23

Mimo iż wizja inteligentnej sieci energetycznej (z ang.

smart grid)

wciąż pozostaje przedmiotem ożywionych dyskusji wśród specjali-
stów na całym świecie, w Stanach Zjednoczonych prawie nikt nie ma
już wątpliwości, że to właśnie do niej należy przyszłość amerykań-
skiego sektora elektroenergetycznego.
W ciągu zaledwie kilku lat idea ta przekształciła się z zupełnej
mrzonki w jeden z najbardziej innowacyjnych kierunków rozwoju
branży energetycznej. Doskonale widać to na przykładzie przed-
siębiorstw elektroenergetycznych, które przeznaczają coraz wię-
cej środków finansowych na inwestycje w automatyzację przesyłu
i dystrybucji, traktując je jako istotny element strategii budowy
inteligentnej sieci.
Powyższe tendencje inwestycyjne nie są, rzecz jasna, niczym no-
wym, ponieważ spółki energetyczne już od kilkudziesięciu lat
wdrażają nowoczesne zautomatyzowane technologie w obrębie
systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Jednak w ostatnim cza-
sie te inwestycje stały się czymś więcej niż zwykłymi działaniami
modernizacyjnymi, a wizja inteligentnej sieci otrzymała status
technologii przyszłości, zyskując powszechne poparcie zarówno
na szczeblu wykonawczym, jak i decyzyjnym. Dzięki temu prace pro-
jektowe związane z budową inteligentnego systemu elektroener-
getycznego nabierają rozmachu, już nie tylko w formie programów
innowacyjnych, lecz także jako istotny element polityki publicznej.

Idea zyskała solidne poparcie dzięki nowej ustawie energetycznej
uchwalonej przez Kongres USA w 2005 r., która postulowała opra-
cowanie standardów dla wdrożenia inteligentnych technologii
i zobowiązywała stanowych regulatorów energetyki oraz przed-
siębiorstwa elektroenergetyczne do wprowadzania innowacyjnych
rozwiązań, takich jak strefowe plany taryfowe. Z kolei uchwalona
w grudniu 2007 r. ustawa o niezależności energetycznej i bezpie-
czeństwie energetycznym przyznała 100 milionów dolarów rocznie
na rozwój programów innowacyjnych w zakresie budowy inteli-
gentnej sieci energetycznej oraz stworzyła fundusze federalne
na sfinansowanie 20 proc. zakwalifikowanych projektów.
Działania amerykańskich władz centralnych stały się bodźcem do
inicjatyw na szczeblu stanowym. Komisje energetyczne rozpatrują
coraz więcej wniosków związanych z wdrożeniem zaawansowanych
inteligentnych technologii, od inwestycji w nową infrastrukturę
sieciową poprzez elastyczne plany taryfowe po wdrożenie zaawan-
sowanych układów pomiarowych. Jako przykład można podać stan
Ohio, w którym w maju 2008 r. zatwierdzono zasady wyznaczania
składnika taryfowego uwzględniającego nakłady inwestycyjne
związane z budową inteligentnych sieci oraz przyznano spółkom
energetycznym narzędzie w postaci tzw.

decouplingu, czyli likwida-

cji zależności pomiędzy wielkością sprzedaży a zyskiem w związku
z nakładami na technologie efektywne energetycznie. W niektó-
rych stanach spółki te mogą liczyć nie tylko na zwrot kosztów
związanych z wdrożeniem programów wspierających efektywność
energetyczną oraz przyczyniających się do obniżenia zapotrze-
bowania szczytowego, lecz również zwrot przychodów, jakie tracą
w efekcie wdrożenia tych programów (zob.

Commission Watch, Re-

venue Decoupling in the States, s.32).
Zwolennicy budowy inteligentnych sieci z ogromnym zadowole-
niem przyjęli powyższe działania legislacyjne, ponieważ świadczą
one o wykształceniu się spójnej polityki uznającej korzyści płynące
z automatyzacji pracy systemu. Mimo to idea ta wciąż budzi wie-
le wątpliwości, zarówno wśród kadry zarządzającej w przedsię-
biorstwach elektroenergetycznych, jak i regulatorów energetyki.
Spółki elektroenergetyczne, te sprywatyzowane, i te należące do
państwa, zmagają się z odmiennymi problemami operacyjnymi
i strategicznymi, dlatego też każda z nich inaczej zapatruje się

