəyə ixrac etdiyi artıq elektrik üçün enerji satış krediti yaratdığı halda, iDR müəyyən edilmiş tələb reaksiyası baz xəttinə görə şəbəkədən alınan gücün azaldılması müqabilində modelləşdirilən təşviq gəliridir; bu iki gəlir axını eyni elektrik miqdarının iki dəfə satılması demək olmamalıdır.

NEM modelindəki tariflər

Tədqiqatda şəbəkədən elektrik alış tarifi:

0,085 $/kWh

və NEM çərçivəsində artıq elektrikin şəbəkəyə satış tarifi:

0,024 $/kWh

olaraq istifadə edilmişdir.

Satış qiymətinin alış qiymətindən aşağı olması mikroşəbəkənin yalnız mümkün qədər çox elektrik istehsal etməsindən daha çox, istehsal, saxlama, öz istehlakı və ixracı iqtisadi baxımdan əlaqələndirməsini vacib edir.

iDR gəliri necə hesablanır?

Hər tələb reaksiyası hadisəsindəki gəlir modelləşdirilən güc azaldılması ilə təşviq dərəcəsinin hasillərinin cəmidir:

\[ iDR^{t}_{\$} = \sum_{x=1}^{N_{DR}} \sum_{y=1}^{M_{DR}} \delta DR^{t}_{x,y} \kappa^{t}_{x,y} \tag{15} \]

\(\delta DR^{t}_{x,y}\) müştəri və hadisə səviyyəsində modelləşdirilən güc azaldılmasını; \(\kappa^{t}_{x,y}\) isə $/kW vahidində təşviq qiymətini ifadə edir.

Müştəri səviyyəsində azalma, proqrama qeydiyyatdan keçmiş cihazların hadisədən əvvəlki gücü ilə idarəetmədən sonrakı gücləri arasındakı fərqdən formalaşdırılır:

\[ \delta DR^{t}_{x,y} = \sum_{k=1}^{N^{t}_{App}} \left( P^{k,\mathrm{Before},t}_{x,y} - Sw^{k}_{x,y}P^{k,\mathrm{After},t}_{x,y} \right) \tag{16} \]

Burada \(Sw\) müvafiq cihazın idarəetmə/keçid vəziyyətini ifadə edir.

Hansı yüklər iDR-də iştirak edir?

Mənbə üç yük sinfini fərqləndirir:

• Əsas yüklər: işıqlandırma, soyuducu və soba kimi təxirə salına bilməyən yüklər.
• Vaxt baxımından çevik yüklər: paltaryuyan maşın, soba və boiler kimi başqa saata keçirilə bilən yüklər.
• Termal tənzimlənən yüklər: kondisioner və su qızdırıcısı kimi istilik enerjisini müəyyən dərəcədə saxlaya bilən yüklər.

Əsas yüklər iDR çərçivəsində kəsilmir. Vaxt baxımından çevik yüklərdə Tənlik (24) enerji neytrallığı şərtini tətbiq edir:

\[ \sum_{t=1}^{T}\Delta E^{t}_{shift,x}=0,\quad \forall x \tag{24} \]

Yəni yük bir saatdan çıxarılırsa başqa saata yenidən yerləşdirilir; ümumi enerji tələbatı yalnız iDR səbəbindən azaldılmır.

iDR ssenarisinin təqvimi

Bu təşviqlər mövcud təsdiqlənmiş Səudiyyə iDR ödəniş dərəcələri kimi təqdim edilməmişdir. Müəlliflər onları tələb çevikliyinin potensial iqtisadi töhfəsini araşdırmaq üçün qəbul edilmiş ssenari dəyərləri kimi müəyyənləşdirirlər.

iDR-dəki “Tələbin Azaldılması” Həqiqətən Eyni Miqdarda Fiziki Yük Kəsilməsidir?

Xeyr. HOMER Grid-də iDR azaldılması baz xətt ilə hadisə zamanı şəbəkədən faktiki alınan güc arasındakı fərqdir; bu fərqin hamısı son istifadəçi cihazlarının söndürülməsindən yaranmaya bilər və batareyanın boşaldılması və ya yerində PV/külək istehsalının şəbəkədən alışı əvəz etməsi də “grid-purchase reduction” dəyərinə töhfə verə bilər.

