1. No category

AMR –teknologia
- kysynnän jouston ja sen
verkostovaikutusten näkökulmasta
RoadMap 2025 –projekti, Teknologia työpaja
11.6.2015, Vantaa, hotelli Flamingo
prof. Pertti Järventausta
New way of distribution network
management by using AMR
AMR system is used as an extension of SCADA and DMS for controlling and
monitoring also the fuse protected networks, especially LV-networks
Asset
management
Control
center
network data
customer data
DMS
SCADA
Substation
automation
Billing
Measurement
data base
AMR system
Balance
settlement
Load
control
Kysynnän jousto – Suomeen soveltuvat käytännön
ratkaisut ja vaikutukset verkkoyhtiöille (DR pooli)
Osatehtävät
1) Kysynnän jouston tarpeet, hinnoittelurakenteet ja markkinamekanismit
2) Kysynnän jouston teknis-taloudellinen potentiaali
3) Kuluttajapään tekniset ratkaisut erilaisissa kohteissa
4) Kysynnän jouston vaikutukset jakeluverkkoyhtiöille
5) Lainsäädäntö ja viranomaisvalvonta
Tutkijaosapuolet
• TTY:n Sähkötekniikan ja Rakennustekniikan laitokset
• TAMK:n Rakentaminen ja teknologia-yksikkö
• LUT:n Sähkömarkkinalaboratorio
Rahoittajat
• ST-Pooli, Energiateollisuus ry, STEK, Ulla Tuominen säätiö, Ympäristöministeriö
• ABB Oy, Empower IM Oy, Enoro Oy, Landis+Gyr Oy, Scheider-Electric Oy, Sähköinfo Oy, Senaattikiinteistöt Oy, TeliaSonera, Elenia Oy, Turku Energia Sähköverkot Oy
Loppuraportti ja yhteenvetoraportti löytyvät osoitteista:
• loppuraportti: http://URN.fi/URN:ISBN:978-952-15-3485-0
• loppuraportin yhteenveto: http://URN.fi/URN:ISBN:978-952-15-3486-7
Kysynnän jousto – toimijat ja tarpeet
•
Useita toimijoita, tarpeita ja ansaintamalleja
̶
Sähkön käyttäjä
• käyttö edullisen hinnan aikana, ostosähkön vähentäminen, oman
tuotannon täysimääräinen hyödyntäminen, liittymäkoon rajoittaminen
̶
Sähkön myyjä
• hankinnan suunnittelu, tasehallinta, säätösähkö, uudet tuotteet
̶
Jakeluverkkoyhtiö
• huipputehon rajoittaminen (verkon suunnittelu)
• poikkeustilanteiden hallinta (reaaliaikainen käyttötoiminta)
̶
Kantaverkkoyhtiö
• taajuuden säätö, häiriöreservi, tehopulan hallinta
̶
Palvelun tarjoaja / ”Jousto-operaattori”
• infrastruktuuri, palvelut
Kysynnän jousto – toimijat ja tarpeet
c
v
c
v
Kantaverkkoyhtiön olemassa
olevat reservimarkkinat
Markkinapaikka
Sopimustyyppi
Minimi-
Säädettävyys ja
säätö
aktivoitumisaika
Aktivointi
vaatimukset
Säätösähkömarkkina
Tasepalvelu- tai
säätösähkömark
Vuosi- ja
käyttöreservi
tuntimarkkinat
häiriöreservi
15 min
kinasopimus
Taajuusohjattu
Taajuusohjattu
10 MW
Vuosi- ja
tuntimarkkinat
Useita kertoja
vuorokaudessa
Taajuusalueella 49,9-50,1
0,1 MW
Hz, aktivoiduttava 3 min. +/-
Jatkuvasti
0,1 Hz:n muutoksesta
1 MW
Voimalaitoskoneisto:
Voimalaitoskoneisto:
Aktivoiduttava 50% / 5 s ja
Useita kertoja
100% / 30 s
vuorokaudessa
kun f alle 49,9 Hz.
