Základné prvky smart grid

Smart grid môžeme definovať ako sieť, ktorá je schopná aktívne integrovať všetkých jej používateľov s cieľom efektívnej, udržateľnej, hospodárnej a bezpečnej dodávky elektrickej energie [1]. Smart grid využíva inovatívne technológie a produkty spolu s inteligentnými meracími, kontrolnými a komunikačnými systémami a samoliečiacimi technológiami s cieľom:

  • integrácie všetkých používateľov a ich požiadaviek,
  • uľahčenia pripojenia a prevádzky generátorov všetkých výkonov,
  • zvýšenia efektívnosti prevádzky sústavy,
  • začlenenia spotrebiteľov do procesu optimalizácie chodu systému,
  • informovania spotrebiteľov a ponechania im možnosti výberu pri zabezpečení dodávky elektrickej energie,
  • zlepšenia fungovania trhu a služieb,
  • zníženia vplyvu systému na životné prostredie,
  • zabezpečenia spoľahlivej, kvalitnej a bezpečnej dodávky elektrickej energie.

Smart grid predpokladá využitie technológií, ako sú WAMS, microgrid, virtuálne elektrárne a mnoho ďalších. Zjednodušene môžeme postaviť fungovanie takýchto sietí na tri základné piliere (obr. 1):

  • automatizácia a vzdialené riadenie siete, ktoré zabezpečujú automatickú reguláciu napätia a výkonu a zvyšujú spoľahlivosť siete pomocou rýchlejšej obnovy dodávky po poruche;
  • inteligentná agregácia zabezpečuje koordináciu decentralizovaných zdrojov, úložísk a diaľkovo riadených záťaží na úrovni distribučnej siete s cieľom vyrovnávania výkonovej rovnováhy, účasti na trhu s elektrinou a poskytovania doplnkových služieb či uhlíkových certifikátov;
  • inteligentné meracie systémy zabezpečujúce priamu integráciu a účasť odberateľov na trhu s elektrinou.

Fungovanie siete na týchto pilieroch následne umožňuje prevádzkovateľom distribučných sústav zriadenie vlastných algoritmov zabezpečujúcich automatizáciu a riadenie sústavy pri vysokej kvalite elektrickej energie aj za predpokladu neustále sa meniaceho zaťaženia spôsobeného širšou integráciou OZE do sústavy a tiež možnosť aplikovať flexibilnú ponuku na zmluvnej báze za účelom optimalizácie prevádzkových nákladov.

Prvý pilier

Prvý pilier smart grid je definovaný ako automatizácia a vzdialené riadenie lokálnej distribučnej siete. Aby sa dosiahla stabilita prvého piliera, treba vyriešiť problémy týkajúce sa regulácie napätia a výkonu v smart grid, automatické a vzdialené riadenie sústavy a implementovať nové koncepty ochrany minimálne na úrovni VN.

Regulácia napätia v smart grid

V klasických DS je vo väčšine prípadov napätie regulované pomocou zmeny odbočky transformátora (obr. 2). Pri plánovaní prevádzky sa vychádza z predpokladaných hodnôt maximálneho a minimálneho zaťaženia – tento princíp však nemožno aplikovať v prostredí smart grid, nakoľko v týchto sieťach je možný obojstranný tok výkonu. Princíp regulácie na základe maximálneho a minimálneho zaťaženia preto treba nahradiť princípom reagujúcim na stavy „malý odber + veľká výroba“ a „vysoký odber + malá výroba“ (obr. 3).

Pre správne fungovanie algoritmu regulácie napätia je nevyhnutné meranie na stane VN (napájací transformátor) aj NN. Meranie na strane VN je k dispozícii, problém nastáva na strane NN, kde vo väčšine prípadov nie sú k dispozícii údaje v reálnom čase. Tento problém možno vyriešiť napr. nasadením IMS alebo zriadením meracích bodov. Z globálneho hľadiska je voľba IMS pravdepodobnejšia, nakoľko jeden z predpokladov smart grid je zavedenie dynamických taríf pre odberateľov.