Buna görə, məsələn, bir hadisədə 778 kW azalma bildirilməsi binadakı cihazların fiziki olaraq tam 778 kW söndürüldüyü demək deyil. Mənbə bir payız hadisəsində baseline peak-in 778 kW olduğunu, faktiki şəbəkə alışının sıfıra endiyini və yükün yerində bərpa olunan istehsalla qarşılana bildiyini xüsusi olaraq bildirir.

Bu fərq tədqiqatdakı iDR gəlirlərinin şərhi baxımından kritikdir. Model sistem səviyyəsində şəbəkə qarşılıqlı əlaqəsini qiymətləndirir; real son istifadəçi davranışı, iştirak payı, gecikmələr və hadisəyə cavab verməmə ehtimalları stoxastik şəkildə modelləşdirilməmişdir.

Şəbəkə enerji xərci necə formalaşdırılır?

Mənbədə Tənlik (17) hesablaşma dövrü ərzində şəbəkədən alınan enerjinin xərcindən NEM ixrac gəlirini və iDR gəlirini çıxır. Əsas iqtisadi quruluş:

\[ C_{grid} = \sum \left( E_{grid,pur}C_{grid}^{buy} - E_{grid,sell}C_{grid}^{sell} \right) - iDR_{\$} \tag{17} \]

şəklində oxuna bilər. Burada alınan enerji müsbət xərc, ixrac edilən enerji NEM krediti, iDR isə ayrıca maliyyə təşviqi axınıdır.

Bu qısa göstərim tənliyin iqtisadi məntiqini izah etmək üçün verilmişdir; mənbə Tənlik (17) daxilində müştəri və zaman indeksləri ilə yanaşı batareya şarj/boşalma və çevirici səmərəliliklərini ehtiva edən ətraflı alış və satış enerji ifadələrini də ayrıca müəyyən edir.

HOMER Grid optimallaşdırması addım-addım necə irəliləyir?

1. Riyad məkanı, saatlıq meteoroloji məlumatlar, yüklər, EVCS davranışı, texnologiya xərcləri, layihə ömrü, diskont/inflyasiya, NEM, iDR və şəbəkə kəsintiləri daxil edilir.
2. PV, külək turbini, BES və çevirici güc kombinasiyaları yaradılır.
3. Hər konfiqurasiya bir illik 8760 saatlıq enerji balansı ilə simulyasiya edilir.
4. Predictive dispatch 48 saatlıq qabaqcadan baxışla yük, PV və tarif meyllərindən istifadə edir.
5. BES şarj/boşalması, şəbəkədən alış-şəbəkəyə satış və tələb idarəetməsi əlaqələndirilir.
6. Güc balansı, saxlama sərhədləri və güc çatışmazlığı kimi texniki məhdudiyyətləri ödəməyən dizaynlar çıxarılır.
7. Uyğun dizaynların həyat dövrü xərci, enerji, emissiya və məşğulluq göstəriciləri hesablanır.
8. TNPC-si ən aşağı olan texniki cəhətdən uyğun konfiqurasiya optimal həll kimi seçilir.

Optimallaşdırma həqiqətən çoxməqsədlidirmi?

Xeyr. Məqalədə əsas məqsəd funksiyası:

\[ OF=\min(TNPC) \tag{18} \]

şəklində tək məqsədlidir. TNPC ilkin kapital investisiyası, illik istismar və texniki xidmət, yanacaq, dəyişdirmə xərcləri və layihənin sonunda qalan salvage value kimi pul axınlarının cari dəyərlərini birlikdə qiymətləndirir.

Enerji, ətraf mühit, məşğulluq və digər iqtisadi metriklər optimal dizaynın və alternativ konfiqurasiyaların qiymətləndirilməsində istifadə olunur; ayrıca müstəqil məqsəd funksiyaları deyildir.

LCOE Niyə 0,0287 $/kWh və 0,0372 $/kWh Olaraq İki Fərqli Şəkildə Verilir?

