WIZJA WDROŻENIA SIECI INTELIGENTNEJ W ENERGA-OPERATOR SA W PERSPEKTYWIE DO 2020 ROKU

Transkrypt

1 W Gdańsk, WIZJA WDROŻENIA SIECI INTELIGENTNEJ W ENERGA-OPERATOR SA W PERSPEKTYWIE DO 2020 ROKU wrzesień 2011

2 SPIS TREŚCI Wprowadzenie Prawo i polityka w kontekście rozwoju sieci inteligentnych Prawodawstwo i polityka unijna Niezawodność i bezpieczeństwo dostaw energii Efektywność i racjonalizacja wykorzystania energii Zmiana struktury wytwarzania energii Aktywna rola odbiorców energii Rozwój środków transportu z napędem elektrycznym Krajowa polityka energetyczna i regulacyjna Niezawodność i bezpieczeństwo dostaw energii Efektywność i racjonalizacja wykorzystania energii Rozwój energetyki odnawialnej i generacji rozproszonej Inteligentny, aktywny odbiorca energii Podsumowanie oczekiwań prawodawstwa unijnego i krajowego wobec OSD Sieć dystrybucyjna: dzisiejsze problemy jutrzejsze wyzwania Problemy wynikające z obecnego stanu sieci elektroenergetycznych Oczekiwania interesariuszy wobec OSD Wyzwania dla ENERGA-OPERATOR SA Wizja sieci inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA Definicja sieci inteligentnej Części składowe sieci inteligentnej Linie i stacje energetyczne Układy pomiarowe i urządzenia automatyki Infrastruktura telekomunikacyjna oraz platformy gromadzenia i wymiany danych Systemy zarządzania siecią i wspomagania procesów Priorytety w zakresie rozwoju sieci inteligentnej Aktywny odbiorca stworzenie warunków do aktywizacji odbiorców w zakresie użytkowania i wytwarzania energii Inteligentne systemy pomiarowe Infrastruktura zarządzania popytem

3 4.1.3 Dostosowanie infrastruktury sieciowej i procedur dla generacji rozproszonej Infrastruktura i systemy zarządzania dla samochodów elektrycznych Jakość dostaw poprawa niezawodności zasilania odbiorców i jakości dostarczanej energii Powszechna automatyzacja sieci dystrybucyjnej na poziomie SN Inteligentne rozwiązania dla stacji 110 kv/sn Zwiększenie obserwowalności sieci Inteligentne sterowanie siecią zaawansowane zarządzanie i sterowanie siecią w warunkach dynamicznego rozwoju generacji rozproszonej Nowy model sterowania i prowadzenia ruchu Systemy zarządzania obciążeniem Inteligentne zarządzanie generacją rozproszoną Innowacyjne systemy wspomagania planowania i zarządzania siecią Inteligentne OSD optymalne wykorzystanie i rozwój zasobów majątkowych oraz organizacyjnych Rozwój sieci dystrybucyjnej Rozwój systemów zarządzania majątkiem sieciowym Rozwój narzędzi zarządzania służbami eksploatacji sieci Technologie informacyjno-komunikacyjne rozwój technologii informatyczno-telekomunikacyjnych dla potrzeb sterowania siecią inteligentną Sieć teleinformatyczna dla sieci inteligentnej Zorientowana na usługi architektura informacyjna Standaryzacja rozwiązań informatyczno-telekomunikacyjnych Bezpieczeństwo informatyczne Oczekiwane korzyści Korzyści dla interesariuszy Korzyści dla OSD Priorytety wdrożenia Główne bariery wdrażania Działania informacyjne Zmiany w obszarze regulacyjnym Materiały źródłowe

4 WPROWADZENIE Zrównoważony rozwój, efektywność wykorzystywania energii i powszechne czerpanie ze źródeł odnawialnych to hasła klucze do rozwoju sektora elektroenergetyki w Unii Europejskiej w najbliższych latach. Oznaczają one duże zmiany, m.in. w strukturze wytwarzania energii oraz zwiększenie roli odbiorcy w zakresie podnoszenia efektywności energetycznej. Planowane zmiany będą miały istotny wpływ na funkcjonowanie sieci elektroenergetycznych. Sieć przyszłości będzie musiała w inteligentny sposób pobudzić oraz zintegrować działania i zachowania wytwórców, odbiorców, a także innych podmiotów funkcjonujących na rynku energii. Wszystko po to, by zapewnić niezawodne, ekonomicznie uzasadnione i zrównoważone dostawy energii elektrycznej. Oznaczać to będzie wdrożenie na szeroką skalę rozwiązań sieci inteligentnej, które w efekcie doprowadzą do powstania systemu elektroenergetycznego, który będzie: bardziej optymalnie wykorzystywał posiadaną infrastrukturę, przewidujący, a nie tylko reagujący na powstałe sytuacje krytyczne, samonaprawiający się i adaptacyjny, rozproszony bez względu na ograniczenia geograficzne czy organizacyjne, zintegrowany, łączący różnorodne systemy. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) będą musieli sprostać wynikającym z tego wyzwaniom i oczekiwaniom. Niniejszy materiał jest próbą opisania tych wyzwań. Powstał on w ramach prac prowadzonych nad wizją rozwoju sieci inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA w Gdańsku, przy współpracy z Instytutem Energetyki Oddział Gdańsk. Dokument jest propozycją podjęcia działań w tym zakresie w perspektywie lat Jego podstawowym celem jest zdefiniowanie głównych obszarów aktywności związanych z budową sieci inteligentnej, a także wskazanie zagadnień priorytetowych, które powinny być realizowane w pierwszej kolejności. Należy przy tym zaznaczyć, że nie zakłada się, iż pełne wdrożenie analizowanych rozwiązań nastąpi do 2020 rok wydaje się, że będzie to proces ciągły, realizowany także w kolejnych latach. Dokument stanowi podstawę do prowadzenia dalszych prac nad koncepcją wdrożenia sieci inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA. Zostaną one poprzedzone dyskusją wewnątrz ENERGA-OPERATOR SA oraz konsultacjami zewnętrznymi z głównymi interesariuszami nad założeniami niniejszego dokumentu. Na tej podstawie przygotowana zostanie ostateczna wizja wdrożenia sieci inteligentnej, a także zainicjowane zostaną 4

