Управление спросом на электроэнергию: методы предотвращения перегрузок сетей

Управление спросом на электроэнергию: снижение нагрузки на сети, оптимизация потребления и использование умных счетчиков для балансировки спроса и предложения.

18 мин чтения

100%

Источник: Demand response — Wikipedia

Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.

Содержание

Введение

Методы, используемые для предотвращения перегрузки энергосетей

Электрическая концепция

Управление спросом – это изменение в потреблении электроэнергии потребителем для более точного соответствия спроса на электроэнергию объему ее производства. До начала XXI века, когда стоимость аккумулирования энергии с помощью гидроаккумулирующих электростанций и батарей снизилась, электрическую энергию было сложно накапливать. Поэтому энергоснабжающие компании традиционно уравновешивали спрос и предложение, регулируя мощность электростанций, вводя или выводя из работы генерирующие установки, либо импортируя электроэнергию из других энергосистем. Возможности регулирования со стороны производства ограничены, поскольку некоторым генерирующим установкам требуется значительное время для выхода на полную мощность, эксплуатация некоторых установок может быть очень дорогой, а спрос иногда превышает суммарную мощность всех доступных электростанций. Управление спросом, являясь разновидностью управления энергопотреблением, направлено на корректировку спроса на электроэнергию в реальном времени, а не на регулирование предложения. Энергоснабжающие компании могут передавать запросы на изменение потребления своим клиентам различными способами, включая простое тарифирование вне пиковых часов, когда электроэнергия дешевле в определенное время суток, и интеллектуальные системы учета, позволяющие передавать клиентам прямые запросы или информацию об изменении цен. Потребитель может скорректировать потребление электроэнергии, отложив выполнение некоторых задач, требующих больших затрат электроэнергии, или принять решение платить более высокую цену за электроэнергию. Некоторые потребители могут переключить часть своего потребления на альтернативные источники, такие как солнечные панели и аккумуляторы. По сути, управление спросом можно представить как экономическую систему нормирования электроснабжения, основанную на технологиях. В рамках управления спросом добровольное нормирование достигается с помощью ценовых стимулов – предложения более низкой цены за единицу электроэнергии в обмен на снижение потребления в пиковые периоды. Непосредственным следствием этого является то, что пользователи, не снижающие потребление (нагрузку) в пиковые периоды, будут платить повышенные тарифы за единицу электроэнергии, либо напрямую, либо в составе общих тарифов. Принудительное нормирование, в случае его применения, будет осуществляться посредством веерных отключений в периоды пиковой нагрузки. Фактически, летние периоды сильной жары и зимние сильные морозы могут характеризоваться плановыми отключениями электроэнергии для потребителей и предприятий, если добровольное нормирование с помощью стимулов не позволит адекватно снизить нагрузку и привести ее в соответствие с общим объемом производства электроэнергии.

Demand response is a change in the power consumption of an electric utility customer to better match the demand for power with the supply. Until the 21st century decrease in the cost of pumped storage and batteries, electric energy could not be easily stored, so utilities have traditionally matched demand and supply by throttling the production rate of their power plants, taking generating units on or off line, or importing power from other utilities. There are limits to what can be achieved on the supply side, because some generating units can take a long time to come up to full power, some units may be very expensive to operate, and demand can at times be greater than the capacity of all the available power plants put together. Demand response, a type of energy demand management, seeks to adjust in real time the demand for power instead of adjusting the supply. Utilities may signal demand requests to their customers in a variety of ways, including simple off peak metering, in which power is cheaper at certain times of the day, and smart metering, in which explicit requests or changes in price can be communicated to customers. The customer may adjust power demand by postponing some tasks that require large amounts of electric power, or may decide to pay a higher price for their electricity. Some customers may switch part of their consumption to alternate sources, such as on site solar panels and batteries. In many respects, demand response can be put simply as a technology enabled economic rationing system for electric power supply. In demand response, voluntary rationing is accomplished by price incentives—offering lower net unit pricing in exchange for reduced power consumption in peak periods. The direct implication is that users of electric power capacity not reducing usage (load) during peak periods will pay "surge" unit prices, whether directly, or factored into general rates. Involuntary rationing, if employed, would be accomplished via rolling blackouts during peak load periods. Practically speaking, summer heat waves and winter deep freezes might be characterized by planned power outages for consumers and businesses if voluntary rationing via incentives fails to reduce load adequately to match total power supply.

