СОВРЕМЕНИ СТРАТЕГИИ ЗА УПРАВУВАЊЕ НА ИНТЕЛИГЕНТНИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКИ МРЕЖИ

8. СОВЕТУВАЊЕ Охрид, 22 24 септември Александра Крколева Матеска Весна Борозан Факултет за електротехника и информациски технологии - Скопје СОВРЕМЕНИ СТРАТЕГИИ ЗА УПРАВУВАЊЕ НА ИНТЕЛИГЕНТНИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКИ МРЕЖИ КУСА СОДРЖИНА Интелигентните мрежи (ИМ) претставуваат нов концепт во развојот на електроенергетските мрежи, чија цел е да обезбедат економски ефикасен и одржлив електроенергетски систем (ЕЕС), интегрирајќи ги на ефикасен начин активностите и потребите на корисниците приклучени на мрежата. За да одговорат на потребите на современото општество, ИМ треба да бидат флексибилни, со цел да ги задоволат потребите на различните корисници; да овозможат слободен пристап до мрежата за сите корисници, вклучително и за производителите кои користат технологии за искористување на обновливи извори на електрична енергија и енергетски ефикасните технологии; да се доверливи и да овозможат сигурност во снабдувањето и квалитет на испорачаната електрична енергија; да овозможат услови за стекнување економска корист за корисниците на мрежата преку примена на иновативни технологии, ефикасно управување со ЕЕС, воведување конкурентност и соодветна регулатива. Во рамките на трудот е прикажан преглед на современите стратегии за управување на ИМ, со акцент на новите стратегии кои се развиваат за потребите на најперспективните концепти на ИМ, како што се микромрежите и виртуелните електрични централи. Клучни зборови: интелигентни електроенергетски мрежи, микромрежи, виртуелни електрични централи 1 ВОВЕД Електроенергетските системи се развиваат повеќе од едно столетие и денес претставуваат комплексни системи кои своите услуги ги прилагодуваат на потребите на модерното општество. Во текот на овој период, направен е огромен напредок во развојот на ЕЕС, започнувајќи од релативно мали системи кои снабдуваат одделни објекти или мали географски области, сѐ до современите интерконектирани, географски распространети системи, со огромен број елементи. И покрај постигнатиот напредок и постојаното усовршување, пред современите ЕЕС се поставени нови проблеми и предизвици. Од една страна, тоа се ограничените енергетски ресурси, нивната географска разместеност и постојаното зголемување на потребите од електрична енергија. Од друга страна, големо влијание имаат и растечките потреби на современото општество, меѓу кои основна е потребата од континуирано и економично снабдување на потрошувачите со електрична енергија. Кон овие фактори мора да се додаде и потребата од намалување на трошоците за надградување и одржување на електроенергетската инфраструктура и потребата од привлекување на приватен капитал во нејзината изградба, нарушениот еколошки систем поради употребата на фосилните горива, заложбите за намалување на емисиите на штетни гасови и искористување на обновливите извори на електрична енергија (ОИЕЕ). Со цел да се одговори на новите предизвици, ЕЕС треба да продолжат да се развиваат како одржливи и економски ефикасни системи, во чии рамки ќе се овозможи пазарно C6-123R 1/10