Standart HOMER Grid LCOE illikləşdirilmiş elektrik xərcini həm son istifadəçilərə verilən elektrikə, həm də şəbəkəyə satılan elektrikə böldüyü üçün optimal sistemdə 0,0287 $/kWh alınır; müəlliflərin əlavə olaraq hesabladığı load-serving LCOE isə şəbəkə ixracını məxrəcdən çıxarır və yalnız son istifadəçi yükünü nəzərə aldığı üçün 0,0372 $/kWh-dir.

Mənbənin standart HOMER tərifi:

\[ LCOE= \frac{C_{ann,el}} {E_{load,served}+E_{grid,sell}} \tag{19} \]

şəklindədir.

Məxrəcdəki \(E_{grid,sell}\) artdıqca eyni illikləşdirilmiş xərc daha böyük enerji miqdarına bölünə bilər. Buna görə elektrik ixracı yüksək olan sistemin standart HOMER LCOE-si yalnız son istifadəçiyə xidmət edən enerjini əsas götürən dəyərdən daha aşağı ola bilər.

Qərar dəyişənləri və güc balansı

Optimallaşdırma PV vahidlərinin sayını, külək turbinlərinin sayını, batareyaların sayını və çevirici gücünü müəyyən edilmiş aşağı və yuxarı hədlər daxilində seçir:

\[ N^{min}_{PV}\leq N_{PV}\leq N^{max}_{PV} \]

\[ N^{min}_{WT}\leq N_{WT}\leq N^{max}_{WT} \]

\[ N^{min}_{BES}\leq N_{BES}\leq N^{max}_{BES} \]

\[ P^{min}_{Conv}\leq P_{Conv}\leq P^{max}_{Conv} \tag{20} \]

Hər zaman addımında enerji mənbələri ilə enerji istehlakçıları arasında güc balansı qorunmalıdır:

\[ P_{PV} + P_{WT} + P^{imp}_{grid} + P^{dis}_{BES} = P_{ComL} + P_{EV} + P^{exp}_{grid} + P^{ch}_{BES} \tag{21} \]

Sol tərəf həmin anda mövcud güc mənbələrini, sağ tərəf isə icma yükü, EV şarjı, ixrac və batareyanın şarjı kimi güc istehlakı/çıxışlarını göstərir.

EV batareya məhdudiyyətləri

EV batareyasının enerjisi əvvəlki vəziyyətlə yeni şarj enerjisinin cəmidir:

\[ E^t_{EV} = E^{t-1}_{EV} + \eta_{EV,ch}\Delta tP^t_{EVch} \tag{25} \]

Enerji minimum və maksimum SOC sərhədləri daxilində qalmalıdır:

\[ E_{EV,R}SOC_{EV,min} \leq E^t_{EV} \leq E_{EV,R}SOC_{EV,max} \tag{26} \]

və şarj gücü fiziki şarj cihazının gücünü aşa bilməz:

\[ 0\leq P^t_{EV}\leq P_{EVch} \tag{27} \]

Güc çatışmazlığı necə ölçülür?

Capacity shortage fraction (CS), tələb olunan ümumi enerji ilə faktiki təmin edilən enerji arasındakı fərqin ümumi tələbə nisbətidir:

\[ CS= \frac{E_{L,tot}-E_{G,tot}} {E_{L,tot}} \tag{28} \]

CS sıfıra yaxınlaşdıqda tələb demək olar ki, tam ödənilir. Dəyər artdıqca qarşılanmayan enerji payı yüksəlir.

Bərpa olunan enerji payı necə hesablanır?

HOMER Grid-in standart renewable fraction tərifi:

\[ RF= 1- \frac{E_{non-ren}} {E_{load,served}+E_{grid,sell}} \tag{29} \]

şəklindədir. Bu tədqiqatda şəbəkədən alınan elektrik bərpa olunmayan hesab edilmişdir.

Bu formulun məxrəcinə şəbəkəyə satılan elektrik də daxil olduğuna görə mənbə əlavə olaraq yalnız son istifadəçi yükünə əsasən hesablanan daha konservativ RF dəyərini bildirmişdir.

CO₂ emissiyası necə hesablanır?

