Inteligentna sieć elektroenergetyczna i nowe technologie

Wiadomo już, że sieć elektroenergetyczna, jak i cała elektroenergetyka jutra będą zupełnie inne od obecnych. Jakie korzyści płyną z wdrożenia nowoczesnych technologii z tzw. obszaru Smart Grid, czyli inteligentnej sieci elektroenergetycznej. Jakie może przynieść to problemy?

Sieć elektroenergetyczna - decentralizacja wytwarzania energii elektrycznej

Od wielu lat ludzie nie chcą, aby w sąsiedztwie ich domu znajdowała się elektrownia lub sieć elektroenergetyczna średniego bądź wysokiego napięcia – takie zachowanie określa się skrótem NIMBY (z ang. Not In My Back Yard), czyli „nie w moim ogródku”. Mają oni świadomość tego, że nie będą beneficjentami takich rozwiązań, a dodatkowo sądzą, iż zanieczyszczają one środowisko, w którym żyją, stwarzają zagrożenie dla zdrowia lub życia oraz degradują krajobraz naturalny.Taka postawa wielu ludzi sprawiła, że wielkie elektrownie budowane są z dala od zurbanizowanych obszarów. Natomiast obecnym kierunkiem rozwoju jest decentralizacja wytwarzania energii elektrycznej, czyli generacja rozproszona, której jedną z głównych korzyści jest wytwarzanie energii elektrycznej w pobliżu miejsca jej zużycia. Dodatkowo promowane są technologie odnawialnych źródeł energii. Taki kierunek rozwoju zmienia obecny paradygmat funkcjonowania i finansowania całej elektroenergetyki. Korzyści z rozwoju generacji rozproszonej:

• odbiorcy akceptują jednostki wytwórcze w bliskim sąsiedztwie lub nawet są skłonni sami w nie zainwestować – chcą mieć własną energię, a ponadto moduły fotowoltaiczne to produkty prestiżowe;
• stosowane technologie w niewielkim stopniu oddziałują na środowisko naturalne: nie powodują emisji gazów cieplarnianych, pyłów i innych zanieczyszczeń;
• wykorzystywane są małe jednostki wytwórcze, których moc jest adekwatna do zapotrzebowania odbiorcy (jednak nie w godzinach największego zużycia);
• zamontowanie i przyłączenie do sieci wielu instalacji fotowoltaicznych jest łatwiejsze i szybsze niż zbudowanie jednej elektrowni konwencjonalnej o takiej samej mocy zainstalowanej (jednak uzysk energii i stabilność zasilania gwarantowane przez elektrownię znacznie przewyższają możliwości generacyjne rozproszonych źródeł);
• odbiorca otrzymuje „darmową” energię elektryczną; dodatkowo w różnych krajach nagradza się klienta za odprowadzanie nadwyżek wygenerowanej energii do sieci: jest ona kupowana lub odbierana w innym czasie.

Decentralizacja produkcji energii niesie za sobą również wiele wyzwań. Do najważniejszych aspektów, na które trzeba zwrócić uwagę, należą:

• zmienność wytwarzania – wykorzystywane siły przyrody, w szczególności nasłonecznienie i prędkość wiatru, charakteryzują się dużą zmiennością w czasie;
• konieczność zmagazynowania nadwyżki energii lub jej odprowadzenia do sieci, gdyż okres największej generacji nie pokrywa szczytów zapotrzebowania w skali całego systemu elektroenergetycznego ani godzin wykorzystywania tej energii przez odbiorcę;
• zmiana sposobu korzystania z energii elektrycznej dostarczanej przez wielkie elektrownie oraz z sieci elektroenergetycznej przez odbiorcę końcowego, pobierającego z sieci energię w celu pokrycia jedynie niedoborów własnej generacji, a nie całego swojego zapotrzebowania. W przypadku małej liczby takich odbiorców stanowi to interesujące rozwiązanie, jednak w dużej skali działanie takiego systemu, przy obecnym sposobie płacenia za świadczenie usług dystrybucyjnych i dostarczoną energię, jest niemożliwe do zrealizowania. Ponadto poziomy mocy generowanej w elektrowniach w coraz większym stopniu będą zależały od warunków atmosferycznych, co wpłynie na wzrost cen energii (dłuższy czas niewykorzystywania dostępnych zdolności wytwórczych, większa zmienność poziomu mocy generowanej) oraz usług dystrybucyjnych (konieczność utrzymania sieci przy zmniejszonym zapotrzebowaniu na energię, a także bardziej zmiennych i skomplikowanych rozpływach mocy);
• konieczność dostosowania sieci i zabezpieczeń oraz uwzględnienia, że prądy zwarciowe mogą płynąć z różnych kierunków, również z instalacji odbiorczych (odbiorcy mają obowiązek zgłosić fakt przyłączenia do sieci modułów fotowoltaicznych, ale nie ma gwarancji, że faktycznie to zrobią). Stwarza to ryzyko wystąpienia przeciążenia transformatora prądami przepływającymi od odbiorców w stronę sieci. Przykładowo na obszarach wiejskich jest dużo miejsca na montaż instalacji fotowoltaicznej, ta znajdująca się blisko siebie będzie generować moc o podobnej zmienności w czasie – maksimum wytwarzania energii będzie występowało w podobnych okresach, ale zapotrzebowanie na nią w tym czasie w gospodarstwach wiejskich może być niewielkie.

Aktywne sieci dystrybucyjne

Jeżeli ilość energii pochodzącej z mikrogeneratorów wykorzystujących odnawialne źródła energii (charakteryzuje się ona dużą zmiennością w systemie dystrybucyjnym) będzie się zwiększać, pojawi się konieczność zarządzania pracą sieci.Największe wyzwanie w tym obszarze stanowi utrzymanie wartości napięć na przyłączach u odbiorców. Wcześniej odbywało się to w ten sposób, że w stacji, np. WN/SN, stosowano transformatory z przekładnią, której nastawy można było zmieniać w trakcie pracy urządzenia (pod obciążeniem), regulując wartości napięć. W przypadku odbiorców z własnymi generatorami energii elektrycznej, w punktach ich przyłączenia, napięcie wzrośnie, istnieje więc ryzyko, że przekroczy dopuszczalny próg +10% napięcia znamionowego, co może spowodować uszkodzenie niektórych urządzeń elektrycznych lub przyczynić się do skrócenia czasu ich żywotności. Dodatkowo za występowanie takiej wartości napięcia na przyłączu odbiorcy przysługuje bonifikata z tytułu niedotrzymania parametrów jakości energii elektrycznej dostarczanej przez operatora sieci. Mając to na uwadze, należy stwierdzić, że operator systemu dystrybucyjnego potrzebuje narzędzi, aby móc podejmować działania, których celem będzie utrzymanie wartości napięć na przyłączach u odbiorców w określonych granicach. Wiadomo, że takie działania wiążą się z kosztami operacyjnymi i inwestycyjnymi. Będą to dodatkowe nakłady finansowe ponoszone przez operatorów systemów dystrybucyjnych z tytułu przyłączania do sieci mikrogeneratorów przez odbiorców.

Istnieją jednak pewne koncepcje i rozwiązania techniczne, które mogą pomóc operatorom systemów dystrybucyjnych. Są to m.in.:

• mikrosieci – koncepcja, która zakłada, że pewna część sieci dystrybucyjnej lub tylko sieć jednego odbiorcy zostanie wydzielona i przystosowana do samodzielnego, autonomicznego działania. Podczas typowej pracy będzie sprzężona z siecią główną za pośrednictwem tzw. punktu przyłączenia, który jednak umożliwi również jej odłączenie. Zaletą takiego rozwiązania jest wyższa pewność zasilania z jednoczesną możliwością autonomicznej pracy w przypadku awarii po stronie sieci. Wadę stanowią koszty, w tym konieczność przewymiarowania źródeł zasilających, potrzeba instalowania zasobników energii, sterowanie odbiorami oraz ograniczona możliwość aktywnego udziału w programach reakcji strony popytowej (przykładowo stosowanie rozbudowanych taryf na energię ma sens jedynie w przypadku działania mikrosieci w sprzężeniu z siecią główną, w przypadku pracy autonomicznej nie następuje wymiana energii pomiędzy nimi);
• elektrownie wirtualne – istnieją tu dwie koncepcje: pierwszą jest wirtualna elektrownia jako zgrupowanie zasobów energetycznych i reprezentacja ich jako jednego podmiotu na rynku energii – w tym przypadku nieważna jest lokalizacja zasobów. Druga koncepcja to możliwość określonego oddziaływania na sieć, niejako na żądanie operatora, przez zasoby energii zgrupowane w ramach takiej elektrowni. Przykładowo posiadacz zasobnika energii może ustawić go w tryb pobierania energii z sieci (w zakresie dostępnej pojemności) jak również na odprowadzania energii zgromadzonej (jedynie w zakresie ilości zmagazynowanej).

