Stacje ładowania pojazdów elektrycznych w koncepcji Smart Systemu

To ostatnie spowoduje, że ważnym elementem w organizacji Smart City/Smart Grid będą Odnawialne Źródła Energii (OZE), magazyny energii (ES – z ang. Energy Storage) oraz energia pochodząca od konsumentów z pojazdów elektrycznych lub zasobników prosumenckich (prosument to konsument, klient energetycznego operatora dystrybucyjnego, który jest też producentem energii ze źródeł OZE lub magazynu energii).

Czynnikiem, który wymusi organizację naszego „Smart” życia, będzie deficyt zasobów energii (zwłaszcza brak pierwotnych zasobów kopalnych) oraz eliminacja źródeł wytwarzania energii z dużą emisją zanieczyszczeń. Istotne też będą inne zagrożenia, jak np.: niska efektywność wytwarzania energii z obecnych źródeł, trudności z przesyłem i rozdziałem energii, problemy z jakością i stabilnością dostaw energii.

W dalszej części artykułu omówimy elementy, z których będzie się składał energetyczny Smart System oraz wymagania, które powinien spełniać. Ponadto zaprezentujemy sposób funkcjonowania Stacji Ładowania pojazdów elektrycznych w dwóch typach systemów: w systemie ze zwrotem energii do odbiorcy indywidualnego, tryb: V2H (z ang. Vehicle to Home) lub ze zwrotem energii do sieci, tryb: V2G (z ang. Vehicle to Grid). Trzeba podkreślić, że w obu przypadkach musimy mieć dostęp do energii elektrycznej zgromadzonej w zasobnikach pojazdów elektrycznych przez dodatkową dwukierunkową funkcjonalność Stacji Ładowania.

SMART – chwyt marketingowy czy wizja i filozofia?

Zanim przejdziemy do tematu głównego, zastanówmy się, czy wszystko dziś ma być „Smart”? Mamy „smart” telefony, zegarki, samochody, nawet ktoś wyprodukował okulary z opisem handlowym „smart”. Idąc dalej tym tropem, mamy „smart” windy, drogi, parkingi, oświetlenie itd. To słowo jest permanentnie nadużywane, ponieważ cena towaru „smart” może być wyższa od ceny towaru nieopatrzonego etykietką „smart”. Gdy mówimy o „Smart City” i rozporoszonych źródłach energii, źródłach energii odnawialnej, wymiennych funkcjach grupy miast, to możemy stwierdzić, że taka organizacja to nic nowego. 

Pierwowzory energetyki odnawialnej były znane w starożytnych kulturach, które wykorzystywały pierwotne źródła energii, takie jak: parowanie i topnienie śniegu, ruchy atmosfery, prądy oceaniczne, energię fal, promienie słoneczne, produkcję biomasy. Starożytne miasta organizowały się wzajemnie w systemie wymiany funkcji, integracji i współdziałania. Zasobniki bateryjne były znane już w starożytności, w cywilizacji Mezopotamii i Persów. Ślady elektryczności są uwidocznione na hieroglifach w cywilizacji faraonów [1]. Można zadać sobie pytanie, czy „smart” będzie oznaczać wizję i filozofię przyszłości? A może to jedynie kolejne nadużycie marketingowe w celu podwyższenia kosztów życia? Owszem, trop „smart” docelowo stanowi drogę do przeszłości, jednak w okresie przejściowym interpretacja tego określenia może być różna.

Koncepcja „smart” systemu zakłada interaktywne dostosowanie się urządzeń do aktualnej sytuacji. Do tego potrzebny jest system komunikacji i wymiany danych i to z każdego poziomu funkcjonowania urządzeń „smart” systemu. Następnie te dane muszą być analizowane i przekazywane do centrów sterowania, które będą zarządzały pracą urządzeń. Sterowniki tych systemów powinny mieć wdrożone algorytmy, których zadaniem będzie przewidywanie przyszłości i prognozowanie działania urządzenia. To wszystko będzie miało jeden cel: zarządzanie pracą zespołu elementów, aby osiągnąć optymalne działalnie. Bez tych funkcji, bez takiego dostosowania pracy urządzeń do otoczenia – pojęcie ‘smart” będzie tylko pustym chwytem marketingowym.