Əməliyyat CO₂-si yalnız şəbəkədən alınan elektrik və şəbəkənin CO₂ emissiya faktoru əsasında hesablanır:

\[ E_{CO_2} = \frac{EF_{CO_2}}{10^6} \sum_{t=1}^{8760} E_{grid,pur}(t) \tag{30} \]

\(EF_{CO_2}\) g/kWh, şəbəkədən alış kWh olduqda \(10^6\)-ya bölmə qramı tona çevirir. Tədqiqatda istifadə olunan şəbəkə CO₂ emissiya faktoru 632 g/kWh-dir.

Buna görə bildirilən CO₂ dəyərləri mikroşəbəkə avadanlığının istehsalından yaranan həyat dövrü emissiyaları deyil; modeldəki şəbəkə mənşəli əməliyyat emissiyalarıdır.

Məşğulluq hesablaması necə aparılır?

Mənbə hər konfiqurasiya üçün birbaşa layihə ilə əlaqəli illik tam zaman ekvivalenti məşğulluğu hesablayır. Tənlik PV, külək, BES və çeviricinin quraşdırılmış gücünü; hər texnologiyaya aid construction job-year/MW və O&M jobs/MW·year əmsallarını; həmçinin Level-2 və DC sürətli şarj cihazlarının tikinti və istismar işçi qüvvəsi əmsallarını cəmləyir:

\[ JC^{(i)}_{FTE} = \sum_{\kappa\in K} \left( \frac{C_{i,\kappa}\alpha_{\kappa}}{T} + C_{i,\kappa}\beta_{\kappa} \right) + \frac{\alpha_{L2}N_{L2}+\alpha_{DCFC}N_{DCFC}}{T} + f_{L2}N_{L2} + f_{DCFC}N_{DCFC} \tag{31} \]

\[ K=\{PV,WT,BES,Conv\} \]

Burada \(T\) layihənin ömrüdür. Tikintidə yaranan müvəqqəti job-year dəyəri 25 illik ömrə bölünərək illikləşdirilir; O&M məşğulluğu isə hər il təkrarlanan iş kimi əlavə olunur.

Buna görə “49,25 job-years” ilə “49,25 daimi işçi” eyni şey deyil. Optimal iDR sisteminin orta illik göstəricisi təxminən 1,97 FTE/ildir.

Tədqiqatın Metodu və Nəticələri

Əsas iqtisadi və texniki fərziyyələr

Neçə həll taranmışdır?

iDR tətbiq edilməyən optimallaşdırmada 1709 həll simulyasiya edilmiş, bunlardan 1450-si tətbiq edilə bilən hesab edilmişdir. iDR daxil edildikdə 1496 həll simulyasiya edilmiş və 1429-u tətbiq edilə bilən/operativ həll kimi qiymətləndirilmişdir.

Üç əsas ssenarinin müqayisəsi

iDR-nin sistemə təsiri niyə yalnız “yükü kəsmək” deyil?

Optimal iDR-li sistem, optimal iDR-siz sistemlə müqayisədə daha böyük batareya tutumu seçmişdir: 21 batareya vahidindən 144 vahidə yüksəlmişdir. BES-in illik throughput-u optimal iDR-li sistemdə təxminən 360 MWh/yıl səviyyəsinə çatmışdır. Ortaq iDR benchmark-ında isə batareya throughput-u təxminən 14 MWh/yıldır.

Bu vəziyyət tələb çevikliyinin yalnız istehlakçını söndürmək əvəzinə batareyanı, yerində bərpa olunan istehsalı və şəbəkə qarşılıqlı əlaqəsini iqtisadi baxımdan daha aktiv hala gətirdiyini göstərir.

İllik enerji balansı

Optimal sistemdə PV ildə təxminən 2,99 GWh ilə ümumi istehsalın %73,0-ni, külək təxminən 0,67 GWh ilə %16,2-ni, şəbəkədən alış isə 0,44 GWh ilə %10,8-ni təşkil edir.

İstehlak/enerji çıxışı tərəfində icma yükü təxminən 2,56 GWh/yıl ilə %68,2; EV şarjı təxminən 0,33 GWh/yıl ilə %8,94; şəbəkəyə ixrac isə təxminən 0,86 GWh/yıl ilə %22,9-dur.