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 2/10 стопанисување со електричната енергија, продор на нови технологии и концепти и каде улогата на потрошувачите од пасивни корисници ќе се промени во активни учесници во дел од процесите во системот. Концептот кој треба да овозможи остварување на овие цели се темели на трансформација на современите електроенергетски мрежи во ИМ, односно мрежи кои се управуваат на координиран и ефикасен начин преку користење на информациските и комуникациските технологии. Всушност, во последните десеттина години вниманието на истражувачите, електроиндустријата, законодавните и регулаторните тела е насочено кон развојот на интелигентните мрежи, нивото тестирање, истражување на условите за нивна широка примена и очекуваните придобивки. Најголем дел од истражувањата се насочени кон дистрибутивните мрежи, а причината е во тоа што во изминатиот период начинот на работа на овие мрежи суштински се промени поради приклучувањето на дисперзирани производни единици, па потребно е да се најдат соодветни решенија за различни проблеми, земајќи ги предвид новонастанатите услови. Уште повеќе, се очекува дека овие мрежи ќе станат покомплексни во иднина, пред сѐ поради можната широка примена на електричните возила, развојот на конкурентноста на пазарот на електрична енергија и изменетата улога на потрошувачите. Комплексноста на ЕЕС и новите развојни концепти бараат усовршување на системите за управување на ЕЕС, меѓу другото и преку искористување на информациските и комуникациските технологии (ИКТ). Се смета дека во иднина ќе биде потребна пообемна координација на ЕЕС, претпоставувајќи дека потрошувачите ќе преземат и улога на производители на електрична енергија, учесници во пазарот на електрична енергија или понудувачи на помошни услуги, кои не само што ги користат услугите на операторите на дистрибутивните и преносните мрежи, туку и им даваат услуги. Тоа неминовно ќе значи дека ќе се зголеми количината на информации која ќе се разменува меѓу учесниците на ЕЕС, било да се тоа потрошувачите, производителите или операторите на системот. Со цел да се постигне глобална координација и функционалност на ЕЕС, ќе биде потребно извршување различни функции на локално ниво. Во овој контекст, алгоритмите кои до сега нашле примена во секторот на ИКТ можат да бидат приспособени за примена во ЕЕС, овозможувајќи при тоа искористување на веќе постојната ИКТ инфраструктура. Ова е, несомнено, сосема нов и сериозен предизвик за истражувачите во областа на управувањето со ЕЕС. 2 ИНТЕЛИГЕТНИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКИ МРЕЖИ 2.1 Дефиниции за интелигетни мрежи Терминот интелигентни електроенергетски мрежи 1 почна да се користи последните десеттина години, за да ја означи новата насока на развој на електроенергетските мрежи. Еден од првите документи во кои ИМ се разгледуваат како развеон концепт е стратегијата на Европската платформа на технологии за развој на електроенергетските мрежи при Европската комисија [1]. И покрај тоа што во [1] не се наведува конкретна дефиниција за ИМ, сепак, важноста на овој документ е во тоа што го воведува концептот на интелигентни мрежи како насока во која треба да се развиваат електроенергетските мрежи во Европа, ги дефинира барањата на кои треба да одговорат ИМ и ја потенцира важноста од оформување на заеднички истражувачки програми кои ќе овозможат брз развој на овој концепт. Во последователниот документ на Европската платформа за технологии [2] е наведена следната дефиниција за ИМ: Д1: Интелигентни мрежи се електроенергетски мрежи кои ги обединуваат дејствијата на сите корисници на мрежата со цел да се обезбеди одржливо, економично и континуирано снабдување со електрична енергија. Слична на оваа дефиниција е и дефиницијата Д2 која се среќава во документите на Работната група за ИМ на Европската комисија [3]. 1 Терминот интелигентни електроенергетски мрежи е македонски превод на англискиот термин Smart Grids. Засега во македонскиот јазик во употреба е и терминот паметни мрежи, но во овој труд се користи терминот интелигентни електроенергетски мрежи или само интелигентни мрежи.