Inteligentne sieci

energetyczne

w praktyce

– projekty pilotażowe

nr 1 / 2009

NERGETYKA

ELEKTRO

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

24

24

na kwestie związane z wdrożeniem inteligentnych technologii.
Ponadto trzeba zaznaczyć, iż żaden z dotychczas wdrożonych pro-
gramów nie odpowiedział wyczerpująco na pytanie, jak w praktyce
będzie funkcjonował inteligentny system energetyczny. Dzieje się
tak, ponieważ techniczne, finansowe i operacyjne skutki wdroże-
nia innowacyjnych technologii są tak dynamiczne, iż nie da się ich
ocenić w ramach pojedynczego projektu pilotażowego. Dlatego też
zarządy spółek elektroenergetycznych i regulatorzy energetyki
wciąż nie są do końca przekonani co do zasadności inwestowania
w inteligentną sieć. Krótko mówiąc, sektor elektroenergetyczny
wiąże z nią swą przyszłość, lecz wciąż nie jest pewny, jak ma ona
działać w praktyce.
Niniejszy artykuł opisuje pięć programów, których wyniki dobrze
ilustrują korzyści odniesione z zastosowania jednego lub kilku
elementów wizji inteligentnego systemu elektroenergetycznego.

PNNL — inteligentne urządzenia elektryczne

Celem dwóch programów przeprowadzonych w 2007 r. przez ame-
rykański ośrodek Pacific Northwest National Laboratory (PNNL)
działający pod egidą Departamentu Energetyki było udowodnie-
nie, iż inteligentne urządzenia elektryczne zastosowane w gospo-
darstwach domowych mogą się znacznie przyczynić do usprawnie-
nia pracy całego systemu elektroenergetycznego.
Jeden z nich, znany jako Olympic Peninsula, wzbudził ogromne
zainteresowanie wśród mediów, ponieważ jako pierwszy zdołał
udowodnić, że użytkownicy indywidualni są w stanie zmienić swoje
dotychczasowe zwyczaje związane z zużyciem energii elektrycznej
pod wpływem informacji o jej kosztach dostarczanych w czasie rze-
czywistym przez zamontowaną w ich domach inteligentną apara-
turę pomiarową.
W projekcie wzięło udział 112 gospodarstw domowych z półwy-
spu Olympic w stanie Waszyngton. Wyposażono je w inteligent-
ne liczniki i termostaty umożliwiające dwustronną komunikację,
a także podgrzewacze wody i suszarki z zamontowanym specjalnym
oprogramowaniem, które umożliwiało użytkownikom dokonanie
ustawień zgodnych z ich potrzebami i możliwościami finansowymi.
Po odpowiednim zaprogramowaniu urządzenia automatycznie

reagowały na otrzymane sygnały cenowe, które aktualizowano co
pięć minut. Takie same sygnały wysyłano również do budynku han-
dlowo-usługowego, miejskiej przepompowni i niewielkich zasobów
generacji rozproszonej.
W okresach zapotrzebowania szczytowego, kiedy koszty zużycia
energii są najwyższe, oprogramowanie automatycznie stosowało
w termostatach i urządzeniach elektrycznych limity poboru we-
dług ustawień dokonanych wcześniej przez każdego z użytkowni-
ków. Dzięki tak efektywnemu połączeniu reakcji strony popytowej
i generacji rozproszonej udało się obniżyć obciążenie szczytowe aż
o 50 proc. Ponadto odbiorcy, którzy reagowali na sygnały cenowe
w czasie rzeczywistym, zredukowali swój pobór mocy szczytowej
o 15 proc.

Ochrona przed spadkami częstotliwości

Mimo iż wyniki projektu Olympic Peninsula okazało się spekta-
kularnym sukcesem, większą uwagę specjalistów zwrócił drugi,
cieszący się mniejszym rozgłosem w mediach, program „Urzą-
dzenie przyjazne sieci” (GFA). Dowiódł on, że wyposażenie urzą-
dzeń elektrycznych w gospodarstwach domowych w elektroniczne
przekaźniki wykrywające obniżenie częstotliwości w sieci mogą
mieć porównywalny wpływ na pracę systemu, jak zastosowane
w opisanym wcześniej programie sygnały cenowe.
Eksperci z ośrodka PNNL skonstruowali niewielki elektroniczny
sterownik, który następnie wbudowano w 150 nowych suszarek do
ubrań firmy Whirlpool oraz w 50 podgrzewaczy wody zainstalowa-
nych w budynkach mieszkalnych w stanach Waszyngton i Oregon.
Jego zadaniem było wykrywanie i reagowanie na spadki częstotli-
wości w sieci.
Próg częstotliwości przekaźnika ustawiono na poziomie 59,95 Hz,
tak aby wykrywał on spadki częstotliwości prądu w sieci o częstotli-
wości 60 Hz, jaka występuje w gniazdkach amerykańskich domów.
Przekaźnik ten automatycznie odłącza zasilanie suszarki lub ele-
mentu grzewczego podgrzewacza w ciągu jednej czwartej sekundy
od momentu wystąpienia spadku częstotliwości.
Twórcy projektu zakładali, iż powszechne zastosowanie tego
typu przekaźników może się przyczynić do ochrony elementów