Yüksək ixrac payı HOMER RF və LCOE təriflərində ixracın məxrəcə daxil edilməsinin niyə vacib olduğunu göstərir.

Aylıq şəbəkə balansı və iDR gəliri

Optimal sistem illik cəmdə 443.327 kWh elektrik almış və 856.887 kWh elektrik satmışdır. Xalis enerji alışı:

\[ 443\,327-856\,887=-413\,560\ \mathrm{kWh/yıl} \]

olduğuna görə sistem illik enerji miqdarı baxımından xalis ixracatçı mövqeyindədir.

Mənbədə illik xalis enerji haqqı təxminən 17.117 $ olduğu halda iDR gəliri təxminən 63.128 $ kimi verilmiş; nəticədə xalis utility cost təxminən −46.010 $/yıl olmuşdur. Mənfi işarə mikroşəbəkə operatoru baxımından xalis kredit/gəlir deməkdir.

Lakin bu nəticə iDR təşviq dərəcələrinin ssenari fərziyyəsi olması məhdudiyyəti ilə birlikdə oxunmalıdır.

EV xidmət performansı dəyişdimi?

Bu dəyişməzlik iDR-nin real dünyada bütün EV istifadəçi davranışlarına təsir etməyəcəyinin eksperimental sübutu deyil. Modeldə EV şarj xidməti kəsilə bilməyən və sabit tələb profilinə malik xidmət kimi müəyyən edildiyi üçün iDR enerji təchizatının mənbəyini və zamanlamasını dəyişdirir; şarj sessiyalarını dəyişdirmir.

Ekoloji nəticələr

SO₂ və NOx bu məqalədə istixana qazı kimi birləşdirilmir. Mənbə onları yerli hava çirkləndiriciləri kimi ayrıca bildirir.

Məşğulluq nəticəsi

Məşğulluq metriki yalnız layihə ilə birbaşa əlaqəli EPC, O&M və EVCS işlərini ehtiva edir. Elektrik təchizat zənciri və dolayı iqtisadi məşğulluq daxil deyil.

Tədqiqatın dəstəklədiyi nəticələr

• Araşdırılan Riyad hal tədqiqatında bərpa olunan istehsal və BES inteqrasiyası ortaq şəbəkədən asılı istinadla müqayisədə TNPC və LCOE-ni azaltmışdır.
• Fərz edilən iDR ssenarisinin əlavə edilməsi optimal sistemin TNPC və istismar xərcini daha da azaltmışdır.
• Optimal iDR konfiqurasiyası PV/WT/BES/Conv/Grid olmuşdur.
• Optimal iDR sisteminin TNPC-si 0,365 M$ və standart HOMER LCOE-si 0,0287 $/kWh-dir.
• İxracı istisna edən load-serving LCOE 0,0372 $/kWh-dir.
• Standart HOMER RF %88,2, ixracı istisna edən load-serving RF isə %84,7-dir.
• İllik şəbəkədən alış 443.327 kWh-ə enərkən ixrac 856.887 kWh-ə yüksəlmişdir.
• Modeldə iDR gəlirinin illik həcmi təxminən 63.128 $ olmuşdur.
• EVCS xidmət göstəriciləri iDR-li və iDR-siz ssenarilərdə eyni qalmışdır.
• Şəbəkə mənşəli əməliyyat CO₂-si ortaq istinada görə təxminən %84,7 azaldılmışdır.
• Optimal iDR sistemində layihə ilə birbaşa əlaqəli məşğulluq təxminən 1,97 FTE/yıl və ya 49,25 job-years/25 il kimi hesablanmışdır.