5 szczegółowe analizy, obejmujące także zagadnienia ekonomiczno-finansowe, które doprowadzić mają do opracowania konkretnego programu i harmonogramu wdrożenia poszczególnych elementów sieci inteligentnej w spółce. Podstawowym założeniem przy opracowaniu niniejszego dokumentu było przedstawienie koncepcji wdrażania sieci inteligentnych z punktu widzenia Operatora Systemu Dystrybucyjnego tj. odpowiedź na pytanie: co obecnie i w niedalekiej przyszłości (do 2020 roku) powinien zrobić ENERGA-OPERATOR SA, aby lepiej wypełniać swój podstawowy obowiązek niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii przy racjonalnych kosztach, a także zmieniających się potrzebach obecnych i przyszłych odbiorców oraz dostawców energii. Wobec powyższego w dokumencie nie omawia się szczegółowo innych aspektów związanych z rozwojem koncepcji sieci inteligentnych, takich jak zagadnienia związane z zarządzaniem popytem i generacją rozproszoną czy kształtowanie taryf energii elektrycznej dla odbiorców, przyjmując, że przy obecnym modelu funkcjonowania rynku nie są to i nie będą zadania, za które bezpośrednio będzie odpowiadać OSD. Zagadnienia te rozpatrywane są jedynie w kontekście budowy i udostępnienia przez OSD narzędzi technicznych innym podmiotom (spółki obrotu, agregatorzy), które będą za to odpowiedzialne. Prace nad wdrożeniem sieci inteligentnej wpisują się w realizowaną strategię ENERGA- -OPERATOR SA. Strategia ta zakłada rozwój spółki poprzez koncentrację na trzech filarach: innowacje poszukiwanie nowych, nieszablonowych rozwiązań zarówno w obszarze rozwoju majątku, jak i rozwiązań organizacyjnych, inwestycje prowadzenie działań w kierunku modernizacji i rozwoju posiadanego majątku dystrybucyjnego, inicjatywa podejmowanie wysiłków w celu jak najszerszego zaangażowania pracowników w rozwój spółki. Rozwój sieci inteligentnej wspierać będzie realizację kluczowych celów strategicznych ENERGA-OPERATOR SA zdefiniowanych w strategii spółki na lata , do których zaliczyć można: wzrost niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej, poprawę jakości obsługi klientów, wzrost efektywności działania w celu zwiększenia możliwości rozwoju ENERGA- -OPERATOR SA, rozwój i modernizację infrastruktury oraz jej dostosowanie do nowych potrzeb. 5

6 P 1. PRAWO I POLITYKA W KONTEKŚCIE ROZWOJU SIECI INTELIGENTNYCH 1.1 PRAWODAWSTWO I POLITYKA UNIJNA Prawodawstwo unijne nie nakłada na elektroenergetykę bezwzględnego obowiązku stosowania mechanizmów, które służyłyby rozwojowi sieci inteligentnej. Wskazuje jednak wyraźnie najważniejsze zadania podmiotów działających w tym obszarze. Są to: wzrost niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii, wzrost efektywności i racjonalizacja wykorzystania energii, zmiana struktury wytwarzania energii, nowa, aktywna rola odbiorców energii. Osiągnięcie tych celów będzie możliwe, gdy w sposób racjonalny zostanie wsparte wdrożeniem i wykorzystaniem koncepcji sieci inteligentnych. Poniżej scharakteryzowano potencjalne działania, które w związku z prawodawstwem UE powinien podjąć Operator Systemu Dystrybucyjnego NIEZAWODNOŚĆ I BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII Obowiązki OSD w zakresie zapewnienia wysokiego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wynikają z Dyrektywy 2005/89/UE [6] i, zgodnie z zapisami art. 3, dotyczą: umożliwienia odbiorcom reagowania na bodźce rynkowe i odpowiednie do nich zmiany zachowań w kwestii wykorzystania energii, zapewnienia odpowiedniej infrastruktury technicznej, umożliwiającej odbiorcom śledzenie bieżącego zużycia energii elektrycznej w celu optymalizacji swoich zachowań pod względem efektywności wykorzystania energii, uwzględnienia, w procesie planowania rozwoju i rozbudowy sieci dystrybucyjnej, środków związanych z poprawą efektywności wykorzystania energii, zarządzania popytem i generacją rozproszoną, promowania inteligentnych systemów pomiarowych jako instrumentu mogącego przyczynić się do ograniczenia popytu na energię elektryczną, a w konsekwencji mogącego wpłynąć na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. 6

7 Pośrednio OSD jest również zobowiązany do przyłączania generacji rozproszonej (w tym OZE) do sieci dystrybucyjnej. Wynika to z zawartego w Dyrektywie postulatu wprowadzenia regulacji krajowych sprzyjających poprawie bezpieczeństwa i niezawodności dostaw energii oraz rozwojowi i integracji odnawialnych i rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym EFEKTYWNOŚĆ I RACJONALIZACJA WYKORZYSTANIA ENERGII Obowiązki OSD w zakresie efektywności i racjonalizacji wykorzystania energii specyfikuje Dyrektywa 2006/32/UE [7] o efektywności końcowej wykorzystania energii i usługach energetycznych. W art. 17 nakłada ona na OSD obowiązek ograniczenia przepływu mocy biernej oraz strat sieciowych w ciągach liniowych i transformatorach. Dyrektywa stanowi również podstawowy akt prawny dotyczący sfery inteligentnych systemów pomiarowych. Obliguje kraje Wspólnoty Europejskiej do wdrożenia przepisów umożliwiających korzystanie z indywidualnych urządzeń pomiarowych, pozwalających uzyskać informacje o bieżącym zużyciu energii w podziale dobowo-godzinowym. Planowane są pewne zmiany w tej Dyrektywie. Mogą one doprowadzić do większej presji na podnoszenie efektywności i racjonalizacji wykorzystania energii w państwach członkowskich ZMIANA STRUKTURY WYTWARZANIA ENERGII Zadania dla OSD, wynikające ze zmiany struktury wytwarzania, głównie rozwoju OZE, określa Dyrektywa 2009/28/UE [11] o rozwoju rozproszonych i odnawialnych źródeł energii. Dyrektywa ta w sposób pośredni, tj. poprzez postulat wprowadzenia odpowiednich regulacji, wymaga stworzenia infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej sieci elektroenergetycznej, inteligentnych sieci oraz obiektów magazynowania energii, tak aby zagwarantować bezpieczne działanie systemu elektroenergetycznego podczas przystosowania go do dalszego rozwoju wytwarzania energii elektrycznej z rozproszonych źródeł energii, w tym ze źródeł odnawialnych. Operatorom sieciowym Dyrektywa pośrednio wyznacza także zadania związane z potrzebą integracji wzrastającej liczby źródeł odnawialnych przyłączanych do sieci wysokiego, średniego i niskiego napięcia oraz z obowiązkiem uwzględniania wpływu wzrostu efektywności energetycznej odbiorców przy planowaniu rozwoju sieci. 7

8 1.1.4 AKTYWNA ROLA ODBIORCÓW ENERGII Zadania dla operatorów, wynikające z oczekiwanej zmiany roli odbiorcy, z odbiorcy pasywnego na aktywnego, zapisano w Dyrektywie 2009/72/UE [9] dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej [9]. Dyrektywa ta ustanawia wspólne zasady dotyczące wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i dostaw energii elektrycznej oraz aktywnej roli odbiorców. Zadaniami tymi są: budowa infrastruktury sieciowej i teleinforma-tycznej umożliwiającej aktywnym odbiorcom integrację z systemem elektroenergetycznym, wdrożenie inteligentnych systemów pomiarowych u 80% odbiorców do 2020 roku, jeżeli analizy przeprowadzone na poziomie danego kraju członkowskiego wykażą opłacalność tego typu projektów analizy te powinny zostać przeprowadzone w terminie do września 2012 roku i powinny uwzględniać koszty i korzyści dla rynku oraz odbiorców, wskazać optymalny system oraz określić harmonogram jego wdrożenia ROZWÓJ ŚRODKÓW TRANSPORTU Z NAPĘDEM ELEKTRYCZNYM Oddzielną grupą zagadnień, która będzie stanowić wyzwanie dla operatorów sieci energetycznych, jest kwestia rozwoju środków transportu z napędem elektrycznym. Tematykę tę poruszają organy administracyjne Unii Europejskiej [13], a w zakresie standaryzacji rozwiązań stowarzyszenia branżowe [14]. Można się spodziewać, że kwestia budowy i integracji przez operatorów sieci infrastruktury do zasilania samochodów elektrycznych będzie wkrótce jednym z intensywnie rozwijających się podobszarów sieci inteligentnych. 1.2 KRAJOWA POLITYKA ENERGETYCZNA I REGULACYJNA Polskie prawo nie w pełni odzwierciedla dyrektywy unijne, które zostały przedstawione w poprzednim punkcie. Ustawa Prawo Energetyczne z 1997 roku [16] to podstawowy akt kształtujący politykę energetyczną Polski, zasady i warunki zaopatrzenia w energię elektryczną i jej użytkowania oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych. Przepisy tej wielokrotnie nowelizowanej Ustawy nie zawierają 8