V rámci smart grid možno do regulácie napätia zapojiť aj nie celkom štandardné postupy. S rastúcou integráciou OZE, najmä FV technológií narastajú problémy spojené s lokálnym prepätím. Existuje viacero variantov eliminácie lokálneho prepätia spojeného s výrobou z OZE:

  • Množstvo vyrobenej energie z OZE možno do istej miery predikovať (pomocou neurónových sietí, štatistík…), následne počas špičiek môže PDS zapnúť nízku tarifu pre odberateľov a generovaný špičkový výkon sa spotrebuje na mieste výroby. Podobné riešenie bolo využité v nemeckom Mannheime v akcii Washing with the sunshine [6], v rámci ktorej 60 % odberateľov zapínalo svoje práčky v režime „odloženého štartu“ v období maximálneho výkonu FV. Takéto riešenie možno využiť aj automaticky v spojení s technológiami Smart Home a IMS.
  • Nasadenie batériových systémov vo vybraných uzloch DS, ktoré sa budú nabíjať z nadbytočnej energie z OZE.
  • Nasadenie akumulačných systémov spolu s regulátormi jalového výkonu na mieste výroby.

Treba poznamenať, že všetky tieto metódy vyžadujú vzdialený prístup do meracích zariadení, resp. zdieľanie údajov o stave meraného systému a meraniach, a možnosť diaľkového riadenia

Regulácia výkonu

Preťaženie siete môže vzniknúť v oboch scenároch:

  • malý odber + veľká výroba – pri náhlom zvýšení výroby z OZE, tok výkonu je v tomto prípade zdola hore,
  • vysoký odber + malá výroba – napr. večer po návrate z práce a zapojení viacerých áut do nabíjačiek, v tomto prípade je tok výkonu zhora dole.

Tak ako v prípade regulácie napätia, aj pri regulácii výkonu sa predpokladá prenos dát v reálnom čase minimálne zo všetkých koncových uzlov siete, následná detekcia preťaženia a zmena topológie siete. Jednou z možností zmeny topológie siete je rozdelenie výkonu pomocou diaľkovo riadených výkonových vypínačov rozdeľujúcich výkon konkrétnej vetvy na približne rovnaké časti napájané z rôznych koncov.

Automatické obnovenie prevádzky po poruche

Automatické obnovenie prevádzky sústavy po poruche môžeme definovať aj ako schopnosť samoliečenia. Systém sám lokalizuje miesto poruchy a odpojí ho od zvyšku siete, pričom odpojenie ovplyvní minimálny počet odberateľov. Na odpojenie poruchy je použitý systém recloserov, resp. iných diaľkovo monitorovaných a ovládacích prvkov riadených pomocou automatizovaného systému [3]. Príklad využitia recloserov pri zmene topológie siete je zobrazený na obr. 6.

Pri poruche v bode P1 bude komunikácia recloserov nasledujúca:

  • Vypínač (resp. recloser) v rozvodni zostáva zapnutý, vypnutý je recloser najbližšie pri mieste poruchy, t. j. R1.
  • Recloser R2 mení svoju sekvenciu OZ, veľkosť vypínacieho prúdu a napätia v závislosti od úbytku napätia.
  • Recloser R3 sa zopne na základe úbytku napätia.
  • Deaktivácia reclosera R2 nastane hneď po prvom neúspešnom OZ [5].

Koncepty ochrany v smart grid

Začlenenie decentralizovanej výroby má značný vplyv aj na činnosť ochrany, a to najmä na:

  • Selektivitu ochrany – doplniteľný skratový prúd spôsobuje problémy nadprúdovej a dištančnej ochrany, ktoré môžu pôsobiť oneskorene alebo vôbec, ako aj lokalizátora poruchy, ktorý nesprávne vyhodnotí miesto poruchy. Nakoľko skratový prúd v sústave s decentralizovanými zdrojmi môže tiecť rôznymi smermi, treba používať smerové ochrany.
  • Reverzné skratové prúdy – pri poruche v nadradenej napájacej sústave treba odpojiť decentralizovaný zdroj.
  • Stabilná ostrovná prevádzka – ochrana musí byť schopná detegovať prechod do ostrovného režimu a zabezpečiť stabilnú prevádzku ostrova s distribuovanými zdrojmi pri frekvencii v rozmedzí 47,5 – 51,5 Hz.
  • Vplyv decentralizovanej výroby na automatiku OZ – je potrebné odpojenie zdroja pri predpokladanom využití automatiky OZ.

Druhý pilier

Druhý pilier smart grid predpokladá využitie virtuálnych elektrární s cieľom agregácie.