Sieć elektroenergetyczna i inteligentne liczniki

Jednym ze stosunkowo nowych rozwiązań są elektroniczne liczniki energii elektrycznej, które mają szereg przydatnych funkcji, m.in. takich jak:

• możliwość zdalnego przekonfigurowania i diagnozowania licznika,
• zdalne wyłączanie i uruchamianie zasilania w energię elektryczną instalacji u odbiorców; stosowane zarówno jako rozwiązanie sankcyjne, jak również na życzenie klientów,
• tzw. „strażnik mocy”, czyli kontrola poboru mocy czynnej dokonywana przez licznik,
• możliwość obniżenia dopuszczalnej mocy czynnej na określony czas, związany z występowaniem sytuacji awaryjnych w systemie elektroenergetycznym,
• bieżąca rejestracja danych pomiarowych i zdarzeń, w tym również danych o parametrach jakościowych zasilania (wartości napięć itp.),
• możliwość wysłania do operatora systemu dystrybucyjnego ostatniego komunikatu informującego o zaniku zasilania,
• wykrywanie pewnych zdarzeń (np. obecność silnego pola magnetycznego, manipulacje przy obudowie, zanik zasilania jednej lub kilku faz) i automatyczne wysyłanie alarmów,
• możliwość stosowania elastycznych i dynamicznych taryf wielostrefowych z ceną krytyczną oraz zmienną w czasie rzeczywistym,
• współpraca z urządzeniami w gospodarstwach domowych – z tzw. siecią domową HAN (z ang. Home Area Network) – z możliwością sterowania ich pracą,
• zdalna aktualizacja oprogramowania wewnętrznego licznika,
• zdalna zmiana sposobu rozliczania energii u danego odbiorcy – kredytowo/przedpłatowo.

Niewątpliwie wyzwaniem staje się dynamiczny rozwój urządzeń elektroenergetycznych (pochodzących dodatkowo od różnych producentów) oraz mnogość stosowanych technologii i protokołów komunikacyjnych, a także konieczność instalowania modułów transmisyjnych do wybranych rozwiązań. Dlatego jednym z kierunków rozwoju jest opracowanie otwartej platformy aplikacyjnej i sprzętowej inteligentnego licznika energii elektrycznej, a także wspólnego systemu operacyjnego, jak ma to miejsce w przypadku telefonów komórkowych. Pozwoliłoby to dodatkowo uruchamiać aplikacje różnych producentów na wszystkich urządzeniach, niezależnie od firmy, która je stworzyła.

Sieć elektroenergetyczna i elektromobilność

Kolejne wyzwanie stanowi elektromobilność, czyli coraz powszechniejsze wykorzystanie pojazdów o napędzie elektrycznym. Kierunki rozwoju motoryzacji to m.in.:

• tworzenie samochodów elektrycznych, a przede wszystkim samochodów osobowych, które ze względu na ograniczony zasięg mogą być traktowane jako małe auta miejskie, ładowane bezpośrednio z gniazdka elektrycznego ich posiadaczy,
• wdrażanie różnych rozwiązań w pojazdach hybrydowych, w których dwa rodzaje napędów używane są do różnych celów, np. zwiększenia parametrów i dynamiki jazdy podczas poruszania się z wykorzystaniem silnika spalinowego czy zwiększenie zasięgu przy wykorzystaniu elektrycznego,
• przyłączanie pojazdów do internetu, z możliwością aktualizacji oprogramowania,gromadzenia danych (kontaktowych, charakterystyki stylu jazdy lub przebytej trasy) czy ich wymiany (np. pojazd – chmura – urządzenia mobilne). Wiele z nich to dane osobowe, zatem przy sprzedaży auta ich przechowywanie może być problemem, ale informacje np. o stylu jazdy osoby, od której pochodzi samochód, rejestr uszkodzeń, awarii czy napraw mają bardzo dużą wartość,
• pojazdy samojezdne, czyli bez kierowców,
• car-sharing, tzw. współdzielenie aut, zwykle elektrycznych, które polega na wynajmie pojazdów i płatności jedynie za czas ich użytkowania (rozliczanie minutowe).

Główne argumenty za promowaniem pojazdów elektrycznych są dwa:

• wyczerpywanie się zasobów paliw kopalnych, głównie pochodnych ropy naftowej,
• ekologiczność – nie odprowadzają spalin w miejscu, w którym się poruszają,mogą wykorzystywać energię pochodzącą z odnawialnych źródeł energii lub z elektrowni konwencjonalnych, które muszą spełniać wysokie wymagania norm dotyczących poziomu emisji pyłów i zanieczyszczeń.

Pojawiające się na ulicach pojazdy elektryczne stanowią wyzwanie i pociągają konieczność podjęcia działań, m.in. takich jak:

• budowa infrastruktury energetycznej do ich ładowania – co wymusza rozbudowę sieci dystrybucyjnej. Dodatkowo pojawia się kwestia sterowania procesem ładowania akumulatorów, ponieważ niekontrolowany może stanowić zbyt duże zagrożenie dla niezawodnej pracy systemu elektroenergetycznego. Oznacza to, że nie we wszystkich pojazdach akumulatory mogłyby zostać naładowane najszybciej, jak to tylko byłoby możliwe. Ten proces musi być rozciągnięty w czasie albo odłożony – niektóre pojazdy ładowane będą dopiero po kilku godzinach od ich podłączenia do sieci. Jako przyczynę takiego stanu rzeczy można przedstawić proste obliczenia: jeżeli akumulator pojazdu ma 50 kWh i jest ładowany mocą 10 kW, proces ten, nie licząc strat i części energii zgromadzonej w akumulatorze, zajmie ok. 5 godzin. Milion ładujących się akumulatorów to obciążenie systemu elektroenergetycznego na poziomie 10 GW, przy typowym obciążeniu letnim rzędu 14 (noc) i 23 (dzień – szczyt) GW. Takie zapotrzebowanie mogłoby pojawić się w systemie elektroenergetycznym w zbyt krótkim czasie, aby możliwe było jego pokrycie, problematyczne jest również ustanie tego zapotrzebowania w zbyt krótkim czasie;
• zapewnienie potrzebnej ilości energii elektrycznej do ich zasilania. Mając na uwadze, że w 2015 roku wprowadzone były stopnie zasilania, czyli ograniczono dostawy energii do dużych odbiorców, można założyć, że dodatkowe zasilanie samochodów elektrycznych nie będzie możliwe bez odpowiedniej rozbudowy infrastruktury elektroenergetycznej;
• wprowadzenie rozwiązania pojazd-sieć, czyli koncepcji traktowania pojazdów elektrycznych jako zasobników energii, polegającej na tym, aby posiadacze takich aut mogli odpłatnie odprowadzać energię elektryczną do sieci i stanowić znaczące wsparcie dla jej pracy. Takie samochody mogłyby również być częścią elektrowni wirtualnej lub mikrosieci, aby zwiększyć stabilność jej działania.