9 bezpośrednich regulacji dotyczących stosowania rozwiązań z obszaru sieci inteligentnych. Jednak mogą one w sposób bezpośredni (obowiązki nakładane na operatorów sieciowych) lub pośredni (przepisy dotyczące podsektorów wytwarzania lub obrotu energią) wpływać na konieczność wdrażania przez operatorów sieciowych rozwiązań technicznych w obszarze sieci inteligentnych NIEZAWODNOŚĆ I BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII Obowiązek zagwarantowania przez OSD bezpieczeństwa dostaw energii wynika z Prawa Energetycznego, w którym częściowo przyjęto zalecenia Dyrektywy 2005/89/UE [6]. Zgodnie z Ustawą OSD powinien zapewniać wysoki poziom bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w oparciu o inwestycje sieciowe. Rozporządzenie Ministra Gospodarki [18] w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego jest z kolei kluczowym aktem wykonawczym, który reguluje wzajemne stosunki podmiotów sektora elektroenergetyki oraz odbiorców energii. Określa ono, między innymi, bezpośrednie obowiązki operatorów sieciowych, reguluje relacje pomiędzy operatorami sieciowymi i użytkownikami sieci elektroenergetycznej oraz określa warunki współpracy w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego. Bezpośrednio wynikają z tego działania operatorów w zakresie dostosowania istniejących sieci do nowych wyzwań związanych z przyłączaniem do sieci nowych typów wytwórców i odbiorców oraz z rosnącym zakresem wymiany informacji pomiędzy wszystkimi użytkownikami sieci EFEKTYWNOŚĆ I RACJONALIZACJA WYKORZYSTANIA ENERGII Obowiązek zmniejszenia wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji energii wynika z przyjętej przez Radę Ministrów w listopadzie 2009 roku Polityki energetycznej Polski do 2030 roku [17]. Podobne obowiązki nakłada Ustawa o efektywności energetycznej [5], a jedną z form jej realizacji będzie organizowanie przez prezesa URE przetargów, obejmujących zwłaszcza prace związane ze zmniejszaniem strat energii elektrycznej w przesyle lub dystrybucji (m.in. ograniczenie przepływów mocy biernej, strat sieciowych w ciągach liniowych i strat w transformatorach). Zadania w dziedzinie efektywności energetycznej opisuje w sposób ogólny i nie dający się nawet pośrednio przełożyć na obowiązki OSD Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej * (EEAP) [21]. Stanowi on realizację zapisu art. 14 ust. 2 Dyrektywy 2006/32/ UE [7] w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Plan określa cel orientacyjny w zakresie oszczędności energii na rok * Wraz z planowaną przez MG nowelizacją uwzględniającą postanowienia Ustawy o efektywności energetycznej 9

10 1.2.3 ROZWÓJ ENERGETYKI ODNAWIALNEJ I GENERACJI ROZPROSZONEJ W związku ze spodziewanym rozwojem energetyki odnawialnej i generacji rozproszonej Prawo Energetyczne [16] nakłada na OSD obowiązek priorytetowego wprowadzenia do sieci energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Planowane jest przyjęcie ustawy o odnawialnych źródłach energii, co dla OSD może oznaczać konieczność zapewnienia możliwości przyłączania tych źródeł do sieci dystrybucyjnej na innych niż obecnie obowiązujących zasadach INTELIGENTNY, AKTYWNY ODBIORCA ENERGII Trzeba ponownie przywołać przyjętą w listopadzie 2009 roku Politykę energetyczną Polski do 2030 roku (PEP 2030) [17]. Przewidywane działania na rzecz poprawy efektywności energetycznej obejmować będą między innymi zastosowanie technik zarządzania popytem. Zwiększenie elastyczności zachowań odbiorców, w odpowiedzi na zmieniające się ceny energii lub koszty jej dostarczenia, będzie wymagało od operatorów dostosowania do oczekiwań infrastruktury sieciowej i sposobu zarządzania pracą sieci. Program działań wykonawczych na lata jest załącznikiem do PEP 2030 i określa harmonogram wdrażania technik zarządzania popytem. Za realizację działania odpowiadają Minister Gospodarki oraz Prezes Rządowego Centrum Legislacji, a do realizacji zadania rekomendowane są przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem i dystrybucją energii elektrycznej. Pośrednie oczekiwania w stosunku do OSD, wynikające z nowej roli odbiorcy, mogą polegać na stworzeniu infrastruktury, która będzie mu pozwalać na aktywne uczestniczenie w rynku energii. Chodzi tu między innymi o: zapewnienie integracji i optymalnego wykorzystania mikrogeneracji, stworzenie infrastruktury zasilania urządzeń elektrycznych, zwłaszcza pojazdów, zapewnienie bezpieczeństwa i niezawodności dostaw oraz dostosowanie jakości dostaw do indywidualnych wymagań poszczególnych użytkowników sieci elektroenergetycznej. Niektóre z tych wymagań zostały już uregulowane na gruncie ustawodawstwa krajowego, inne jeszcze na to czekają. Osobnym wątkiem są stanowiska Urzędu Regulacji Energetyki. W czerwcu 2011 roku Urząd opublikował dokument pt. Stanowisko Prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSD inteligentnych systemów po- 10