Tədqiqatın dəstəkləmədiyi nəticələr

• 10 $/kW və 7 $/kW iDR təşviqlərinin qüvvədə olan real Səudiyyə iDR tarifləri olduğu göstərilməmişdir.
• 63.128 $/yıl iDR gəlirinin real kommersiya obyektində əldə edildiyi göstərilməmişdir.
• NEM ilə iDR gəlirlərinin hər real tənzimləyici çərçivədə birlikdə istifadə edilə biləcəyi göstərilməmişdir.
• HOMER-in tələb azaldılmasının hamısı fiziki son istifadəçi yük kəsintisi deyil.
• Tədqiqat stoxastik müştəri davranışını və ya real fərdi iDR iştirak dərəcəsini modelləşdirmir.
• Tədqiqat robust/stochastic optimallaşdırmadan istifadə etmir.
• Sistemli qeyri-müəyyənlik və ya geniş həssaslıq təhlili bu tədqiqatda tamamlanmamışdır.
• Batareyanın temperaturdan asılı elektrokimyəvi səmərəliliyi və deqradasiyası optimallaşdırılmamışdır.
• LFP, LNMC və LTO kimyaları arasında optimallaşdırma aparılmamışdır.
• Riyad nəticəsi başqa şəhər və ya ölkə üçün eyni TNPC, LCOE və ya emissiya nəticəsini təmin etmir.
• CO₂ nəticələri avadanlıq istehsalını da ehtiva edən tam həyat dövrü karbon izi deyil.
• 49,25 job-years 49 daimi işçi demək deyil.
• Tədqiqat qurulmuş real kommersiya mikroşəbəkəsinin uzunmüddətli sahə performansı deyil.

Tədqiqatın əsas məhdudiyyətləri

Deterministik quruluş: Saatlıq günəş, külək, temperatur və tələb profillərindən istifadə edilsə də formal robust və ya stochastic optimallaşdırma tətbiq edilməmişdir.

iDR müştəri davranışı: İştirak və cavab deterministik qəbul edilmişdir; fərdi istifadəçinin iştirak etməməsi, gecikməsi və ya fərqli miqdarda reaksiya verməsi modelləşdirilməmişdir.

iDR tarifi: İstifadə olunan təşviq dəyərləri ssenari fərziyyəsidir; real Səudiyyə settlement sistemi deyil.

NEM+iDR revenue stacking: Real tənzimləyici uyğunluq tədqiqat tərəfindən təsdiqlənməmişdir.

Batareya temperaturu: Riyadın yüksək ətraf mühit temperaturuna baxmayaraq BES-in temperaturdan asılı elektrokimyəvi performansı və termal idarəetməsi ətraflı modelləşdirilməmişdir.

Batareya kimyası: Li-ion kimyası qərar dəyişəni deyil.

Həssaslıq təhlili: Tarif, iDR təşviqi, CAPEX, diskont dərəcəsi, EV artımı və meteoroloji illərarası dəyişkənlik üçün sistemli uncertainty/sensitivity tədqiqatı gələcək işlərə saxlanmışdır.

Məşğulluğun əhatəsi: Yalnız layihə ilə birbaşa əlaqəli məşğulluq hesablanmışdır; dolayı və yuxarı axın şəbəkə təchizat zənciri məşğulluğu yoxdur.

Ekoloji əhatə: Şəbəkədən alınan elektriklə bağlı əməliyyat emissiyaları hesablanmışdır; tam həyat dövrü qiymətləndirilməsi aparılmamışdır.

Bu nəticələr başqa ölkəyə necə köçürülməlidir?

Bu sistem arxitekturası konseptual olaraq başqa şəbəkəyə tətbiq edilə bilər; lakin nəticələrin birbaşa köçürülməsi elmi baxımdan düzgün deyil. Yeni tətbiq coğrafiyasında ən azı aşağıdakı girişlərin yenidən müəyyən edilməsi lazımdır:

• saatlıq günəş və külək profilləri,
• ətraf mühit temperaturu,
• elektrik alış tarifi,
• NEM və ya ixrac ödənişi mexanizmi,
• iDR baseline, eligibility və settlement qaydaları,
• şəbəkə kəsintilərinin tezliyi və müddəti,
• EV şarj davranışı və şarj cihazı növləri,
• texnologiya CAPEX/OPEX dəyərləri,
• diskont və inflyasiya dərəcələri,
• şəbəkə emissiya faktoru,
• yerli işçi qüvvəsi əmsalları.

Buna görə tədqiqat ümumi optimallaşdırma çərçivəsi təqdim edir; lakin Riyadda əldə edilən 0,0287 $/kWh və ya %84,7 CO₂ azalması kimi rəqəmlər universal sistem sabitləri deyil.

