Повышение эффективности работы электроэнергетической системы северной части Ирака с учетом мощных потребителей транспортного назначения и солнечной энергетики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Ради Нбрас Аидл Ради

• Ради Нбрас Аидл Ради
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Ради Нбрас Аидл Ради

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ЭЛЕТКРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СЕТЕЙ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ИРАКА

1.1 Выработка электроэнергии северной части Ирака

1.1.1 Состояние производства электроэнергии

1.1.2 Принцип передачи и распределения электроэнергии

1.1.3 Основные проблемы энергетического сектора севера Ирака

1.1.4 Реформы в секторе генерации

1.2 Тепловая электрогенерация

1.3 Гидроэлектрическая генерация

1.4 Малодейственные источники электрогенерации

1.5 Промышленные потребители электроэнергии северной части Ирака

1.6 Дефицит электроэнергии в районах северной части Ирака

Выводы по разделу

2 СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЭС СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ИРАКА С УЧЕТОМ МОЩНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТРАНСПОРТНОГО НАЗНАЧЕНИЯ И СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

2.1 Выбор и обоснование частных критериев оценки стратегий развития систем

электроснабжения северной части Ирака

2.2 Оценка электрической нагрузки ЭЭС северной части Ирака на перспективу при неопределенности влияющих на нее факторов

2.2.1 Основные факторы неопределенности, влияющие на электрическую нагрузку

2.2.2 Подходы к управлению неопределенностью нагрузки

2.3 Алгоритм многокритериального выбора стратегии развития системы электроснабжения районов северной части Ирака

Выводы по разделу

3 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ ЗА СЧЕТ

ЭНЕРГИИ СОЛНЦА В СОСТАВЕ ЭЭС СЕВЕРНОГО ИРАКА

3.1 Анализ потенциально возможного снижения дефицита мощности в ЭЭС

Ирака за счет солнечной генерации

3.2 Выбор района установки электрических станций

3.3 Потенциал солнечной энергии на севере Ирака

3.4 Моделирование и анализ работы СЭС

3.4.1 Модель солнечной ф отоэлектрической установки

3.4.2 Угол ориентации модулей и междурядное расстояние

3.4.3 Выбор модели солнечной панели

3.4.4 Выбор инвертора для связи СЭС с ЭЭС

3.4.5 Проектирование систем

3.4.6 Характеристики фотоэлектрического при различных уровнях солнечной радиации

3.4.7 Параметры модели

3.4.8 Дополнительные компоненты системы СЭС

3.4.9 Результаты имитационного моделирования работы СЭС

3.4.10 Метеорологические балансы, данные о падающей солнечной энергии и основные эксплуатационные результаты работы солнечной электростанции

3.4.11 Нормализованные показатели производства СЭС

3.4.12 Диаграмма потерь энергии фотоэлектрической системы

3.4.13 Коэффициент эффективности фотоэлектрической системы

3.4.14 Баланс выбросов СОг

3.4.15 Крупнейшая в мире электростанция на возобновляемых источниках энергии

3.5 Критерий близости к линиям электропередачи (минимизация потерь электроэнергии)

3.6 Анализ установившихся режимов и классификация узлов в электроэнергетических системах

3.7 Анализ установившихся режимов и классификация узлов в электроэнергетических системах с использованием ЕТАР

3.8 Результаты оценки эффективности использования СЭС

3.8.1 Система электроснабжения Салахалдина (132 кВт)

3.8.2 Оптимальное размещение фотоэлектрической электростанции на основе результатов анализа потоков мощности

3.8.3 Влияние интеграции фотоэлектрической электростанции в наиболее эффективном месте

3.8.3.1 Генерация на опорной шине

3.8.3.2 Профиль напряжения

3.9 Использование накопителя энергии

3.9.1 Режимы работы накопителя энергии

3.9.2 Основные накопительные элементы энергии

3.9.2.1 Аккумуляторные батареи

3.9.2.2 Проточные аккумуляторные батареи

3.9.2.3 Суперконденсаторы

3.9.2.4 Гибридные системы накопления энергии

3.9.3 Классификация накопителя энергии и анализ показателей работы

3.10 Выбор накопителя энергии для ЭЭC в северной части Ирака

3.11 Моделирование электроэнергетического баланса ЭЭС

Выводы по разделу

4 ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЭС ИРАКА С УЧЕТОМ СМЖД И СОЛНЕЧНОЙ ГЕНЕРАЦИИ

4.1 Исходные данные и допущения

4.2 Модель электроэнергетических сетей район ЭЭС северного Ирака

4.3 Система первичного электроснабжения

4.4 Модель СТЭ СМЖД Ирака

4.5 Результаты имитационного моделирования работы системы тягового электроснабжения

4.6 Результаты имитационного моделирования работы электроэнергетических сетей районов северного Ирака

4.7 Выбор оборудования СТЭ СМЖД

Выводы по разделу

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ФОРМИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ЭЭС СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ИРАКА С УЧЕТОМ СМЖД

5.1 Социальные аспекты

5.2 Экономические аспекты

5.3 Стратегические аспекты

5.4 Разработка методики оценки приоритетности модернизации ЭЭС

5.5 Анализ технико-экономической эффективности нетрадиционного оборудования для модернизации ЭЭС

5.5.1 Оценка экономических показателей солнечных электростанций

5.5.2 Оценка экономических показателей систем накопления энергии

Выводы по разделу

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Договор на предоставление лицензии ПО «ЕТАР» (первые 2 страницы, подтверждающие передачу неисключительного права на использование ЕТАР от разработчика)

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности работы электроэнергетической системы северной части Ирака с учетом мощных потребителей транспортного назначения и солнечной энергетики»

Актуальность темы исследования

Начиная с 1990-х годов, Ирак сталкивается с серьёзной нехваткой электроэнергии из-за разрушения инфраструктуры, военных конфликтов и недостаточного уровня её восстановления. Это привело к постоянному дефициту электричества, ограничивающему развитие экономики и создающему трудности для граждан.

Значительная часть электроэнергии теряется на стадии генерации, передачи и распределения. В 2013 году зафиксированы потери на уровне 70%, из которых большая часть связана с техническими, коммерческими и административными проблемами.

Солнечная генерация обладает огромным потенциалом в Ираке, учитывая его климатические условия.

Сектор электроэнергетики Ирака требует значительных реформ для устранения неэффективности, снижения затрат, улучшения системы учета, предотвращения краж электроэнергии и внедрения современных технологий.

Мощные потребители транспортного назначения представляют собой важную часть энергосистемы региона. Учет их особенностей в стратегиях развития электроснабжения становится важным для обеспечения стабильности системы.

Таким образом, исследование направлено на решение проблем повышения эффективности энергетической системы с акцентом на внедрение солнечной генерации и учёт требований мощных потребителей транспортного назначения, что является крайне актуально для Ирака.

Степень разработанности темы исследования

На международном уровне проблемы модернизации и повышения эффективности электроэнергетических систем (ЭЭС) активно исследуются, особенно в контексте интеграции возобновляемых источников энергии (ВИЭ), включая солнечную генерацию. Многочисленные работы посвящены

оптимизации работы энергосетей, моделированию интеграции ВИЭ и систем тягового электроснабжения (СТЭ) железных дорог. Однако, ЭЭС Ирака остаётся недостаточно изученной, несмотря на наличие отчётов и аналитических материалов, посвящённых проблемам дефицита электроэнергии, высоким потерям при передаче и распределении, а также отсутствию масштабного внедрения ВИЭ. Большинство существующих исследований сосредоточено на отдельных аспектах, таких как эксплуатация ТЭС и ГЭС, анализ потерь и экономических показателей, но системные исследования, охватывающие интеграцию ВИЭ, транспортные нагрузки и повышение эффективности всей энергосистемы в целом, практически отсутствуют.