Ценообразование на электроэнергию

В большинстве электроэнергетических систем некоторые или все потребители платят фиксированную цену за единицу электроэнергии, независимо от стоимости производства в момент потребления. Потребительская цена может устанавливаться правительством или регулятором и обычно представляет собой среднюю стоимость за единицу производства за определенный период времени (например, год). Поэтому потребление не чувствительно к стоимости производства в краткосрочной перспективе (например, на почасовой основе). В экономическом плане потребление электроэнергии потребителями неэластично в короткие сроки, поскольку потребители не сталкиваются с фактической ценой производства; если бы потребители столкнулись с краткосрочными затратами производства, они были бы более склонны изменить свое потребление электроэнергии в ответ на эти ценовые сигналы. Чистый экономист может экстраполировать концепцию, чтобы предположить, что потребители, обслуживаемые по этим фиксированным тарифам, наделены теоретическими "опционами на покупку" на электричество, хотя в действительности, как и в любом другом бизнесе, клиент просто покупает то, что предлагается по согласованной цене. Клиент в универмаге, покупающий товар за 10 долларов в 9.00 утра, может заметить, что на полу находятся 10 сотрудников по продажам, но только один из них обслуживает его или ее, в то время как в 3.00 вечера клиент может купить тот же товар за 10 долларов и заметить, что все 10 сотрудников по продажам заняты. Аналогичным образом, стоимость продаж в универмаге в 9.00 утра может быть в 5-10 раз больше, чем стоимость продаж в 3.00 вечера, но было бы неправдоподобно утверждать, что клиент, не платя за товар в 9.00 утра значительно больше, чем в 3.00, имел "опцион на покупку" товара за 10 долларов. Практически во всех энергосистемах электроэнергия производится генераторами, которые распределяются в порядке приоритета, т.е. генераторы с наименьшей предельной стоимостью (наименьшей переменной стоимостью производства) используются первыми, затем следуют самые дешевые и т.д., пока не будет удовлетворено мгновенное потребление электроэнергии. В большинстве энергосистем оптовая цена на электроэнергию будет равна предельной стоимости генератора с наивысшей стоимостью, который вводит энергию, которая будет варьироваться в зависимости от уровня спроса. Таким образом, изменение цен может быть значительным: например, в Онтарио в период с августа по сентябрь 2006 года оптовые цены (в канадских долларах), выплачиваемые производителям, варьировались от пика в 318 долларов за МВт·ч до минимума в (отрицательных) 3,10 долларов за МВт·ч. Не редкость, что цена варьируется в два-пять раз в зависимости от ежедневного цикла спроса. Отрицательная цена указывает на то, что производители были обложены платой за поставку электроэнергии в сеть (и потребители, платящие за цены в режиме реального времени, могли фактически получить скидку за потребление электроэнергии в течение этого периода). Это обычно происходит ночью, когда спрос падает до уровня, когда все генераторы работают на минимальных уровнях выработки, и некоторые из них должны быть отключены. Отрицательная цена - это стимул для того, чтобы эти отключения были осуществлены наименее затратным способом. В двух исследованиях Carnegie Mellon в 2006 году рассматривалась важность управления спросом для электроэнергетической отрасли в общем плане и с конкретным применением ценообразования в режиме реального времени для потребителей для регионального органа передачи связи PJM, обслуживающего 65 миллионов клиентов в США с 180 гигаватт генерирующей мощности. Последнее исследование показало, что даже небольшие изменения пикового спроса окажут большое влияние на экономию потребителей и позволят избежать затрат на дополнительную пиковую мощность: 1%-ное изменение пикового спроса приведет к экономии 3,9%, миллиардам долларов на уровне системы. Приблизительно 10% сокращение пикового спроса (достижимое в зависимости от эластичности спроса) приведет к экономии систем от 8 до 28 миллиардов долларов. В дискуссионном документе Ахмад Фаруки, директор Brattle Group, оценивает, что 5-процентное сокращение пикового спроса на электроэнергию в США может привести к экономии примерно $35 млрд в течение 20 лет, без учета затрат на измерение и коммуникации, необходимые для реализации динамического ценообразования, необходимого для достижения этих сокращений. Хотя чистые выгоды будут значительно меньше заявленных $35 млрд, они все равно будут весьма существенными. В Онтарио, Канада, Независимый оператор электрической системы отметил, что в 2006 году пиковый спрос превысил 25 000 мегаватт только в течение 32 системных часов (менее 0,4% времени), в то время как максимальный спрос в течение года составил чуть более 27 000 мегаватт. Возможность "сглаживать" пиковый спрос на основе надежных обязательств позволит провинции сократить установленную мощность примерно на 2 000 мегаватт.