11 miarowo-rozliczeniowych [20]. Określono w nim wymagania w stosunku do systemów inteligentnego opomiarowania wdrażanych przez OSD. Spełnienie wyszczególnionych w nim warunków jest podstawą do ubiegania się operatorów sieciowych o zwiększenie stopy zwrotu z inwestycji w systemy inteligentnego opomiarowania. Dokument zawiera propozycje minimalnej wymaganej funkcjonalności systemu oraz relacji pomiędzy interesariuszami w zakresie wymiany danych pomiarowych. Równocześnie prowadzone są zakrojone na szeroką skalę prace nad innymi zagadnieniami związanymi z obszarem sieci inteligentnych. Dotyczy to między innymi zagadnień związanych z rozwojem generacji rozproszonej i rozsianej, wzmocnieniem mechanizmów wspierania innowacyjności, jakości i efektywności działania OSD. Ze względu na poszerzony zakres informacji przetwarzanych i przesyłanych przez inteligentne liczniki energii, istotnym elementem podejmowanych działań będzie unormowanie kwestii ochrony i udostępniania spersonalizowanych danych pomiarowych. 1.3 PODSUMOWANIE OCZEKIWAŃ PRAWODAWSTWA UNIJNEGO I KRAJOWEGO WOBEC OSD Podsumowując kwestie oczekiwań wynikających z ustawodawstwa unijnego, najważniejszymi obowiązkami nakładanymi na Operatorów Systemów Dystrybucyjnych są: wzrost bezpieczeństwa i niezawodności oraz dostaw energii poprzez inwestycje sieciowe, poprawa efektywności dystrybucji energii poprzez redukcję strat sieciowych, budowa inteligentnych systemów opomiarowania odbiorców, uwzględnianie w procesie planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej efektów związanych z poprawą efektywności wykorzystania energii, zarządzania popytem i generacją rozproszoną, priorytet wprowadzenia do sieci energii pochodzącej z OZE. Tak postawione zadania należy postrzegać w kontekście założeń polityki energetycznej Polski, która zakłada: wzrost udziału rozproszonych, w tym odnawialnych, źródeł energii w bilansie energetycznym kraju, aktywny udział odbiorców w rynku energii poprzez działania energooszczędne i racjonalizujące zapotrzebowanie na energię, rozwój transportu opartego na energii elektrycznej, wzrost efektywności końcowego wykorzystania energii i wyrównywanie dobowej krzywej zapotrzebowania na moc. 11

12 S 2. SIEĆ DYSTRYBUCYJNA: DZISIEJSZE PROBLEMY JUTRZEJSZE WYZWANIA Wyzwania, przed którymi stają operatorzy sieci, wynikają nie tylko z regulacji krajowych i unijnych, ale także z oceny aktualnego stanu sieci oraz oczekiwań definiowanych przez głównych interesariuszy. Wszystkie te elementy powinny być brane pod uwagę w kontekście wizji rozwoju sieci inteligentnej. 2.1 PROBLEMY WYNIKAJĄCE Z OBECNEGO STANU SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH Sprawne i efektywne dostosowanie sieci dystrybucyjnych do przyszłych wyzwań wymaga identyfikacji problemów, które obecnie i w niedalekiej przyszłości staną przed firmami sieciowymi. W związku z tym dokonano oceny aktualnego stanu infrastruktury sieciowej w ENERGA-OPERATOR SA, ale wnioski stąd płynące dotyczą także innych przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Źródłem problemów są już lub będą w niedalekiej przyszłości, między innymi: Społeczne i środowiskowe ograniczenia hamujące budowę infrastruktury, przede wszystkim linii energetycznych (zwłaszcza napowietrznych). Niedostosowana do przyszłych funkcji sieć dystrybucyjna: sieć jest zbudowana jako sieć pasywna, dostosowana do przepływu mocy z góry na dół ; tymczasem w przyszłości przepływy mocy będą zmienne, co wpłynie na obciążenia ciągów liniowych i profile napięciowe, a także spowoduje trudności w utrzymaniu i monitorowaniu jakości energii; ograniczenie skutków tych zmian jest zadaniem sieci inteligentnej, istnieje jeden scentralizowany system bilansowania, za który odpowiada Operator Systemu Przesyłowego (OSP) i wykorzystuje w tym celu jedynie źródła generacyjne; model ten będzie się zmieniać wraz z rozwojem źródeł rozproszonych i wzrostem znaczenia aktywnej roli odbiorców; OSD będzie coraz bardziej angażowany w bilansowanie systemu, świadczenie usług systemowych pozostaje domeną OSP; usługi te są głównie związane z wykorzystaniem możliwości, które daje generacja przyłączona do 12

13 systemu przesyłowego; jeśli znacząca generacja pojawi się po stronie OSD, zaistnieje konieczność świadczenia usług systemowych; pojawia się również nowa usługa zarządzania popytem, która w warstwie technicznej będzie w pewnym zakresie zadaniem OSD. Niedostateczna obserwowalność sieci SN i nn wynikająca z braku wystarczającego opomiarowania. Lokalna kumulacja generacji rozproszonej, która powoduje problemy z wyprowadzeniem mocy z wybranych węzłów (przeciążenia, lokalne problemy napięciowe), zwłaszcza w okresach wyjątkowo korzystnych warunków wiatrowych. Starzejąca się infrastruktura, powodująca wzrost awaryjności i obniżenie efektywności sieci energetycznej OSD. Zmiana kierunku przesyłu mocy (od OSD do OSP) w sytuacji rozwoju generacji rozproszonej, która spowoduje istotne problemy dla sieci OSP, w tym problemy napięciowe w sytuacjach słabego obciążenia linii przesyłowych. Zagrożenia i trudności w zarządzaniu siecią dystrybucyjną, które wynikają z nowych zjawisk związanych z: przeciążeniami elementów liniowych, problemami napięciowymi, trudnościami z bilansowaniem i prognozowaniem produkcji z farm wiatrowych. Prognozowany deficyt mocy wytwórczych, prawdopodobny już po 2016 roku. W łagodnej formie będzie on prowadzić do obniżenia rezerw mocy, a zatem do obniżenia standardów bezpieczeństwa pracy systemu i zagrożenia niezawodności i ciągłości dostaw energii realizowanych przez OSD. 2.2 OCZEKIWANIA INTERESARIUSZY WOBEC OSD Kolejnym elementem, który musi być brany pod uwagę, są oczekiwania interesariuszy w stosunku do Operatora Sieci Dystrybucyjnej (Tabela 2.1). 13

14 Tabela 2.1. Oczekiwania podmiotów w stosunku do operatora Podmiot Oczekiwania Odbiorcy większa pewność mniej przerw w zasilaniu skrócenie czasu trwania awarii lepsza informacja o wyłączeniach i czasie usunięcia awarii poprawa jakości obsługi przez OSD i sprzedawcę poprawa jakości dostarczanej energii niższe koszty usługi dystrybucyjnej i przesyłowej Właściciel OSD większy zwrot z zaangażowanego kapitału wzrost efektywności operacyjnej optymalizacja nakładów inwestycyjnych Regulator (URE) poprawa jakości świadczonych usług na rzecz odbiorców wzrost efektywności działania zgodność z zaleceniami, transparentność działania i przewidywalność Operator Systemu Przesyłowego (PSE Operator koordynacja planów rozwoju sieci uwzględniająca dynamiczny rozwój generacji rozproszonej wdrożenie nowego modelu świadczenia usług systemowych, uwzględniającego nowy rozkład generacji w systemie i nową rolę aktywnych odbiorców wdrożenie nowego modelu prowadzenia ruchu systemu i standardów współdziałania dyspozycji mocy OSP z OSD minimalizacja negatywnych skutków systemowych wynikających ze zmienności kierunku przepływu mocy między siecią OSD a siecią OSP Inwestorzy rozwijający generację rozproszoną, w tym OZE Społeczeństwo, opinia publiczna sprawne i efektywne procedury w zakresie decyzji przyłączeniowych dostosowanie infrastruktury sieci i systemów prowadzenia ruchu do wniosków i oczekiwań inwestorów eliminacja przyczyn leżących po stronie OSD w zakresie ograniczeń w wyprowadzeniu mocy z generacji rozproszonej odporność sieci na zniszczenia i warunki atmosferyczne zmniejszenie uciążliwości dla otoczenia redukcja emisji CO 2 sprawna i wiarygodna informacja o skutkach wprowadzanych zmian Sprzedawcy energii lepsza informacja o przerwach w zasilaniu, możliwościach przesyłowych i o funkcjonowaniu sieci możliwość zapewnienia dwustronnej komunikacji z odbiorcami z wykorzystaniem infrastruktury OSD możliwość pozyskania szczegółowych danych o zużyciu odbiorców, w tym profili zużycia energii Dostawcy rozwiązań technicznych czytelne sygnały od OSD dotyczące spodziewanych kierunków inwestycji przejrzystość specyfikacji usług i urządzeń objętych zakupami przejrzysty harmonogram spodziewanych zakupów 14