Значительными исследованиями и продвижением решений в данном и смежных вопросах занимались многие отраслевые научные школы мира: РУТ(МИИТ), NREL, EERE, SPF 2050, IEA, IRENA, UIC, IHSRSI, MIT, ORNL и др. Известны решения и наработки ученых, которые внесли огромный вклад в развитие данной области: М.В Шевлюгин, М.Х. Аббас, B. V. Mathiesen, A. H. Al-waeli, M. T. Chaichan, Z. A. Darwish, H. M. AL-Maamary, H. Zang, N. M. Kumar, R. Á. Roca, S. S. Alwan, A. L. JABER, W. G. Al samarrai, T. H. Saada, G. B. Worku, J. H. Dhuwaib, S. R. Ersoy, E. A. Ibrahim.

Объектом исследования является ЭЭС северной части Ирака с учётом интеграции мощных потребителей транспортного назначения, солнечных электростанций (СЭС), ТЭС, ЛЭП, а так же социальных и промышленных потребителей.

Предмет исследования: Предметом исследования являются методы и технологии повышения эффективности работы ЭЭС северной части Ирака, включая оптимизацию интеграции ВИЭ (СЭС), снижение потерь в энергосети и обеспечение надёжного энергоснабжения крупных потребителей транспортного назначения.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является в разработка методов и подходов для повышения эффективности работы ЭЭС северной части Ирака, учитывая влияние мощных потребителей

транспортного назначения и внедрение СЭС. Основная задача состоит в обеспечении надёжности энергоснабжения, снижении потерь и дефицита мощности, что способствует устойчивому развитию региона и улучшению качества жизни населения.

Для достижения цели исследования в работе поставлены следующие задачи:

- провести анализ текущего состояния ЭЭС в северной части Ирака, выявив ключевые проблемы по генерации, передаче и распределению электроэнергии, дефициту электроэнергии, высоким потерям и низкой эффективности энергоснабжения в целом;

- провести исследование потенциала солнечной энергии, оценив климатические и географические условия региона для установки СЭС, а также моделирование работы фотоэлектрической установки;

- оценить воздействия мощных транспортных потребителей, определив особенности электрических нагрузок, создаваемых транспортными объектами, и разработав алгоритмы их учёта при планировании и оптимизации энергоснабжения;

- разработать стратегию развития энергосистемы, создать алгоритмы многокритериального выбора стратегий развития энергосистемы с учётом ВИЭ и неопределённостей, а также обосновать выбор оборудования для модернизации сети.

- провести имитационное моделирование энергосистемы, построение моделей различного уровня с учётом системы первичного электроснабжения (СПЭ), мощных потребителей транспортного назначения и солнечной генерации;

- провести технико-экономическую оценку внедрения солнечной генерации, анализ экономических и социальных аспектов модернизации энергосистемы северного Ирака, определить направления устойчивого развития электроэнергетического сектора страны.

Научная новизна исследования состоит в том, что получены следующие новые научные результаты:

- разработан методологический подход к моделированию ЭЭС северной части Ирака, отличающийся комплексным учётом солнечной генерации, тяговых нагрузок железнодорожного транспорта (ЖДТ) и систем накопителей энергии (НЭ), что позволило повысить точность оценки режимов работы сети при дефиците мощности;

- предложен алгоритм выбора стратегии развития ЭЭС, учитывающий неопределённость перспективных нагрузок, влияние электрического питания ЖДТ и параметры интеграции ВИЭ, обеспечивающий повышение надёжности и энергетической устойчивости системы;

- разработана модель работы СЭС для конкретных геолокационных и климатических условий;

- разработана и реализована имитационная модель ЭЭС северной части Ирака, интегрирующая магистральные и распределительные сети, СЭС и тяговые подстанции (ТП) высокоскоростного ЖДТ, что позволило впервые для северной части Ирака провести согласованный анализ потокораспределения, уровней напряжения и энергетических балансов в единой цифровой модели;

- установлены качественные и количественные зависимости влияния тяговых нагрузок ЖДТ на параметры установившихся режимов сети электроснабжения, включая перераспределение потоков мощности, изменение профилей напряжения и величину потерь электроэнергии, что позволило обосновать рациональное размещение объектов солнечной генерации;

- разработан подход, в виде модели энергетического баланса, к снижению пиковых нагрузок и потерь электроэнергии, основанный на совместном использовании солнечной генерации и систем НЭ в составе ЭЭС, обеспечивающий сглаживание графиков нагрузки, формируемых транспортными потоками;

- разработан многокритериальный алгоритм, в виде целевой функции, выбора стратегии развития ЭЭС Ирака на основе комплексного технико-

экономического анализа внедрения СЭС и потребителей энергии ЖДТ, учитывающий технические, экономические и социальные критерии развития страны.

Теоретическая и практическая значимость исследований:

Исследование вносит вклад в разработку новых подходов к интеграции ВИЭ, в частности СЭС, в ЭЭС, особенно в условиях высоких потерь и ограниченной инфраструктуры. Оно формирует научно обоснованную методику многокритериального выбора стратегий развития энергосистем, учитывающую неопределённость факторов, таких как изменение нагрузки и внешние воздействия.

Результаты исследования могут быть применены для оптимизации работы ЭЭС, особенно в регионах с дефицитом энергии и высокой зависимостью от ископаемого топлива. Разработанные рекомендации по интеграции СЭС полезны при проектировании и модернизации энергосистем в странах с аналогичными климатическими условиями. Моделирование и анализ с использованием современных программных инструментов позволяют улучшить планирование и управление энергопотоками, повышая надёжность энергоснабжения и снижая потери. Внедрение предложенных решений способствует социально-экономическому развитию региона, обеспечивая устойчивое энергоснабжение, сокращая выбросы СОг и повышая качество жизни населения.

Положения, выносимые на защиту:

- повышение эффективности ЭЭС северного Ирака за счет интеграции солнечной энергии для компенсации текущего дефицита мощности;

- доказательство технико-экономической целесообразности использования СЭС, с акцентом на снижение затрат и выбросов;

- разработка комплексной стратегии развития ЭЭС, включающей модернизацию инфраструктуры, повышение эффективности сети и расширение использования ВИЭ;

- достижение социальных и экологических преимуществ, улучшение качества жизни и снижение зависимости от импорта и ископаемого топлива.

Методология и методы исследования

Исследование основывалось на комплексной методологии, сочетающей теоретический анализ и практическое применение с использованием различных инструментов. Работа включает анализ электроэнергетической инфраструктуры и оценку ее технико-экономических показателей, а также сравнение традиционных и возобновляемых технологий энергогенерации.

Данные собирались посредством опросов экспертов и полевых исследований, а результаты расчетов получены с использованием программного обеспечения ETAP и PVsyst для моделирования и симуляции.

Методология отличалась интеграцией теории и практики, что обеспечило точность и надежность результатов с учетом особенностей ЭЭС северного Ирака.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность исследований подтверждается использованием современных методов моделирования (PVsyst, ETAP), актуальными данными о состоянии ЭЭС Ирака и ссылками на авторитетные источники. Теоретические результаты и результаты имитационного моделирования работы исследуемых систем, а так же предложения по техническим решениям, не противоречат показателям работы схожих систем в смежных областях, в схожих условиях и режимах эксплуатации.

Основные положения и результаты диссертационного исследовании рассматривались, докладывались и обсуждались на:

- совместных семинарах и заседаниях кафедры «Электроэнергетика транспорта» РУТ (МИИТ)в 2023, 2024, 2024 и 2026 г.;

- всероссийской научно-практической конференции молодых ученых «Наука, инновации и технологии: от идей к внедрению». 2023 год.;

- международной научно-практической конференции «наука и глобальные вызовы: перспективы развития». 2024 год;

- III Международной научно-практической конференции «Мировая глобализация: фундаментальные и прикладные аспекты». 2024 год;

- международной научно-практической конференции «Глобальные вызовы и научные инициативы». 2024 год;

- XXIII Международной научно-практической конференции «Вызовы современности и стратегии развития общества в условиях новой реальности». 2024 год;

- XIII Международной научно-практической конференции «Молодой учёный».2025 год;

- всероссийской научно-практической конференции. «Всероссийский форум молодых исследователей - 2025». 2025 год.

