O idei Smart Gridu, „inteligencji” w systemach elektroenergetycznych oraz związanych z nią wyzwaniach technologicznych wspomniano już na łamach „Energetyki Cieplnej i Zawodowej” w ubiegłym roku (nr 9/2010). Omówiono tam szerzej kwestie samej teorii inteligentnego systemu elektroenergetycznego oraz kliku niezbędnych do jego powstania rozwiązań technicznych, związanych głównie z transmisją i zbieraniem danych informujących o istotnych parametrach pracy elementów systemowych. Zwrócono również szczególną uwagę na możliwość wykorzystania istniejących już standardów sieci komunikacyjnych, stosowanych powszechnie w systemach automatyki przemysłowej i budynkowej, zwykle współpracujących z sieciami teleinformatycznymi, a tym samym pozwalającymi m.in. na zdalny dostęp do danych z dowolnego miejsca.  Osobną problematyką są jednak zagadnienia praktyczne związane z faktycznymi możliwościami wdrożenia proponowanych rozwiązań systemowych oraz uwarunkowań prawnych pozwalających na usankcjonowanie nowych możliwości i funkcjonalności. Dotyczy to chociażby opomiarowania odbiorców wraz z wprowadzeniem systemu zdalnego rozliczania, automatycznego przełączania taryf energetycznych itp. W części pierwszej tekstu omówiono kwestie Smart Meteringu zaangażowania odbiorców.

 Smart Metering – droga ku Smart Grid
       Wielu ekspertów branżowych, analizując aktualny stan rozwoju systemów elektroenergetycznych i jednocześnie mając świadomość zaleceń wynikających z ogłoszonych już dyrektyw Unii Europejskiej wskazuje, iż jednym z pierwszych etapów wdrażania idei Smart Gridu powinna być instalacja nowoczesnych, cyfrowych liczników energii elektrycznej (oraz innych mediów) u odbiorców indywidualnych, publicznych i przemysłowych. Od strony technologicznej to procedura dość prosta – są już dostępne zaawansowane funkcjonalnie liczniki z wieloma rodzajami interfejsów sieciowych, również z możliwością wykorzystania linii energetycznych, jako medium transmisji danych na większe odległości. Obserwuje się już intensywne działania różnych podmiotów w tym zakresie również w naszym kraju. Powstają pierwsze pilotażowe instalacje „inteligentnych” systemów pomiarowych, obejmujące pojedyncze miasteczka czy gminy.

Fot. 1. Elementy systemu zdalnego pomiaru Network Energy System (NES) firmy Echelon - liczniki energii EM-1021 oraz koncentratory danych DC- 1000/SL

       Jednym z przykładów może być niewielka instalacja systemu odczytu liczników komunalnych w PGE Dystrybucja Zamość, gdzie wdrażane jest stopniowo kompletne opomiarowanie komunalnych odbiorców energii  elektrycznej dwóch wsi: Teratyn (89 odbiorców zasilanych z linii kablowej - 17 liczników 1-faz., 72 liczniki 3-faz.) oraz Janki (95 odbiorców zasilanych z linii napowietrznej - 34 liczniki 1-faz., 61 liczników 3-faz.). Jest to pierwsza w Polsce instalacja z wykorzystaniem systemu firmy Echelon Network Energy System (patrz: fot. 1), bazującego na standardzie sieci rozproszonych ISO/IEC 14908-3, z wykorzystaniem linii energetycznych jako medium transmisji.
       W kolejnych etapach wdrożenia prowadzone były prace związane z:
•inwentaryzacją sieci elektroenergetycznej i opracowaniem modelu działania transmisji PLC,
•parametryzacją liczników i koncentratorów oraz przygotowaniem systemu akwizycji danych – baza SQL, harmonogramy odczytowe itp.,
•montażem koncentratorów przy stacjach transformatorowych i wymianą liczników,
•przeszkoleniem pracowników obsługi funkcjonującego systemu.