In most electric power systems, some or all consumers pay a fixed price per unit of electricity independent of the cost of production at the time of consumption. The consumer price may be established by the government or a regulator, and typically represents an average cost per unit of production over a given timeframe (for example, a year). Consumption therefore is not sensitive to the cost of production in the short term (e. g. on an hourly basis). In economic terms, consumers' usage of electricity is inelastic in short time frames since the consumers do not face the actual price of production; if consumers were to face the short run costs of production they would be more inclined to change their use of electricity in reaction to those price signals. A pure economist might extrapolate the concept to hypothesize that consumers served under these fixed rate tariffs are endowed with theoretical "call options" on electricity, though in reality, like any other business, the customer is simply buying what is on offer at the agreed price. A customer in a department store buying a $10 item at 9.00 am might notice 10 sales staff on the floor but only one occupied serving him or her, while at 3.00 pm the customer could buy the same $10 article and notice all 10 sales staff occupied. In a similar manner, the department store cost of sales at 9.00 am might therefore be 5 10 times that of its cost of sales at 3.00 pm, but it would be far fetched to claim that the customer, by not paying significantly more for the article at 9.00 am than at 3.00 pm, had a 'call option' on the $10 article. In virtually all power systems electricity is produced by generators that are dispatched in merit order, i. e., generators with the lowest marginal cost (lowest variable cost of production) are used first, followed by the next cheapest, etc., until the instantaneous electricity demand is satisfied. In most power systems the wholesale price of electricity will be equal to the marginal cost of the highest cost generator that is injecting energy, which will vary with the level of demand. Thus the variation in pricing can be significant: for example, in Ontario between August and September 2006, wholesale prices (in Canadian Dollars) paid to producers ranged from a peak of $318 per MW·h to a minimum of (negative) $3.10 per MW·h. It is not unusual for the price to vary by a factor of two to five due to the daily demand cycle. A negative price indicates that producers were being charged to provide electricity to the grid (and consumers paying real time pricing may have actually received a rebate for consuming electricity during this period). This generally occurs at night when demand falls to a level where all generators are operating at their minimum output levels and some of them must be shut down. The negative price is the inducement to bring about these shutdowns in a least cost manner. Two Carnegie Mellon studies in 2006 looked at the importance of demand response for the electricity industry in general terms and with specific application of real time pricing for consumers for the PJM Interconnection Regional Transmission authority, serving 65 million customers in the US with 180 gigawatts of generating capacity. The latter study found that even small shifts in peak demand would have a large effect on savings to consumers and avoided costs for additional peak capacity: a 1% shift in peak demand would result in savings of 3.9%, billions of dollars at the system level. An approximately 10% reduction in peak demand (achievable depending on the elasticity of demand) would result in systems savings of between $8 and $28 billion. In a discussion paper, Ahmad Faruqui, a principal with the Brattle Group, estimates that a 5 percent reduction in US peak electricity demand could produce approximately $35 billion in cost savings over a 20 year period, exclusive of the cost of the metering and communications needed to implement the dynamic pricing needed to achieve these reductions. While the net benefits would be significantly less than the claimed $35 billion, they would still be quite substantial. In Ontario, Canada, the Independent Electricity System Operator has noted that in 2006, peak demand exceeded 25,000 megawatts during only 32 system hours (less than 0.4% of the time), while maximum demand during the year was just over 27,000 megawatts. The ability to "shave" peak demand based on reliable commitments would therefore allow the province to reduce built capacity by approximately 2,000 megawatts.