Obecnie „Smart” System to wizja czegoś, co już widzimy, ale jeszcze nie znamy i nie do końca potrafimy zdefiniować. Z tego powodu w naszym otoczeniu pojawią się efekty uboczne, czyli zagrożenia, które do tej pory nie były powszechne lub były nieistotne, natomiast po wdrożeniu w życie „smart” mogą stanowić one poważne problemy. 

Przykładowo, po wprowadzeniu „smart” energetyki mogą się pojawiać częściej, np. braki zasilania (tzw. Blackouty) albo kradzieże energii od odbiorców indywidualnych lub zawieszanie się sterowników i destabilizacja energetyczna miast. Kolejnym zagrożeniem mogą być konsekwencje spowodowane niebezpieczeństwem nieprawidłowej wymiany informacji, a nawet działania hakerów na system. Być może życie „smart” nie będzie takie wspaniałe, jak to prognozujemy. Czy jest możliwy odwrót od tego? Raczej nie. Takie systemy już powstały (choć na skalę mikro-grid) i działają (choć na razie znajdują się w fazie testów i nie w pełni działają wszystkie funkcje).

Jak podaje CSE (Center for Sustainable Energy) [2] znajdziemy następujące przykłady wykorzystania wśród spektakularnych przykładów „smart” systemów:

a. mikrosieć w Kalifornii (sieć obejmująca lokalnie kampusy uniwersyteckie, bazy wojskowe, więzienia i małe osiedla);

b. uniwersytet „California, San Diego”, sieć o mocy 42 MW, zasilająca kampus, samowystarczalna na poziomie 92–95%, obejmuje instalację elektrociepłowniczą, ogniwa paliwowe i elektrownię słoneczną PV, lokalną fotowoltaikę na dachach;

c. mikrosieć „Borrego Springs” obejmująca elektrownię słoneczną PV, mikroturbiny wiatrowe, hybrydowe pojazdy elektryczne typu plug‑in (PHEV) i magazyny energii;

d. mikrosieć więzienie „Santa Rita Jail (Alameda County)”, obejmująca turbiny wiatrowe, fotowoltaikę, słoneczne kolektory energii cieplnej i kogenerację z zaawansowanym magazynowaniem energii;

e. mikrosieć bazy wojskowej Twentynine Palms Marine Base, 13MW mikrosieć, z instalacją fotowoltaiczną, elektrociepłownią i zaawansowanym system magazynowania energii. W pracy wyspowej zapewnia 30% zapotrzebowania na moc. Spełnia surowe kryteria bezpieczeństwa cybernetycznego Departamentu Obrony Stanów Zjednoczonych.

f. cybernetycznego Departamentu Obrony Stanów Zjednoczonych.

Smart Grid, czyli inteligentny elektrosystem

Aby zbudować system Smart-Grid, należy zbudować lokalny system energetyczny, w skład którego wchodzi wiele źródeł energii z monitorowanym przepływem. Osiągniemy to poprzez:

1. Włączenie do systemu wielu różnych, wzajemnie się rezerwujących źródeł wytwórczych energii wraz z magazynami energii (mogą to być duże zasobniki energii ES- z ang. Energy Storage, ale też magazyny prosumenckie lub samochody z zasobnikami elektrycznymi). Źródła powinny mieć możliwość pracy w wydzielonej sieci oraz wzajemnej redundancji i rezerwowania się.

2. Wdrożenie do systemu monitorowania i prognozowania przesyłu i dystrybucji energii na każdym poziomie, od wytwórców (czyli stanu sieci elektroenergetyki zawodowej, wytwórczej), poprzez odbiorców instytucjonalnych (ocena sieci przemysłowych) aż do odbiorców indywidulanych. Nastąpi to poprzez wdrożenie dwukierunkowych inteligentnych systemów pomiarowych, a u odbiorców, przez zainstalowanie np. dwukierunkowych liczników energii z funkcją prognozowania zużycia energii w czasie.