25

sieci przed skutkami nagłych spadków częstotliwości. Dotyczy to
przede wszystkim stacji elektroenergetycznych, gdzie przekaźniki
podczęstotliwościowe (automatyka SCO) automatycznie wyłączają
obciążenie linii przy zbyt niskim poziomie częstotliwości.
— W ten sposób każde z urządzeń gospodarstwa domowego
działa na naszą korzyść – mówi Rob Pratt, kierownik programu
w ośrodku PNNL odpowiedzialny za oba projekty. — Operatorzy
systemów przesyłowych zazwyczaj utrzymują rezerwy na poziomie
5 proc., podczas gdy urządzenia gospodarstwa domowego, takie
jak suszarki do ubrań i podgrzewacze wody, pochłaniają 20 proc.
zapotrzebowania na energię w dowolnym momencie. Gdyby każde
z nich miało wbudowany taki przekaźnik, można byłoby uzyskać aż
20-procentową rezerwę. Teoretycznie biorąc, umożliwiłoby to ope-
ratorom obniżenie poziomu rezerwy wirującej.
Podczas wdrażania projektu zaobserwowano aż 358 spadków czę-
stotliwości trwających od kilku sekund do prawie 10 minut. Bada-
nia wykazały, iż chwilowe odłączenie od zasilania urządzeń gospo-
darstwa domowego były prawie niezauważalne przez odbiorców.
Zastosowane przekaźniki pełniły funkcję amortyzatorów dla sieci
elektroenergetycznej, skutecznie przeciwdziałając awariom syste-
mu lub minimalizując ich skutki.

Mniej znaczy więcej

Wyniki projektu GFA są niezwykle interesujące z co najmniej kil-
ku powodów. Przede wszystkim warto zauważyć, że sterownik
działa niezależnie, nie potrzeba więc nic więcej oprócz gniazdka
w ścianie. Ponieważ jego próg częstotliwości jest wyższy od progu
w stacji elektroenergetycznej, może on teoretycznie zapobiec awa-
rii linii, gdyż jako pierwszy wykryje i zareaguje na potencjalny spa-
dek częstotliwości, jeszcze zanim informacja o nim dotrze do stacji
i uruchomi zainstalowane w niej przekaźniki podczęstotliwościowe.
Zabezpieczenie tego typu jest prawie nieodczuwalne dla posia-
dacza danego urządzenia elektrycznego, podczas gdy wyłączenie
całej linii przez przekaźniki w stacji powoduje odcięcie zasilania
dla całej grupy odbiorców. Takie rozwiązanie z pewnością byłoby
niezwykle korzystne z punktu widzenia operatora systemu, który
mógłby w ten sposób uniknąć kosztów związanych z ograniczeniem
dostaw dla odbiorców przemysłowych.

— W takiej sytuacji energię „kupowalibyśmy” z sieci posiadającej
sterowane odbiory, a nie od jednostek wytwórczych zapewniają-
cych rezerwę wirującą — dodaje Pratt. — Pozwoli to zredukować
generację energii, która nadążając za zmieniającym się w ciągu
doby obciążeniem, reguluje częstotliwość. Po co zużywać paliwo i
generować energię w odpowiedzi na zmiany obciążenia trwające
nie dłużej niż od 10 do 60 sekund?
Rozwiązanie to może również ułatwić spółkom energetycznym lep-
sze wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, takich jak farmy
wiatrowe lub słoneczne. Jako przykład Pratt podaje spadek czę-
stotliwości w sieci przesyłowej, jaki miał miejsce w Teksasie w lutym
2008 r., spowodowany niedoborem energii produkowanej przez
tamtejsze elektrownie wiatrowe.
— Problem polegał na tym — wyjaśnia Pratt — iż nie udało się na
czas uruchomić rezerwy wirującej i operator zmuszony był odłą-
czyć zasilanie kluczowym klientom. Tymczasem w naszym przypad-
ku, niezależnie od tego, czy dotyczy to sterowanych odbiorów czy
też płytki obwodu wbudowanej w urządzenie gospodarstwa domo-
wego, działanie jest podobne, lecz skutki o wiele mniej dotkliwe.