Электрические сети и реакция на пиковый спрос

В электрической сети потребление и производство электроэнергии должны быть сбалансированы в любое время; любой значительный дисбаланс может привести к нестабильности сети или серьезным колебаниям напряжения и вызвать сбои в работе сети. Поэтому общая генерирующая мощность рассчитывается с учетом соответствия общему пиковому спросу, с некоторым запасом погрешности и учетом непредвиденных обстоятельств (например, вывод электростанций из эксплуатации в периоды пикового спроса). Операторы, как правило, планируют использовать генерирующую мощность с наименьшей стоимостью (с точки зрения предельных затрат) в любой данный период и подключать дополнительную мощность с более дорогих установок по мере роста спроса. В большинстве случаев управление спросом направлено на снижение пикового спроса для уменьшения риска потенциальных сбоев, избежания дополнительных капитальных затрат на строительство новых мощностей и отказа от использования более дорогих или менее эффективных действующих установок. Потребители электроэнергии также будут платить более высокие цены, если для производства электроэнергии используется источник с более высокой стоимостью. Управление спросом также может использоваться для увеличения спроса в периоды высокого производства и низкого потребления. Некоторые типы электростанций должны работать почти на полную мощность (например, атомные), в то время как другие могут производить электроэнергию с пренебрежимо малыми предельными затратами (например, ветровые и солнечные). Поскольку возможности для хранения энергии обычно ограничены, управление спросом может быть направлено на увеличение нагрузки в эти периоды для поддержания стабильности сети. Например, в провинции Онтарио в сентябре 2006 года в течение короткого времени цены на электроэнергию для некоторых потребителей были отрицательными. Накопление энергии, такое как гидроаккумулирующие электростанции, позволяет увеличить нагрузку в периоды низкого спроса для последующего использования. Использование управления спросом для увеличения нагрузки менее распространено, но может быть необходимо или эффективно в системах с большими объемами генерирующих мощностей, которые сложно быстро отключать. Некоторые сети могут использовать механизмы ценообразования, которые не являются оперативным, но более просты в реализации (например, более высокие цены в течение дня и более низкие цены ночью), чтобы обеспечить некоторые преимущества управления спросом при менее строгих технологических требованиях. В Великобритании с 1970-х годов действуют схемы "Economy 7" и аналогичные, которые направлены на перенос спроса на электрическое отопление на ночные периоды вне пиковой нагрузки. В последнее время, в 2006 году, Онтарио начала внедрение программы "умных счетчиков", реализующей тарифы "в зависимости от времени использования" (TOU), которые дифференцируют цены в соответствии с пиковыми, среднепиковыми и непиковыми графиками. Зимой пиковый период определяется как утро и ранний вечер, среднепиковый – с полудня до позднего дня, а непиковый – ночью; летом пиковые и среднепиковые периоды меняются местами, отражая роль кондиционирования воздуха как фактора, определяющего летний спрос. По состоянию на 1 мая 2015 года большинство электросетей Онтарио завершили переход всех потребителей на биллинг по "умным счетчикам" с тарифами "в зависимости от времени использования", при этом пиковые тарифы составляют около 200%, а среднепиковые – около 150% от непикового тарифа за кВт-ч. В Австралии существуют национальные стандарты для управления спросом (серия AS/NZS 4755), которые на протяжении нескольких десятилетий внедряются по всей стране поставщиками электроэнергии, например, для управления накопительными водонагревателями, кондиционерами и насосами для бассейнов. В 2016 году в серию стандартов было добавлено управление накоплением электрической энергии (например, аккумуляторами).

In an electricity grid, electricity consumption and production must balance at all times; any significant imbalance could cause grid instability or severe voltage fluctuations, and cause failures within the grid. Total generation capacity is therefore sized to correspond to total peak demand with some margin of error and allowance for contingencies (such as plants being off line during peak demand periods). Operators will generally plan to use the least expensive generating capacity (in terms of marginal cost) at any given period, and use additional capacity from more expensive plants as demand increases. Demand response in most cases is targeted at reducing peak demand to reduce the risk of potential disturbances, avoid additional capital cost requirements for additional plants, and avoid use of more expensive or less efficient operating plants. Consumers of electricity will also pay higher prices if generation capacity is used from a higher cost source of power generation. Demand response may also be used to increase demand during periods of high supply and low demand. Some types of generating plant must be run at close to full capacity (such as nuclear), while other types may produce at negligible marginal cost (such as wind and solar). Since there is usually limited capacity to store energy, demand response may attempt to increase load during these periods to maintain grid stability. For example, in the province of Ontario in September 2006, there was a short period of time when electricity prices were negative for certain users. Energy storage such as pumped storage hydroelectricity is a way to increase load during periods of low demand for use during later periods. Use of demand response to increase load is less common, but may be necessary or efficient in systems where there are large amounts of generating capacity that cannot be easily cycled down. Some grids may use pricing mechanisms that are not real time, but easier to implement (users pay higher prices during the day and lower prices at night, for example) to provide some of the benefits of the demand response mechanism with less demanding technological requirements. In the UK, Economy 7 and similar schemes that attempt to shift demand associated with electric heating to overnight off peak periods have been in operation since the 1970s. More recently, in 2006 Ontario began implementing a "smart meter" program that implements "time of use" (TOU) pricing, which tiers pricing according to on peak, mid peak and off peak schedules. During the winter, on peak is defined as morning and early evening, mid peak as midday to late afternoon, and off peak as nighttime; during the summer, the on peak and mid peak periods are reversed, reflecting air conditioning as the driver of summer demand. As of May 1, 2015, most Ontario electrical utilities have completed converting all customers to "smart meter" time of use billing with on peak rates about 200% and mid peak rates about 150% of the off peak rate per kWh. Australia has national standards for Demand Response (AS/NZS 4755 series), which has been implemented nationwide by electricity distributors for several decades, e. g. controlling storage water heaters, air conditioners and pool pumps. In 2016, how to manage electrical energy storage (e. g., batteries) has been added into the series of standards.