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 3/10 Д2: Интелигентни мрежи се електроенергетски мрежи кои можат на ефикасен начин да ги интегрираат однесувањето и активностите на сите корисници приклучени на мрежата, односно на производителите и потрошувачите, како и на оние кои се истовремено производители и потрошувачи, со цел да обезбедат економски ефикасен и одржлив ЕЕС со мали загуби, висок квалитет на електричната енергија и континуирано напојување. Во документот [4] на Европската комисија е воведена дефиниција која ги објаснува ИМ од аспект на инфраструктурата која е потребна за да се овозможи траснформацијата на денешните ЕЕС во ИМ: Д3: Интелигентна мрежа претставува усовршена (надградена) електроенергетска мрежа во која е овозможена двонасочна дигитална комуникација меѓу снабдувачот и потрошувачот и во која се користат интелигентни мерни системи и системи за следење на работата на мрежата. Во [4], уште, се наведува дека интелигентните мерни системи се неразделлив дел од ИМ. Интелигентните мерни системи (или напредни мерни системи) ги опфаќаат интелигентните броила и системот за прибирање на мерените податоци. Интелигентните броила 2 претставуваат електронски уреди кои ја мерат потрошената енергија (електрична, гас), но, за разлика од конвенционалните броила, на потрошувачите им овозможуваат и пристап до дополнителни информации (на пример цени на електрична енергија за претстојниот временски период, квалитет на електричната енергија) и можат да пренесуваат податоци користејќи електронска комуникација [5]. Интелигентните броила овозможуваат далечинско читање и прибирање на податоците и по потреба, примена на далечинска контрола кај потрошувачите. Дефиницијата за ИМ која се користи од страна на Министерството за енергетика на САД [6], за разлика од останатите дефиниции, експлицитно ги вклучува и технологиите поврзани со преносниот систем, односно: Д4: Електроенергетските мрежи се сметаат за интелигентни кога кај нив е овозможена двонасочна комуникација меѓу енергетските компании кои нудат услуги за корисниците и самите корисници, како и примена на технологии кои овозможуваат мерења и следење на електричните параметри кај преносните водови. Воопштено, ИМ ќе се состојат од контролери, компјутери, автоматика, нови терхнологии и опрема кои ќе се користат заедно со инфраструктурата на електроенергетските мрежи за да се овозможи следење и одговор на брзите промени во потрошувачката на електрична енергија. Дефинициите Д3 и Д4 потенцират една од најзначајните карактеристики на ИМ, односно двонасочната комуникација меѓу енергетските компании кои нудат услуги за корисниците на мрежата и самите корисници. Сепак, можноста за остварување комуникација е потребен, но не и единствен услов за мрежите да бидат интелигентни. Целта е комуникациските технологии да се применат за координирање на активностите и однесувањето на голем дел од корисниците на мрежата со цел да се развие ефикасен систем кој ќе одговори на потребите на корисниците. Всушност, Д1 и Д2 ги дефинираат ИМ преку целта која треба да се постигне со нивната примена, додека останатите три дефиниции ги дефинираат ИМ преку технологиите кои треба да се применат за да се оствари одржлив и економичен развој на ЕЕС. Без да се прави обид за воведување нова дефиниција за ИМ, од претходно наведените дефиниции може да се заклучи дека ИМ обединуваат мноштво различни технологии, кои заедно со електроенергетската инфраструктура создаваат електроенергетска мрежа која ефикасно ги користи расположливите ресурси, овозможува континуирано напојување на потрошувачите и нови услуги за сите корисници на мрежата. Технологиите кои ќе ја овозможат реализацијата на ИМ не се ограничени на одреден сегмент од ЕЕС, односно вклучуваат технологии на ниво на потрошувач, дистрибутивен и преносен систем и производител на електрична енергија. 2 Терминот интелигентни броила е македонски превод на англискиот smart meters кој веќе се среќава во литературата на македонски јазик и ќе се користи во рамките на овој труд.

