Amerykańska sieć elektroenergetyczna coraz częściej jest modernizowana nie tylko przez budowę dużych elektrowni, lecz także dzięki magazynom energii, rozproszonym źródłom oraz cyfrowym systemom sterowania. Według materiału CleanTechnica przemysł gazowy od stycznia 2025 roku uruchomił w Stanach Zjednoczonych niewiele nowych mocy, mimo ogłoszenia przez prezydenta Donalda Trumpa stanu energetycznego zagrożenia. Jedną z przyczyn ma być wieloletnia kolejka zamówień na turbiny gazowe. Autor wskazuje, że w tej sytuacji wiatr, fotowoltaika i magazyny energii mogą być szybszym sposobem reagowania na potrzeby systemu niż nowe konwencjonalne bloki.
Sieć potrzebuje nie tylko nowych źródeł
Rozwój wiatru i fotowoltaiki zwiększa znaczenie elastyczności systemu. Produkcja z tych źródeł zależy od warunków pogodowych, dlatego magazyny mogą przechowywać energię w okresach wyższej generacji i oddawać ją wtedy, gdy dostępność słońca lub wiatru jest mniejsza. Nie zastępują one samych źródeł energii, ale pomagają przesuwać w czasie moment wykorzystania wyprodukowanej energii. W praktyce oznacza to, że modernizacja sieci obejmuje zarówno nowe moce wytwórcze, jak i urządzenia, które pozwalają lepiej nimi zarządzać.
W tym kontekście ważną rolę mogą odgrywać rozproszone zasoby energii, określane skrótem DER. Należą do nich niewielkie instalacje wiatrowe i słoneczne, stacjonarne baterie, a także inne urządzenia znajdujące się poza tradycyjnym modelem jednej dużej elektrowni. Pojedyncze zasoby mają ograniczoną skalę, ale połączone w koordynowaną sieć mogą wspierać niezawodność i odporność systemu. Do ich obsługi potrzebne są jednak rozwiązania, które pozwalają monitorować pracę urządzeń i sterować nimi jako całością.
Viridi i Oak Ridge testują sieć baterii
Jednym z przykładów takich prac jest współpraca amerykańskiego startupu bateryjnego Viridi z Oak Ridge National Laboratory w Tennessee. Bateria firmy, określana jako BESS, czyli bateryjny system magazynowania energii, została zainstalowana w centrum GRID-C, gdzie służy jako element platformy testowej projektu Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych dotyczącego integracji i oceny zasobów. Urządzenie ma wygląd kontenerowego systemu litowo-jonowego, lecz jego znaczenie wykracza poza pojedynczy magazyn. Jest wykorzystywane do sprawdzania, jak koordynować wiele baterii działających w sieci DER.
- Projekt rozpoczął się od modeli symulacyjnych, a instalacja Viridi jest etapem testu z wykorzystaniem rzeczywistego sprzętu elektrycznego.
- Badanie ma sprawdzić strategie sterowania oraz architekturę AC i DC dla przyszłej sieci.
- Oak Ridge ocenia dotychczasowe wyniki próby pozytywnie, ale szczegółowa analiza danych ma potrwać jeszcze kilka miesięcy.
- Viridi uczestniczy także w inicjatywie Accelerating Resilient Infrastructure Initiative, prowadzonej przez Schneider Electric i skoncentrowanej na lokalnych zasobach DER.
Według przedstawiciela Oak Ridge test z rzeczywistym urządzeniem ma pomóc wychwycić problemy, których nie zawsze widać w symulacji. Chodzi między innymi o sprawdzenie, jak system reaguje na rzeczywiste warunki pracy oraz czy rozwiązania sterowania zachowują stabilność po połączeniu wielu urządzeń. To istotne, ponieważ rozproszone zasoby będą działały w różnych miejscach i podlegały zmiennym warunkom obciążenia. Wyniki mają dostarczyć danych potrzebnych do dalszego rozwoju sieci, w której baterie nie są traktowane jako odizolowane instalacje, lecz jako element wspólnie zarządzanego systemu.
Magazyny mogą działać także po stronie odbiorców
Viridi rozwija projekty również poza laboratorium. W czerwcu startup Budderfly, działający w modelu energii jako usługi, wybrał system bateryjny Viridi do instalacji w 100 lokalizacjach komercyjnych znajdujących się pod jego zarządem. Takie wdrożenia mają znaczenie nie tylko dla podaży energii. Magazyn umieszczony po stronie odbiorcy może ograniczać pobór z sieci w okresach wysokiego zapotrzebowania, zmniejszać straty i poprawiać odporność obiektu na zakłócenia zasilania. W ten sposób modernizacja obejmuje także zarządzanie popytem, a nie wyłącznie zwiększanie mocy elektrowni.