Virtuálna elektráreň

Virtuálna elektráreň dátovo spája viacero menších decentralizovaných zdrojov do jediného celku. Jednotlivé zdroje navzájom zdieľajú údaje o prevádzke a spolu s optimalizačným algoritmom nielen uľahčujú správu týchto zdrojov, ale zabezpečujú aj stabilnejšiu dodávku elektrickej energie. Virtuálna elektráreň teda môže vystupovať ako plnohodnotný účastník trhu s elektrinou. Hlavné úlohy virtuálnych elektrární preto môžeme definovať ako:

  • predpoveď, stabilizácia a koordinácia všetkých vstupujúcich objektov (zdroje, záťaže…), najmä premenlivých OZE, ako sú veterné a FV elektrárne;
  • plánovanie prevádzky na deň dopredu a účasť na day-ahead a intraday trhu s elektrinou;
  • monitorovanie všetkých objektov virtuálnej elektrárne a vyhodnocovanie odchýlok od predpokladanej prevádzky;
  • optimalizácia vnútorných procesov a správa jednotlivých zdrojov.

Úloha riadených záťaží a energetických úložísk

Aktívna integrácia spotrebiteľov do diania v DS je jednou z možností, ako realizovať jednotlivé procesy riadenia sústavy. Jednou z možností je ich integrácia v rámci virtuálnych elektrární – v takomto prípade ide o spínanie spotrebičov na základe dohodnutých kontraktov alebo na základe požiadaviek trhu. Druhou možnosťou je integrácia koncových spotrebiteľov pomocou dynamických taríf za elektrinu. Tento prístup predpokladá ochotu samotných spotrebiteľov aktívne sa zúčastňovať na dianí v sústave alebo použitie technológií smart home.

Medzi riadené záťaže koncových spotrebiteľov môžeme zaradiť tepelné čerpadlá a akumulačný elektrický ohrev v zimnom období a v letnom období napr. klimatizačné moduly v nákupných centrách či administratívnych budovách alebo také zariadenia ako umývačky riadu, práčky a pod. V rámci virtuálnych elektrární zase môžu byť pripojené akumulačné systémy, či už statické, alebo vo forme pripojených elektromobilov, a veľkí odberatelia schopní a ochotní v prípade potreby znížiť časť alebo celú svoju spotrebu. Po aplikácii zmluvných vzťahov sa môže daná služba prevádzkovať ako forma primárnej regulácie výkonu.

Tretí pilier

Tretí pilier smart grid predstavujú inteligentné meracie systémy a integrácia používateľov do prostredia trhu s elektrinou.

Inteligentné meracie systémy

Inteligentné meracie systémy priniesli nové možnosti dodávateľom elektrickej energie, ktorí môžu v reálnom čase sledovať spotrebu svojich odberných miest a následne na základe nameraných hodnôt modifikovať svoje objednávky na intraday trhu s elektrinou, aj samotným odberateľom, ktorým priniesli viaceré tarify na odber elektriny.

Okrem základných funkcií ponúkajú IMS aj doplnkové funkcie:

  • diaľkový odpočet merania,
  • meranie P, Q, D obojsmerne,
  • zmena tarify,
  • časová synchronizácia meraní,
  • meranie napätia a kvality elektrickej energie,
  • diaľkové spínanie zariadenia a i.

Dynamické tarify

Pod pojmom dynamická tarifa rozumieme prispôsobovanie ceny elektriny pre koncových odberateľov na základe aktuálnej trhovej ceny a situácie v sústave. Tak bude cena elektriny počas špičiek vyššia ako počas prebytkov energie a naopak cena elektriny bude v prípade jej prebytku podstatne nižšia, pričom sa bude meniť v každej stanovenej perióde, čo v konečnom dôsledku zabezpečí nižšie náklady a nižší objem potrebných podporných služieb.

Existuje niekoľko možností realizácie dynamických taríf:

  • dynamický interval + statická tarifa – časové obdobie, keď platí, že stanovená cena sa počas dňa môže meniť, ale cena elektriny zostáva rovnaká;
  • statický interval + dynamická tarifa – časové obdobia pre jednotlivé tarify zostávajú nemenné, mení sa cena elektriny;
  • dynamický interval + dynamická tarifa – mení sa cena elektriny aj časová platnosť.

