Spis treści
Spółki energetyczne stoją przed koniecznością znacznego zwiększenia inwestycji w inteligentne sieci (smart grid). Lawinowo rośnie liczba przyłączanych do sieci urządzeń, w tym zwłaszcza odnawialnych źródeł energii. Inteligentne sieci istotnie usprawniają zarządzanie energią rozproszoną oraz jej wykorzystanie, ale to wiąże się to z budową nowej infrastruktury. Musi ona zapewnić współpracę w sieci takich urządzeń jak: inteligentne opomiarowanie AMI, łączniki sterowane zdalnie, układy automatyk i sterowania w stacjach elektroenergetycznych, przekaźniki, mierniki itp. w ramach wspólnego informatycznego systemu zarządzania.
Boom na inteligentne liczniki
Operatorzy systemów dystrybucyjnych inwestują w inteligentne liczniki na potęgę. Ustawa o rynku mocy wmusza instalowanie liczników pozwalających na zdalny odczyt – ze względu na liczbę punktów pomiarowych oraz konieczność comiesięcznego pozyskiwania danych do rozliczeń opłaty mocowej. Dane pozyskiwane z liczników umożliwią odbiorcom zarządzanie własnym zużyciem energii elektrycznej. PGE, Tauron i Enea prowadzą obecnie wspólny przetarg na zakup ponad 235 tysięcy liczników energii elektrycznej. To trzecie w ostatnich latach wspólne postępowanie Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) w Polsce. Zakupione w ramach przetargu 3-fazowe liczniki energii elektrycznej mają zapewnić rozliczenie klientów grupy taryfowej C1, czyli małych i średnich przedsiębiorstw.
Energa, która jako pierwsza rozpoczęła inwestycje w inteligentne opomiarowanie AMI (Advanced Metering Infrastructure – zaawansowane systemy pomiarowe) ocenia, że inteligentne liczniki ma ponad 30 proc. odbiorców. Aplikacja zbiera dane z urządzeń i umożliwia ich przetwarzanie, co zapewnia krótszy czas na reakcję w przypadku awarii, zmniejsza koszty odczytu, eliminuje ryzyko błędów. Ale jak ocenia Marek Kasicki, wiceprezes zarządu Energa Operator, prostymi inwestycjami będzie można coraz mniej uzyskiwać. Spółka prowadzi kilka projektów, m.in. budowę lokalnego obszaru bilansowania (LOB).
Smart za unijne pieniądze
W ciągu trzech lat Energa planuje pełne wdrożenie smart grid, co pokryje jedną czwartą powierzchni kraju. Projekt o wartości prawie 241 mln zł obejmuje modernizację sieci średnich napięć z pomocą funduszy unijnych. Docelowo Energa Operator chce scentralizować w jednym systemie osiem regionalnych dyspozycji mocy.
Czytaj także: Połączeni ekologią. Ludzie sportu, aktorzy, politycy i influencerzy w walce o ochronę środowiska
Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko ma trzy działania, z których płyną pieniądze na smart grid. To wsparcie budowy inteligentnych sieci elektroenergetycznych o charakterze pilotażowymi demonstracyjnym (1.4.1) oraz rozbudowa sieci dla przyłączenia OZE (1.2.1). Te dwa działania dają w sumie ponad miliard złotych wsparcia. Projekt Energi jest tu największy – dofinansowanie ma wynieść 166 mln zł. Kolejne 1,3 ml zł energetyka może wziąć z działania 7.1 – rozwój inteligentnych systemów magazynowania, przesyłu i dystrybucji energii.
Telekomunikacja to podstawa
– Warunkiem koniecznym choć zapewne niewystarczającym do wprowadzenia inteligentnych sieci w Polsce jest zapewnienie szybkiej i sprawnej łączności – mówi Rafał Kuźniak, dyrektor sprzedaży Siemens.
Komunikacja, zwłaszcza cyfrowa pozwala na bieżące kontrolowanie parametrów pracy sieci, przepływów energii i mocy w wielu punktach rozległej sieci dystrybucyjnej oraz na wykorzystanie sterowalnych elementów sieci w celu sprawnego i szybkiego prowadzenia ruchu.
Czytaj także: Magazyny energii w Polsce
– Dla operatorów sieci dystrybucyjnej skuteczna komunikacja staje się niezbędna zwłaszcza w okresach, kiedy pojawiają się awarie i zagrożenia bezpieczeństwa pracy sieci. W stanach awaryjnych, spowodowanych anomaliami pogodowymi łączność jest podstawą bezpieczeństwa obsługi sieci, ale również dlatego, że zapewnia istotne skracanie czasów przerw w dostawach energii i kosztów dojazdu serwisu, wykonującego czynności łączeniowe w głębi sieci – wymienia Kuźniak.
Dzięki inteligentnym urządzeniom system informatyczny potrafi przeprowadzić analizę lokalizacji uszkodzenia i przez automatyczną rekonfigurację wyodrębnić uszkodzony fragment sieci. To pozwala zasilić odbiorców z nieuszkodzonych ciągów. Trwa to przy szybkiej łączności sekundy. Inteligencja sieci polega też na wspomaganiu decyzji. – Te powtarzalne, schematyczne i możliwe do przewidzenia decyzje można przenosić na inteligentne urządzenia i systemy, pozostawiając obsłudze możliwość i czas na reakcję w sytuacjach wyjątkowo nieprzewidywalnych i krytycznych lub na podejmowanie decyzji natury strategicznej – wyjaśnia ekspert Siemensa.
Światłowód, 5G czy LTE 450?
W ubiegłym roku PGE Systemy otrzymała zgodę Urzędu Komunikacji Elektronicznej na rezerwację pasma 450 MHz i stworzenie cyfrowej sieci łączności dla branży energetycznej. Łączność bezprzewodowa LTE 450 ułatwi pracę dyspozytorów sieci elektroenergetycznych, zautomatyzuje pracę rozdzielni energetycznych, obniży koszty lokalizowania awarii sieci energetycznych i umożliwi końcowym odbiorcom energii elektrycznej korzystanie z inteligentnych urządzeń – poinformowała PGE.
Jak wskazuje Kuźniak, inwestycje w systemy łączności to poważny budżet dla operatorów sieci, ale konieczny. Rosną oczekiwania bezpieczeństwa i niezawodności dostaw, rośnie też dynamika przepływów z OZE, a niedługo czekający nas rozwój stacji ładowania dla samochodów elektrycznych. – Siemens kładzie bardzo mocno akcent na rozwój technologii cyfrowych odpowiadających potrzebom inteligentnych sieci przyszłości, jednak rodzaj i szybkość systemów komunikacji OSD jest tu sporym ograniczeniem – zauważa.
Trudno teraz wskazać wiodącą technologię telekomunikacyjną dla energetyki. Ze względu na poziom kosztów 5G wydaje się za drogie, światłowody często nie są ekonomicznie uzasadnione, biorąc pod uwagę rozległość sieci energetycznej.
Czytaj także: Kolejny rekord zapotrzebowania na moc?
Prawo w powijakach
Od jesieni ubiegłego roku trwają prace nad nowelizacją prawa energetycznego, która ma wdrożyć w Polsce system inteligentnego opomiarowania i stworzyć przepisy dla magazynów energii. Liczniki zdalnego odczytu mają zostać zainstalowane u co najmniej 80 proc. gospodarstw domowych do końca 2026 r. Projekt przechodzi konsultacje.