Сброс нагрузки

Когда происходит дефицит мощности (генерация падает ниже потребления), энергоснабжающие компании могут прибегать к веерным отключениям (также известным как программа аварийного снижения нагрузки, ELRP) в обслуживаемых районах посредством целенаправленных отключений, последовательных отключений или соглашений с крупными промышленными потребителями об отключении оборудования в периоды пиковой нагрузки во всей системе.

Стимулы к сбросу нагрузок

Потребителям энергии необходим определенный стимул, чтобы отреагировать на запрос от поставщика услуг по управлению спросом. Стимулы для управления спросом могут быть формальными или неформальными. Энергоснабжающая компания может создать тарифный стимул, передавая краткосрочное повышение цен на электроэнергию, или ввести обязательные ограничения потребления во время пиковых нагрузок, например, в периоды сильной жары, для отдельных крупных потребителей, которым выплачивается компенсация за участие. Другие потребители могут получать скидки или другие стимулы за твердые обязательства по снижению потребления в периоды высокого спроса, иногда называемые «негаваттами». Например, в Калифорнии была внедрена программа ELRP, в рамках которой зарегистрированные потребители получают кредит за снижение потребления электроэнергии при объявлении чрезвычайной ситуации (1 доллар США за кВтч в 2021 году, 2 доллара США в 2022 году). Коммерческие и промышленные потребители электроэнергии могут самостоятельно снижать нагрузку, даже без запроса от энергоснабжающей компании. Некоторые предприятия производят собственную электроэнергию и стремятся не превышать свои производственные мощности, чтобы избежать покупки электроэнергии из сети. Некоторые энергоснабжающие компании используют коммерческие тарифные планы, которые определяют стоимость электроэнергии для потребителя в течение месяца, исходя из момента его максимального потребления или пикового спроса. Это стимулирует потребителей к выравниванию графика потребления энергии, что известно как управление спросом на энергию, и иногда требует временного сокращения предоставляемых услуг. В некоторых регионах внедрены интеллектуальные счетчики, обеспечивающие динамическое ценообразование для всех категорий потребителей, в отличие от фиксированных тарифов в течение всего периода спроса. В этом случае потребители имеют прямой стимул снижать потребление в периоды высокого спроса и высоких цен. Многие потребители могут быть не в состоянии эффективно снижать потребление в определенное время, или пиковые цены могут быть недостаточными для изменения спроса в течение коротких периодов времени (потребители обладают низкой ценовой чувствительностью, или эластичность спроса низкая). Существуют автоматизированные системы управления, которые, хотя и эффективны, могут быть слишком дорогими для некоторых применений.

Применение интеллектуальных сетей

Приложения "умных" сетей повышают возможности производителей и потребителей электроэнергии общаться друг с другом и принимать решения о том, как и когда производить и потреблять электроэнергию. Эта развивающаяся технология позволит потребителям перейти от реагирования на запросы, основанного на событиях, когда энергоснабжающая компания запрашивает снижение нагрузки, к более постоянному, круглосуточному реагированию на спрос, когда потребитель получает стимулы для постоянного контроля нагрузки. Хотя такой двусторонний диалог расширяет возможности реагирования на спрос, потребители по-прежнему в значительной степени зависят от экономических стимулов и не готовы полностью передать контроль над своими активами энергоснабжающим компаниям. Одним из преимуществ применения "умных" сетей является динамическое ценообразование. Потребители, которые традиционно платят фиксированную ставку за потребленную энергию (кВтч) и пиковую нагрузку, могут установить порог и корректировать свое потребление, чтобы воспользоваться колебаниями цен. Для этого может потребоваться система управления энергопотреблением для управления приборами и оборудованием, а также могут быть достигнуты эффекты масштаба. Другое преимущество, в основном для крупных потребителей, имеющих собственную генерацию, – это возможность тщательно отслеживать, перераспределять и балансировать нагрузку таким образом, чтобы снизить пиковую нагрузку и не только экономить на кВтч и кВт в месяц, но и иметь возможность продавать сэкономленную энергию на энергетическом рынке. Это также требует использования сложных систем управления энергопотреблением, стимулов и функционирующего торгового рынка. Приложения "умных" сетей расширяют возможности реагирования на спрос, предоставляя производителям и потребителям данные в режиме реального времени, но экономические и экологические стимулы остаются основной движущей силой этой практики. Одним из наиболее важных инструментов реагирования на спрос в будущих "умных" сетях являются электромобили. Объединение этого нового источника энергии, который также является новым источником неопределенности в электроэнергетических системах, критически важно для сохранения стабильности и качества "умных" сетей, следовательно, парковки для электромобилей можно рассматривать как объект агрегации для реагирования на спрос.