15 2.3 WYZWANIA DLA ENERGA-OPERATOR SA Zarówno ENERGA-OPERATOR SA, jak i inni operatorzy sieci dystrybucyjnych, stoją obecnie przed szeregiem wyzwań. Każde z nich wiąże się z koniecznością podjęcia określonych działań: poprawy niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii oraz zapewnienienia wysokiej jakości energii, optymalizacji wykorzystania istniejącej infrastruktury oraz zasobów organizacyjnych, poprawy efektywności energetycznej sieci dystrybucyjnej, stworzenia możliwości zwiększenia aktywnej roli odbiorcy w zarządzaniu zużyciem energii oraz jej produkcją, integracji źródeł rozproszonych i bilansowanie systemu w warunkach rosnącego udziału generacji rozproszonej i rozsianej, przygotowania rozwiązań technicznych i organizacyjnych do zaangażowania OSD w bilansowanie systemu na poziomie sieci dystrybucyjnej, poprawy dokładności prognozowania produkcji ze źródeł rozproszonych, przygotowania systemu do wdrożenia na masową skalę samochodów elektrycznych. Sprostanie istotnej części z tych wyzwań nastąpić może poprzez wdrażanie nowych innowacyjnych rozwiązań z obszaru sieci inteligentnych. 15

16 W 3.1 DEFINICJA SIECI INTELIGENTNEJ 3. WIZJA SIECI INTELIGENTNEJ W ENERGA-OPERATOR SA ENERGA-OPERATOR SA przyjmuje, że pod pojęciem sieci inteligentnej definiowanej z perspektywy OSD należy rozumieć: Sieć dystrybucyjną i powiązane z nią technologie informatyczno-telekomunikacyjne integrujące w sposób inteligentny działania uczestników procesów wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i użytkowania energii elektrycznej w celu poprawy niezawodności dostaw i efektywności OSD oraz aktywnego angażowania odbiorców w podnoszenie efektywności energetycznej. Natomiast z punktu widzenia odbiorców ENERGA-OPERATOR SA treść tę można ująć nieco inaczej: Sieć inteligentna ma pozwolić na zapewnienie ciągłych, bezpiecznych i efektywnych kosztowo usług w zakresie dystrybucji energii elektrycznej, a także stworzyć możliwości techniczne do oferowania odbiorcom nowych usług optymalizujących użytkowanie energii oraz umożliwiających efektywne włączenie odbiorców w proces wytwarzania energii. Obie wersje definicji stanowią swego rodzaju rozwinięcie już istniejących opisów sieci inteligentnych, formułowanych m.in. w dokumentach Komisji Europejskiej. Widać w nich również echa prac Europejskiej Platformy Technologicznej Inteligentnych Sieci. Ich modyfikacja na użytek niniejszego opracowania wynikała z potrzeby doprecyzowania istoty sieci inteligentnych z perspektywy spółki zajmującej się dystrybucją energii elektrycznej. W stosunku do tradycyjnej definicji sieci dystrybucyjnej pojęcie sieci inteligentnej obejmuje nowe funkcje związane z monitorowaniem, sterowaniem i gromadzeniem danych, które dotychczas były i są wykonywane w sieci dystrybucyjnej w niewielkim zakresie. Jej innowacyjność polega więc w znacznej mierze na integracji wielu stosowanych do tej pory technologii, także tych, które są w początkowej fazie rozwoju. Sieć inteligentna będzie integrować w ramach systemu elektroenergetycznego przede wszystkim technologie informatyczne, zaawansowane rozwiązania telekomunikacyjne oraz nowe technologie z zakresu energoelektroniki. Jedynie dzięki takiej integracji możliwe będzie osiągnięcie celów stawianych przed nowoczesnymi systemami elektroener- 16

17 getycznymi. Wybrane zmiany w sieci, które wynikają z podanych definicji, w skrótowej formie zaprezentowano w tabeli poniżej (Tabela 3.1). Tabela 3.1 Wizja zmian w sposobie funkcjonowania sieci dystrybucyjnych. Do końca XX wieku W XXI wieku rozwiązania w technice elektromechanicznej lub analogowej rozwiązania cyfrowe komunikacja jednokierunkowa sieć przystosowana do scentralizowanej generacji nieliczne czujniki i elementy kontrolne przywracanie zasilania poprzez pracę zespołów bezpośrednio w terenie podatność na uszkodzenia i awarie katastrofalne komunikacja dwukierunkowa konieczność obsługi generacji rozproszonej masowe wprowadzenie czujników i pomiarów automatyczne lub komputerowo wspomagane przywracanie zasilania zabezpieczenia adaptacyjne i możliwość pracy wyspowej ręczne testowanie urządzeń lokalnie przez personel obsługi zdalne testy urządzeń zarządzanie kryzysowe poprzez zespoły ludzkie i telefon systemy wspomagania decyzji dyspozytorskich ograniczony zakres sterowania siecią ograniczona informacja cenowa (kosztowa) niewielkie możliwości wyboru dla odbiorców sterowanie na wszystkich poziomach transparentność ceny różnorodność ofert Wdrożenie sieci inteligentnej w szerokim zakresie w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych przyniesie szereg korzyści, takich jak: wzrost poziomu niezawodności dostaw oraz jakości energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców sieciami dystrybucyjnymi integracja większej liczby źródeł generacji rozproszonej automatyzacja wielu funkcji związanych z zarządzaniem siecią aktywizacja odbiorców energii w zakresie jej użytkowania i produkcji rozwój elektrycznych środków transportu zwiększenie elastyczności systemu zwiększenie funkcjonalności w zakresie zarządzania i sterowania siecią. 17