Relekuorma:
Kytkeydyttävä irti 30 s kun f
Relekuorma: Melko
alle 49,7 Hz tai 5 s kun f
harvoin
alle 49,5 Hz
Taajuusohjattu
häiriöreservi
(on-off-malli)
Pitkäaikainen
sopimus
10 MW
Välittömästi, kun
f alle 49,5 Hz
Automaattinen
taajuudenhallint
Harvoin
Fingrid ilmoittaa
Tuntimarkkinat
5 MW
2 min
areservi
etukäteen tunnit joille
reserviä hankitaan
Nopea
Pitkäaikainen
häiriöreservi
sopimus
Tehoreservijärje
Pitkäaikainen
stelmä
sopimus
10 MW
15 min
Harvoin
10 MW
15 min
Harvoin
Kysynnän jouston taloudellisen
potentiaalin analysointi – esimerkki
•
1 MW:n ohjattavan kuorman simuloitu vuotuinen taloudellinen potentiaali eri
markkinapaikoilla vuosien 2011-2013 hintatiedoilla.
Kysynnän jouston vaikutukset
jakeluverkkoliiketoimintaan
•
•
Jakeluverkkotarkasteluiden tavoitteet
̶
Tutkijaan myyjän tekemien ohjausten tai asiakkaan omien Spot-hinnan
pohjalta tekemien ohjausten vaikutuksia verkkoyhtiölle
̶
Mallinnetaan em. ohjausten vaikutuksia jakeluverkon eri osissa
̶
Tutkitaan aiheuttaako verkkoyhtiön tekemät ohjaukset puolestaan haasteita
tai ongelmia myyjälle
̶
Tutkitaan verkkoyhtiöiden tarvetta kysynnänjoustolle. Onko kysynnänjoustolle
tarvetta tällä hetkellä, entä tulevaisuudessa?
̶
Verkkoyhtiön mahdollisuudet ratkaista tulevaisuuden sähkönjakelun haasteita
kysynnänjouston avulla
̶
Tehopohjaisen maksukomponentin sisältävän siirtotariffin vaikutukset
Jakeluverkkovaikutusten simulointi
̶
Tarkasteltavana yhden sähköaseman syöttämä todellinen jakeluverkko
• 457 km KJ-verkkoa, 793 km PJ-verkkoa ja 469 jakelumuuntajaa
• 7612 asiakasta, joiden AMR mittaukset useammalta vuodelta
käytettävissä
Eri markkinoille tarjottavien kuorman ohjauksen
vaikutukset ko. verkon johtolähtöjen huipputehoihin
Myyjän tekemien ohjausten vaikutukset
jakeluverkkoon
•
Mallinnettu suurinta SPOT ohjauksen aiheuttamaa muutosta jakeluverkossa. Vaikutukset on
mallinnettu jännitteen alenemana. Kuvassa vasemmalla verkko huipputuntien aikaan ilman
ohjauksia (21 MW), ja oikealla huippukuormituksen aikaan kuormanohjausten seurauksena
(25 MW).
Kysyntäjousto sähkönmyyjän ja verkkoyhtiön
näkökulmasta
•
Sähkönmyyjällä ja verkkoyhtiöllä on periaatteellinen eturistiriita suhteessa
kysynnänjoustoon
•
Kumpikin osapuoli voi tarjota kysyntäjoustoon vaikuttavia ja liittyviä tuotteita
– sähkönmyyjä: Spot-hinta pohjaiset tai muut muuttuvahintaiset tuotteet
– verkkoyhtiö: uudet teho- ja/tai aikapohjaiset siirtotuotteet
•
Spot-hinta pohjaisen sähkösopimuksen sekä erilaisten tehopohjaisten
siirtotariffien vaikutuksia jakeluverkkoon simuloitu n. 7 600 asiakasta
sisältävän sähkönjakeluverkon alueella
”Hypoteettinen” asiakkaiden