Smart grid applications improve the ability of electricity producers and consumers to communicate with one another and make decisions about how and when to produce and consume electrical power. This emerging technology will allow customers to shift from an event based demand response where the utility requests the shedding of load, towards a more 24/7 based demand response where the customer sees incentives for controlling load all the time. Although this back and forth dialogue increases the opportunities for demand response, customers are still largely influenced by economic incentives and are reluctant to relinquish total control of their assets to utility companies. One advantage of a smart grid application is time based pricing. Customers who traditionally pay a fixed rate for consumed energy (kWh) and requested peak load can set their threshold and adjust their usage to take advantage of fluctuating prices. This may require the use of an energy management system to control appliances and equipment and can involve economies of scale. Another advantage, mainly for large customers with generation, is being able to closely monitor, shift, and balance load in a way that allows the customer to save peak load and not only save on kWh and kW/month but be able to trade what they have saved in an energy market. Again, this involves sophisticated energy management systems, incentives, and a viable trading market. Smart grid applications increase the opportunities for demand response by providing real time data to producers and consumers, but the economic and environmental incentives remain the driving force behind the practice. One of the most important means of demand response in the future smart grids is electric vehicles. Aggregation of this new source of energy, which is also a new source of uncertainty in the electrical systems, is critical to preserving the stability and quality of smart grids, consequently, the electric vehicle parking lots can be considered a demand response aggregation entity.

Заявление на использование периодических возобновляемых распределенных энергетических ресурсов

Современная электросеть переходит от традиционных вертикально интегрированных энергетических структур к распределенным системам по мере интеграции всё большего объема возобновляемой генерации. Эти источники энергии часто рассредоточены и по своей природе непостоянны. Эти особенности создают проблемы для стабильности и эффективности сети, что приводит к ограничениям на объём этих ресурсов, которые можно эффективно добавить в сеть. В традиционной вертикально интегрированной сети электроэнергию обеспечивают электростанции, способные реагировать на изменения спроса. Выработка электроэнергии из возобновляемых источников определяется условиями окружающей среды и, как правило, не может реагировать на изменения спроса. Показано, что управляемое воздействие на некритические нагрузки, подключенные к сети, является эффективной стратегией для смягчения нежелательных колебаний, вызванных этими возобновляемыми источниками. Таким образом, вместо того чтобы генерация реагировала на изменения спроса, спрос реагирует на изменения генерации. Это и есть основа управления спросом. Для реализации систем управления спросом необходима координация большого количества распределенных ресурсов посредством датчиков, исполнительных механизмов и протоколов связи. Чтобы быть эффективными, устройства должны быть экономичными, надежными и при этом эффективно выполнять свои задачи управления. Кроме того, эффективное управление требует развитой способности координировать большие сети устройств, управлять и оптимизировать эти распределенные системы как с экономической, так и с точки зрения безопасности. Кроме того, увеличение доли переменной возобновляемой генерации повышает потребность в дополнительных вспомогательных услугах для поддержания баланса сети. Одной из таких услуг является резерв на случай аварийных ситуаций, который используется для регулирования частоты сети в аварийных ситуациях. Многие независимые системные операторы структурируют правила рынков вспомогательных услуг таким образом, чтобы управление спросом могло участвовать наряду с традиционными ресурсами генерации, что позволяет более эффективно использовать доступную мощность генераторов при их штатной работе, снижая затраты и загрязнение. По мере увеличения соотношения генерации на основе инверторов к традиционной генерации уменьшается механическая инерция, используемая для стабилизации частоты. В сочетании с чувствительностью генерации на основе инверторов к переходным частотам, всё более важным становится предоставление вспомогательных услуг из источников, отличных от генераторов.

The modern power grid is making a transition from the traditional vertically integrated utility structures to distributed systems as it begins to integrate higher penetrations of renewable energy generation. These sources of energy are often diffusely distributed and intermittent by nature. These features introduce problems in grid stability and efficiency which lead to limitations on the amount of these resources which can be effectively added to the grid. In a traditional vertically integrated grid, energy is provided by utility generators which are able to respond to changes in demand. Generation output by renewable resources is governed by environmental conditions and is generally not able to respond to changes in demand. Responsive control over noncritical loads that are connected to the grid has been shown to be an effective strategy able to mitigate undesirable fluctuations introduced by these renewable resources. In this way instead of the generation responding to changes in demand, the demand responds to changes in generation. This is the basis of demand response. In order to implement demand response systems, coordination of large numbers of distributed resources through sensors, actuators, and communications protocols becomes necessary. To be effective, the devices need to be economical, robust, and yet still effective at managing their tasks of control. In addition, effective control requires a strong capability to coordinate large networks of devices, managing and optimizing these distributed systems from both an economic and a security standpoint. In addition, the increased presence of variable renewable generation drives a greater need for authorities to procure more ancillary services for grid balance. One of these services is contingency reserve, which is used to regulate the grid frequency in contingencies. Many independent system operators are structuring the rules of ancillary service markets such that demand response can participate alongside traditional supply side resources the available capacity of the generators can be used more efficiently when operated as designed, resulting in lower costs and less pollution. As the ratio of inverter based generation compared to conventional generation increases, the mechanical inertia used to stabilize frequency decreases. When coupled with the sensitivity of inverter based generation to transient frequencies, the provision of ancillary services from other sources than generators becomes increasingly important.