System WAMS

WAMS (z ang. Wide Area Measurement System) to wielkoobszarowy, rozproszony system pomiarowy, składający się z urządzeń rejestrujących przesunięcie fazowe PMU (z ang. Phasor Measurement Unit), a każde z nich zbiera i zapisuje od 10 do 30 pomiarów fazorów napięć i prądów na sekundę (do każdej danej przypisany jest bardzo dokładny znacznik czasu). Urządzenia tego typu rozmieszcza się w różnych częściach sieci elektroenergetycznej, szczególnie w węzłach (mają strategiczne znaczenie), a dane z nich zbierane są przez koncentratory PDC (z ang. Phasor Data Concentrator). Wszystkie elementy systemu muszą być połączone szybką siecią telekomunikacyjną, aby móc przesyłać uzyskane informacje w czasie rzeczywistym z jak najkrótszym opóźnieniem. Po zgromadzeniu wszystkich danych są one przetwarzane przez specjalne oprogramowanie, dzięki czemu możliwe staje się przedstawienie niektórych interesujących wielkości charakterystycznych dla pracującego systemu elektroenergetycznego: stabilność napięciowa i częstotliwościowa (czy zapas stabilności), występujące oscylacje mocy itp.

Sieć elektroenergetyczna - wdrażanie nowoczesnych rozwiązań w Polsce

Inteligentne liczniki w zasadzie wdrażane były przez wszystkich większych operatorów systemów dystrybucyjnych. Oczywiście różniły się między sobą pod względem funkcjonalnym czy wykorzystywanych technologii komunikacyjnych. Przykładowe realizacje:

• AMIplus Smart City Wrocław – projekt wykonywany przez Tauron Dystrybucja, polegający na zainstalowaniu ponad 370 000 inteligentnych liczników we Wrocławiu,
• inteligentny Półwysep Helski – program wdrażany przez Energa-Operator; wybór miejsca był celowy ze względu na dużą zmienność zapotrzebowania na energię elektryczną oraz konieczność zwiększenia niezawodności zasilania, wynikającą z faktu, że w okresie letnim lokalizację odwiedza wielu turystów. Spółka Energa-Operator zainstalowała ok. 700 000 inteligentnych liczników energii, a w planach jest montaż kolejnych 400 000,
• Smart Toruń – podczas realizacji projektu wdrażanego przez konsorcjum, którego liderem była spółka Energa-Operator, zainstalowano 92 000 inteligentnych liczników, a także opracowano i przetestowano nowe produkty i taryfy dla klientów. Projekt obejmował swoim obszarem gminy: Czernikowo, Chełmża, Łysomice, Lubicz, Obrowo, Zbójno, Radomin, Golub Dobrzyń, Ciechocin, Kikół i Toruń,
• Realny Wymiar Energii – program polegający na zainstalowaniu przez innogy Stoen Operator ok. 100 000 inteligentnych liczników w Warszawie, w dzielnicy Praga Południe do 2016 roku. W ramach projektu przeprowadzono również modernizację 445 stacji średniego napięcia,
• projekt Polskiej Grupy Energetycznej, który zakładał wdrożenie inteligentnych liczników energii w ponad 50 000 gospodarstw domowych w Łodzi na osiedlu Retkinia oraz w Augustowie.

Inne przykładowe wdrożenia:

• w Polsce do sieci elektroenergetycznej przyłączono już ponad 600 MW mocy, a przewiduje się, że do końca 2019 roku może to być już 1 GW,

– spółka Tauron Dystrybucja ma już przyłączonych do sieci energetycznej ponad 17 000 mikroinstalacji o sumarycznej mocy 106 MW,

– Energa Gdańsk ma dwie farmy fotowoltaiczne: elektrownię fotowoltaiczną Czernikowo o mocy 3,77 MW, znajdującą się we wsi Wygoda niedaleko Torunia, a także instalację o mocy 1,63 MW w Gdańsku, a kolejna o mocy kilkuset kW planowana jest przy elektrowni wodnej w Łapinie,

– Smart Toruń – w ramach projektu powyżej dodatkowo zbudowano w gminie Czernikowo elektrownię fotowoltaiczną, składającą się z 16 000 modułów o mocy 240 W każdy,