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 4/10 2.2 Потребни услови за практично реализирање И покрај постоењето на бројни причини за да отпочне трансформацијата на електроенергетските мрежи во интелигентни мрежи, процесот е условен од бројни влијанија. Овде пред сѐ спаѓаат начинот на кој ќе се развиваат електроенергетските мрежи во иднина, трошоците поврзани со воведувањето нови технологии и за потребната комуникациска инфраструктура, влијанието на заинтересираните страни и расположливите фондови за истражување. Всушност, мултидисциплинарниот и координиран пристап во истражувањето, како и изведувањето на пилот апликативни проекти, се многу значајни за понатамошната практична примена на концептот на ИМ. Со ваков пристап ќе се овозможи да се откријат предизвиците во имплементирањето на концептот, било да се тие од техничка, економска, регулаторна, социјална или еколошка природа и уште поважно, начините, односно решенијата за нивно надминување. Плановите за развој и реализација на ИМ [2], [4], покажуваат дека транзицијата кон ИМ бара донесување заеднички одлуки и преземање активности од сите заинтересирани страни. Одлуките и активностите треба да се насочени и кон преносната и кон дистрибутивната мрежа, при тоа искористувајќи ги новите можности кои произлегуваат од напредокот на информатичките и комуникациските технологии. Активностите кои ќе се преземаат во преносната мрежа ќе бидат насочени кон обезбедување на потребниот преносен капацитет и интеграцијата на големите ветерни електрични централи во електроенергетската мрежа, особено оние кои се изградени вон копно 3. Земајќи предвид дека ИМ значително ќе ги изменат оперативните можности на дистрибутивните мрежи, поголем број активности треба да се преземат на дистрибутивно ниво. Овде спаѓаат: на процесот на инсталирање на интелигентни броила кај потрошувачите; развивање на нови стратегии за управување и контрола на дистрибутивните мрежи кои ќе овозможат мали делови од ЕЕС (на пример микромрежи) да функционираат како дел од целиот ЕЕС, но исто така ќе можат да се исклучат од ЕЕС и да продолжат да функционираат како изолирани електроенергетски системи [7, 8]; зголемување на влијанието на потрошувачите преку овозможување на нивно учество во соодвени програми за енергетска ефикасност, управување со оптоварувањето и учество на пазарот со електрична енергија [9]; овозможување на услови за поголемо учество на ДПЕ и системи за складирање на електрична енергија [3]; внесување принципиелни промени во функционирањето на заштитата [10]; подготвување за интеграција на електричните возила, кои истовремено треба да се третираат како потрошувачи и како дисперзирани системи за складирање на електрична енергија [3], [11]; развивање на комуникациска инфраструктура и внесување на локална интелигенција кај производните единици, потрошувачите и во самата електроенергетска мрежа [12]. Во овој контекст, особено внимание треба да се обрне на заштита на податоците кои ќе се пренесуваат и користат за потребите на системот, со цел да не се наруши приватноста на потрошувачите или пак овие податоци на било кој начин да се злоупотребат [13]. Поради ова, од исклучителна важност е паралелно со развивање на комуникациската инфраструктура, алгоритмите за пренос на податоци и соодветните протоколи, да се усвои и правна рамка која ќе ја оневозможи злоупотребата на податоците, но истовремено нема да биде пречка во развивањето на новите стратегии за управување со системот. 3 Станува збор пред сѐ за големиот број ветерни електрани изградени во близина на бреговите на Европа, односно електраните изградени вон копно (англискиот термин е off-shore)

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 5/10 3 КОНЦЕПТИ НА ИНТЕЛИГЕТНТНИ МРЕЖИ И СТРТАТЕГИИ ЗА НИВНО УПРАВУВАЊЕ Карактеристиките на ИМ може да се проучуваат и преку неколку специфични концепти кои се развиваат во последната декада, меѓу кои спаѓаат микромрежите, виртуелните електрични централи (ВИЕЦ) и концептите за интеграцијата на електричните возила. Овие концепти претставуваат специфични реализации на ИМ, во чии рамки е овозможено ефикасно искористување на изворите на електрична енергија и материјалните добра на енергетските компании, најчесто преку примена на нови методи за управување и контрола на различните елементи и искористување на можностите на ИКТ. 3.1 Микромрежи