kuormanohjausjärjestelmä
Julkinen
jakeluverkko
kWh
Tehomittaus
Energiavarasto
AMRmittari
HEMS
Sähkökuormat
Simuloidut case-tapaukset
– ohjaus pelkän Spot-hinnan
perusteella
– ohjaus pelkän siirtotariffin
perusteella
– ohjaus edellisten yhdistelmänä
Simuloidut tehopohjaiset siirtotariffit
1. Perinteinen tehotariffi (ST1)
2. Huipputuntiperusteinen
energiamaksutariffi (ST2)
3. Tuntikohtainen tehopohjainen
siirtomaksu, jatkuva versio (ST3)
4. Tuntikohtainen tehopohjainen
siirtomaksu, askelmainen versio (ST4)
5. Tehokaistatariffi: 5, 8, 10 ja 13 kW
Tehokaista
•
Tehokaista on asiakaskohtainen tehoraja, jolla on kiinteä kuukausihinta ja
jonka asettamisjakso on yksi vuosi
•
Oletetaan, että jakeluverkkoyhtiöllä ennalta määrätty kaistatarjonta (näissä
tarkasteluissa 5, 8, 10, 13 kW), josta asiakkaalle algoritmi valitsee
optimaalisen tehokaistan
•
Tehorajan ylityksistä ”sakotetaan”
– BB (Bad Behaviour): asiakasta ”rangaistaan” ylitysten määrästä
– GB (Good Behaviour): asiakasta ”rangaistaan” ylitysten suuruudesta
• ylityksen sakkomaksussa on tehokomponentti
•
Jos ennalta asetettu ylitysmäärä vuodessa ylittyy, asiakas siirretään
suurempitehoiseen kaistaan
Jakelumuuntajien
huipputehot
Jakelumuuntajien
huipputehot
Keskijännitelähtöjen ja
päämuuntajien huipputehot
1
2
3
4
5
6
7
8
9
M1
M2
Alkup.
1.4
0.9
2.6
3.0
0.5
4.0
3.6
2.7
4.5
8.31
13.74
E
2.3
1.5
4.3
5.3
1.0
6.9
7.8
3.3
6.2
14.40
24.19
EPT1LR
1.4
0.9
2.8
3.2
0.5
4.0
4.0
2.7
4.5
8.78
14.66
EPT1HR
1.4
0.9
2.8
3.2
0.5
4.0
4.0
2.7
4.5
8.84
14.70
EPT2LR
1.4
0.9
2.8
3.2
0.5
4.0
4.0
2.7
4.5
8.78
14.66
EPT2HR
1.4
0.9
2.8
3.2
0.5
4.0
4.0
2.7
4.6
8.89
14.73
EPT3
1.4
0.9
2.8
3.2
0.6
3.7
3.9
2.7
4.8
8.82
14.40
PT1
1.3
0.9
2.6
3.0
0.5
3.9
3.3
2.7
4.6
8.18
13.85
PT2
1.3
0.9
2.6
3.0
0.5
3.9
3.3
2.7
4.6
8.18
13.85
PT3
1.3
0.9
2.6
3.0
0.5
3.7
3.2
2.8
4.6
8.11
14.01
EPBGB
1.7
1.1
3.3
3.9
0.7
4.9
4.9
2.6
5.0
10.73
17.20
EPBBB
1.8
1.2
3.5
4.2
0.8
5.3
5.4
2.6
5.2
11.47
18.45
Asiakkaiden keskimääräisen kokonaiskustannukset
•
Asiakkaiden keskimääräinen kokonaiskustannus on 1617 €/a, kun optimointi
tehdään spot-hinnan mukaan ja asiakkailla on nykyinen siirtotariffi
Kysyntäjousto sähkönmyyjän ja verkkoyhtiön
näkökulmasta
•
Sähkönmyyjällä ja verkkoyhtiöllä on periaatteellinen eturistiriita suhteessa
kysynnänjoustoon
•
Kumpikin osapuoli voi tarjota kysyntäjoustoon vaikuttavia ja liittyviä tuotteita
– sähkönmyyjä: Spot-hinta pohjaiset tai muut muuttuvahintaiset tuotteet
– verkkoyhtiö: uudet teho- ja/tai aikapohjaiset siirtotuotteet
•
Spot-hinta pohjaisen sähkösopimuksen sekä erilaisten tehopohjaisten
siirtotariffien vaikutuksia jakeluverkkoon simuloitu n. 10 000 asiakasta