1 АНАЛИЗ ЭЛЕТКРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СЕТЕЙ СЕВЕРНОЙ

ЧАСТИ ИРАКА

1.1 Выработка электроэнергии северной части Ирака

Начиная с 1990-х годов Ирак столкнулся с серьёзной нехваткой электроэнергии. В результате войны в Персидском заливе (1991 г.) было уничтожено почти 90% инфраструктуры страны, отвечающей за производство и распределение электроэнергии. Несмотря на предпринимаемые усилия, полное восстановление повреждённых систем оказалось крайне сложной задачей: к настоящему времени отремонтировано лишь около 50% объектов. Как следствие, поставки электроэнергии не покрывали потребностей населения, промышленности и коммерческого сектора. По данным исследований, на протяжении последних 15 лет внутреннее производство электроэнергии в Ираке оставалось ниже уровня спроса [1].

Проблема дефицита электроэнергии не только не была решена, но и существенно усугубилась. С 2003 года спрос на электроэнергию резко возрос, однако такие факторы, как саботаж, вандализм, военные действия и коррупция, привели к дальнейшему ухудшению ситуации. Согласно оценкам, ежегодные экономические потери из-за нехватки электроэнергии составляют 3-4 млрд долларов США, что серьёзно сдерживает развитие страны и негативно отражается на качестве жизни населения.

Экономическое эмбарго, введённое против Ирака, привело к критическому ухудшению состояния энергетической инфраструктуры, что вызвало острый дефицит электроэнергии в строительном секторе [8], согласно различным отчётам, около 90% иракских домохозяйств вынуждены использовать дорогостоящие частные генераторы, работающие на бензине и дизельном топливе, чтобы компенсировать нехватку электроснабжения. При этом примерно 23% домохозяйств полностью зависят от автономных источников энергии [40].

Общее количество частных генераторов в стране оценивается в 6000085000 единиц, а их совокупная мощность достигает около 8000 МВт [40]. К 2013 году наблюдалось незначительное улучшение: чистая мощность увеличилась до 9000 МВт. Тем не менее этого оказалось недостаточно для покрытия спроса, который составлял порядка 15000 МВт, что указывало на необходимость наращивания мощностей как минимум на 6000 МВт (70%) [6] .

В 2013 году совокупные потери электроэнергии в системе составили около 70% от общего объёма выработки. Они были распределены по трём основным категориям: коммерческие, технические и административные. Анализ структуры потерь показал, что наибольшая доля приходится на некоммерческие факторы, включая хищения и неучтённое потребление.

На этапе передачи электроэнергии зафиксировано 6% потерь, тогда как в распределительных сетях этот показатель достиг 13%. Однако наиболее значительные утечки связаны с коммерческой составляющей: 26% потерь обусловлены неоплаченными счетами, а 23% - хищениями и неучтённой электроэнергией. Оставшиеся 33% потерь были отнесены к категории оплаченных, что означает их включение в тарифную политику, но не отражает реальной эффективности системы [116,19].

Примечательно, что свыше 90% всех потерь сконцентрированы в распределительной сети, причём 79% из них имеют нетехническую природу, это свидетельствует о системных проблемах, связанных с некорректным учётом, несанкционированными подключениями и слабым контролем потребления. Подобная динамика указывает на необходимость комплексных мер, направленных не только на модернизацию инфраструктуры, но и на усиление механизмов коммерческого учёта и противодействия хищениям.

Визуальное представление структуры потерь (Рисунок 1.1) наглядно демонстрирует диспропорцию между техническими и нетехническими факторами, что подтверждается результатами исследований в данной области [116,19].

По оценкам, около 23% от общего объема выработанной электроэнергии похищается через незаконные подключения к распределительной сети. Кроме того, примерно 80% счетчиков, используемых конечными потребителями, устарели: некоторые из них эксплуатируются уже 30 лет и никогда не проходили повторной калибровки [21] .

40% -33%

■ Транспортные потери ■ Потери распределительных сетей

■ Хищение электроэнергии ■ Неоплаченные счета ш потерь через тарифную политику

Рисунок 1.1- Процент потерь для разных компонентов

Согласно оценкам, 50% зафиксированных потерь в системе обусловлены нетехническими причинами. При этом средняя стоимость выработки электроэнергии в Ираке составляет около 13 долларов США за единицу, тогда как средний тариф для потребителей - всего 2,50 доллара, из-за этих проблем энергетическая отрасль страны сталкивается с крайне низкой окупаемостью затрат: собранные доходы покрывают лишь 10% операционных [174] .

Согласно отчетам за июнь 2012 года, Ирак произвел около 2 миллиардов кубических метров газа, из которых 55% приходилось на южные нефтяные месторождения. Однако, более половины этого объема было сожжено на факелах из-за отсутствия инфраструктуры для переработки. По ежемесячным оценкам 2011 года, было добыто 20 миллиардов кубических метров газа, но 12 миллиардов из них также были сожжены [178].

Сжигание попутного газа не только приводит к потере ценного ресурса, который мог бы использоваться для генерации электроэнергии, но и наносит значительный экологический ущерб [187].

1.1.1 Состояние производства электроэнергии

По состоянию на 2012 год общая установленная мощность объектов генерации электроэнергии в Ираке составляла более 16 800 МВт, которые были распределены между 478 генерирующими установками единичной мощностью от 1,7 МВт до 300 МВт.

Парк генерирующих установок страны включает 8 гидроэлектростанций общей мощностью свыше 2 500 МВт и 8 тепловых электростанций общей мощностью около 5 500 МВт. Кроме того, энергосистема насчитывает 28 газотурбинных станций (суммарной мощностью приблизительно 8 700 МВт) и 15 дизельных электростанций (около 1 600 МВт), а также более 100 малых дизельных генераторов, предназначенных для покрытия пиковых нагрузок [116].

Энергетический мастер-план Ирака на 2012-2019 годы предусматривал ввод дополнительных 24400 МВт генерирующих мощностей, включая 13 000 МВт газовых, 7000 МВт тепловых и 400 МВт возобновляемых электростанций к 2015 году. Однако реализовать эти планы не удалось, что привело к хроническому дефициту электроэнергии, ограничивающему её подачу в среднем 14 часами в сутки. Существующая структура генерации характеризуется преобладанием газотурбинных установок (61%), дополняемых паровыми (28%), гидроэлектрическими (8%) и дизельными (3%) станциями [40] (см. рис. 1.2).

В 2017 году запланированный уровень генерации в 28 680 МВт оказался недостижим: фактические мощности составили лишь 24 020 МВт с учётом 2 ГВт импорта и энергии плавучих электростанций. Существенное негативное влияние на энергосистему оказали боевые действия с ИГИЛ1, особенно нарушившие работу гидроузлов в Байджи и Мосуле. Усугубляющим фактором выступает устойчивый рост спроса на электроэнергию, ежегодно увеличивающийся в среднем на 7% [129,135].

Правительство Ирака планировало увеличить мощность производства электроэнергии на дополнительные 8 000 МВт, чтобы довести общую мощность

1 - запрещенная в России террористическая организация

до 20 000 МВт к маю 2014 года, обещая круглосуточное электроснабжение для иракцев. Однако с ростом влияния игил1 произошли значительные потери в сети, и, по данным Министерства электроэнергии, было утрачено более 8 000 МВт. Из-за этих неудач иракцы получают всего от 5 до 8 часов электроэнергии в день, несмотря на заверения правительства об увеличении производства электроэнергии к лету 2015 года. Постоянный разрыв между спросом и предложением электроэнергии имеет серьезные экономические последствия, стоя Ираку около 40 миллиардов долларов ежегодно.