3. Zbudowanie Centrum Sterowania (lokalnego centrum dyspozycji mocy), które będzie w sposób optymalny dla operatora i konsumenta zarządzać przepływami energii.

Tak zbudowany system Smart-Grid będzie przygotowany do wypełnienia następujące zadań:

1. zwiększenia dyspozycyjności mocy, poprzez redundancję źródeł, dostępu do wielu źródeł energii;

2. zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego poprzez redundancję źródeł energii, zapewnienia (przy bezpiecznej i niezawodnej transmisji danych) sterowania przepływem i dystrybucją energii na różnych poziomach systemu, od obiektu lokalnego do globalnego;

3. minimalizacji kosztów usługi przez optymalizację wykorzystanym źródeł wytwórczych, dołączanie najtańszych źródeł wytwarzania, zwłaszcza lokalnych zasobów energii;

4. zróżnicowania i zindywidualizowania oferty na dostawę energii, rozszerzenie funkcjonalności usług zgodnie z potrzebami klienta;

5. zapewnienie wysokiej efektywności wykorzystania energii poprzez zapewnienie przepływu energii od najbliższego źródła jej wytwarzania do odbiorcy końcowego;

6. zapewnienie wysokiej jakości dostarczanej energii, poprzez eliminację przerw w dostarczaniu odbiorcom usług energetycznych oraz poprzez zastosowanie zaawansowanych układów energoelektronicznych do eliminacji zakłóceń;

7. ochronę środowiska, redukcję CO² przez eliminację źródeł wytwórczych energetyki konwencjonalnej) i wybór energii ze źródeł ekologicznych i przyjaznych środowisku.

Zbieranie danych oraz komunikacja w systemie Smart Grid

Dla zapewnienia prawidłowej pracy Smart-Grid musimy zapewnić sterowanie funkcjonalnością urządzeń i zarządzaniem pracą urządzeń, a do tego konieczna jest wymiana informacji. Musimy więc zagwarantować:

1. uzyskanie danych dotyczących pracy urządzeń na wielu poziomach (lokalnie i globalnie);

2. transmisję danych;

3. bezpieczeństwo i nadzór nad transmisją;

4. sterowanie systemem na podstawie uzyskanych danych.

W związku z realizacją punktu 1, w systemie powinny być zainstalowane rozproszone układy do monitorowania stanu linii przesyłowych i dystrybucyjnych, stacji i urządzeń energetyki zawodowej oraz danych o konsumpcji energii przez użytkowników. Każdy odbiornik powinien być wyposażony w dwukierunkowy inteligentny licznik energii, który zapewni opomiarowanie urządzeń, zdalne fakturowanie usług, w tym np. formułowanie ofert zgodnie z wymaganiami klienta, uwzględniając zmienność konsumowanej ceny energii w czasie. 

Funkcją inteligentnych liczników będzie też zapamiętywanie historycznego zużycia energii przez odbiorcę i przesyłanie tych danych w celu prognozowania. Początkiem wprowadzenia „smart” rozliczania energii będzie system AMI (z ang. Advanced Mettering Infrastructure). Pracujący w tym systemie licznik energii ma zdalną transmisję danych z odczytu oraz funkcję pomiaru jakości energii. Jeżeli w pewnym obszarze pomiary z liczników AMI włączymy do systemu i do tego będą dołączone np. prognozy pogody, historię poboru energii odbiorców, to z tych pomiarów operatorzy będą mogli wdrożyć przewidywanie zapotrzebowania energetycznego. Taki pomiar możemy określić jako AMM (z ang. Advanced Mettering Managment). System AMM będzie mógł wówczas sterować lokalnymi źródłami energii i elementami „smart” systemu. Mogą to być lokalne źródła OZE, magazyny energii ES. W system magazynowania energii mogą być włączone zasobniki pojazdów elektrycznych.