• polsko-japoński projekt badawczy z obszaru magazynowania energii realizowany przez konsorcjum, którego członkiem była spółka Energa-Operator; składał się on z systemu realizującego funkcję automatyki odciążającej sieć elektroenergetyczną oraz instalacji hybrydowego magazynu energii (BESS), który został wyposażony w baterie litowo-jonowe oraz kwasowo-ołowiowe; magazyn o pojemności 27 MWh i mocy 6 MW powstaje w Bystrej k. Pruszcza Gdańskiego i ma zostać uruchomiony w drugiej połowie 2019 r.,
• Lokalne Obszary Bilansowania – projekt realizowany w spółce Energa-Operator, którego celem było opracowanie i sprawdzenie możliwości nowych usług systemowych oraz regulacyjnych mocy, pozwalających zwiększyć elastyczność systemu elektroenergetycznego. Został on uruchomiony w okolicach Pucka w 2016 r.;
• UPGRID – projekt realizowany w spółce Energa-Operator, którego celem jest dokonanie weryfikacji wybranych technologii co do możliwości poprawy niezawodności i optymalizacji pracy sieci SN i nn, a także sprawdzenie rozwiązań wspomagających przyłączanie jednostek generacji rozproszonej na obszarze demonstracyjnym – miejskiej sieci w Gdyni;
• Energia dla mobilności – projekt badawczo-rozwojowy z obszaru elektromobilności i systemów magazynowania energii zrealizowany przez Tauron Dystrybucja;
• stacja ładowania i szybkiej wymiany baterii w Jaworznie – projekt realizowany przez Tauron Dystrybucja i Przedsiębiorstwo Komunikacji Miejskiej w Jaworznie;
• Mobilne Urządzenie Zasilające MUZ – to autorski projekt pracowników krakowskiego oddziału spółki Tauron Dystrybucja;
• RIGRID (z ang. Rural Intelligent Grid) – projekt infrastruktury elektroenergetycznej, którego celem jest opracowanie i przetestowanie narzędzi służących do optymalnego planowania oraz zarządzania energią i infrastrukturą znajdującą się na obszarach wiejskich (obecnie przeciętny odbiorca znajdujący się w tego typu lokalizacji jest pozbawiony dostaw energii przez ok. 4,5 godziny w roku),
• w 2018 roku spółka innogy Stoen Operator na warszawskim Bemowie uruchomiła pierwszą stację SN/nn z dodatkowym układem podtrzymania zasilania automatyki, który został wyposażony w superkondensatory.

Inteligentna sieć elektroenergetyczna - podsumowanie

W Polskiej elektroenergetyce technologie inteligentnej sieci elektroenergetycznej Smart Grid są stale wdrażane – przewiduje się, że do 2020 roku inteligentne liczniki znajdą się u 80% polskich odbiorców energii elektrycznej, czyli zgodnie z założeniami Dyrektywy 2009/72/WE. Należy jednak zwrócić uwagę, że niektóre badania tego typu systemów pokazują niekiedy znaczne nieprawidłowości – prawie sześciokrotnego zawyżania ilości zliczanej energii – co stawia pod znakiem zapytania sens zarówno ich dalszych, jak i już zrealizowanych wdrożeń. Do tego dochodzą problemy z wykorzystywanymi technologiami komunikacyjnymi. Ich zawodność i mnogość standardów nie zachęca do podejmowania ryzykownych, w tych okolicznościach i przy takiej wiedzy, inwestycji na wielką skalę.Problemem są także przepisy prawa dotyczące nowych technologii, które często nie są kompletne lub nie ma gwarancji stabilności obowiązywania poszczególnych zapisów. W wyniku tego część nowoczesnych i innowacyjnych rozwiązań wdrażanych jest obecnie jedynie w formie pilotażowej.Kolejną trudność stanowi kwestia danych osobowych, a dokładnie wykorzystania danych pomiarowych pochodzących z inteligentnych liczników do innych celów niż rozliczenia, która może być różnie interpretowana przez instytucje zajmujące się ochroną tego typu informacji. Należy jednak podkreślić, że już wdrożone rozwiązania oraz prowadzone działania inwestycyjne dążą do cyfryzacji i digitalizacji, a pojawiające się problemy mogą co najwyżej spowolnić ten proces, jednak kierunek rozwoju elektroenergetyki już się nie zmieni.

Artykuł ukazał się w publikacji „Sektor Elektroenergetyczny”

Zobacz e-wydanie