20
System Dynamicznego Zarządzania Przesyłem
sieci energetycznych jest w dalszym ciągu przestarzała i niedoinwe-
stowana”. Wiek sieci wpływa istotnie na zdolność systemu do zacho-
wania ciągłości pracy w sytuacjach kryzysowych oraz na realizowanie
dostaw energii elektrycznej do odbiorców według zapotrzebowania.
Problem niskiego poziomu niezawodności sieci przesyłowej kompli-
kuje nierównomierny dostęp do źródeł wytwórczych energii elektrycz-
nej w Polsce. Te problemy może w sposób znaczący ograniczyć system
SDZP, który umożliwia zarządzanie siecią w taki sposób, aby wiedza
o stanie przewodu przesyłowego na danym odcinku sieci mogła być
wykorzystana do wsparcia decyzji operatora, służących (w pierwszej
kolejności) zachowaniu ciągłości dostaw (według raportu Biura Bez-
pieczeństwa Narodowego nt. stanu sieci elektroenergetycznych).
Pochodne korzyści projektu
Część wypracowanych w projekcie produktów będzie mogło być sto-
sowanych do szeregu innych rozwiązań, zwiększając ich efektywność
ekonomiczną i podnosząc poziom techniczny. Przykładem takim może
być m.in. nowa zasada transmisji (AFCS), którą można wykorzysty-
wać do poprawy jakości i efektywności transmisji sygnałów w innych
bezprzewodowych sieciach czujnikowych (np. w rozmaitych syste-
mach monitorowania, bezpieczeństwa, kontroli ruchu, inteligentnych
domach i miastach). Realizowane według tej zasady sieci i systemy
będą miały znacznie (o kilkanaście i więcej procent) niższą energo-
chłonność, koszty produkcji i eksploatacji oraz zapewnią optymalne
wykorzystanie zasobów widmowych i energetycznych sieci.
Korzyści ekologiczne
Wprowadzenie SDZP jako realnego elementu Smart Grid jest warun-
kiem koniecznym rozwoju generacji OZE i prosumenckiej na skalę,
jaka jest potrzebna do realizacji naszych unijnych zobowiązań, dotyczą-
cych redukcji emisji CO
2
i uniknięcia grożących nam blackoutów. Sza-
cując efekt proekologiczny, należy zatem pamiętać, że argumentacja
za wprowadzeniem SDZP dotyczy szerszego wymiaru zagadnień, niż
samej tylko ekologii.
Ograniczając się wyłącznie do niej, można stwierdzić, że na efekt ekolo-
giczny składają się dwa czynniki:
• redukcja generacji wysokoemisyjnej energetyki konwencjonalnej –
można ją bezpośrednio przeliczyć na emisję CO
2
(której uda się unik-
nąć) dzięki zwiększeniu szansy odbioru generacji OZE. Wzrost zdol-
ności przyłączeniowych (wywołany podniesieniem przepustowości)
na poziomie zaledwie 1,5% w efekcie zapobiegnie emisji 0,032 mln
ton CO
2
rocznie. Daje to nakład inwestycyjny w wys. 9412 zł za jedną
tonę CO
2
rocznej emisji, której udało się uniknąć. Można to porównać
do programu modernizacji oświetlenia „SOWA”, gdzie koszt ten sza-
cowany jest na 10 212 zł. Dodatkowy efekt to przeniesienie wytwa-
rzania energii z poziomu napięć wysokich na niskie, spowodowane
przez rozwój energetyki prosumenckiej. Taka relokacja źródeł przy-
czynia się do automatycznej redukcji strat sieciowych. Przyjmując
bardzo ostrożne wyniki badań Społecznej Rady ds. Rozwoju Gospo-
darki Niskoemisyjnej (
1
/
5
standardu brytyjskiego), szacuje się doce-
lową generację prosumencką na poziomie 2 TWh rocznie, co w uję-
ciu redukcji strat sieciowych oznacza 2300 ton emisji CO
2
rocznie,
której można uniknąć;
• zwiększenie mocy przesyłowych osiągnięte dzięki SDZP jest alter-
natywą dla niezwykle kosztownej rozbudowy sieci. Tu efektem eko-
logicznym będzie zaoszczędzona emisja CO
2
, jaka musiałaby zostać
wydatkowana na produkcję elementów konstrukcyjnych i elektro-
technicznych nowo budowanych sieci oraz uniknięcie niekorzystnych
efektów środowiskowych towarzyszących budowie i późniejszej eks-
ploatacji sieci (np. zajęcie przestrzeni, zakłócenie naturalnych proce-
sów ekologicznych).