sisältävän sähkönjakeluverkon alueella
 Spot-hinta pohjainen ohjaus kasvattaa verkon kulutushuippuja
 Tehopohjaisella siirtotariffilla voidaan hallita Spot-hinta pohjaisen
ohjauksen kasvattamia verkon kulutushuippuja
Maalämpöpumppujen verkostovaikutukset
Lämpöpumppujen kapasiteetin kehitys
Lämpöpumppujen verkostovaikutukset
Ohjauspotentiaali verkkoyhtiökyselyn
perusteella
Liitännät
asiakkaan
järjestelmiin
Loppukäyttäjän
AMR-mittari
Katkolaite (Kytkee
kaiken kuorman
pois)
Rele 1
Kuormanohjausrele
Kuorma 1
(ohjattavissa
ohjaussignaalilla)
Rele 2
Aikarele
(ohjausaikataulu
ohjelmoitavissa)
Rele 1
• Rele ohjattavissa n. 40
%:ssa mittareista
• n. 270 000 asiakasta, joilla
kytketty ohjattavia kuormia
• n. 800 MW ohjattavaa
kuormaa
Rele 1 ja 2
• Osaa ohjataan
• Molemmat releet noin
aikaperusteisesti
kolmasosassa mittareista
Kuorma 2
Rele 2
• Rele ohjattavissa n. 60
%:ssa mittareista
• n. 200 000 asiakasta, joilla
kytketty ohjattavia kuormia
• n. 1 000 MW ohjattavaa
kuormaa
• Osaa voidaan ohjata
myös erilliskäskyllä
Kuormanohjauksen pelkistetty prosessikaavio
Sähkön myyjä
Jakeluverkonhaltija
Loppuasiakas
Verkonhaltijan tietojärjestelmät
Liitännät
asiakkaan
järjestelmiin
Loppukäyttäjän
AMR-mittari
Statustietoja,
luentatietoja
Tiedonsiirto
mittarille
Luentajärjestelmä
(3G, PLC, GPRS,
IP…)
Katkolaite (Kytkee
kaiken kuorman
pois)
Sähkömarkkinat
Mittarin
ohjelmointi
Palveluväylä
(ESB)
Sanomamuunnin
Rele 2
Aikarele
(ohjausaikataulu
ohjelmoitavissa)
Rele 1
Kuormanohjausrele
Asiakastietojärjestelmä
(ohjattavissa
ohjaussignaalilla)
Kuorma 1
Kuorma 2
Mittaustietokanta
EDIFACT
Kuormanohjausprosessin pahimmat
pullonkaulat
Sähkön myyjä
Jakeluverkonhaltija
Loppuasiakas
Verkonhaltijan tietojärjestelmät
Loppukäyttäjän
AMR-mittari
Liitännät
asiakkaan
järjestelmiin
1) Järjestelmien välinen yhteentoimivuus ja
tiedonsiirto
– Sähkönmyyjän ja verkonhaltijan välillä
– Mittarilta verkonhaltijan järjestelmään
– Luentajärjestelmän ja palveluväylän yhteys
– Sanomamuunnin ja palveluväylä
– Ohjauksien perillemenon varmistaminen
lyhyessä ajassa
– Rajapintojen standardit puuttuvat
Statustietoja,
luentatietoja
Tiedonsiirto
mittarille
Luentajärjestelmä
(3G, PLC, GPRS,
IP…)
Katkolaite (Kytkee
kaiken kuorman
pois)
Sähkömarkkinat
Mittarin
ohjelmointi
Palveluväylä
(ESB)
Sanomamuunnin
Rele 2
Aikarele
(ohjausaikataulu
ohjelmoitavissa)
Rele 1
Kuormanohjausrele
Asiakastietojärjestelmä
(ohjattavissa
ohjaussignaalilla)
Kuorma 1
2) Asiakaspään haasteet
– AMR mittarit vaativat uudelleen konfigurointia
– Jos asiakas katkaisee sähköt pääkytkimestä, niin
yhteys mittariin katkeaa.