Inteligentny odłącznik

Jedna ze spółek elektroenergetycznych działająca w środkowo-za-
chodnich stanach USA rozpoczęła wdrażanie technologii opartych
na założeniach inteligentnej sieci już w latach 90. i obecnie z powo-
dzeniem stosuje je w celu optymalnego wykorzystania posiadanej
infrastruktury. Operator ten wykorzystuje urządzenia komunika-
cyjne marki Cellnet+Hunt UtiliNet, wspomagające monitorowanie
i sterowanie systemem przesyłowym 34 kV, który zasila stacje dys-
trybucyjne.
Zainstalowanych w systemie 3500 bezprzewodowych urządzeń
marki Cellnet zaprogramowano do wykonywania różnych funkcji
i przesyłania danych na temat operacji sieciowych w czasie rzeczy-
wistym do posiadanego przez operatora systemu SCADA. Każde
z tych urządzeń przesyła swoje sygnały poprzez sieć kratową
przekaźników Cellnet rozmieszczonych w strategicznych lokaliza-
cjach na całym obszarze obsługiwanym przez operatora.
W sieci 34 kV działa 900 odłączników, z których każdy ma możli-

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

26

wość automatycznej rekonfiguracji w celu przywrócenia zasilania
podczas awarii, oraz przekazuje dane na temat tego zdarzenia do
systemu SCADA. Jeśli na przykład powodem awarii jest zerwanie
przewodu, odłączniki komunikują się między sobą, a następnie
odłączają jedynie uszkodzony odcinek linii, nie pozbawiając zasi-
lania większych obszarów. W ten sposób minimalizuje się skutki
awarii do czasu przybycia na miejsce ekipy naprawczej.
— Urządzenia UtiliNet nie są zwykłymi radioodbiornikami, lecz
raczej należy je traktować jak komputery, które są w stanie wysy-
łać i odbierać dane — wyjaśnia jeden z inżynierów-konsultantów
zatrudnionych przez operatora. — Możemy wgrać do ich pamięci
stworzone przez nas programy, które uruchamiają odłączniki
i inne elementy infrastruktury. Wykorzystując inteligentną tech-
nologię, stworzymy zaawansowany system monitorowania sieci
w czasie rzeczywistym.
Technologia wspomaga także operatora w zakresie rosnących
potrzeb związanych z powiększaniem się obsługiwanego przez
niego obszaru. Firma zaprojektowała i wdrożyła modułową stację
przesyłową wyposażoną w przekaźnik marki Cellnet. Ma ona ko-
lor zielony, jest łatwa w montażu i bardzo podobna do mniejszych
transformatorów montowanych na panel, jakie coraz częściej
spotyka się w nowych dzielnicach mieszkaniowych. Zainstalowany
w niej przekaźnik wysyła dane operacyjne w czasie rzeczywistym
do systemu SCADA.
— Tam, gdzie jeszcze niedawno rozciągały się pola kukurydzy,
wznoszą się teraz nowe osiedla mieszkaniowe. Rosnące zapo-
trzebowanie na energię elektryczną wiąże się z potrzebą urucho-
mienia nowych stacji elektroenergetycznych — zauważa inżynier.
— Tymczasem coraz mniej osób jest skłonnych wyrazić zgodę na
ich budowę w pobliżu swoich domów. Najczęściej już na początku
jakichkolwiek negocjacji zastrzegają, że nie życzą sobie żadnych
drutów ani słupów.
Co więcej, operator stara się optymalnie wykorzystać posiadaną
sieć komunikacyjną, przyłączając do niej nowe obszary systemu
przesyłowego i dystrybucyjnego. — Dysponujemy przekaźnikiem,
który jest nie większy od palca u ręki. Możemy go odpowiednio za-
kodować i zainstalować w danym elemencie systemu, zmieniając go
w ten sposób w inteligentne urządzenie — twierdzi nasz rozmówca.

— Dlatego też przeglądamy oferty dostawców i analizujemy para-
metry poszczególnych urządzeń pracujących w sieci, aby zwiększyć
ich możliwości w zakresie przesyłania i odbierania danych operacyj-
nych oraz koordynacji ich działania z innymi elementami systemu.