Микромрежа претставува дел од дистрибутивниот систем, односно ги опфаќа изводите од нисконапонската страна на тансформаторската станица среден/низок напон (СН/НН), на кои се приклучени ДПЕ, системи за складирање електрична енергија и потрошувачи. На пример, микромрежа може да претставува дистрибутивната нисконапонска мрежа во една мала населба, комерцијален или индустриски објект, јавна установа и сл. Микромрежата може да биде приклучена на дистрибутивната мрежа и да работи како дел од неа или пак, во случај на потреба, да биде исклучена од дистрибутивната мрежа, односно да функционира автономно. Во вториот случај микромрежата ги снабдува потрошувачите кои се приклучени на неа, а по потреба се спроведува постапка за исклучување потрошувачите чие напојување не е неопходно [14] [15, 16]. Ако во микромрежата се приклучени когенеративни постројки, таа освен електрична, може да обезбедува и топлинска енергија за локалните потрошувачи. Најзначајна карактеристика на микромрежите е можноста за координирано управување на микро-дпе, системите за скалдирање електрична енергија и потрошувачите кои можат да се контролираат (на пример термички контролирани уреди како системи за климатизација, бојлери и сл.) [17, 18, 19]. Од аспект на дистрибутивната мрежа, микромрежата може да се третира како контролиран елемент на дистрибутивниот систем, односно може да работи како агрегирано отптоварување гледано од точката на приклучување. Микромрежата може да понуди системски услуги на ОДС, ако за тоа постои можност во рамките на воспоставените пазарни правила. Од аспект на потрошувачите, микромрежата не се разликува во голема мерка од дистрибутивната мрежа, но сепак таа овозможува неколку значајни придобивки. Поради искористувањето на локалните ДПЕ, се очекува зголемена сигурност во снабдувањето, подобрен квалитет на електричната енергија поради подобрување на напонските прилики во мрежата и намалување на појавата на напонски пропади, намалени трошоци за електрична енергија бидејќи се искористуваат локални ДПЕ, како и низа социјални придобивки [17], [20]. За да се обезбеди стабилна работа на микромрежата потребно е да се одржува балансот помеѓу локалните ДПЕ и инјектираната моќност од среднонапонската мрежа, од една страна и оптоварувањето во микромрежата, од друга страна. Ова се постигнува со примена на стратегии за управување на микромрежата и локална контрола на производните единици, уредите за складирање и на оптоварувањето. На сликата 1 е прикажана контролната структура на микромрежа, развиена во рамките на [15]. Основните компоненти на контролната структура на микромрежата се централниот автономен контролер (ЦАК), централниот контролер на микромрежата (ЦКМ) и локалните контролери (ЛК) кај ДПЕ и кај потрошувачите. Овие компоненти го сочинуваат хиерархискиот контролен систем на микромрежата.

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 7/10 треба да биде инсталиран во трансформаторската станица ВН/СН и да биде врската меѓу ОДС и микромрежите кои ги контролира. Прикажаната хиерархиска структура може да се користи за примена на централизиранa или децентрализиранa контрола во микромрежите [18, 19]. Заедничка карактеристика на двата пристапа е потребата од двонасочна комуникација меѓу контролерите. Централизираниот пристап подразбира извршување оптимизациска постапка чија цел е минимизирање на трошоците за електрична енергија. Како што е веќе објаснето погоре во текстот, оптимизацијата се врши врз база на пазарната цена на електричната енергија, прогнозата за потрошувачката и производството од ДПЕ на ОИЕЕ и понудите од страна на ДПЕ во микромрежата. По завршената оптимизација, ЦКМ испраќа соодветни сигнали до локалните контролери. Децентрализираниот пристап подразбира поголема автономија во одлучувањето на локалните контролери. Всушност, при децентрализиран пристап, локалните контролери комуницираат меѓусебно, разменувајќи информацијии, односно научени податоци за системот меѓу себе. Врз база на примените податоци, локалните контролери донесуваат одлуки или меѓусебно се договараат за да се постигне неаква заедничка цел. Децентрализираниот пристап најчесто е заснован на мултиагентни системи [19], [21]. 