Mənbə və Metod Qeydi

Orijinal tədqiqat: Design and Optimization of Smart-Grid-Connected Microgrids for EV Charging Stations Integrating Net Energy Metering and Demand Response.

Müəlliflər: Kotb M. Kotb; Mohamed E. Zayed; Mohamed Ghazy; Shafiqur Rahman; Hassan Z. Al Garni; Ahmed S. Menesy; Abdulrahman AlKassem; Mishaal AlKabi; Mohammad A. Abido.

Müəllif sırası: Mənbədəki sıra olduğu kimi qorunmuşdur.

Bərabər töhfə: Mənbədə bərabər töhfə/birgə birinci müəlliflik bəyanatı göstərilmir.

Məsul müəlliflər: Mohamed E. Zayed və Mohammad A. Abido.

Qurum 1: Interdisciplinary Research Center for Sustainable Energy Systems (IRC-SES), King Fahd University of Petroleum and Minerals, Dhahran, Saudi Arabia.

Qurum 2: Mechanical Engineering Department, King Fahd University of Petroleum and Minerals, Dhahran, Saudi Arabia.

Qurum 3: Department of Electrical Engineering, Jubail Industrial College, Jubail, Saudi Arabia.

Qurum 4: Electrical Engineering Department, Faculty of Engineering, Minia University, Minia, Egypt.

Qurum 5: Energy, Water, and Sustainable Environment Research Center (EWSERC), American University of Sharjah, Sharjah, United Arab Emirates.

Qurum 6: Department of Electrical Engineering, Islamic University of Madinah, Madinah, Saudi Arabia.

Qurum 7: Department of Electrical Engineering, Umm Al-Qura University, Makkah, Saudi Arabia.

Qurum 8: Electrical Engineering Department, King Fahd University of Petroleum and Minerals, Dhahran, Saudi Arabia.

Jurnal: World Electric Vehicle Journal.

Nəşriyyatçı: MDPI, World Electric Vehicle Association adından.

Cild / say / məqalə nömrəsi: 17 / 9 / 469.

DOI: 10.3390/wevj17090469.

Təqdimetmə tarixi: 31 İyul 2026.

Reviziya tarixi: 29 Avqust 2026.

Qəbul tarixi: 31 Avqust 2026.

Nəşr tarixi: 3 Sentyabr 2026.

Mənbə növü: Resenziyalı, açıq girişli orijinal tədqiqat məqaləsi; enerji sistemi modelləşdirməsi və deterministik techno-economic optimallaşdırma hal tədqiqatı.

Preprint statusu: Mənbədə ayrıca preprint nömrəsi və ya ayrıca preprint versiyası göstərilmir.

Lisenziya: Creative Commons Attribution (CC BY).

Hal tədqiqatı: Riyad, Səudiyyə Ərəbistanı; təxminən 24,46° N, 46,44° E.

Optimallaşdırma proqramı: HOMER Grid.

Optimallaşdırma növü: TNPC-nin minimallaşdırılmasına əsaslanan tək məqsədli optimallaşdırma; 4E göstəriciləri müqayisəli qiymətləndirmə üçün istifadə edilmişdir.

Zaman həlli: Bir illik 8760 saatlıq deterministik zaman sırası.

Dispatch: Predictive dispatch, 48 saat qabaqcadan baxış.

İcma yükü: 7 MWh/gün, orta təxminən 291 kW, pik 825,5 kW.

EVCS: Altı ədəd 12 kW Level-2 AC şarj cihazı və dörd ədəd 150 kW Level-3/DC sürətli şarj cihazı.

PV modeli: SMA Sunny Tripower 60-US ilə əlaqəli PV sistemi; saatlıq günəş şüalanması və ətraf mühit temperaturu istifadə edilmişdir.

Külək modeli: Eocycle EOX M-21; 100 kW nominal turbin.

BES: Əvvəlcədən müəyyən edilmiş Li-ion sistem; nominal 10,2 kWh/vahid, %96 round-trip efficiency, %20-%100 SOC sərhədi, 15 il ömür. Batareya kimyası optimallaşdırma dəyişəni deyil.

Şəbəkədən alış tarifi: 0,085 $/kWh.