 „Inteligentny półwysep”
       Inny przykład to przygotowywany do realizacji projekt „Inteligentny Półwysep”, mający na celu wprowadzenie rozwiązań Smart Gridu na Półwyspie Helskim. W projekt zaangażowane są Grupa ENERGA, Instytut Energetyki w Gdańsku oraz samorządy lokalne. – Nasz projekt ma przede wszystkim zapewnić odbiorcom stałą dostawę energii, zwłaszcza tam, gdzie następują największe wahania związane z sezonem – tłumaczy Ireneusz Kulka, wiceprezes zarządu spółki Energa-Obrót. – Ponadto będzie można wprowadzić godzinowe rozliczanie dla indywidualnych klientów. Oznacza to, że w pewnych porach dnia cena prądu będzie niższa,  w związku z tym wówczas będzie warto włączyć np. pralkę.

Rozwój infrastruktury zdalnego opomiarowania odbiorców będzie postępował i w zasadzie jest tylko kwestią czasu.

Półwysep Helski został wybrany nieprzypadkowo. To tutaj ENERGA-Operator wdrożyła pierwsze w kraju próbne systemy zdalnego odczytu i tu istnieje odpowiednia infrastruktura techniczna projektu, która będzie dodatkowo modernizowana. Obszar ten charakteryzuje się również wysokimi zmianami zużycia energii (duży pobór latem, znacznie mniejszy zimą), co stanowi dodatkowe wyzwanie dla inżynierów-energetyków. Wdrożony system powinien się charakteryzować nie tylko wysoką niezawodnością, ale również elastycznością w obsłudze odbiorców, umożliwiając im optymalizację zużycia energii, zmiany taryf energetycznych oraz korzystanie z powstających alternatywnych źródeł energii – panele fotowoltaiczne, niewielkie turbiny wiatrowe itp. Trafnie podsumowuje to pan Leszek Nowak, prezes zarządu ENERGA-Operator: – Dzięki współpracy z Instytutem Energetyki pragniemy opracować i wdrożyć najlepsze nowoczesne rozwiązania energetyczne, zasadniczo zmieniające rolę, udział i możliwości klientów w wykorzystaniu sieci energetycznej. Pozwala nam to na rozwój informatyki i telekomunikacji, i pragniemy to jak najlepiej wykorzystać. Jednocześnie pamiętamy o unowocześnieniu i odmłodzeniu istniejącej infrastruktury energetycznej, gdyż jest to warunek niezbędny do lepszej obsługi naszych klientów. W założeniach projektu pojawia się również wzmianka o tworzeniu możliwości współpracy sieci Smart Grid z budynkami inteligentnymi, co wydaje się szczególnie cenne w świetle informacji przedstawianych w poprzednim artykule oraz aktualnych działań podejmowanych przez niektóre ośrodki akademickie (część 2 artykułu).

       Obserwując powyższe przykłady oraz dyskusje odbywające się na seminariach czy konferencjach branżowych można wnioskować, że rozwój infrastruktury zdalnego opomiarowania odbiorców będzie postępował i w zasadzie jest tylko kwestią czasu. To jednak tylko jedna strona medalu – związana z dostawcami i dystrybutorami energii oraz dostępnymi możliwościami technologicznymi. Strona druga – to odbiorcy, zwłaszcza ci indywidualni, którzy najczęściej nie mają świadomości trendów rozwojowych energetyki, a ich oczekiwania wobec zakładów energetycznych skupiają się przede wszystkim na dwóch kwestiach: jak najmniej awarii i przerw w zasilaniu, przy jak najmniejszych opłatach. A zatem, by wdrożenie inteligentnych systemów elektroenergetycznych było w pełni kompleksowe, z wykorzystaniem większości dostępnych funkcji, niezbędna jest szeroko zakrojona akcja uświadamiania odbiorców i klientów.

Odbiorca świadomy i zaangażowany
       Wzrost świadomości i zaangażowania końcowych odbiorców energii to obecnie drugi, a można nawet powiedzieć, że ważniejszy nurt działań działów marketingowych i biznesowych zakładów energetycznych. – Musimy pamiętać, że sieć inteligentna  zachowa i wykorzysta swój olbrzymi potencjał tylko przy akceptacji klienta. Podczas gdy możemy zaobserwować znaczny postęp w efektywności i niezawodności dzięki modernizacji sieciowej infrastruktury przesyłowej, to nie jesteśmy w stanie zmienić zachowań klienta i popytu na energię, o ile nie będzie on przekonany o oczekujących go korzyściach – zaznacza prof. Jacek Malko.

(koniec części 1)

Autor: dr inż. Andrzej Ożadowicz, Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki, AGH Kraków

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 3/2011

źródło fot.: www.sxc.hu