PECO Energy — AMI i automatyka sieci dystry-

bucyjnej

Przedsiębiorstwo PECO Energy znajdujące się w stanie Pensylwa-
nia wdraża obecnie technologię zaawansowanego monitorowania
sieci. Władze tego stanu pracują nad ustawą, która ma zachęcić
odbiorców indywidualnych i przemysłowych do stosowania ener-
gooszczędnych technologii i produktów, takich jak oświetlenie
energooszczędne i nowoczesne instalacje klimatyzacyjne. Ustawa
ponadto zobowiązuje spółki elektroenergetyczne, takie jak PECO,
do zainstalowania u klientów inteligentnych liczników i opracowa-
nia strefowych planów taryfowych.
Dlatego firma PECO rozpoczęła wdrażanie dwóch programów
pilotażowych, mających na celu optymalne wykorzystanie da-
nych dostarczonych przez zaawansowane systemy pomiarowe
w celu poprawy efektywności całego systemu dystrybucyjnego.
Pierwszy z nich, rozpoczęty w 2007 r., wykorzystuje dane pomia-
rowe energii pochodzące z filadelfijskiej dzielnicy Old City, aby
określić, czy urządzenia na odcinku pomiędzy stacją a odbiorcą,
takie jak transformatory, bezpieczniki i przewody, mają parametry
wystarczające do obsługi zwiększającego się zapotrzebowania.
Do gromadzenia i monitorowania godzinowych danych pochodzą-
cych z 4500 liczników wykorzystywany jest system AMR (zaawan-
sowane technologicznie odczyty liczników) marki Cellnet+Hunt.
Dzięki temu można wyznaczyć moce, jakie obciążają poszczególne
urządzenia systemowe w ciągu całej doby.
Drugi projekt, wdrażany w Jenkintown, niewielkim mieście
na północ od Filadelfii, wykorzystuje urządzenia marki Utili-
Net, które zbierają co pół godziny dane z 15 tysięcy tradycyj-
nych i ponad 20 inteligentnych liczników, czterech reklozerów
i stacji transformatorowej. Podstawowym założeniem tego
programu jest wykorzystanie danych pomiarowych do oceny
działania danego obszaru sieci dystrybucyjnej oraz ich efek-

27

tywne wykorzystanie do poprawy zarządzania obciążeniem.
— Jesteśmy przekonani, że zaawansowane systemy pomiarowe
wspomagają komunikację z elementami automatyki sieci dystrybu-
cyjnej, takimi jak transformatory, odłączniki i reklozery — wyjaśnia
Glenn Pritchard, główny inżynier. — Dostarczone dane z pewnością
przyczynią się do optymalizacji naszej sieci dystrybucyjnej. Będzie-
my mogli, na przykład, zlokalizować przeciążony obwód, aby na-
stępnie przekonfigurować sąsiednie obwody i w ten sposób obniżyć
straty przesyłowe i efektywniej obsługiwać obciążenie szczytowe.
Jednym z długofalowych skutków projektu ma być zmiana dotych-
czasowej metody modelowania systemu, która do tej pory opiera-
ła się na danych archiwalnych. Dzięki wykorzystaniu technologii
AMR przedsiębiorstwo zyska możliwość optymalizacji działania
sieci poprzez wykorzystanie danych pomiarowych w czasie rzeczy-
wistym, aktualizowanych co pół godziny.
— Projekt pilotażowy przeprowadzany w dzielnicy Old City stanowi
dowód na to, jak efektywnie wykorzystać dane pochodzące z sys-
temu AMR. Z kolei drugi program wspomaga zarządzanie obcią-
żeniem, dostarczając danych pochodzących z innych elementów
sieci dystrybucyjnej — dodaje Pritchard. — Widać tutaj zbieżność
zaawansowanych układów pomiarowych (AMI) z automatyką sieci
dystrybucyjnej, która stanowi jedno z głównych założeń inteli-
gentnej sieci. W chwili obecnej mamy możliwość weryfikacji tych
założeń w praktyce. Dlatego cały czas sprawdzamy, czy urządzenia
te komunikują się zgodnie z naszymi oczekiwaniami i wymaganiami
dotyczącymi gromadzenia danych.