– Asiakkaan kuormia ei ole kytketty mittarille kattavasti
3) Markkinamallin ja standardien puute ja epäselvät
pelisäännöt
Kuorma 2
Mittaustietokanta
EDIFACT
Kuluttajapään tekniset ratkaisut
•
Vaihtoehtoisia tarkastelunäkökulmia kiinteistöjen kuormien
ohjausmahdollisuuksista, jotka jaoteltiin tutkimusprojektissa seuraavasti:
̶
̶
tapahtuuko ohjaus AMR-mittarin välityksellä
•
ohjaus AMR-mittarin ohjausreleeltä suoraan kuormalle
•
välitys AMR-mittarin reletiedosta automaatiojärjestelmään
erillisellä järjestelmällä tai siihen varautumisella
•
ohjaustieto sähköverkosta tai muusta järjestelmästä suoraan
kiinteistöautomaatiojärestelmään
̶
ohjaustieto erilliseen ohjausjärjestelmään (esim. HEMS)
̶
näiden lisäksi kysynnän joustona voidaan nähdä manuaaliset,
kuluttajan ohjaustoimet, jotka tehdään sähkön hinnan mukaan
Kuluttajapään tekniset ratkaisut
Kuluttajapään tekniset ratkaisut
•
A-vaihtoehdossa AMR-mittarin ohjausreleiden tiedolla ohjataan joko aikatiedon
tai tehorajoitustiedon mukaan kuormia. Tämä vastaa pitkään käytössä ollutta
sähkölämmityksen SLY-kytkentää, mutta soveltuu muuhunkin kuorman
ohjaukseen.
•
B-vaihtoehdossa ohjaustieto välitetään yksittäiselle laitteelle, jolla on oma
ohjausjärjestelmänsä.
•
C-vaihtoehdossa yksittäiset ”älykkäät” laitteet saavat ohjaustiedot, kuten
esimerkiksi hintatiedon, erillisestä ohjauspalvelusta.
•
D-vaihtoehdossa energiahallintajärjestelmä mittaa sähkön käyttöä ja saa hintatai muita ohjaustietoja erillisestä palvelusta ja ohjaa tietojen avulla laitteiden
sähkön saantia.
•
E-vaihtoehdossa kiinteistöautomaatiojärjestelmä voi lukea monipuolisti eri
mittaus- ja ohjaustietoja ja suorittaa kuoman ohjauksia samoilla
ohjausjärjestelmillä, joilla se tekee muutakin ohjausta.
Overview of ICT architecture for Smart Grid
- HEMS and integrated ICT solutions
Smart grid solutions
Smart grid solutions
Distribution
management system
Virtual Power Plant
Smart grid solutions
Smart grid solutions
SCADA and
COM 600
Open EMS Suite
Network overload
management
Distribution
Management System
Monitoring of reserves
RTU
Virtual Power Plant
Smart home energy solutions
Smart grid solutions
ThereGate
Frequency dependent load shedding
Peak load reduction
IED
AMI
AMI
T
f
Thermostat
Discon
nection
DG
DER
Electric
vehicle
Data management in the
future business environment
Customer
energy metering, power quality,
usage reports, etc.
CRM
customer information,
customer service, billing,
marketing
Customer
database
Metering
CIS
Metering
database
Balance
settlement
energy
usage data
Electricity seller
Distribution company
Long-term
planning
NIS
Network
planning
Construction
forecasting, risk
management
Asset management
Network
database
Network
operation
DMS
SCADA
Maintenance
Process
database
CIS – Customer Information System
NIS – Network Information System
DMS – Distribution Management System
Kysynnän jouston toteutusmahdollisuudet
(eri markkinapaikoilla)
1) Day-ahead (Elspot) markkinalla voidaan toteuttaa tuntihintapohjaista ohjausta AMRmittareiden ohjausaikatauluun kytketyn ohjausreleen kautta. Käyttöön soveltuvaa
ohjattavaa kuormaa on olemassa merkittävästi, verkkoyhtiökyselyn ja tehtyjen
laskelmien perusteella yli 1000 MW. Käytännön toteutus vaatii vielä tietojärjestelmärajapintojen standardointia siten, että ohjaussignaalit kulkevat saumattomasti
sähkönmyyjien ja verkkoyhtiöiden välillä.