Vplyv spotrebiteľa

Sumárne výkony vybraných spotrebičov, ktoré môžu koncoví používatelia využiť v procese svojej integrácie, sú na obr. 9 – ide o predpokladané výkony pre rok 2020 pre Nemecko.

Počas pilotného projektu Web2Energy bolo zapojených 200 odberateľov, ktorým odosielali informácie o aktuálne platnej tarife, pričom iba 60 odberateľov aktívne reagovalo na zmenu tarify. Vďaka realizácii projektu sa dosiahla zmena špičkového výkonu o 14 %.

Elektromobilita

Širšie využívanie elektromobilov prináša aj vyššie požiadavky na množstvo dodávanej energie. Riešení daného problému je niekoľko:
rozšírenie siete – vyžaduje dodatočné finančné investície,
riadené nabíjanie elektromobilov [7].

Situáciu v sústave pri riadenom nabíjaní elektromobilov možno opísať v troch etapách:

  • Červená etapa – ide o situáciu, keď nárazový nárast odberu spôsobil preťaženie siete. V takejto situácii je PDS oprávnený odpojiť časť odberateľov poskytujúcich túto službu (protihodnotou môžu byť napr. nižšie poplatky).
  • Žltá etapa – sieť je v kritickom stave, nie je zabezpečené bezpečnostné kritérium N-1. V tejto etape môže PDS aplikovať niektoré trhové mechanizmy, napr. zmenu tarify za elektrinu.
  • Zelená etapa – systém je v normálnom prevádzkovom režime.

Z hľadiska potreby využitia elektromobilu môžeme vlastníkov týchto áut rozdeliť na troch kategórií:

  • majitelia, ktorí auto potrebujú nabiť okamžite,
  • majitelia, ktorí potrebujú mať auto nabité neskôr ku konkrétnemu času,
  • majitelia, ktorých auto je nabité, pripojené do siete a potrebujú ho mať plne nabité k istému času.

Porovnanie neriadeného a riadeného nabíjania elektromobilov s prihliadnutím na typy majiteľov je na obr. 11.

Záver

Inteligentné siete sa považujú za siete budúcnosti, treba si však uvedomiť, že do ich reálnej aplikácie treba vyriešiť viaceré technické, administratívne a osvetové kroky, z ktorých niektoré boli opísané v tomto článku. Pri ich správnej implementácii môžu však priniesť značné benefity prevádzkovateľom DS aj koncovým odberateľom.

Literatúra

[1] http://kigeit.org.pl/FTP/kl/SIS/repo/SmartGrids_SDD_FINAL_APRIL2010.pdf.

[2] https://www.web2energy.com/.

[3] Fenn, B. – Hopp, O. – Ahner, M. – Buchholz, B. M. – Buehner, V. – Doss, A. – Hess, N. –Wagner, W. – Styczynski, Z. A.: Advanced technologies of Demand Side Integration by VPPs and through smart metering in households – experiences from a lighthouse project. CIGRE 2012, C6-1 – 108. Paris, 26th-31st August 2012.

[4] Buchholz, B. M. – Styczynski, Z. A.: Smart Grids 2020.

[5] Využitie IKT pri riadení distribučných sietí. 2016.

[6] Herrmann, N. – Buchholz, B. – Go¨lz, S.: Washing with the sun: Results of a field test for the use of locally generated renewable electricity and load shifting in households. In: International Journal of Distributed Energy Resources, 2008, vol. 4, iss. 4. ISSN 1614-7138.

[7] https://www.elektroauto-news.net/2017/schnellladen-500-kw-elektroautos-alltagstauglicher

Poďakovanie

Tento článok vznikol vďaka podpore v rámci Operačného programu Integrovaná infraštruktúra pre projekt Medzinárodné centrum excelentnosti pre výskum inteligentných a bezpečných informačno-komunikačných technológií a systémov – II. etapa, kód ITMS: 313021W404, spolufinancovaný zo zdrojov Európskeho fondu regionálneho rozvoja.

Ing. Jakub Slávik, MSc.
Jakub.slavik@sfera.sk

Ing. Martin Holiš, PhD.
Martin.holis@sfera.sk

Ing. Ján Poničan
Jan.ponican@stuba.sk

Mgr. Matej Sadloň
Matej.Sadlon@stuba.sk