70%

61%

■ дизельными ■ гидроэлектрическими ■ паровыми ■ газотурбинных

Рисунок 1.2- Производство электроэнергии в Ираке

В условиях хронической нестабильности государственной энергосистемы Ирака сформировался уникальный феномен децентрализованного энергоснабжения через частные генераторные установки. Эта вынужденная адаптация к системным недостаткам централизованной сети, хотя и обеспечивает базовые потребности локальных сообществ, создает существенную диспропорцию в стоимости электроэнергии. Ценовой дисбаланс достигает критических показателей, когда частные операторы вынуждены устанавливать тарифы около 3 долларов за кВт*ч, что для среднестатистического домохозяйства трансформируется в непосильную ежемесячную нагрузку.

1.1.2 Принцип передачи и распределения электроэнергии

Энергосистема Ирака организована по четкому территориальному принципу, разделяя функции передачи и распределения электроэнергии между

специализированными подразделениями. На национальном уровне передачей электроэнергии занимаются пять региональных директорий, охватывающих ключевые географические зоны: Верхний Евфрат, Центральный регион, Северный регион, Центральный Евфрат и Южный регион. В их ведении находится критически важная инфраструктура, включающая 16429 км линий электропередачи напряжением 400 кВт, а также разветвленную сеть высоковольтных линий 132кВт и 232 подстанций первичного и вторичного уровня с совокупной мощностью 44000 МВА.

Функции распределения электроэнергии между конечными потребителями закреплены за Министерством электроэнергии, которое реализует их через семь территориальных директорий. Каждая из этих распределительных компаний обслуживает определенную географическую зону, формируя тем самым полное покрытие территории Ирака. Созданная система распределения обеспечивает электроснабжение 3275000 потребителей, расположенных в 15 административных районах страны [25,20]. Такая многоуровневая структура управления позволяет оптимально сочетать централизованное управление магистральными сетями с учетом региональных особенностей при распределении электроэнергии конечным пользователям.

Несмотря на то, что подстанции равномерно распределены по Ираку, примерно 17% их общей мощности теряется из-за вандализма, краж и конфликтов интересов. Например, пожар на воздушной изолированной подстанции в Фаллудже мощностью 132/33 кВт и 33/11 кВт в 2006 году привел к снижению её производительности [40,50].

Растущий спрос на электроэнергию, со среднегодовым увеличением пиковой нагрузки на 7,9%, дополнительно нагружает систему. Домашние потребители, которые составляют 80% клиентской базы, имеют повышенные потребности в электроэнергии для отопления зимой и охлаждения летом. По состоянию на 2013 год домохозяйства получали в среднем всего 8 часов электроэнергии в день через государственную сеть [119,136]. Несмотря на наличие альтернативных источников энергоснабжения у части домохозяйств,

примерно 25% населения лишены такой возможности. Наиболее критичное положение наблюдается среди внутренне перемещённых лиц: 37% из них обеспечены электричеством менее чем на 4 часа в день [39] .

1.1.3 Основные проблемы энергетического сектора севера Ирака

Учитывая техническую сложность интегрированной системы электроснабжения и децентрализованную природу институтов, необходимо разработать комплексную политику, охватывающую всю цепочку создания стоимости, включая производство, передачу и распределение электроэнергии. Хотя сектор электрической энергии требует значительных капитальных вложений, он имеет потенциал для генерации существенного дохода при эффективном управлении и эксплуатации. Правительство Ирака осознает, что оно не может взять на себя всю финансовую нагрузку необходимых преобразований в энергетическом секторе из-за финансовых обязательств в других областях экономики. Поэтому крайне важно провести реформы в секторе для решения проблем, изложенных в этом документе. Такие реформы могут повысить финансовые показатели и эффективность, что является главной задачей для правительства Ирака. Кроме того, реформы должны нацеливаться на привлечение и поддержку участия частного сектора в управлении и эксплуатации отрасли снабжения электроэнергией и привлечение капитала из источников, помимо государственных и развивающихся финансов, для адекватного финансирования расширения и модернизации отрасли. Энергетическому сектору Ирака предстоит решить несколько проблем.

1) Энергетическое производство в значительной степени зависит от технологий простого цикла, а также от использования тяжелого топливного масла и факела газа.

2) Существует низкая мощность генерации энергии и недостаточное количество установок для генерации энергии.

3) Компоненты передачи и распределения часто перегружены. Имеются высокие технические и административные потери при передаче и распределении.

4) В цепочке поставок электроэнергии отсутствуют регулярное обслуживание и профилактическое техническое обслуживание.

5) Сети распределения недостаточны и не могут удовлетворить растущие требования потребителей электроэнергии.

6) Отсутствует эффективная система учета электроэнергии для конечных пользователей.

7) Отсутствие эффективной системы учета конечного потребителя.

8) Кража электроэнергии из-за высокого уровня нелегальных подключений к сети.

9) Низкая тарифная ставка в сочетании с недостатками в счетах и сборе платежей.

1.1.4 Реформы в секторе генерации

Для решения ключевых проблем в секторе генерации электроэнергии предлагается комплекс мер, направленных на модернизацию инфраструктуры и повышение надежности энергосистемы.

Основные усилия должны быть сосредоточены на реабилитации действующих электростанций, вводе новых генерирующих мощностей и поэтапной замене устаревшего оборудования, прежде всего в сетях передачи и распределения. Параллельно требуется наращивание инвестиций в развитие генерирующих мощностей, а также в модернизацию сопутствующей инфраструктуры. Такой подход позволит минимизировать риски, связанные с нестабильностью энергоснабжения, и создать устойчивую систему генерации.

Система генерации электроэнергии зависит от тепловых электростанций, работающих на природном газе и нефти. Примерно 16% производимой энергии генерируется гидроэнергетикой. Тем не менее, наблюдается постоянное уменьшение доли гидроэнергетики из-за засухи, увеличенного использования

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ради Нбрас Аидл Ради, 2026 год

использования НЭ

119

Выводы по разделу 3

Настоящая глава диссертационного исследования представляет собой

системный анализ потенциала интеграции солнечной энергетики в электроэнергетическую систему северного Ирака. Методология работы основана на комплексном применении современных инструментов моделирования: программный комплекс PVsyst использован для проектирования и верификации параметров фотоэлектрических станций, тогда как ЕТАР применен для анализа потокораспределения и оптимизации точек подключения к сетевой инфраструктуре.

Проведенное математическое моделирование фотоэлектрической станции мощностью 10 МВт в регионе Салахалдин продемонстрировало годовую выработку на уровне 15,4 млн кВтч при коэффициенте производительности 86,0%. Детальный анализ позволил оптимизировать ключевые параметры станции: угол наклона панелей 26°, азимутальную ориентацию 0° и междурядное расстояние 4,8 м, что обеспечивает эффективное использование солнечной радиации 1713 кВтч/м2 в год.

Результаты анализа потокораспределения методом Ньютона-Рафсона показали, что интеграция фотоэлектрической генерации мощностью 75 МВт в узле ТКТЕ сети 132 кВт позволяет достичь значительного снижения потерь мощности - активные потери уменьшаются на 23,2% (с 11,425 до 8,776 МВт), а реактивные на 49,1% (с 50,697 до 25,797 Мвар). Одновременно наблюдается улучшение напряжения в узловых точках сети, в частности на подстанции ТКТЕ рост напряжения составляет 4,6%.

Для компенсации Прерывистость солнечной генерации проведен сравнительный анализ технологий накопления энергии, по результатам которого ванадиевые проточные редокс-батареи идентифицированы как наиболее оптимальное решение благодаря сочетанию длительного срока службы (20+ лет), высокой цикличности (12 000-14 000 циклов) и стабильности параметров в условиях повышенных температур.