3.2 Виртуелни електрични централи Целта на концептот на виртуелни електрични централи е да помогне во зголемување на искористувањето на ДПЕ на ОИЕЕ. Ова се постигнува преку групирање на локални и географски дисперзирани генераторски единици во рамките на виртуелна електрична централа заради извршување на комерцијални и технички функции. Според дефиницијата [22] виртуелна електрична централа претставува група на генераторски единици, дисперзирани низ електроенергетската мрежа, која може да се контролира како единствена производна единица. Малку подетална дефиниција е дадена во [23], според која виртуелната централа овозможува групирање на повеќе ДПЕ со цел да се создаде заедничка производна карактеристика која е изведена од карактеристиките на секоја ДПЕ од групата, односно е во согласност со техничките ограничувања на секоја ДПЕ од групата. Во продолжение се прикажани некои поважни карактеристики на ВИЕЦ според [23]. Придобивките од овој концепт се во тоа што и помалите ДПЕ, кои поради своите карактеристики и инсталирана моќност не се конкурентни на пазарот на електрична енергија, во рамките на групата, односно на ВИЕЦ, можат да се вклучат во пазарот на електрична енергија и да остварат финансиска добивка. Всушност, групата ДПЕ станува видлива за ОПС и може да се управува на сличен начин како и електрична централа приклучена на преносниот систем. Тоа е претставено нагледно на сликата 2, каде се прикажани ДПЕ и потрошувачи приклучени на различни напонски нивоа, во различни делови од електроенергетската мрежа. Од аспект на преносната мрежа, кога учествуваат во ВИЕЦ, тие се еквивалентираат со единствена производна единица, односно со единствена производна карактеристика. Групирањето не е ограничено само на ДПЕ, па во ВИЕЦ може да се приклучат и потрошувачи. Всушност, комбинираното учество на ДПЕ и потрошувачите ја зголемува флексибилноста и ѝ го олеснува учеството на ВИЕЦ во пазарот на електричната енергија и во обезбедувањето на системски услуги. Имено, учеството на дисперзираните генератори во регулацијата на фреквенцијата и напонот, управувањето со задушувањето, намалувањето на загубите, подобрувањето на квалитетот на електричната енергија и учеството во повторното воспоставување на мрежата по нејзиниот распад, зависи од начинот на поврзување на генераторот на мрежа, односно од преобразувачот и од типот на генераторот. Истовремено, учеството на ДПЕ зависи и од расположливоста на примарната енергија која ја користи системот. Сепак, кога повеќе ДПЕ и потрошувачи се групирани во една ВИЕЦ, нивната флексибилност е поголема, што значи дека се зголемуваат можностите за нивно учество во системските услуги. Според целта на оптимизацијата која се спроведува меѓу учесниците во ВИЕЦ и типот на помошна услуга кои тие ја продаваат, тие условно можат да се прогласат за комерцијални или технички ВИЕЦ. Комерцијалната ВИЕЦ (КВИЕЦ) ги групира своите производни единици

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 9/10 агрегирање на производните единици од КВИЕЦ, но истовремено може да одговори и на барањата на ТВИЕЦ, подредувајќи ги агрегираните ДПЕ и потрошувачи според нивната флексибилност [24]. 4 ЗАКЛУЧОК Во трудот е даден преглед на релевантните дефиниции за ИМ и условите кои ќе влијаат врз практичната реализација. Исто така, прикажани се стратегиите за управување на микромрежите и ВИЕЦ, како најзначајни концепти на ИМ. Од прикажаните стратегии за управување може да се заклучи дека кај овие концепти постојат значајни заеднички карактеристики, но и извесни разлики. Во суштина, и ВИЕЦ и микромрежите овозможуваат групирање на ДПЕ, системите за складирање на електрична енергија и потрошувачите. Разликата е во тоа што кај микромрежите се формира група од локални потрошувачи, прозводители и системи за складирање на електрична енергија, односно сите тие треба да се лоцирани во мала област. ВИЕЦ го немаат ова ограничување, па во групата можат да се вклучат и географски оддалечени ДПЕ, потрошувачи или системи за складирање на електрична енергија. Сепак, кај техничките ВИЕЦ поради функциите кои ги вршат, ДПЕ треба да бидат лоцирани во ограничена географска област и уште поважно, да бидат дел од мрежата во која ги вршат своите функции. Заедничките карактеристики на микромрежите и на ВИЕЦ се што развојот на овие концепти е пред сѐ овозможен од современите ИКТ, двата концепта ја олеснуваат интеграцијата на ДПЕ и овозможуваат примена на централизиран и децентрализиран пристап во контролата на групата дисперзирани генератори, потрошувачи и системи за складирање електрична енергија. Всушност, микромрежите и ВИЕЦ треба да се разгледуваат како комплементарни концепти во идните ЕЕС, каде што микромрежите локално ги управуваат своите дисперзирани генератори, потрошувачи и системи за складирање електрична енергија. Групирани како ВИЕЦ пак, можат да учествуваат во пазарот на електрична енергија. 