NEM satış tarifi: 0,024 $/kWh.

iDR ssenarisi: Yay 10 $/kW-event, qış 7 $/kW-event; bunlar real təsdiqlənmiş Səudiyyə iDR tarifləri deyil, modelləşdirmə fərziyyələridir.

Şəbəkə emissiya faktorları: CO₂ 632 g/kWh, SO₂ 2,74 g/kWh, NOx 1,34 g/kWh.

Layihə ömrü: 25 il.

Real diskont dərəcəsi: %2,84.

İnflyasiya dərəcəsi: %2,10.

Nominal diskont dərəcəsi: %5,00.

Maliyyələşdirmə: King Fahd University of Petroleum & Minerals dəstəyi; Interdisciplinary Research Center for Sustainable Energy Systems tərəfindən Grant No. INSE2514 çərçivəsində dəstəklənmişdir.

Məlumat əlçatanlığı: Tədqiqatın orijinal töhfələri məqalədə verilmişdir; əlavə suallar corresponding author-a yönəldilə bilər.

Maraqların toqquşması: Müəlliflər maraqların toqquşmasının olmadığını bildirmişlər.

Süni intellekt istifadəsi bəyanatı: Müəlliflər hazırlıq zamanı dili və oxunaqlılığı yaxşılaşdırmaq məqsədilə ChatGPT 5.5-dən istifadə etdiklərini; son məzmunu özlərinin nəzərdən keçirib redaktə etdiklərini və nəşr məzmununa görə məsuliyyəti üzərlərinə götürdüklərini bildirmişlər.

Müəllif töhfələri: Konseptuallaşdırma Kotb M. Kotb və Mohamed E. Zayed; metod Kotb M. Kotb və Mohamed E. Zayed; proqram təminatı Kotb M. Kotb, Mohamed Ghazy və Ahmed S. Menesy; doğrulama Mohamed E. Zayed, Mohamed Ghazy, Shafiqur Rahman, Ahmed S. Menesy, Abdulrahman AlKassem və Mohammad A. Abido; formal təhlil Kotb M. Kotb, Mohamed E. Zayed və Hassan Z. Al Garni; tədqiqat Kotb M. Kotb, Ahmed S. Menesy, Abdulrahman AlKassem, Mishaal AlKabi və Mohammad A. Abido; məlumat kurasiyası Mohamed E. Zayed və Mohamed Ghazy; nəzarət Mohammad A. Abido; maliyyələşdirmənin əldə edilməsi Hassan Z. Al Garni tərəfindən həyata keçirilmişdir.

Əsas metodoloji sərhəd: Nəticələr real qurulmuş mikroşəbəkənin uzunmüddətli sahə ölçmələri deyil, Riyad girişləri altında HOMER Grid ilə aparılmış deterministik sistem optimallaşdırmasıdır. iDR müştəri davranışı və təşviq dərəcələri ssenari kimi modelləşdirilmişdir; geniş uncertainty/sensitivity təhlili, temperaturdan asılı batareya deqradasiyası və chemistry-specific optimallaşdırma gələcək işlərə saxlanmışdır.

NEM+iDR şərh sərhədi: Mənbə NEM ixracı ilə iDR şəbəkədən alışın azaldılmasını ayrıca dəyər axınları kimi modelləşdirir. Lakin real Səudiyyə iDR baseline, eligibility və revenue-stacking çərçivəsi tətbiq edilmədiyinə görə birlikdə istifadə real qanunvericiliklə təsdiqlənmiş ödəniş mexanizmi kimi şərh edilməməlidir.

LCOE şərh sərhədi: 0,0287 $/kWh standart HOMER Grid tərifidir və elektrik ixracını enerji məxrəcinə daxil edir. Yalnız son istifadəçi yükünü nəzərə alan əlavə dəyər 0,0372 $/kWh-dir.

Məşğulluq şərh sərhədi: 49,25 job-years layihə ilə birbaşa əlaqəli kumulyativ iş-ilidir; 49 daimi tam zamanlı iş demək deyil.

Ekoloji şərh sərhədi: 280,18 ton/yıl CO₂ dəyəri şəbəkə elektrikinin idxalı ilə əlaqəli əməliyyat emissiya modelidir; tam həyat dövrü karbon izi deyil.