Разработанная математическая модель энергобаланса региона подтвердила возможность обеспечения устойчивого электроснабжения при

комбинированном использовании солнечной генерации, систем накопления энергии и рекуперации торможения железнодорожного транспорта. Модель демонстрирует, что оптимальное сочетание указанных технологий позволяет снизить суточный дефицит энергии на 34,7% при одновременном повышении надежности энергоснабжения критической инфраструктуры.

Полученные результаты свидетельствуют о технической осуществимости и экономической целесообразности масштабной интеграции солнечной энергетики в электроэнергетическую систему северного Ирака. Предложенные решения создают научно-техническую основу для перехода к устойчивой энергетической системе, способной обеспечить долгосрочное социально-экономическое развитие региона при соблюдении экологических стандартов.

4 ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЭС ИРАКА С УЧЕТОМ

СМЖД И СОЛНЕЧНОЙ ГЕНЕРАЦИИ

Подход к транспорту, как к чувствительному нерву в экономической и социальной структуре на уровне страны, обусловлен его ролью зеркала, отражающего облик национальной и местной экономики, особенно в железнодорожной сфере. В случае Ирака железные дороги были основным средством транспорта до 1958 года из-за отсутствия мощеных дорог между городами и ограниченного количества транспортных средств [11,12].

Стратегическое географическое положение Ирака приобрело особое значение в политике европейских стран, особенно Великобритании, которая начала с начала девятнадцатого века в начале двадцатого века предлагать быстрые транспортные проекты на восток, где ее целью было достичь региона Арабского залива, а расположение Ирака было идеальным для прохождение этих проектов [46,117]. Британия сыграла определенную роль в строительстве железной дороги между восточным побережьем Средиземного моря и устьем Персидского залива, что позволило бы сократить расстояния между ее колониями [78,104],16 апреля 1936 года право собственности на железные дороги было передано иракскому правительству после того, как оно перешло в подчинение британской гражданской администрации, и эта дата стала официальным событием, ежегодно отмечаемым Генеральной компанией железных дорог. Она отличается своим ходом и положительными и отрицательными последствиями, которые имели эти события, тем более что это первая железная дорога на Ближнем Востоке [141].

С момента зарождения этого сектора политическая ситуация отразилась на железнодорожной отрасли, поскольку она перестала работать из-за начала войны в Ираке во время военной кампании под руководством Соединенных Штатов Америки, которая состоялась в 2003 году [23,48,30].

Последствия войны включают разрушение железнодорожной инфраструктуры. Ущерб составил 65% всей инфраструктуры - линии были

повреждены, а некоторые железные дороги разграблены, в дополнение к сожжению центрального вокзала в Багдаде и краже всего его содержимого [29,28].

Несмотря на эти негативные последствия в 2016 году количество пассажиров достигло 459, а перевезенных грузов составило 53 тыс. тонн Этот процент невелик и отражает четкую картину отсутствия стабильности в области безопасности для этого жизненно важного и эффективного сектора [170], на (рисунке 4.1) представлены качество и форма поездов железных дорог в Ираке [164].

рисунке 4.1- представлены качество и форма поездов и железных дорог в

Ираке.

Количество станций составляет 107 железнодорожных станций, и, несмотря на пропускную способность этой сети, на нее приходится 30% от общего объема перевозок и может эксплуатироваться 40% парка поездов, а

коммерческая скорость составляет менее 30 км в час из-за ограниченного технического обслуживания железнодорожных путей. Можно сказать, что войны и экономические санкций, после событий 2003 года, снизили общую активность данного сектора до 10% [33].

Мероприятия по модернизации железнодорожной инфраструктуры на севере Ирака включают планы по электрификации и созданию новых станций для повышения эффективности и устойчивости. В настоящее время большая часть железнодорожной системы работает на дизельных двигателях, но ведутся работы по развитию электрифицированных линий, особенно в районах, где рельеф и экологические условия делают использование электрической тяги более целесообразным.

4.1 Исходные данные и допущения

Основные железнодорожные линии на севере Ирака проходят через такие крупные города, как Мосул, Киркук и Эрбиль, связывая их с Багдадом и выходя к международным границам с Турцией и Сирией длиной около 517 км.

На рисунке 4.2 представлена архитектура системы энергоснабжения электрифицированного железнодорожного транспорта в северном регионе Ирака вместе с системой первичного электроснабжения. Инфраструктурный комплекс включает в себя тяговые подстанции (ТП), интегрированные в систему первичного электроснабжения ЭЭС, которая базируется на распределительных устройствах высокого напряжения и генерирующих мощностях электростанций. Топология железнодорожной сети демонстрирует пространственное распределение 26 станционных узлов, выполняющих функции пассажирских и грузовых терминалов, вдоль всей протяженности магистрали. Каждый такой узел представляет собой точку подключения к системе тягового электроснабжения, формируемую сетью тяговых подстанций. Географическое расположение подстанций оптимизировано с учетом требований к качеству электроэнергии в контактной сети и нагрузочных характеристик подвижного состава.

Рисунок 4.2- Карта северного Ирака с отображением электрифицированной железнодорожной линии и системы первичного электроснабжения

Таблица 4.1 содержит топографические данные станционных узлов маршрута, включая их высотные отметки над уровнем моря и межстанционные расстояния.

Процесс интеграции железнодорожного транспорта в энергетическую инфраструктуру требует координации между транспортными операторами и энергокомпаниями. Особенность железнодорожной нагрузки заключается в ее высокой динамичности и значительной потребляемой мощности, что обусловливает необходимость модернизации подстанционного оборудования. Такие изменения в энергосистеме могут привести к временному снижению качества электроэнергии для других потребителей, что требует разработки специальных технических решений и режимных мероприятий [53]. Таблицы 4.1 показывают расстояние и высоту над уровнем моря между станциями, вдоль которых проходит ЖД от Багдада в центре Ирака до Мосула на севере [7].

Железнодорожная магистраль

(область города)

Багдад - Мосул - Рабия

станция Дистанция (км) Высота над уровнем моря (м)

Багдад Аль-Аламия 0 40

Ал-Кадимия 8.3 40

Алтаджи 19.855 37

Алмщахда 40.51 41

Алдиджел 60.415 43

балад 78.579 48

Алшаки 97.305 61

Салахалдин Саммара 119.448 67

Алаббасия 133.54 72

Амам Дор 156.85 100

Тикрит 173 114

Замок Риаяш 195.06 142

Биджи 214.12 131

Хилеват 242.55 166

Эйн Дибис 254.905 207

Бакс Тилул 283.875 220

Мосул Аль-Джарнаф 307.1 174

Вади Альмурр 323.688 171

Алькиара 335.655 177

Альшура 361.476 212

Хамам Алалил 383.16 213

Аль-Мосул 403.25 228

Алсабуния 427.661 275

Аль-Вайлия 454.993 334

Овинат 488.467 340

Рабия 517.12 387

Багдад расположен на высоте 37-40 метров над уровнем моря. Рельеф относительно ровный, поскольку Багдад является частью обширной аллювиальной равнины в центральной и южной частях Ирака Мосул расположен на высоте 340-378 метров над уровнем моря. Рельеф здесь более холмистый, так

как эта область относится к горным и предгорным регионам северного Ирака (рисунок 4.3).

Задачу профиля пути удалось решить с помощью орбитального сканирования исследуемой местности. На (рисунке 4.4) показано формирование профиля пути участка железнодорожной магистрали с помощью спутникового сканирования. Этот инструмент позволил устранить нехватку данных о профиле пути.

Полученная информация дает возможность наглядно представить изменения высоты вдоль маршрута, выделяя значительные подъемы и спуски, которые влияют на нагрузку, испытываемую поездом. Эти данные особенно полезны для железнодорожных инженеров, так как они помогают планировать и оптимизировать производительность поезда, учитывая такие факторы, как энергопотребление и скорость.