x x x
Realizacja i wdrożenie systemu
Jak przebiega realizacja?
Na obecnym etapie zostały opracowane wszystkie przewidziane pro-
dukty projektu na poziomie prototypów po pozytywnym przejściu testów
laboratoryjnych. Kluczowym, obecnie realizowanym w projekcie, zada-
niem są testy polowe mające potwierdzić niezawodność systemu
w warunkach eksploatacyjnych. Testy odbywają się zarówno w obsza-
rze hardware, software, jak również modeli obliczeniowych. W chwili
obecnej została zakończona instalacja opomiarowania we wszystkich
czterech zaplanowanych lokalizacjach: na linii TAURON Dystrybu-
cja Robotnicza – Trynek, na linii 110 kV PGE Dystrybucja Wyszków 2 –
Przetycz, a także na liniach PSE 220 kV Joachimów – Huta Czę-
stochowa oraz 400 kV Miłosna – Kozienice. Z lokalizacji testowych
spływają do bazy kompletne dane, ponadto dokonano pierwszego
pomiaru geodezyjnego przęsła, które po wprowadzeniu do aplikacji
użytkownika pozwoli na poprawne jej działanie. Testowanie algorytmów
obliczeniowych przebiega poprzez weryfikację wartości obliczanych
z rzeczywistymi pomiarami (przeprowadzanymi in-situ) zachowania
się przewodów.
Harmonogram projektu musiał zostać zmodyfikowany, ponieważ trud-
ności sprawi montaż urządzeń, do realizacji którego należało przygo-
tować projekt, wybrać wykonawcę zewnętrznego (poprzez przeprowa-
dzenie postępowania przetargowego) oraz zapewnić wyłączenie linii.
Ze względu na złożoność zadania, pierwsze testy przeprowadzono
z opóźnieniem.
Kiedy nastąpi wdrożenie?
Wdrożenie efektów realizacji projektu jest przewidziane na przełom lat
2016–2018. Produkty powstałe w trakcie prac należy udoskonalić i roz-
budować. W zakresie oprogramowania trzeba dopracować intefejs
użytkownika, przygotować centrum pomocowe oraz ewentualne wersje
językowe. Istotna z punktu widzenia wdrożenia jest również współpraca
z dostawcami oprogramowania typu SCADA, które miałoby za zada-
nie wyświetlanie informacji dostarczanych przez system (w celu uniknię-
cia dublowania stanowisk i etatów w służbach operatorskich). Efektem
projektu będzie także kompletna dokumentacja produkcyjna urządzeń
i jeśli testy polowe wykażą ich niezawodność zostaną przygotowane do
komercyjnego wdrożenia. Program GEKON przewiduje środki na wdra-
żanie projektów, które otrzymają pozytywną rekomendację do uzyska-
nia dofinansowania na podstawie raportu z fazy B+R. Po zakończeniu
realizacji zadań wdrożeniowych planowana jest sprzedaż rozwiązania,
którego bezpośrednim odbiorcą są operatorzy systemu dystrybucyjnego
i przesyłowego. Przedstawiciele tej grupy współtworzą rozwiązania,
zatem można się spodziewać, że spełnią one także oczekiwania pozo-
stałych operatorów.