Технологии сокращения спроса

Существуют технологии, и другие находятся в разработке, для автоматизации процесса управления спросом. Эти технологии выявляют необходимость снижения нагрузки, передают информацию о спросе участвующим пользователям, автоматизируют снижение нагрузки и проверяют соответствие программам управления спросом. GridWise и EnergyWeb – две крупные федеральные инициативы в Соединенных Штатах, направленные на разработку этих технологий. Университеты и частный сектор также ведут исследования и разработки в этой области. Масштабируемые и комплексные программные решения для управления спросом способствуют росту бизнеса и промышленности. Некоторые энергоснабжающие компании рассматривают и тестируют автоматизированные системы, подключенные к промышленным, коммерческим и жилым потребителям, которые могут снизить потребление в периоды пикового спроса, по сути, незначительно сдвигая нагрузку по времени. Хотя объем сдвинутого спроса может быть небольшим, последствия для энергосистемы (включая финансовые) могут быть существенными, поскольку планирование стабильности системы часто предполагает создание резервных мощностей для покрытия экстремальных пиковых нагрузок, а также запаса прочности. Такие события могут происходить лишь несколько раз в год. Процесс может включать в себя снижение или отключение определенных приборов или оборудования (и, при неожиданно низком спросе, возможное увеличение потребления). Например, отопление может быть снижено, а кондиционирование или охлаждение – увеличено (повышение температуры требует меньше электроэнергии), незначительно сдвигая нагрузку до окончания пикового периода. В городе Торонто некоторые жилые потребители могут участвовать в программе (Peaksaver AC), в рамках которой системный оператор может автоматически управлять водонагревателями или кондиционерами во время пикового спроса; энергосистема выигрывает от сглаживания пиковой нагрузки (что позволяет пиковым электростанциям время на запуск или предотвращает возникновение пиковых событий), а участник – от отсрочки потребления до периодов после пикового спроса, когда цены должны быть ниже. Хотя это экспериментальная программа, в масштабе эти решения могут значительно снизить пиковую нагрузку. Успех таких программ зависит от разработки соответствующей технологии, подходящей системы ценообразования на электроэнергию и стоимости базовой технологии. Bonneville Power экспериментировала с технологиями прямого управления в жилых домах штатов Вашингтон и Орегон и пришла к выводу, что экономия на инвестициях в передачу оправдает стоимость технологии. Другие методы реализации управления спросом направлены на тонкое снижение рабочих циклов, а не на установку более низких температур на термостатах. Они могут быть реализованы с помощью индивидуальной настройки систем автоматизации зданий или с использованием методов роевого интеллекта, координирующих несколько нагрузок на объекте (например, контроллеры EnviroGrid от Encycle). Аналогичный подход может быть применен для управления пиковым спросом на кондиционирование в летних регионах с высокой нагрузкой. Предварительное охлаждение или поддержание немного более высокой температуры на термостате может помочь снизить пиковый спрос. В 2008 году было объявлено, что в Великобритании будут продаваться электрические холодильники, способные определять динамический спрос и сдвигать или ускорять цикл охлаждения в зависимости от частоты сети, но по состоянию на 2018 год они не были широко доступны.