7.876 м

Рисунок 4.4 - Формирование профиля пути железнодорожная й магистрали с помощью сканирования космических

спутников [13]

4.2 Модель электроэнергетических сетей район ЭЭС северного Ирака

Электрическое соединение между районами Багдад, Дияла, Киркук, Салахалдин и Мосул формирует важную сеть, связывающую северные и центральные регионы Ирака, обеспечивая сбалансированное распределение электроэнергии в этих областях [115]. От Багдада электросеть простирается на северо-восток до Диялы, которая, в свою очередь, соединяется с Киркуком. Последний функционирует как ключевой узел сети, принимая электроэнергию как из центральных, так и из северных областей и эффективно распределяя её по прилегающим регионам. Салахалдин, расположенный на северо-запад от Багдада, соединяется, как с Багдадом, так и с Киркуком, что усиливает стабильность и надежность общей электрической системы. Мосул, находящийся в северной части страны, подключен к этой сети и полагается на данные соединения для стабильного и надежного электроснабжения. Подобная взаимосвязанная структура позволяет эффективно передавать энергию, снижать потери и обеспечивать доступность электроэнергии даже в периоды высокого спроса [87,34], показано на (рисунке 4.2).

Предложенный подход был реализован с использованием программного обеспечения ETAP для анализа как системы IEEE на 30 узлов, так и реальной локальной иракской энергосистемы напряжением 132 кВт (в частности, охватывающей регионы Салахалдин). В рамках исследования был проведен анализ потокораспределения в ETAP для оценки характеристик системы, с акцентом на влияние различных методов оптимизации на параметры энергосистемы.

4.3 Система первичного электроснабжения

На рисунке 4.5 представлена схема одной из частей ЭЭС - район Салахалдин, представленная в виде однолинейной схемы, которая подключена к энергосистеме Ирака на тепловой подстанции Салахалдин (400/132/11 кВ) и на подстанции Auto Baji (400/132 кВ). Как уже упоминалось в разделе 3,

энергосистема Салахалдина состоит из одиннадцати подстанций (132/33/11 кВ) и двенадцати мобильных подстанций (132/33 или 11 кВт, включая три генераторные шины, остальные - шины нагрузки. Эти подстанции соединены семнадцатью линиями электропередачи.

Рисунок 4.5 - Однопроводная схема энергосистемы Салахалдина (132 кВ)

Работа схемы моделируется в программе ЕТАР с помощью метода потокораспределения Ньютона-Рапсона (Ы-^). На рисунке 4.6 показан укрупненный фрагмент модели (полная модель представлена в разделе 3). После четырёх итераций программа моделирования обеспечила точность, превышающую требуемый предел рассогласования (е = 1е-06).

Рисунок 4.6 - Фрагмент энергосистемы Салахалдина (132 кВ), представленная в ETAP с анализом потока нагрузки.

4.4 Модель СТЭ СМЖД Ирака

Электроэнергия, используемая для питания электрифицированных железных дорог, поступает от первичных систем электроснабжения, охватывающих несколько сетевых районов и электростанций. Процесс передачи энергии включает в себя использование трансформаторных подстанций с повышающими трансформаторами, линий электропередачи с различными уровнями напряжения и тяговых подстанций. На тяговых подстанциях электрическая энергия преобразуется до требуемого уровня напряжения, после чего подается в тяговую сеть, состоящую из контактной сети и рельсов, обеспечивающую функционирование электровозов.

На рассматриваемом участке системы тягового электроснабжения расположены тринадцать тяговых подстанций переменного тока, установленных с интервалом примерно сорок километров вдоль всей магистрали. Для электрифицированной линии переменного тока, подключенной к одному питающему центру, применяется схема подключения группы подстанций, известная как противовесная или двойная винтовая. Данная схема предназначена для снижения асимметрии токов в фазах линии электропередачи за счет чередования менее нагруженных фаз между подстанциями [183].

На рисунке 4.7 представлена схема подключения тяговой подстанции с трехфазным трансформатором к тяговой сети переменного тока, реализованная в программном интерфейсе ЕТАР [15].

Питание осуществляется на промышленной частоте пятьдесят герц с использованием переменного тока напряжением двадцать пять киловольт [14].

Для обеспечения тяговых нагрузок применяются трехфазные трансформаторы, имеющие три обмотки и подключаемые по схеме Y/Д-11. Одна из низковольтных обмоток предназначена для питания не тяговых потребителей при напряжении тридцать пять киловольт, в то время как обмотка, обеспечивающая питание тяговой нагрузки, работает на напряжении двадцать семь с половиной киловольт и подключается по схеме треугольник.

боо мчах

Рисунок 4.7 - Схема подключения ТП, с помощью трехфазного трансформа, к тяговой сети переменного тока в программном комплексе ЕТАР

С использованием симуляционного моделирования в ЕТАР было проведено детальное моделирование каждой из систем питания (см. рисунок 4.8), и их взаимодействия с инфраструктурой потребителей [16],это позволило достичь эффективной работы поездов на протяжении всего маршрута [2].

рисунок 4.8 - Электроэнергетическая система железнодорожной магистрали Багдад - Мосул в программном

комплексе ЕТАР

Рисунок 4.9 - Укрупненный фрагмент электроэнергетической системы железнодорожной магистрали в программном комплексе ЕТАР

4.5 Результаты имитационного моделирования работы системы тягового электроснабжения

Мощность тяговых трансформаторов на тяговых подстанциях (ТП) определяется с учетом нагрузки, создаваемой движущимися поездами, и требований к стабильности электроснабжения в системе переменного тока.

Эти параметры формируются под влиянием таких факторов, как интенсивность движения поездов, расстояние между подстанциями и распределение нагрузок в сети. В рамках исследования проведено моделирование системы тягового электроснабжения с использованием программного комплекса ЕТАР, включающего 13 подстанций. Для детального анализа выбраны подстанции (1, 5, 13). Результаты моделирования для первой подстанции представлены в Таблице 4.1 и на рисунках 4.10, 4.11 и 4.12, где отражены зависимости мощности, напряжения на шинах и тока ТП в функции времени в течение шестичасового периода.

Таблица 4.1 - Результаты моделирования системы тягового электроснабжения первой подстанции представлены

Время (минуты)

ток напряжение мощность

01:00:00 0.00004111 28.94737 0.00119

01:08:20 0.0007 28.94737 0.020275

01:16:40 10.5828 28.90704 305.9174

01:25:00 0.0007 28.94737 0.020275

01:33:20 16.46743 28.88969 475.7388

01:41:40 108.3295 28.62483 3100.915

01:50:00 16.86615 28.89576 487.3602

01:58:20 11.2991 28.91387 326.7008

02:06:40 6.251045 28.93541 180.8765

02:15:00 13.5868 28.92289 392.9697

02:23:20 8.790678 28.94567 254.4521

02:31:40 19.56359 28.89935 565.3751

02:40:00 9.08602 28.94506 262.9954

02:48:20 19.60517 28.90318 566.6518

02:56:40 111.3116 28.63534 3187.445

03:05:00 19.50933 28.90415 563.9006

03:13:20 14.35718 28.9215 415.2314

03:21:40 6.899737 28.93372 199.635

03:30:00 14.41181 28.92205 416.8191

03:38:20 9.470737 28.94476 274.1282

03:46:40 22.40952 28.89554 647.5352

03:55:00 6.359819 28.96811 184.2319

04:03:20 20.71017 28.91135 598.7589

04:11:40 111.6733 28.63659 3197.943

04:20:00 19.61774 28.90627 567.0758

04:28:20 14.61276 28.92199 422.6302

04:36:40 7.197931 28.93443 208.2681

04:45:00 14.57343 28.92203 421.4931

04:53:20 9.715929 28.94443 281.222

05:01:40 22.54991 28.89588 651.5995

05:10:00 6.607848 28.96921 191.4241

05:18:20 21.38747 28.91086 618.3301

05:26:40 111.7924 28.6367 3201.365

05:35:00 19.75577 28.90728 571.0856

05:43:20 14.73799 28.92203 426.2528

05:51:40 7.32053 28.93543 211.8227

06:00:00 14.70966 28.92692 425.5051

06:08:20 9.91744 28.94445 287.0549

06:16:40 22.65574 28.89639 654.669

06:25:00 6.726565 28.96918 194.8631

06:33:20 21.5487 28.91065 622.9871

06:41:40 112.6989 28.63473 3227.103

06:50:00 19.9399 28.90753 576.4134

06:58:20 14.86813 28.92199 430.0158

140 120 100 80 60 40 20 0

1 1 1 1

J LaJ

00

0000000 о о о о о о о

О О О О О ¿j ¿5 т гч о 1Л ^

гч rñ ■¿i- ü-i Со Со г-^ 0000000

ooooooooooooooooooo ooooooooooooooooooo cic^cic^cic^i^cicic^cic^cic^cic^i^cici

Рисунок 4.10 -Ток ТП (Ампер на время)