Przesyłanie uzyskanych informacji o systemie (punkt 2) możemy przeprowadzić poprzez media bezprzewodowe lub przewodowe. Transmisja bezprzewodowa może obsługiwać raczej obszar i jednostki lokalne. Zapewnimy to np. przez sieć radiową, WLAN, GSM, WIFI, WIFIMAX. W przypadku dużych odległości (ale też lokalnie) do transmisji może być użyta sieć przewodowa. W takim przypadku transmisję zapewnią nam linie energetyczne i system PLC (z ang. Power Line Communication). System polega na przekazywaniu danych przez sieci operatorów przesyłowych (OSP) i dystrybucyjnych (OSD), są to sieci OSP wysokiego napięcia WN (400, 220, 110 kV), OSD średniego napięcia ŚN (20, 15, 6 kV) i niskiego napięcia NN (0,4 kV). Komunikacja w tym systemie może być realizowana transmisją szerokopasmową (w zakresie częstotliwości od 1,8 do 250 MHz, prędkości transmisji danych do kilkuset Mb/s) lub wąskopasmowym (w zakresie częstotliwości od 3 – 500 kHz, prędkości transmisji do kilkuset Kb/s) (zgodnie z [3]).

Bardzo ważnym elementem będzie zapewnienie bezpiecznej, niezawodnej transmisji oraz nadzór i kontrola pracy (punkt 3). Można to uzyskać poprzez wprowadzenie specjalnych zabezpieczeń, szyfrowanie transmisji (np. rozwiązania Cyber Security, standard IEC 62351) oraz przez kontrolę i uwierzytelnianie dostępu na wielu poziomach systemu. Do transmisji konieczne będą wprowadzenie zautomatyzowanych, szybkich i samonaprawiających procedur, koordynacja systemu na różnych poziomach od punktu lokalnego do globalnego, z odpowiednim poziomem redundancji.

Na podstawie lokalnego odczytu ze sterowników urządzeń, przez lokalne interfejsy i sieć telefonii komórkowej, może być prowadzony lokalny nadzór nad transmisją i monitorowana skuteczności działania systemu. W sytuacjach awaryjnych, tą drogą, możliwe będzie przeprowadzenie pierwszej akcji naprawczej lub korekty działania.

Dochodzimy do punktu 4, czyli do sterowania urządzeniami w systemie Smart-Grid. Stanowi ono serce systemu, swego rodzaju lokalną dyspozycję mocy. Tego typu sterowanie jest już obecnie na wyposażeniu, zarówno u operatora przesyłowego, jak i u operatorów dystrybucyjnych w sieciach energetycznych. Sterowanie Smart-Grid będzie miało podobne funkcje, zarządzanie lokalną mikrosiecią, z tą różnicą, że będzie wyposażone w bardziej rozbudowane algorytmy przewidywania. Z tego powodu jest bardzo prawdopodobne, że sterowanie w takich systemach będzie realizowane przez sieci neuronowe, a algorytmy będą wspomagane sztuczną inteligencją (np. algorytmy ewolucyjne, genetyczne i logiki rozmytej) ([4]). Będzie to stanowić duży atut, gdyż sieci neuronowe przewyższają tradycyjne obliczenia sekwencyjne zarówno pod względem szybkości rozwiązywania problemu, jak i skuteczności działania (mają możliwości kojarzenia informacji, prognozowania, rozpoznawania problemów, samonauki itp.).Pojazd elektryczny jako zasobnik energii.

Unijny pakiet klimatyczny 20/20/20 nakłada na kraje UE oraz Polskę obowiązek redukcji CO2, wdrożenie źródeł wytwarzania energii OZE oraz coraz większy udział w komunikacji miejskiej pojazdów z niską emisją CO2 lub pojazdów „0” emisyjnych.

Z tego powodu samochody spalinowe określane jako ICE (z ang. ICE – Internal Combustion Engine) zostały zmodyfikowane. Wprowadzono w nich dodatkowy napęd elektryczny z baterią chemiczną. Powstały pojazdy hybrydowe określane jako PHEV (Plug-in Hybrid Electric Vehicles).Natomiast pojazdy „0” emisyjne to już samochody tylko z zasobnikami elektrycznymi EV/BEV (EV/BEV – Electric Vehicles/ Battery Electric Vehicles) lub z ogniwami paliwowymi FEV/FCEV (FEV/FCEV – Fuel Electric Vehicles/Fuel Cell Electric Vehicle).