18 Do uzyskania oczekiwanych efektów konieczne będzie wdrożenie wielu nowych technologii i systemów. Są nimi na przykład: szybka, dwukierunkowa komunikacja z odbiorcą i urządzeniami obecnymi w sieci, rozwiązania zintegrowane oparte na standardach informatyki, innowacyjne rozwiązania w zakresie opomiarowania, automatyki i sterowania, układy i systemy energoelektroniczne. Innowacyjna technika i innowacyjna technologia zostaną wsparte nowymi rozwiązaniami w zakresie rynku energii i usług systemowych. Najważniejsze jednak będzie zapewnienie właściwych warunków formalno-prawnych, a zwłaszcza rozwiązań regulacyjnych dla OSD inspirujących i motywujących do wdrażania rozwiązań sieci inteligentnych. W efekcie doprowadzi to do powstania systemu elektroenergetycznego, który cechować będzie: bardziej optymalne wykorzystanie posiadanej infrastruktury, zdolność do przewidywania sytuacji kryzysowych, możliwość autonaprawy i adaptacji, rozproszenie bez względu na ograniczenia geograficzne czy organizacyjne, integracja różnorodnych systemów. 3.2 CZĘŚCI SKŁADOWE SIECI INTELIGENTNEJ W rozumieniu przyjętej definicji sieć inteligentna z perspektywy OSD obejmuje elementy infrastruktury dystrybucyjnej i teleinformatycznej, wykorzystywane do tej pory, ale też nowe rozwiązania pojawiające się wraz z rozwojem technologicznym. Obejmuje to: linie i stacje energetyczne, układy pomiarowe i urządzenia automatyki, infrastruktura telekomunikacyjna oraz platformy gromadzenia i wymiany danych, systemy zarządzania siecią i wspomagania procesów biznesowych LINIE I STACJE ENERGETYCZNE Tradycyjna infrastruktura sieciowa obejmuje przede wszystkim linie o napięciu 110 kv, sieć średniego napięcia SN (w przeważającej większości 15 kv) i linie sieci niskiego napięcia (sieć nn), zarówno kablowe, jak i napowietrzne oraz stacje rozdzielcze współpracujące z krajową siecią przesyłową 400kV i 220kV, będące głównymi punktami zasilającymi sieć 110kV. Ponadto stacje w sieci SN, będące miejscem transformacji na niskie napięcie, zasilające odbiorców indywidualnych. 18

19 Modernizacja i rozbudowa tej infrastruktury będzie uwzględniała wymagania związane z wprowadzeniem sieci inteligentnych. Nie będzie to zatem proste powielenie dotychczasowych rozwiązań, lecz wprowadzenie zaawansowanych rozwiązań technicznych. Umożliwią one między innymi zdalny nadzór urządzeń, autodiagnostykę, monitorowanie, dostosowanie do pracy w trudnych warunkach klimatycznych (odporność na zmiany klimatyczne). Opracowane standardy techniczne powinny akceptować i promować instalacje tylko urządzeń spełniających nowe wymagania techniczne tak, aby w pespektywie kilku lat infrastruktura sieciowa wspierała rozwiązania sieci inteligentnych UKŁADY POMIAROWE I URZĄDZENIA AUTOMATYKI Elementy te służą do pomiaru stanu sieci oraz realizacji autonomicznych funkcji automatyki związanych z zabezpieczeniem ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Ogólnie tę klasę układów i urządzeń określa się nazwą obwody wtórne stacji, a jej najistotniejszą częścią są układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Obejmuje ona czujniki i przetworniki wielkości elektrycznych (napięcia, prądy, moce) i nieelektrycznych (temperatura, ciśnienie), przekaźniki pomocnicze oraz urządzenia sterujące. Inteligentna sieć przyszłości będzie wyposażona w znacząco większą niż dotychczas liczbę takich układów, zwłaszcza w sieci SN i nn. Najistotniejszą zmianą będzie powszechna instalacja, do 2020 roku, inteligentnych liczników energii u każdego odbiorcy zdolnych do pomiaru wielu wielkości elektrycznych INFRASTRUKTURA TELEKOMUNIKACYJNA ORAZ PLATFORMY GROMADZENIA I WYMIANY DANYCH Infrastruktura telekomunikacyjna stanowić będzie kluczowy element sieci inteligentnej. Zapewni możliwość przesyłu znacznej ilości danych zarówno w kierunku od odbiorcy i urządzeń do centrów decyzyjnych, jak i w kierunku przeciwnym. W ten sposób dostarczy informacje umożliwiające zarządzanie i sterowanie siecią oraz realizację funkcji wymagających interakcji z odbiorcą końcowym, tj. zarządzania popytem i sterowanie obciążeniem. Rozwój infrastruktury telekomunikacyjnej będzie jednym z najbardziej istotnych przedsięwzięć związanych z budową sieci inteligentnej, a realizowane przez nią funkcje staną się podstawą działania nowej sieci. 19

20 Pozyskiwanie danych i ich udostępnianie innym systemom i podmiotom (przedsiębiorstwom energetycznym, odbiorcom) jest podstawowym wymaganiem, jakie będzie stawiane sieci inteligentnej. Dotyczy to takich danych jak: dane wspólne dla całego przedsiębiorstwa, magazynowane w centralnej bazie danych (hurtownia danych), dane zorientowane na aplikacje (analizy systemowe, obliczenia inżynierskie), dane lokalne o szczególnych wymaganiach związanych z szybkością pozyskania i udostępniania, głównie wykorzystywane w zaawansowanych aplikacjach technicznych, działających w czasie rzeczywistym, takich jak automatyka systemowa i sterowanie systemem. Zasadnicze różnice w stosunku do obecnie gromadzonych danych dotyczyć będą następujących zagadnień: olbrzymiej ilości danych, które wymagać będą zarządzania nimi, konieczności przyjęcia jednolitego, spójnego modelu danych, dostosowanego do różnych potrzeb, a zwłaszcza do wymiany z innymi podmiotami, konieczności zapewnienia bezpieczeństwa i poufności danych, w tym odporności na katastrofy o znacznym rozmiarze, potrzeby zapewnienia wysokiej jakości i synchronizacji danych SYSTEMY ZARZĄDZANIA SIECIĄ I WSPOMAGANIA PROCESÓW Systemy zarządzania siecią i wspomagania procesów biznesowych są obecnie użytkowane jako oddzielne, luźno z sobą powiązane, systemy. Wprowadzenie sieci inteligentnej związane będzie z następującymi zmianami: integracją aplikacji w ramach spójnego środowiska informatycznego w oparciu o nowe technologie informacyjno-komunikacyjne, powstaniem aplikacji dedykowanych nowym potrzebom związanym z analizą sieci inteligentnej i wsparciem procesów biznesowych, zapewnieniem bezpieczeństwa informatycznego w stopniu odpowiednim do przyszłych potrzeb. Główne obszary zmian dotyczyć będą takich grup aplikacji, jak: systemy SCADA i systemy zarządzania siecią, systemy wykrywania przerw w dostawie energii i likwidacji uszkodzeń sieci, systemy informacji geograficznej GIS oraz systemy zarządzania majątkiem sieciowym, systemy pomiaru energii dla odbiorców indywidualnych i odbiorców przemysłowych, zaawansowane systemy prognozowania w oparciu o dane pogodowe, statystyczne i pomiarowe, pozwalające na optymalizację wykorzystania zasobów, systemy wspomagania inżynierskiego i zarządzania majątkiem (infrastrukturą). 20