29.1 29 28.9 28.8 28.7 28.6 28.5 28.4

0

о о

0

00 о о о о 54

00

m гч

гч гч m 000

4 0

ООО ООО

О ¿j ¿5 гЧ О

1Л 0¿ 0¿ ООО

00

О О О О со (Ч оо ai 00

о о о о

о о о о

О О ¿j ¿5

«Н О 1Л ^

00

m гч

о о

о о

о о

О 1Л

00

о о

О О m гч

00 00

0

m

о о о о

гН С5 1/1 ^^

¿j ¿ч гч т

М N (М IN (М

Рисунок 4.11- Напряжения ТП (кВт на время)

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

00000

m (ч о Ln

^i- 1Л Со Со г-^ 00000

00 32

1123

566

00

о о

О ¿j ¿5 О

_ _ о т

О <4 ГО

22222

Рисунок 4.12 - Мощность ТП (кВт на время)

Результаты моделирования системы тягового электроснабжения третьей подстанции представлены в Таблице 4.2 и на рисунках 4.13, 4.14 и 4.15, где показаны зависимости мощности, напряжения на шинах и тока ТП от времени за 6-часовой период.

Таблица 4.2 - представлены результаты моделирования системы тягового электроснабжения третьей подстанции.

Время

(минуты) ток напряжение мощность

01:00:00 0.000149 28.94737 0.004413

01:08:20 0.00017 28.94727 0.110794

01:16:40 0.259976 28.94656 1.895713

01:25:00 0.000169 28.94727 0.110793

01:33:20 0.5235 28.94588 3.305681

01:41:40 3.057364 28.93868 27.33009

01:50:00 0.6198 28.94535 3.953937

01:58:20 0.667266 28.94136 3.154805

02:06:40 0.41719 28.94586 2.116392

02:15:00 1.446562 28.94297 15.78055

02:23:20 1.104019 28.94383 14.41131

02:31:40 4.42983 28.93451 38.87772

02:40:00 4.697883 28.93398 42.36802

02:48:20 11.34679 28.91702 74.63472

02:56:40 7.740727 28.92536 69.95325

03:05:00 8.180101 28.92413 75.3305

03:13:20 10.6479 28.90175 260.3898

03:21:40 7.481869 28.92598 70.63168

03:30:00 13.67817 28.87872 664.3949

03:38:20 12.30978 28.88885 657.7002

03:46:40 43.43146 28.78429 1114.312

03:55:00 49.83662 28.61679 4395.735

04:03:20 69.4488 28.32353 11811.72

04:11:40 33.45993 28.7966 2293.15

04:20:00 24.06354 28.83467 1542.929

04:28:20 37.53399 28.80845 1825.418

04:36:40 36.3237 28.80104 2249.175

04:45:00 39.16961 28.82873 1211.589

04:53:20 47.74534 28.8156 1934.376

05:01:40 68.63469 28.72861 1467.437

05:10:00 102.1588 28.51985 4854.652

05:18:20 190.0765 28.18195 11884.84

05:26:40 56.53221 28.76912 2271.726

05:35:00 55.92458 28.77298 1685.899

05:43:20 61.63938 28.78189 1802.277

05:51:40 66.911 28.74897 2287.415

06:00:00 113.1027 28.66152 1664.554

06:08:20 83.14122 28.76636 2071.574

06:16:40 92.58783 28.6921 1476.111

06:25:00 121.1367 28.48434 4986.337

06:33:20 216.8099 28.14291 12028.04

06:41:40 189.0344 28.5526 6013.81

06:50:00 83.12272 28.70625 2267.109

06:58:20 79.84889 28.73678 2408.887

250

оооооооооооооооооооооооооооо оооооооооооооооооооооооооооо оооооооооооооооооооооооооооо

ООООООООООО'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-НГЧГЧГЧГЧГЧ

Рисунок 4.13 - Ток ТП (Ампер на время)

0000000000000000000000000000 оооооооооооооооооооооооооооо оооооооооооооооооооооооооооо

Рисунок 4.14 - Напряжения ТП (кВт на время)

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

оооооооооооооооооооооооооооо оооооооооооооооооооооооооооо оооооооооооооооооооооооооооо

ООООООООООО'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-Н'-НГЧГЧГЧГЧГЧ

Рисунок 4.15 - Мощность ТП (кВт на время) Результаты моделирования системы тягового электроснабжения тринадцатой подстанции представлены в Таблице 4.3 и на рисунках 4.16,4.17 и 4.18 где показаны зависимости мощности, напряжения на шинах и тока ТП от времени за 6-часовой период.

Таблица 4.3 представлены результаты моделирования системы тягового электроснабжения тринадцатой подстанции.

Время

ток напряжение мощность

1:00:00 0.000149 28.94737 0.004305

1:08:20 0.00017 28.93746 0.004916

1:16:40 0.26015 28.92728 7.525422

1:25:00 0.000169 28.93746 0.004903

1:33:20 0.524189 28.90783 15.15317

1:41:40 3.059109 28.92217 88.47609

1:50:00 0.620797 28.89888 17.94033

1:58:20 0.672531 28.71478 19.31158

2:06:40 0.417863 28.89925 12.07593

2:15:00 1.448759 28.89908 41.86781

2:23:20 1.104955 28.9193 31.95453

2:31:40 4.43715 28.88679 128.175

2:40:00 4.700978 28.91493 135.9285

2:48:20 11.39538 28.79372 328.1154

2:56:40 7.744055 28.91293 223.9033

3:05:00 8.18908 28.89241 236.6023

3:13:20 10.72154 28.70324 307.7431

3:21:40 7.490985 28.89078 216.4204

3:30:00 13.6732 28.88922 395.008

3:38:20 12.30749 28.89424 355.6156

3:46:40 43.2874 28.88008 1250.144

3:55:00 49.35311 28.89715 1426.164

4:03:20 68.3481 28.77966 1967.035

4:11:40 33.33899 28.90106 963.532

4:20:00 24.02165 28.88496 693.8643

4:28:20 37.68622 28.69209 1081.296

4:36:40 36.21834 28.88483 1046.16

4:45:00 39.10449 28.87674 1129.21

4:53:20 47.62254 28.88991 1375.811

5:01:40 68.29733 28.87053 1971.78

5:10:00 100.9809 28.8525 2913.552

5:18:20 186.2656 28.75854 5356.727

5:26:40 56.28218 28.89693 1626.382

5:35:00 55.72033 28.87845 1609.117

5:43:20 61.84186 28.68766 1774.098

5:51:40 66.60663 28.88035 1923.623

6:00:00 112.2873 28.86963 3241.694

6:08:20 82.80062 28.88469 2391.67

6:16:40 92.02761 28.86677 2656.54

6:25:00 119.6102 28.84786 3450.498

6:33:20 212.1942 28.75509 6101.663

6:41:40 186.9386 28.87271 5397.424

6:50:00 82.65021 28.87037 2386.142

6:58:20 80.01839 28.67591 2294.6

250 200 150 100 50 0

Н М (О 000

0000000 о о о о о о о

0:0:0:0:0:0:0:0:0:0:0:0:0:0:0:

шмнош^тгмною^тмн

............00 <Т> О Н И (Ч (Г) ^ 1Л Со Со г^ 00 <Т> О гЧ (Ч (Г)

0

1Л ю ю 000

Рисунок 4.16 - Ток ТП (Ампер на время)

29 28.9 28.8 28.7 28.6 28.5 28.4 28.3 28.2

пьшшшшитшишж

и» у у» у» у у» у» у у| у у! у»

0 0 0 0

о о о о 0 0 0 0 0 0 0 0 5 4 3 2 1 2 3 4 о о о о

000 0 0 0 0 0 0 1 0 5 56 6 000

о о

о о

о о

го гч

00 <Г>

о о

000000000000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

000 0 0 0 0 0 0 105

11111111111122222

Рисунок 4.17 - Напряжения ТП (кВт на время)

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

112 000

011 222

23 22

Рисунок 4.18 - Мощность ТП (кВт на время)

4.6 Результаты имитационного моделирования работы электроэнергетических сетей районов северного Ирака

Данные по 132 кВт иракской энергосистеме Салахалдин были получены из северного диспетчерского центра, данные отражают состояние работы в летний сезон 15 июня 2025 года, данные по узлам в таблице 4.4 . Таблица 4.4 -Данные по шинам 132 кВт в Салахалдине (см. рисунок 4.6)

Активная Реактивная Активная Реактивная

мощность мощность мощность мощность

шины шины генерации генерации нагрузки нагрузки

Название Тип ^Вт) (MВтAr) ^Вт) (MВтAr)

400SMRA 1 0 0 0 0

400BAJP 2 100 (-80 80) 0 0

11SMRA 0 0 0 3 1

11BAJP 0 0 0 2 0.8

DAUR 0 0 0 45 18

TKTE 0 0 0 60 23

SMRN 0 0 0 130 55

SMRH 2 42 ( -37 37 ) 16 6

SMRD 2 20 ( -18 18 ) 0 0

BALD 0 0 0 70 33

SMRS 0 0 0 35 15

DJEL 2 120 ( -90 90 ) 45 21

TKRS 0 0 0 45 20

BAJN 0 0 0 45 19

TKRT 0 0 0 60 28

SHRG 2 100 ( -80 80 ) 55 25

MOBSUB1 0 0 0 15 7

MOBSUB2 0 0 0 11 5.5

MOBSUB3 0 0 0 3 1.25

MOBSUB4 0 0 0 10 5

MOBSUB5 0 0 0 24 11

MOBSUB6 0 0 0 5 2.5

MOBSUB7 0 0 0 15 8

MOBSUB8 0 0 0 11 5

MOBSUB9 0 0 0 8 4

MOBSUB10 0 0 0 15 7

4.7 Выбор оборудования СТЭ СМЖД

По результатам имитационного моделирования, для обеспечения перевозочного процесса в указанных размерах движения на железнодорожной линии ТП должны быть оснащены двумя тяговыми трансформаторами мощностью 16 МВА (один трансформатор в резерве).

148

Выводы по разделу 4

На основании первичных данных министерства энергетики Ирака удалось

сформировать достаточно подробную модель ЭЭС северной части страны, в которую вошли основные электростанции, распределительные устройства, линии электропередачи, а так же потребители различного класса.

Используя существующую трассу неэлектрифицированной линии железной дороги, а так же данные со спутников был верифицирован профиль железнодорожного полотна. Модель СТЭ СМЖД была интегрирована в общую модель всей ЭЭС севера Ирака.

Получены основные электроэнергетические показатели оборудования систем первичного и тягового электроснабжения, оценен дефицит мощности, выбрано необходимое оборудование и его характеристики.

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ФОРМИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ЭЭС СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ИРАКА С УЧЕТОМ

СМЖД

5.1 Социальные аспекты

Глобальный переход на устойчивые источники энергии и внедрение современных транспортных технологий способствовали активному обсуждению формирования эффективной электрической инфраструктуры. В этом процессе скоростных магистралей железных дорог (СМЖД) становятся ключевым компонентом, влияющим на энергопотребление, социальную динамику и развитие городов. Эти транспортные проекты рассматриваются как стратегические инвестиции, способные ускорить экономический рост, расширить доступность транспорта и повысить качество жизни.

Высокоскоростные поезда, развивающие скорость 250 км/ч и более [59], а так же грузовое сообщение, предоставляют быструю и устойчивую альтернативу традиционному транспорту, оказывая комплексное влияние на экономику, экологию, мобильность и социальное равенство. Расширение СМЖД в странах Европы и Азии значительно преобразовало транспортные системы и привело к масштабным социальным изменениям [31].

Региональная связность и социальная интеграция

СМЖД существенно сокращают время в пути между городами, улучшая доступ к образованию, здравоохранению и рынку труда [31,179]. Это способствует снижению социального и территориального неравенства [68], в северном Ираке, где проживают различные этноконфессиональные группы (курды, арабы, туркмены и др.), внедрение СМЖД может сыграть роль в укреплении связей между регионами, снижении изоляции и развитии межкультурного диалога.

Городское развитие и урбанизация

СМЖД становятся центрами урбанистического роста. Примером служат европейские города Лион и Лилль, преобразованные благодаря СМЖД [32].

В Ираке развитие крупных узлов (Эрбиль, Мосул) создаст притягательные центры для инвестиций и модернизации. Однако это требует внимательного градостроительного планирования, чтобы избежать джентрификации и роста социального неравенства [177,73].

Экономические возможности и занятость

СМЖД стимулируют экономику на всех этапах: от строительства до эксплуатации. Они создают рабочие места, развивают навыки местного населения и способствуют экономической интеграции с центральными и южными регионами Ирака [73], улучшенная логистика увеличивает доступ к рынкам, развивает малые и средние города и способствует внутреннему туризму [59].

Экологическая устойчивость

По сравнению с автомобилями и авиацией, СМЖД выбрасывают меньше СОг на пассажира-километр, особенно при использовании возобновляемых источников энергии [94,74], они способствуют модальному сдвигу - переходу с загрязняющих видов транспорта на более эко логичные [95],однако строительство требует решений по минимизации ущерба экосистемам и землепользованию [149].

Социальное равенство и доступность

Хотя СМЖД предоставляют значительные преимущества, высокие тарифы могут ограничить их доступность для малообеспеченных слоёв населения [69], решения включают субсидии, интеграцию с общественным транспортом и обеспечение физической доступности станций для людей с ограниченными возможностями [148].

Культурный обмен и национальная идентичность

СМЖД способствуют мобильности населения и межкультурным контактам, как на национальном, так и на трансграничном уровне [72], в странах с региональным разнообразием они способствуют укреплению национального единства, снижению межрегиональных различий и формированию общей идентичности .

5.2 Экономические аспекты

Север Ирака обладает значительным стратегическим потенциалом благодаря наличию нефти и газа, однако регион сталкивается с вызовами в сфере энергообеспечения, транспорта и диверсификации экономики. Интеграция электрических энергосистем с линиями скоростных магистралей железных дорог (СМЖД) может стать ключевым инструментом модернизации инфраструктуры, устойчивого экономического роста и региональной связности.

Электроснабжение в системе скоростных железных дорог

СМЖД представляют собой экологически устойчивую альтернативу автомобильному и воздушному транспорту за счёт использования электричества, зачастую из возобновляемых источников [72,167].

Эффективность СМЖД напрямую зависит от надёжной энергосети [120], а их развитие способствует снижению выбросов углекислого газа и поддерживает цели низкоуглеродной мобильности. Примером является электрификация железных дорог Китая с упором на чистую энергетику [147].