Wielkość zasobnika bateryjnego w pojazdach typu EC/BEV jest ściśle powiązana z dystansem, który taki samochód może pokonać. W autobusach zasobniki bateryjne mają pojemność do 200 – 300 kWh. Wykorzystanie energii z baterii na kilometr wynosi orientacyjnie ok. od 1 do 1,5 kWh = 1 km (zależy ono od rodzaju pojazdu, jego wagi, typu baterii, trasy itp.). Jak widać, autobusy mogą być projektowane z myślą o pokonywaniu przez nie trasy 200 – 300 km. W klasie samochodów osobowych zasobniki bateryjne są mniejsze, od 20 kWh do ok. 100 kWh. Pojazdy osobowe są znacznie lżejsze i z tego powodu mają znacznie korzystniejszy współczynnik wykorzystania energii z baterii na kilometr. Wynosi on ok. orientacyjnie od 0,1 do 0,25 kWh = 1 km (zależy od rodzaju pojazdu, jego wagi, typu baterii, trasy itp.). Dystans, możliwy do pokonania przez te pojazdy, jest tu też duży. Zgodnie z zestawieniem podanym magazynie „Auto Świat” [5], cztery samochody elektryczne mogą pokonać dystans przekraczający 300 km bez konieczności ponownego ładowania. Należą do nich: Tesla S, Tesla X, Opel Ampera-e oraz Jaguar I-Pace. Największy zasięg na testach miała Tesla Model S i wyniósł on 422 km. Zestawienie danych z przebiegiem bez ładowania, różnych pojazdów osobowych typu EV/BEV przedstawiono w tabeli 1.

Pojazdy elektryczne typu PHEV, EV/BEV lub FEV/FCEV mogą udostępnić znajdujące się w nich zasobniki energii na dwa sposoby, albo lokalnemu odbiorcy na własny użytek w systemie: V2H (z ang. Vehicle to Home), albo na użytek operatora w systemie: V2G (z ang. Vehicle to Grid).

W tych przypadkach pojazd musi być podłączony do stacji ładowania pod dwukierunkowy przekształtnik z możliwością ładowania i rozładowania baterii. W trybie pracy ładowania, baterię ładujemy, czyli odnawiamy, uzupełniamy jej energię. Kiedy pojazd stoi pod stacją ładowania z naładowaną baterię i jest w trybie pracy oczekiwania, to energia z baterii może zostać oddana do dyspozycji lokalnemu odbiorcy lub może być pobrana przez operatora dystrybucyjnego. W tym trybie pracy, na sygnał, przekształtnik może doprowadzić do rozładowania baterii i zwrotu energii do sieci. Ta funkcja powinna być skojarzona z rozliczaniem energii i premiowana w usłudze. Topologię takiego dwukierunkowego przekształtnika, który realizuje taką funkcję, przedstawiono na rysunku 4. (na podstawie [6]).

Czytaj też: Konsultacje w sprawie punktów ładowania samochodów elektrycznych >>

Można prognozować, że zadania i funkcje, które będzie wypełniać Stacja Ładowania z dwukierunkowym przekształtnikiem, będzie ewaluować wraz rozwojem modernizacji sieci operatorów. Operatorzy przesyłowi i dystrybucyjni muszą dostosować swoją infrastrukturę do nowych funkcji. Z tego powodu będą też ewaluować konstrukcje Stacji Ładowania pojazdów elektrycznych. Jeżeli za bazowy „0 etap” przyjmiemy standardową stację ładowania pojazdów elektrycznych, to zależności od możliwości przyłączeniowych i komunikacyjnych operatorów, można prognozować, że będą to trzy etapy rozwoju konstrukcji tych urządzeń:

I. etap: „konfiguracja początkowa”, Stacja Ładowania z magazynem energii, instalowane w obecnych standardach sieci operatorów dystrybucyjnych OSD.