Lake Country Power — przestrzeń opanowana

Zainicjowane przez PECO projekty, mające na celu identyfikację
korzyści ze zdalnego odczytu liczników, wdrażano na stosunkowo
gęsto zaludnionych obszarach. Tymczasem, jak się okazuje, mogą
one przynieść nieporównanie większe efekty w regionach o roz-
proszonej zabudowie.
Przykładem tego jest rejon obsługiwany przez Lake Country
Power, zamieszkany przez 100 tysięcy odbiorców, którego po-
wierzchnia wynosi aż 18 tysięcy kilometrów kwadratowych. Spółka
wdrożyła pięcioletni program wykorzystujący technologię zaawan-

sowanych układów pomiarowych (AMI), w którym wykorzystano
63 tysiące liczników zainstalowanych w gospodarstwach domowych
i u odbiorców przemysłowych w północnej Minnesocie.
Na tak rozległym terenie, pokrytym siecią o łącznej długości prawie
13 tysięcy kilometrów (zaledwie sześciu odbiorców na 1,5 km linii)
system AMI znacznie ułatwia operatorowi świadczenie wielu usług,
takich jak gromadzenie danych pomiarowych, weryfikacja awaryj-
nych wyłączeń i ponownych włączeń linii w czasie rzeczywistym,
sprawdzanie odczytów liczników w ramach programu promującego
stosowanie elektrycznego ogrzewania akumulacyjnego oraz mo-
nitoring systemu dystrybucyjnego na odcinkach prowadzących do
każdej z 39 stacji elektroenergetycznych.

Sterowanie obciążeniem

Lake Country Power, która kupuje energię od spółki dystrybucyj-
nej i przesyłowej Great River Energy, oferuje tańsze taryfy noc-
ne przeznaczone dla 19 tysięcy odbiorców, którzy wykorzystują
w swych domach elektryczne ogrzewanie akumulacyjne. Piece te
zużywają energię elektryczną w nocy, przechowują ją w postaci cie-
pła i oddają to ciepło w ciągu dnia.
Większość z nich sterowana jest za pomocą urządzenia stanowią-
cego połączenie radioodbiornika z licznikiem, który o określonej
godzinie uruchamia element grzewczy. Kiedy przekaźnik radiowy
ulega awarii — co dotyczy 2 procent tych urządzeń w skali roku
— piec pozostaje włączony przez całą dobę.
Jeszcze do niedawna naprawą tych przekaźników zajmowała się
ekipa techniczna, która po kolei odwiedzała domy i sprawdzała, czy
nie uległy one uszkodzeniu. Była to prawdziwie syzyfowa praca,
biorąc pod uwagę rozległość terenu i znaczne odległości pomiędzy
domami. Obecnie dział techniczny może zdalnie zweryfikować dane
archiwalne uzyskane z odczytów liczników i wyodrębnić te lokali-
zacje, w których zużycie energii odbiega od normy, co wskazuje na
wadliwe działanie przekaźnika. Dzięki temu technicy mogą udać
się bezpośrednio na miejsce awarii, bez zbędnych poszukiwań.
— Jeszcze do niedawna znalezienie uszkodzonego odbiornika
przypominało poszukiwanie igły w stogu siana — uśmiecha się
Mike Birkeland, dyrektor działu obsługi klienta w Lake Country
Power. — A przecież musimy przede wszystkim starać się, aby urzą-

nr 1 / 2009

NERGETYKA

ELEKTRO

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

28

dzenia te działały poprawnie. Spodziewamy się, iż zdalny odczyt
liczników, dzięki któremu otrzymujemy bieżące dane o zużyciu
energii, przyniesie nam oszczędności rzędu 500 tysięcy dolarów
rocznie. Umożliwia on bezpośrednią identyfikację problemów
i poprawę zarządzania obciążeniem.
Dodatkowo liczniki dają możliwość nowego sposobu monitorowa-
nia działania sieci dystrybucyjnej na odcinku pomiędzy odbiorcą
a stacją elektroenergetyczną. Dzięki zestawieniu danych pomia-
rowych w czasie rzeczywistym z informacjami dostarczanymi przez
system SCADA spółka może przeprowadzać bardziej precyzyjne
pomiary poziomów napięcia i prądów w głównych węzłach linii.
— Załóżmy, iż poziom napięcia w jednym z budynków mieszkalnych
jest zbyt niski. Przyczyną tego może być nowe osiedle, jakie po-
wstało w sąsiedztwie, w którym powszechnie stosuje się ogrze-
wanie elektryczne — wyjaśnia Jack Metso, specjalista eksploata-
cji sieci. — W takiej sytuacji najpierw zdalnie sprawdzamy liczniki
w okolicznych budynkach, aby się przekonać, czy nie jest to od-
osobniony przypadek. Jeśli nie, możemy zainstalować nowy regu-
lator napięcia, aby podwyższyć jego poziom na danym obszarze.
Odczytując liczniki bezpośrednio po wprowadzaniu tej modyfikacji,
możemy szybko sprawdzić, czy przyniosła ona spodziewany efekt.
Wdrażana technologia już przyniosła spółce wymierne korzyści fi-
nansowe, ale, jak spodziewa się Birkeland, jest skutki będą miały
o wiele większy zasięg.
— Wciąż jeszcze znajdujemy się na etapie testów i badań — zaznacza.
— Cały czas napotykamy na różnorodne bariery techniczne, takie
jak poziom częstotliwości. Odczyt każdego z liczników zajmuje nam
średnio zaledwie 7 sekund, co jest bardzo dobrym wynikiem. Jed-
nak o wiele trudniej uzyskać z nich obszerniejsze dane archiwalne.
Mimo spektakularnych rezultatów mamy nadzieję, że to nie koniec
korzyści, jakie płyną z wdrożenia tej inteligentnej technologii.