Technologies are available, and more are under development, to automate the process of demand response. Such technologies detect the need for load shedding, communicate the demand to participating users, automate load shedding, and verify compliance with demand response programs. GridWise and EnergyWeb are two major federal initiatives in the United States to develop these technologies. Universities and private industry are also doing research and development in this arena. Scalable and comprehensive software solutions for DR enable business and industry growth. Some utilities are considering and testing automated systems connected to industrial, commercial and residential users that can reduce consumption at times of peak demand, essentially delaying draw marginally. Although the amount of demand delayed may be small, the implications for the grid (including financial) may be substantial, since system stability planning often involves building capacity for extreme peak demand events, plus a margin of safety in reserve. Such events may only occur a few times per year. The process may involve turning down or off certain appliances or sinks (and, when demand is unexpectedly low, potentially increasing usage). For example, heating may be turned down or air conditioning or refrigeration may be turned up (turning up to a higher temperature uses less electricity), delaying slightly the draw until a peak in usage has passed. In the city of Toronto, certain residential users can participate in a program (Peaksaver AC) whereby the system operator can automatically control hot water heaters or air conditioning during peak demand; the grid benefits by delaying peak demand (allowing peaking plants time to cycle up or avoiding peak events), and the participant benefits by delaying consumption until after peak demand periods, when pricing should be lower. Although this is an experimental program, at scale these solutions have the potential to reduce peak demand considerably. The success of such programs depends on the development of appropriate technology, a suitable pricing system for electricity, and the cost of the underlying technology. Bonneville Power experimented with direct control technologies in Washington and Oregon residences, and found that the avoided transmission investment would justify the cost of the technology. Other methods to implementing demand response approach the issue of subtly reducing duty cycles rather than implementing thermostat setbacks. These can be implemented using customized building automation systems programming, or through swarm logic methods coordinating multiple loads in a facility (e. g. Encycle's EnviroGrid controllers). Similar approach can be implemented for managing air conditioning peak demand in summer peak regions. Pre cooling or maintaining slightly higher thermostat setting can help with the peak demand reduction. In 2008 it was announced that electric refrigerators will be sold in the UK sensing dynamic demand which will delay or advance the cooling cycle based on monitoring grid frequency but they are not readily available as of 2018.

Промышленные потребители

Промышленные потребители также участвуют в программах управления спросом. По сравнению с коммерческими и бытовыми нагрузками, промышленные нагрузки обладают следующими преимуществами: объём потребления электроэнергии промышленным производственным предприятием и величина изменения мощности, которую оно может предоставить, как правило, очень велики; кроме того, промышленные предприятия обычно уже располагают инфраструктурой для управления, связи и участия в рыночных механизмах, что облегчает предоставление услуг по управлению спросом; более того, некоторые промышленные предприятия, такие как алюминиевые плавильные заводы, способны осуществлять быструю и точную регулировку своего энергопотребления. Например, предприятие Warrick Operation компании Alcoa участвует в MISO в качестве квалифицированного ресурса управления спросом, а Trimet Aluminium использует свой плавильный завод как кратковременный накопитель энергии. Выбор подходящих отраслей для предоставления услуг по управлению спросом обычно основывается на оценке так называемой ценности непокрытого спроса. Некоторые центры обработки данных расположены на значительном расстоянии друг от друга для обеспечения резервирования и могут переносить нагрузки между ними, а также участвовать в программах управления спросом.

Краткосрочные неудобства для долгосрочных выгод

Снижение нагрузки в периоды пикового спроса важно, поскольку это уменьшает необходимость в строительстве новых электростанций. Чтобы справиться с высоким пиковым спросом, энергоснабжающие компании строят очень капиталоемкие электростанции и линии электропередач. Пиковый спрос возникает лишь несколько раз в год, поэтому эти мощности используются лишь на малую часть своей потенциальной производительности. Потребители электроэнергии оплачивают эту неиспользуемую мощность через тарифы на электроэнергию. По данным Demand Response Smart Grid Coalition, 10–20% стоимости электроэнергии в Соединенных Штатах обусловлены пиковым спросом, возникающим всего в течение 100 часов в году. Управление спросом (DR) позволяет энергоснабжающим компаниям сократить необходимость в крупных капитальных вложениях и, следовательно, удерживать тарифы на более низком уровне. Однако существует экономический предел таким сокращениям, поскольку потребители теряют полезность или удобство от неиспользованной электроэнергии. Поэтому вводить в заблуждение, рассматривая только экономию затрат, которую может обеспечить управление спросом, не учитывая при этом, от чего потребителю приходится отказываться.

Сокращение спроса и использование дизельных генераторов в британской национальной сети

По состоянию на декабрь 2009 года National Grid имела контракты на 2369 МВт мощности для обеспечения регулирования спроса, известного как STOR. С точки зрения потребителей, 839 МВт (35%) обеспечивалось с 89 объектов. Из этих 839 МВт около 750 МВт приходилось на резервную генерацию, а остальное – на снижение потребления. Исследование, основанное на анализе обширных получасовых профилей потребления и фактических данных о перераспределении нагрузки в различных коммерческих и промышленных зданиях Великобритании, показало, что лишь небольшая часть потребителей участвовала в переключении и снижении нагрузки, в то время как основную часть регулирования спроса обеспечивали резервные генераторы.