II. etap: „konfiguracja V2H”, Stacja Ładowania pracuje w systemie zasobnika lokalnego, zasobnik energii może być udostępniony na potrzeby lokalnego odbiorcy indywidualnego. Możliwa praca w trybie manualnym lub automatycznym.

III. etap: „konfiguracja V2G”, Stacja Ładowania pracuje w systemie zasobnika na sieć przesyłową. Praca w trybie automatycznym, pełna rozbudowana komunikacja z operatorem przesyłowym oraz automatyczne sterowanie Stacją Ładowania.

I etap – „konfiguracja początkowa”

Instalujemy Stację Ładowania teraz, pod obecną infrastrukturę sieci. W takim otoczeniu największym problem dla zasilania Stacji Ładowania jest przede wszystkim brak mocy przyłączeniowej. Pozostałe niedostatki sieci przesyłowej, jak np.: brak stabilności sieci, konieczność regulacji mocy czynnej i biernej, poprawa jakości zasilania bez wprowadzania źródeł OZE, nie pojawiają się i będą problemami drugoplanowymi. Z tego powodu pierwszym etapem rozbudowy konfiguracji Stacji Ładowania będzie dołączanie do niej magazynu energii (np. mocy do 80–100 kWh). Dzięki temu poprawimy dynamikę ładowania, wprowadzimy możliwość obsługi kilku pojazdów równocześnie. Przy wprowadzeniu nocnej taryfy cenowej zasilania, poprawi to ekonomię użytkowania obiektu. W takiej konfiguracji dwukierunkowy przekształtnik będzie obsługiwał pojazd i magazyn energii. W przypadku braku mocy przyłączeniowej na więcej niż jeden pojazd, drugi pojazd podłączony pod taki układ będzie ładowany z lokalnego zasobnika bateryjnego magazynu energii. Pojemność baterii w takim magazynie energii będzie odtworzona w dogodnym momencie (czyli w czasie braku ładowania pojazdów).

II etap – „konfiguracja V2H”

Zakłada rozbudowę sieci przesyłowych operatorów, wprowadzenie lokalnego Smart-Grid i skojarzenie z siecią wytwórczą energetyki zawodowej pochodzącej z lokalnych źródeł OZE. W takim układzie zasobniki pojazdów będą początkowo spełniać rolę lokalnego źródła zasilania dla stabilizacji sieci dla lokalnych odbiorców. Stacje Ładowania będą pracować w trybie V2H – czyli będą zasilać obiekty tylko w przypadku braku zasilania lub mogą stać się elementem gry na rynku energii i sprzedaży w korzystnej taryfie. W takim trybie odbiorca indywidualny może samoczynnie ograniczać pobory mocy (i energii) w okresach szczytowego obciążenia bez naruszenia jakości życia mieszkańców.

Sterowanie takiego układu może odbywać się w trybie manualnym lub automatycznym (lokalnym). Także Stacją Ładowania z zasobnikiem pojazdu może sterować lokalny magazyn prosumencki (magazyn ES odbiorcy indywidualnego). Wszystko to po to, żeby zgodnie z naszymi potrzebami lub dyspozycją, wykorzystać energię na potrzeby gospodarstwa domowego albo z zyskiem zwrócić energię do sieci (gdy jest wysoka taryfa). W tym układzie energia zgromadzona w pojeździe elektrycznym (a może to być nawet ok. 100 kWh – zgodnie z tabelą 1.) wystarczy ona do kilkunastogodzinnego pokrycia zapotrzebowania budynku.

W takim układzie Stacja Zasilania będzie miała za zadania:

•    bilansowanie dobowego obciążenia,
•    usługi taryfowe,
•    zasilanie rezerwowe w przypadku awarii sieci, możliwość przejścia na pracę wyspową.