21 P 4. PRIORYTETY W ZAKRESIE ROZWOJU SIECI INTELIGENTNEJ Biorąc pod uwagę obecne problemy wynikające ze stanu sieci dystrybucyjnej, wskazane wyzwania na najbliższe lata, a także uwarunkowania prawne, działania związane z rozwojem sieci inteligentnych w ENERGA-OPERATOR SA w najbliższych latach powinny się koncentrować na pięciu obszarach tematycznych: 1. Aktywny Odbiorca stworzenie warunków do aktywizacji odbiorców w zakresie użytkowania i wytwarzania energii. 1.1 Inteligentne systemy pomiarowe 1.2 Infrastruktura zarządzania popytem 1.3 Dostosowanie infrastruktury sieciowej i procedur do generacji rozproszonej 1.4 Infrastruktura i systemy zarządzania dla samochodów elektrycznych 2. Jakość dostaw poprawa niezawodności zasilania odbiorców i jakości dostarczanej energii. 2.1 Powszechna automatyzacja sieci dystrybucyjnej na poziomie SN 2.2 Inteligentne rozwiązania dla stacji 110 kv/sn 2.3 Zwiększenie obserwowalności sieci 3. Inteligentne sterowanie siecią zaawansowane zarządzanie i sterowanie w warunkach dynamicznego rozwoju generacji rozproszonej. 3.1 Nowy model sterowania i prowadzenia ruchu 3.2 Systemy zarządzania obciążeniem 3.3 Inteligentne zarządzanie generacją rozproszoną 3.4 Innowacyjne systemy wspomagania planowania i zarządzania siecią 4. Inteligentny OSD optymalne wykorzystanie i rozwój zasobów majątkowych oraz organizacyjnych OSD. 4.1 Rozwój sieci dystrybucyjnej 4.2 Rozwój systemów zarządzania majątkiem sieciowym 4.3 Rozwój narzędzi zarządzania służbami eksploatacji sieci 5. Technologia informatyczno-telekomunikacyjna rozwój technologii na potrzeby sterowania siecią inteligentną. 5.1 Sieć teleinformatyczna dla sieci inteligentnej 5.2 Zorientowana na usługi architektura informacyjna 5.3 Standaryzacja rozwiązań informatyczno-telekomunikacyjnych 5.4 Bezpieczeństwo informatyczne 21

22 4.1 AKTYWNY ODBIORCA stworzenie warunków do aktywizacji odbiorców w zakresie użytkowania i wytwarzania energii LINIE I STACJE ENERGETYCZNE Wprowadzenie inteligentnych systemów pomiarowych [31] będzie istotną zmianą w dziedzinie dystrybucji energii. Odbiorca, szczególnie po wdrożeniu rozwiązań sieci domowej (ang. Home Area Network HAN), otrzyma narzędzie do aktywnego kształtowania sposobu wykorzystywania energii elektrycznej. Natomiast firmy energetyczne (sprzedawcy i agregatorzy) będą mogły oferować swoje usługi i realizować swoje obowiązki dostarczania energii w sposób znacznie bardziej efektywny i przyjazny dla końcowego odbiorcy. Operator sieci dystrybucyjnej będzie mógł wykorzystywać następujące funkcjonalności inteligentnych systemów pomiarowych do optymalizacji zarządzania siecią: zdalny odczyt pobieranej energii i parametrów sieci, wykrywanie nielegalnego poboru energii i wspomaganie lokalizacji uszkodzeń, optymalizacja konfiguracji sieci z wykorzystaniem danych z systemów pomiarowych do modelowania obciążeń sieci i ograniczania strat technicznych, zarządzanie mocą przyłączeniową, wynikające z umów z odbiorcami, np. zmiana mocy przyłączeniowej, odłączenie odbiorcy, efektywniejsze planowanie rozwoju sieci SN i nn i przyłączanie nowych odbiorców. Dla operatorów sieci dystrybucyjnej i przesyłowej inteligentny system pomiarowy będzie jednym z narzędzi do sterowania obciążeniem, zwłaszcza w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa działania systemu elektroenergetycznego. Zaistnieje możliwość selektywnego wyłączania odbiorców bądź ograniczania im poboru mocy, prowadząca do szybkiego zrównoważenia generacji i obciążenia w systemie. Odbiorca energii, oprócz oczywistej poprawy szybkości i przejrzystości rozliczania za zużytą energię, otrzyma bieżący dostęp do swoich danych o zużyciu energii. W połączeniu z informacją cenową pozwoli mu to bardziej racjonalnie i efektywnie korzystać z energii elektrycznej. Dalsza rozbudowa funkcjonalności systemu opomiarowania polegać będzie na instalacji sieci domowej (HAN), umożliwiającej integrację różnych domowych urządzeń wyposażonych w interfejsy cyfrowe, w tym inteligentnego licznika energii elektrycznej jako elementu systemu. Oczekuje się, że infrastruktura sieci domowej będzie oparta na standardowych rozwiązaniach bezprzewodowych, z ewentualną możliwością wykorzystania domowej instalacji energetycznej jako dodatkowego medium komunikacyjnego. 22

23 Dzięki sieci HAN odbiorca uzyska możliwość dwukierunkowej komunikacji z licznikiem energii elektrycznej. Aktywni konsumenci tacy, którzy produkują i wprowadzają energię do sieci dystrybucyjnej będą mogli zarządzać swoją generacją, wykorzystując sieć HAN i urządzenia sterujące. Znajomość przez sprzedawcę lub agregatora profili obciążenia obsługiwanego odbiorcy pozwoli na zaoferowanie mu takich sposobów korzystania z energii, które będą korzystne zarówno dla niego, jak i dla sprzedawcy. Otworzy to możliwość podejmowania działań w kierunku motywowania odbiorcy do ograniczania wykorzystania energii w szczytach (spłaszczania krzywej obciążenia) oraz ogólnego zmniejszania zapotrzebowania na energię. Z perspektywy ENERGA-OPERATOR SA wdrożenie inteligentnego opomiarowania oznaczać będzie konieczność m.in.: kontynuacji projektu wdrożenia inteligentnych liczników w ramach projektu AMI, kontynuacji działań w zakresie wdrożenia sieci telekomunikacyjnej zapewniającej dwustronną komunikację z licznikami, rozwoju systemów informatycznych zarządzających zarówno danymi pomiarowymi, jak i infrastrukturą licznikową, rozbudowy systemów inżynierskich pod kątem wykorzystania informacji z liczników inteligentnych, m.in. do optymalizacji strat sieciowych INFRASTRUKTURA ZARZĄDZANIA POPYTEM Należy założyć, że w najbliższej przyszłości przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną lub nowe podmioty, które pojawią się na rynku (tzw. agregatorzy), będą wdrażały programy zarządzania odpowiedzią popytu na energię elektryczną (ang. Demand Side Management). Wykorzystywane w tym zakresie będą zarówno bodźce cenowe, jak i narzędzia bezpośrednie, polegające na wyłączaniu/załączaniu odbiorników energii, oparte na odpowiednich umowach zawartych z odbiorcami. Polecenie zmiany obciążenia będzie mogło być przekazane do odbiorców i wykonane przez elementy infrastruktury należące do OSD lub sprzedawcy. Działania związane z zarządzaniem popytem potencjalnie mogą mieć istotny wpływ na pracę systemu elektroenergetycznego. Przy czym wpływ ten będzie uzależniony od modelu, w jakim zarządzanie popytem będzie wdrażane. Niezależnie od modelu istotne będzie dostosowanie infrastruktury informatyczno-komunikacyjnej OSD do stworzenia możliwości realizacji poszczególnych funkcji. Można założyć, że funkcje te będą dotyczyły: działania w ramach rynku dnia bieżącego, agregowania popytu obszarowo i/lub węzłowo, usług systemowych realizowanych na poziomie sieci dystrybucyjnej. 23