5 ЛИТЕРАТУРА [1] European Commission. Vision and Strategy for Europe s Electricity Networks of the Future. EUR 22040- European Technology Platform SmartGrids. ISBN 92-79-01414-5, 2006. [2] European Technology Platform. Smart Grids, Strategic Deployment Document for Europe s Electricity Networks of the future. 2010. [3] EU Commission Task Force for Smart Grids. Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters. Final Deliverable. December 2010. [4] European Commission. Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions. Smart Grids: from innovation to deployment. COM(2011) 202 final. 2011. [5] GEODE Working Group Intelligent Networks. GEODE Position Paper on Smart Metering. November 2009. [6] US Department of Energy. Smart Grid. [online]: http://energy.gov/smart-grid. [7] C. L. Moreira, F. O. Rosende, J. A. Peças Lopes. Using Low Voltage MicroGrids for Service Restoration IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 22, No.1, 2007, pp. 395-403. [8] J. A. Peças Lopes, C. L. Moreira, A. G. Madureira. Defining Strategies for MicroGrids Islanded Operation IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 21, No.2, 2006, pp. 916-924. [9] M. G. Morgan, J. Apt, L. B. Lave, M. D. Ilic, M. Sirbu, J. M. Peha. The many meanings of Smart Grid, A Briefing Note From the Department of Engineering and Public Policy. Carnegie Mellon University. July, 2009. [10] N. Hatziargyriou et. al. CIGRE WG Network of the Future, Electricity Supply Systems of the future. Electra, No. 256, June 2011, pp.42-49. [11] GEODE Working Group Smart Grids. GEODE Position Paper on Electric Vehicles. April 2010. [12] European Commission. ICT for a Low Carbon Economy Smart Electricity Distribution Networks. Findings by the High-Level Advisory Group on ICT for Smart Electricity Distribution Networks. July 2009. [13] EU Commission Task Force for Smart Grids. Expert Group 2: Regulatory Recommendations for Data Safety, Data Handling and Data Protection. Report, February, 2011.

MAKO CIGRE 2013 C6-123R 10/10 [14] S. Chowdhury, S. P. Chowdhury, P. Crossley. Microgrids and Active Distribution Networks. Published by The Institution of Electrical Engineers, London, United Kingdom, 2009. [15] Microgrids, ENK-CT-2002-00610, More Microgrids, SES6-019864, available [online: www.microgrids.eu/]. [16] C. Schwaegerl A. Krkoleva et al. DG3. Report on the technical, social, economic and environmental benefits provided by Microgrids on power system operation. Deliverable, More Microgrids SES6-019864, November 2009. [17] N.D.Hatziargyriou, J.Vasiljevska, A.G.Tsikalakis, Report on the Economic Benefits of Microgrids, Int Report WPG, EU Project More Microgrids, July 2007, Contract No: SES6-019864, http://microgrids.power.ece.ntua.gr. [18] A. G. Tsikalakis, N. D, Hatziargyriou. Centralized Control for Optimizing Microgrids Operation. IEEE Transaction on Energy Conversion. Vol. 23, No. 1, March 2008. [19] A. L. Dimeas, N. D. Hatziargyriou. Operation of a Multi-Agent System for Microgrid Control. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 20, No.3, August 2005, pp. 1447-1457. [20] A. Krkoleva, V. Taseska, N. Markovska, R. Taleski, V. Borozan. Social Aspects of Wider Microgrids Deployment, in Proc. 7th Mediterranean Conference and Exhibition on Power Generation, Transmission, Distribution and Energy Conversion (MEDPOWER10). Agia Napa, 7-9 November, 2010, paper ID:MED10/244. [21] S. J. McArthur et al. Multi-Agent Systems for Power Engineering Applications Part I: Concepts, Approaches and Technical Challenges. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 22, No.4, November 2007, pp. 1743-1752. [22] C. Andrieu et al., D1.7 Distributed Network Architectures. Deliverable, CRISP ENK5-CT-2002-00673, August 2005. [23] FENIX, SES6-518272, available [online: http://www.fenix-project.org/]. [24] J. Corera Ed. Flexible Electricity Networks to Integrate the Expected Energy Evolution. Results of FENIX Project. September, 2009.