Xcel Energy — Boulder, inteligentne miasto

Znawcy tematu twierdzą, że urządzenia wymagane do stworzenia
prawdziwie inteligentnej sieci — samonaprawialnego i samomoni-
torującego systemu elektroenergetycznego, integrującego zróż-
nicowane źródła energii przy minimalnym udziale czynnika ludz-
kiego — są już od jakiegoś czasu dostępne na rynku.

Dowodem na to są doświadczenia spółki Xcel Energy. W marcu
2008 roku spółka ogłosiła, iż Boulder w stanie Kolorado stanie
się pierwszym amerykańskim miastem w pełni zintegrowanym z in-
teligentną siecią energetyczną. Dzięki temu tamtejsi mieszkańcy
i przedsiębiorcy zyskają dostęp do technologii, które mają po-
twierdzić szeroko komentowane, lecz wciąż niesprawdzone
w praktyce finansowe, środowiskowe i techniczne korzyści płynące
z pełni zautomatyzowanej sieci.
Jeśli projekt zakończy się sukcesem, Xcel zamierza wdrożyć po-
dobne programy, lecz na znacznie większą skalę, na terytorium
ośmiu stanów, jakie obsługuje.
— Głównym założeniem naszego programu jest przekonanie, iż je-
steśmy w stanie efektywnie oddziaływać na zachowania odbiorców
— wyjaśnia Mike Carlson, wiceprezes i dyrektor działu IT. — Naj-
pierw jednak należy wyjaśnić wiele kwestii. Jeśli system jest prze-
ciążony, czy układy automatyki mogą sterować zużyciem i zapobiec
awarii systemowej? Czy uda nam się osiągnąć interakcję w czasie
rzeczywistym pomiędzy zapotrzebowaniem na energię a jej gene-
racją, a także obniżyć wymagania dotyczące rezerwy wirującej dla
Boulder i zredukować przyszłe koszty związane z kwestiami środo-
wiskowymi, zapewnieniem niezawodności dostaw oraz rozbudową
infrastruktury? Liczymy, że nasz projekt pozwoli odpowiedzieć na
te pytania.
Projekt będzie realizowany przez konsorcjum, w którego skład
wchodzą: firma konsultingowa Accenture (nadzór nad oprogramo-
waniem diagnostycznym, inteligentnymi aktywami dystrybucyjny-
mi i systemami zarządzania awariami), Current Group (dostawca
zaawansowanej technologii pomiarowej, narzędzi do dwustronnej
szybkiej komunikacji i oprogramowania do całodobowego moni-
toringu oraz analizy przedsięwzięcia), Schweitzer Engineering
Laboratories (doradztwo w zakresie budowy inteligentnej stacji
elektroenergetycznej) oraz Ventyx (rozwiązania z zakresu zarzą-
dzania projektem oraz prognozowania cen i obciążeń).

Fazy projektu

Pierwszy etap, którego zakończenie przewidywano na sierpień
2008 r., zakłada montaż 15 tysięcy inteligentnych liczników oraz
instalację urządzeń gromadzących dane w dwóch stacjach oraz