24 Wdrożenie usług zarządzania odpowiedzią popytu będzie miało wpływ na jakość, niezawodność i bezpieczeństwo dostaw energii realizowanych przez OSD. Z perspektywy ENERGA-OPERATOR SA rozwój metod i narzędzi zarządzania odpowiedzią popytu będzie oznaczać konieczność m.in.: udziału w przygotowaniu i uzgodnieniu standardów w zakresie technicznej realizacji funkcji modelu zarządzania popytem, dokonania, w porozumieniu z podmiotem zainteresowanym świadczeniem usług zarządzania popytem, oceny potrzeb i możliwości w zakresie wykorzystania istniejącej i/lub zbudowania nowej infrastruktury komunikacyjno-informacyjnej i pomiarowej do potrzeb wdrożenia nowych funkcji, opracowania procedur realizacji, zleconych przez uczestników rynku i/lub operatora systemu przesyłowego, działań w zakresie technicznej realizacji sterowania popytem, integracji i koordynacji technicznej realizacji usługi zarządzania popytem z funkcjami realizowanymi w ramach SCADA /DMS w ENERGA-OPERATOR SA DOSTOSOWANIE INFRASTRUKTURY SIECIOWEJ I PROCEDUR DO GENERACJI ROZPROSZONEJ Obszarem zainteresowania operatorów wdrażających sieć inteligentną będą zarówno wydzielone źródła generacji rozproszonej, jak i aktywni odbiorcy energii, którzy rozpoczną generowanie energii elektrycznej w małych jednostkach wytwórczych na własne potrzeby oraz w celu dostarczania jej do sieci dystrybucyjnej. Generowana energia w źródłach wytwórczych będzie odbierana przez sieci dystrybucyjne. Spodziewana masowość tego rodzaju generacji, zwłaszcza w sytuacji dużej nieprzewidywalności zmian dobowo-godzinowych, stwarza dla zarządzania siecią rozdzielczą określone problemy techniczne. Można spodziewać się przeciążenia fragmentów sieci, zwłaszcza w sytuacji dużej nadprodukcji energii z generacji rozproszonej oraz przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięć, spowodowanego zmianą kierunku przepływu energii. Z perspektywy ENERGA-OPERATOR SA dostosowanie infrastruktury sieciowej i procedur będzie oznaczać konieczność: kontynuacji modernizacji infrastruktury sieciowej w zakresie trwałej poprawy zdolności przesyłowych (budowa lub wymiana fragmentów sieci dystrybucyjnej), prowadzenia dalszych działań w kierunku wyposażenia modernizowanych elementów infrastruktury (np. stacji SN) w układy pomiarowe, kontrolne i sterownicze połączone z systemem zarządzania niezawodną siecią transmisji danych, 24

25 dostosowania procedur wewnętrznych do przyłączania i funkcjonowania sieci dystrybucyjnej ze znacznym udziałem generacji rozsianej, rozbudowy systemów wspomagających zarządzanie siecią o nowe funkcjonalności pozwalające kontrolować parametry i sterować siecią INFRASTRUKTURA I SYSTEMY ZARZĄDZANIA DLA SAMOCHODÓW ELEKTRYCZNYCH Jednym z celów budowy sieci inteligentnej jest takie przygotowanie sieci dystrybucyjnej, aby sprostać potrzebom związanym z masowym ładowaniem akumulatorów samochodów elektrycznych. W dalszej perspektywie czasowej celem jest również wykorzystywanie energii elektrycznej zmagazynowanej w tych akumulatorach [23]. Szacuje się, że do 2020 roku udział samochodów elektrycznych w rynku samochodów nie przekroczy 5-10% [23]. Obecna sieć dystrybucyjna jest w stanie sprostać tym obciążeniom, nawet przy przewidywanych różnych charakterystykach ładowania, zwłaszcza przy wsparciu metod zarządzania popytem. Rozwój rozwiązań związanych z ładowaniem samochodów elektrycznych można wykorzystać do stworzenia nowych aktywnych elementów infrastruktury sieciowej, zwiększających niezawodność dostawy energii elektrycznej oraz poprawiających dostarczaną energię (np. terminale ładowania samochodów wyposażone w układy energoelektroniczne, które mogą również pełnić rolę lokalnych kondycjonerów energii). Powyższe oznacza, że w perspektywie do 2020 roku działania podejmowane przez ENERGA-OPERATOR SA powinny koncentrować się na pracach przygotowawczych i pilotażach wybranych rozwiązań. Będzie oznaczało to konieczność m.in.: opracowania i wdrożenia, we współpracy z podmiotem świadczącym usługę ładowania samochodów, pilotażowego systemu (infrastruktura sieciowa, komunikacyjna, i zarządzająca) do ładowania samochodów elektrycznych w wybranych dużych miastach na terenie ENERGA-OPERATOR SA z wykorzystaniem standardów przyjętych w UE, rozpoczęcia doświadczalnej eksploatacji systemu pilotażowego w celu zebrania doświadczeń w zakresie: weryfikacji potrzeb i zachowań klientów, 25

26 wpływu systemów ładowania samochodów na zapotrzebowanie na moc i profile obciążeń, skuteczności systemu motywacji i możliwości kształtowania profili obciążeń, rozpoczęcia prac nad opracowaniem docelowej wersji systemu zarządzania i sterowania procesem ładowania samochodów elektrycznych na obszarze ENERGA-OPERATOR SA, analizy możliwości wykorzystania stanowisk ładowania samochodów jako lokalnych kondycjonerów energii elektrycznej, uwzględnienia w planowaniu rozwoju sieci nowych punktów poboru, zwłaszcza punktów poboru energii charakteryzujących się dużym, krótkotrwałym poborem energii (punkty szybkiego ładowania samochodów). 4.2 JAKOŚĆ DOSTAW poprawa niezawodności zasilania odbiorców i jakości dostarczanej energii POWSZECHNA AUTOMATYZACJA SIECI DYSTRYBUCYJNEJ NA POZIOMIE SN Automatyzacja sieci rozumiana jest jako proces aktywnego oddziaływania na elementy regulacyjne i sterownicze sieci, przebiegający bez bezpośredniego zaangażowania operatora, zarówno w czasie normalnej pracy systemu, jak i w warunkach zakłóceń i przywracania stanu normalnego. Z punktu widzenia wprowadzenia sieci inteligentnej najbardziej pożądana jest automatyzacja sieci średniego napięcia, a jej wprowadzenie znacząco poprawi niezawodność i jakość dostaw energii elektrycznej. Podstawowym celem automatyzacji sieci SN jest skrócenie czasu lokalizacji uszkodzeń oraz obniżenie kosztów prowadzenia ruchu sieci poprzez budowę zintegrowanego sytemu obejmującego pomiar wielkości elektrycznych, wykrywanie uszkodzeń w sieci oraz zdalne sterowanie łącznikami, prowadzące do izolowania uszkodzonego odcinka sieci i zmiany konfiguracji sieci. Dodatkowym celem powszechnej automatyzacji jest: wspomaganie dyspozytora prowadzącego ruch sieci w zakresie: bezpiecznego wykorzystania istniejącej infrastruktury sieciowej w czasie normalnej pracy i podczas likwidacji awarii przy wykorzystaniu danych o aktualnym obciążeniu i stanie tej sieci przed wystąpieniem awarii, wykorzystania możliwości bezpiecznego przeciążania sieci w stosunku do wartości statycznych obciążalności linii napowietrznych; obecnie większość sieci SN, 26