Kysynnän jouston toteutusmahdollisuudet
(eri markkinapaikoilla)
2) Päivän sisäisen ohjausten (intra-day, säätösähkö) toteutus on edellistä
haasteellisempaa ja sisältää teknisiä haasteita mm. riittävän nopean ja luotettavan
tiedonsiirron sekä mittareiden ja keskusten asennusten osalta. Ohjattavaa kuormaa
olisi kuitenkin olemassa merkittävästi (edellä mainitun aikaohjatun kuorman lisäksi
luokkaa 1000 MW), joskin monessa ohjattavassa kohteessa puuttuu kytkentä AMRmittarin kuormanohjausreleen ja ohjattavan kuorman välillä.
3) Nykyistä AMR –teknologiaa ei voida käyttää sellaisenaan nopeisiin ohjauksiin ja/tai
kantaverkkoyhtiön reservimarkkinoille. Esim. paikallisen taajuuden mittauksen
hyödyntäminen vaatii vähintään mittarin ohjelmiston päivityksen
4) AMR-mittaria kehittyneempiä järjestelmiä (HEMS) tarvitaan pienasiakkaiden
ohjauksissa, jos halutaan tarjota ohjauksia reservimarkkinoille tai toteutetaan
älykkäämpiä ohjauksia liittyen esim. ohjauksiin hyödynnettäessä pienasiakkaan
oman pientuotantoa täysimääräisesti.
Kysynnän jouston toteutusmahdollisuudet
(eri markkinapaikoilla)
5) Muiden kuin pienasiakkaiden (kotitalous- ja vapaa-ajan kiinteistöjen) kiinteistöjen
ohjauksissa muut kuin AMR-pohjaiset ratkaisut, erilaiset kiinteistöautomaatiojärjestelmät, ovat ensisijainen ratkaisu. Kysynnän jouston laajamittaisempi
liikkeellelähtö voikin tapahtua palvelu-, liike- ja toimistorakennuksista, joissa
kohteissa löytyy monipuolisia taloteknisiä ratkaisuja sekä mahdollisesti selkeämpi
liiketoimintahyöty.
6) AMR-mittareissa olevaa ”Software fuse” –toimintoa voitaisiin hyödyntää
pienasiakkaan tehopohjaisen tariffikomponentin toteutukseen. Toiminto löytyy
suuresta osasta mittareita, mutta toiminnon käyttöönotto vaati yleensä mittarin
ohjelmistopäivitystä. Tehotariffi voidaan kuitenkin toteuttaa myös ilman mittarin ko.
toiminallisuutta.
7) Sähkönmyyjällä ja jakeluverkkoyhtiöllä on periaatteellinen eturistiriita suhteessa
kysynnänjoustoon, mikä näkyy hyvin projektissa tehdyissä kuorman ohjauksen ja
verkon simulaatioissa
• spot-hinta -pohjainen kuorman ohjaus voi kasvattaa merkittävästi verkon
kulutushuippuja
• tehopohjaisella siirtotariffilla voidaan hallita näitä Spot-hinta -pohjaisen
ohjauksen vaikutuksia
Toimenpide-ehdotukset
Tutkimusprojektin lopputuloksena esitetään lukuisa joukko toimenpiteitä, joilla
voidaan edesauttaa laajamittaisen kysynnän jouston yleistymistä. Toimenpiteet
liittyvät:
• kysynnän jouston tuotteistamiseen sähkön myyjän ja jakeluverkkoyhtiön
toimintojen osalta,
• eri sidosryhmien informointiin ja koulutukseen,
• toimintatapojen yhtenäistämiseen toimintaprosessien sekä teknisten
järjestelmien osalta,
• lainsäädännön, viranomaismääräysten ja ohjeiden kehittämiseen, joihin
sisältyy erityisesti verkkoliiketoiminnan valvontamallin ja rakennusmääräysten
kehittäminen kysynnän jous--ton edellytysten edistämiseksi.
Vastuu toimenpiteistä jakautuu laajasti toimialan yrityksille (mm. sähkön myyjät
ja verkkoyhtiöt), toimialan järjestöjen edustajille sekä viranomaisille.