III etap „konfiguracja V2G”

Wdrożenie Stacji Ładowania zakłada przeprowadzanie pełnych inwestycji w sieć operatora przesyłowego, stworzenie Smart-Grid, wprowadzenie inteligentnych liczników (AMI, AMM), rozbudowanie infrastruktury komunikacyjnej i wdrożenie centrów sterowania i zarzadzaniem pracą systemu, czyli lokalnej dyspozycji mocy. W takim systemie Stacją Ładowania z zasobnikiem pojazdu będzie sterował operator energetyczny. Taki rodzaj pracy nazywany jest to pracą V2G. Ze względów ekonomicznych, taki system raczej nie będzie obejmował pojedynczych Stacji Ładowania pojazdów elektrycznych (zbyt duże koszty przyłączeniowe w stosunku do możliwych profitów), ale będzie dotyczył Stacji Ładowania dla wielu samochodów (kilku, kilkunastu, a nawet kilkudziesięciu pojazdów).

Grupowe Stacje Ładowania mogą powstawać w firmach dzierżawiących pojazdy elektryczne, w zamkniętych osiedlach, na parkingach, gdzie mieszkańcy będą dzierżawili wspólną Stację Ładowania, podobnie jak miejsce parkingowe na osiedlu. W podobnym trybie do Grupowych Stacji Ładowania będą podłączone pojazdy w zakładach pracy, itp. W takim układzie, gdy do tego typu Stacji Ładowania będzie podłączone wiele samochodów, to energia z pojazdów będzie na tyle duża, że osiągnie poziom kilkuset kWh, a nawet kilku MWh. Taki zasobnik będzie miał już istotny wpływ na sieć operatora dystrybucyjnego. Dzięki temu operator będzie miał zasobniki energii, bez konieczności ponoszenia kosztów inwestycyjnych.Usługi systemowe dla operatora, które mogą realizować zasobniki pojazdów w systemie V2G, to:

• zmniejszenie dobowej nierównomierności obciążenia, ograniczenie chwilowych poborów mocy szczytowej;
• zbliżenie źródeł wytwarzania do sieci operatorów dystrybucyjnych i ograniczenie strat przesyłu;
• stworzenie lokalnych obszarów bilansowania;
• poprawa stabilności dynamicznej operatorów przesyłowych;
• regulacja napięcia (przy niezbilansowaniu mocy biernej) i/lub częstotliwości (przy niezbilansowaniu mocy czynnej);
• kompensacja mocy biernej;
• możliwość bilansowania dobowego obciążeń, ograniczenie mocy szczytowej;
• usługi taryfowe;
• zasilanie rezerwowe w przypadku awarii sieci, możliwość przejścia na pracę wyspową.

System sterowania procesem V2G musi spełnić nie tylko wymogi i zadania lokalnego operatora przesyłowego, ale także powinien uwzględnić interesy właściciela pojazdu, czyli takie czynniki, jak:

• czas i zasięg planowanego użytkowania pojazdu;
• stan techniczny akumulatorów w pojeździe (naładowanie, wyeksploatowanie);
• obciążenia i stan techniczny lokalnej sieci zasilającej (aktualny i prognozowany);
• zapisy umowy pomiędzy właścicielem pojazdu i operatorem energetycznym.

Powyższe elementy muszą uwzględniać algorytmy sterujące przyłączeniem pojazdu do sieci. Oddaną do dyspozycji operatora energię możemy porównać do lokaty bankowej. Umawiamy się na czas jej przekazania, ale możemy taką lokatę „zerwać”, płacąc dodatkowe koszty.

Odrębnym tematem jest organizacja prawna takiej usługi, wprowadzenie taryf rozliczeniowych, wytworzenie mechanizmów konsumenckich popytu i podaży. Po części jest to związane z systemem regulacji popytu DSR (z ang. Demand Side Response).

Podsumowanie

Smart System jest wizją przyszłości, w której bardzo ważnym elementem będzie zapewnienie stabilnej pracy systemu energetycznego z wysoką efektywnością wykorzystania zasobów energii. Kluczem do uzyskania tejże efektywności będzie realizacja programów sterujących zapotrzebowaniem na moc za pomocą narzędzi do zarządzania popytem energii – usługa ta to DSR (z ang. Demand Side Response). Pilotażowy program DSR został już wdrożony w Polsce przez Polskie Sieci Energetyczne, krajowego operatora przesyłowego. W kontekście faktu, że rozwój elektro-mobilności w Polsce jest priorytetowym programem rządowym, to jasne jest, że te dwa programy muszą się gdzieś spotkać i współdziałać. Ważnym elementem do realizacji usług DSR i stabilizacji pracy systemu przesyłowego i dystrybucyjnego będzie prawdopodobnie wykorzystanie potencjału energii w pojazdach elektrycznych.

