Группа исследователей из Школы электротехники и вычислительной техники Национального технического университета Афин провела исследование, посвященное выбору оптимальной конфигурации автономной солнечной энергосистемы, способной обеспечивать стабильное энергоснабжение при минимальных затратах. В качестве практического примера была выбрана территория Кипра — региона с высоким уровнем солнечной радиации и благоприятными климатическими условиями. Целью работы был поиск баланса между двумя ключевыми параметрами: надежностью, измеряемой через показатель вероятности недопоставки энергии (LLP), и экономической эффективностью, отраженной в общем жизненном цикле затрат (LCC).
Для решения этой задачи исследователи использовали три современных алгоритма оптимизации: NSGA-II (улучшенный генетический алгоритм, способный решать сразу несколько задач), DEMO (дифференциальная эволюция для многокритериальных задач) и PSO (оптимизация роя частиц). Эти алгоритмы позволили сгенерировать набор так называемых «оптимальных компромиссов» — решений, при которых одно качество улучшается без значительного ущерба другому. Затем была проведена финальная оценка найденных вариантов с помощью трех методов многокритериального анализа решений: AHP-TOPSIS (гибридная модель, основанная на иерархическом анализе и методе близости к идеалу), VIKOR (поиск компромиссов между критериями) и PROMETHEE (метод парных сравнений с учетом предпочтений).
Моделирование проводилось для трех кипрских городов — Никосии, Ларнаки и Лимассола — с учетом реальных климатических данных, начиная с 2019 года: температуры воздуха и уровня солнечного излучения. Рассматривались три уровня среднесуточного энергопотребления (10, 15 и 20 кВт·ч), что позволило оценить поведение систем в разных сценариях нагрузки. Все расчеты базировались на актуальных рыночных ценах на солнечные панели (мощностью 405 Вт), аккумуляторы, инверторы и системы управления зарядом.
В результате для Никосии при нагрузке 10 кВт·ч в сутки оптимальным решением оказалось использование 73 солнечных панелей и аккумулятора емкостью 16,7 тыс. Вт·ч, при этом совокупная стоимость составила 59,6 тыс. евро, а вероятность нехватки энергии — всего 4,5%. Для максимальной нагрузки в 20 кВт·ч в Лимассоле понадобилось уже 103 панели и аккумулятор на 28,4 тыс. Вт·ч, а стоимость системы выросла до 84,4 тыс. евро.
Особое внимание уделялось тому, как влияют разные приоритеты в оценке: в одном сценарии больший вес (80%) был отдан надежности, а в другом — оба критерия (LLP и LCC) учитывались поровну (по 50%). Наиболее сбалансированные и надежные решения дал алгоритм NSGA-II в сочетании с методом AHP-TOPSIS, особенно при акценте на надежность (80% LLP).
Авторы отмечают, что предложенная методика может быть адаптирована для других регионов с разными климатическими условиями, позволив заранее просчитать нужное количество оборудования, оценить затраты на установку, обслуживание и замену, а главное — обеспечить бесперебойную подачу энергии даже в удаленных или нестабильных районах.