Sterowanie siecią ma zwiększyć możliwości istniejącej infrastruktury
Inny przykład pochodzi z sektora motoryzacyjnego. General Motors zapowiedział wykorzystanie w swojej fabryce w Romulus w stanie Michigan technologii HIT, czyli Hybrid Intelligent Transformer, opracowanej przez brytyjski startup IONATE. Będzie to pierwsze zastosowanie tego rozwiązania w Stanach Zjednoczonych. Zakład jest przystosowywany do zwiększenia produkcji samochodów spalinowych, jednak system ma poprawić odporność energetyczną obiektu, ograniczać marnowanie energii i ułatwiać przyłączanie rozproszonych zasobów.
Jak podaje General Motors, HIT zapewni w czasie rzeczywistym informacje o jakości energii i jej zużyciu z rozdzielczością poniżej jednej milisekundy. Ma to pomagać w wykrywaniu oraz zapobieganiu skokom napięcia i awariom, zanim wpłyną one na zakład lub okoliczną sieć. Według opisu GM system może obsłużyć o 33 proc. więcej rozproszonych zasobów energii i przesyłać o 25 proc. więcej mocy przez istniejącą infrastrukturę. Firma twierdzi, że dzięki temu można uniknąć części kosztów związanych z modernizacją słupów i przewodów. Są to deklaracje producenta i użytkownika technologii, a ich znaczenie będzie zależało od wyników wdrożenia.
Kolejnym elementem układanki są wirtualne elektrownie, określane skrótem VPP. Nie są one pojedynczym obiektem wytwórczym, lecz połączeniem wielu urządzeń za pomocą oprogramowania. System może zachęcać odbiorców do ładowania baterii w okresach niższego zapotrzebowania albo do ograniczenia zużycia wtedy, gdy pobór energii gwałtownie rośnie. W takim modelu mogą uczestniczyć pompy ciepła, podgrzewacze wody, dachowe instalacje słoneczne, stacjonarne magazyny oraz samochody elektryczne. Celem jest wykorzystanie istniejących urządzeń do bilansowania sieci, zamiast budowania nowych elektrowni gazowych uruchamianych wyłącznie w czasie szczytowego zapotrzebowania.
W Massachusetts rozwijana jest współpraca dotycząca funkcji vehicle to grid, czyli V2G. W inicjatywę zaangażowane są Eversource, National Grid, EnergyHub, Sunrun oraz Mobility House. Klienci Eversource i National Grid, którzy mają samochody elektryczne przystosowane do dwukierunkowej wymiany energii, mogą zapisywać się do istniejącego systemu V2G administrowanego przez ConnectedSolutions. Samochód może wówczas nie tylko pobierać prąd z sieci, lecz także oddawać go w określonych warunkach, jeśli pozwala na to jego wyposażenie i zasady programu.
W Massachusetts jeździ już ponad 150 tysięcy samochodów elektrycznych, choć nie wszystkie obsługują V2G. Mobility House ocenia, że zainteresowanie tą funkcją rośnie, ponieważ właściciele pojazdów i osoby rozważające zakup samochodu elektrycznego poznają finansowe korzyści związane z udziałem w programach stabilizowania sieci. Skala takich programów będzie zależeć od liczby kompatybilnych pojazdów, zasad wynagradzania użytkowników oraz możliwości technicznych lokalnej infrastruktury.
Opisane projekty pokazują różne poziomy modernizacji amerykańskiego systemu energetycznego. Baterie Viridi są testowane jako element sieci wielu zasobów, Budderfly wdraża magazyny po stronie odbiorców, a GM sprawdza system sterowania przepływem energii w zakładzie przemysłowym. VPP i V2G wykorzystują natomiast oprogramowanie oraz urządzenia należące do odbiorców. Materiał CleanTechnica przedstawia te rozwiązania jako alternatywne wsparcie dla rozbudowy konwencjonalnych mocy. Dane z testów i wdrożeń będą potrzebne, aby ocenić, jak skutecznie mogą one zwiększać odporność sieci, integrować wiatr i fotowoltaikę oraz ograniczać konieczność uruchamiania nowych źródeł gazowych.