Podsumowując, wprowadzenie Smart-Grid, włączenie w ten system zasobników energii (także z pojazdów) stanowi wyzwanie cywilizacyjne i techniczne, które możemy uzyskać przez:

• rozwój technologiczny sieci,
• rozwój technologii transmisji danych i zarządzania nimi,
• zapewnienie jakości dostaw energii (szczególnie przy włączeniu do Smart-Grid źródeł OZE),    
• efektywne i elastyczne zarządzanie źródłami energii w generacji rozproszonej przy uwzględnieniu lokalnych magazynów energii w bateriach chemicznych (także w systemie V2G/V2H).

Będzie to nowy system i pewnie pojawią się także aspekty pozatechniczne, takie jak:

• eliminacja barier społecznych i dostęp do edukacji,
• zmiany w prawie, dostosowanie prawa do koncepcji Smart-Grid,
• wdrożenie mechanizmów taryfowych i finansowych,
• wdrożenie DSR.

W raporcie „Pojazdy elektryczne jako element sieci elektroenergetycznych” opracowanym przez Polskie Stowarzyszenie Paliw Alternatywnych [7], przedstawiono historię już wdrożonych programów pilotażowych V2G. To najlepszy dowód, że pojazdy elektryczne powoli zadamawiają się w naszej rzeczywistości. Do takich programów pilotażowych należą:

• Nisan/Enel Smart City Malaga, program Hiszpania, Malaga (2008),
• Nisan/Enel program Dania i Wielka Brytania (2015,2016),
• Nisan/Enel, program Dania i Włochy (2017),
• Mitsubishi Motors Corporation (MMC) z firmą NewMotion program Holandia (2017),
• Honda/EVTEC, program Niemcy, Offenbach (2018),
• Audi/Ampard, program Austria (2018),
• Renault, program Holandia Ultrecht (2018).

W wyżej wymienionych państwach wdrożono pilotażowe programy, gdyż mogą się one pochwalić dużą liczbą pojazdów PHEV lub EV oraz zadowalającą infrastrukturą Stacji Ładowania. Polska stoi jeszcze przed tym zadaniem i czeka nas przemiana w tym zakresie.

Literatura: 

1. Światło Faraonów, Peter Krassa Reinhard Habeck, Agencja Wydawnicza URAEUS, Gdynia 1995
2. źródło : https://energycenter.org/self-generation-incentive-program/business/technologies/microgrid; 
3. Sieci Energetyczne przyszłości oparte na technologii Smart Grid, Autobusy 8/2016, Konrad Zajkowski, Anna Borowska
4. Sieci neuronowe, algorytmy genetyczne i systemy rozmyte, D. Rutkowska, M. Pilinski, L. Rutkowski, WN PWN (1997).
5. Sprawdzamy realny zasięg samochodów elektrycznych, Szczepan Mroczek, Auto Świat 9/2018.
6. Infrastruktura ładowania pojazdów elektrycznych, Jarosław Guziński, Marek Adamowicz, Jan Kamiński, Automatyka-Elektryka-Zakłócenia 2014/ nr1.
7. Pojazdy elektryczne jako element sieci elektroenergetycznych - opracowane przez Polskie Stowarzyszenie Paliw Alternatywnych, www.pspa.pl, Warszawa, 2018
8. Zastosowanie układów elektroenergetycznych w technologii SmartGrid i V2G, Marcin Jarnu
9. System zintegrowanego rozwoju elektrycznych samochodów osobowych (SZRESO), Kazimierz Bieliński, Józef Flizikowski, Andrzej Tomporowski, Adam Mroziński, Autobusy 12/2016;
10. Smart Grid – sieć przyszłości, Wiesław Kopterski, Pomiary Automatyka Robotyka, 12/2010;