29

pięciu liniach. Dodatkowo gospodarstwa domowe wyposażone
zostaną w termostaty i inne urządzenia elektryczne, które będą
odbierały i wysyłały sygnały z i do sieci.
— Ponieważ wybór jednego rozwiązania dla wszystkich budynków
nie jest możliwy — wyjaśnia Carlson — testujemy produkty różnych
dostawców i o zróżnicowanych parametrach.
Etap drugi, który potrwa do kwietnia 2009 r., będzie obejmował
montaż dalszych 10 tysięcy liczników u odbiorców indywidualnych
i przemysłowych, a także urządzeń komunikacyjnych w trzech do-
datkowych stacjach oraz 17 liniach. Od tego momentu rozpocznie
się faza testowania, oceniania i modyfikacji założeń, której czas
zakończenia nie jest jeszcze znany.
W czerwcu br. konsorcjum podłączyło do sieci wszystkich odbiorców
i uruchomiło pierwszą partię zamontowanych liczników. We wrze-
śniu ma powstać portal internetowy, który umożliwi odbiorcom
podgląd ich indywidualnych profili zużycia energii. Następnym
krokiem będzie zapewnienie możliwości nadzoru i zarządzania
automatyką. — Poszczególne etapy projektu z pewnością będą się
nakładały – przewiduje Carlson. – Pierwszym z nich jest montaż
i testowanie nowych liczników. Kolejny krok to wprowadzenie taryf
strefowych, które rozpocznie się w sierpniu. W tym samym czasie
musimy zbadać algorytmy sieci, udokumentować punkty danych
i wyodrębnić potencjalne bariery w systemie dystrybucyjnym, aby
opracować jak najefektywniejszy system zbierania danych w cza-
sie rzeczywistym. Spodziewamy się, że do sierpnia uzyskamy już
wszystkie podstawowe informacje. Xcel szacuje, iż jego program
pochłonie około 100 milionów dolarów, z czego większość będzie
pochodzić z grantów rządowych oraz przez partnerów i dostaw-
ców, którzy zyskają możliwość przetestowania oferowanego przez
nich sprzętu i oprogramowania.
— Wysłaliśmy zapytanie ofertowe zawierające nasze wymagania do-
tyczące architektury danych do takich firm, jak Oracle, SAP, Teradat
czy OSIsoft. Każda z nich jest zainteresowania próbnym wdroże-
niem oferowanych technologii dla potrzeb naszego projektu — do-
daje Carlson. — Jaką część ich oferty będziemy mogli wykorzystać,
a co należy dopracować? Naszym zdaniem 60 proc. architektury da-
nych jest już gotowych, a pozostałych 40 wymaga dalszych analiz.
Później zdecydujemy, które elementy należy rozbudować.

Intuicyjne zarządzanie siecią

Projekt firmy Xcel zakładający stworzenie inteligentnego miasta
weryfikuje wiele istotnych założeń i wątpliwości związanych z wizją
inteligentnej sieci. Jedną z nich jest przekonanie, iż monitoring
systemu dystrybucyjnego w czasie rzeczywistym w celu optyma-
lizacji działania czynnika mocy i bilansowania systemu może ob-
niżyć straty przesyłowe aż o 30 proc. Dlatego też firma zamierza
wyposażyć istniejące stacje w zdalnie sterowane urządzenia
do monitorowania danych w czasie zbliżonym do rzeczywistego.
— Załóżmy, że sieć jest przeciążona, w wyniku czego transformator
w stacji elektroenergetycznej znajdzie się w punkcie krytycznym.
Wiemy, że spowoduje to 15-proc. straty przesyłowe w tym węźle
sieci — wyjaśnia Carlson. — Zakładając, że dysponujemy w pełni
zintegrowaną siecią, będziemy w stanie odpowiednio zmodyfiko-
wać dystrybucję energii, tak aby rozładować przeciążenie danego
węzła i obniżyć straty przesyłowe do poziomu 6-10 proc. Co więcej,
będzie to możliwe we wszystkich obszarach systemu.
Środkiem prowadzącym do tego celu będzie budowa intuicyjnie
zarządzanej sieci elektroenergetycznej, która może wykorzy-
stywać i automatyzować stosowane obecnie praktyki związane
z odłączeniem części mocy, dokonywanego dla zrównoważenia pra-
cy systemu. Jak się okazuje, niektóre z technologii wymaganych
do jej stworzenia już funkcjonują w sieci. Należy do nich zdalne
otwieranie i zamykanie odłączników lub przerywanie dostaw
dla większych odbiorców, którzy wcześniej wyrazili na to zgodę.
W przypadku intuicyjnie zarządzanej sieci procesy będą w pełni
zautomatyzowane i uwzględnią inne opcje, takie jak zmniejszenie
zużycia energii przez instalacje klimatyzacyjne w gospodarstwach
domowych dzięki programowalnym termostatom.
Przyszłe korzyści płynące z integracji inteligentnego miasta
z systemem będą dotyczyły nie tylko sfery operacyjnej, ale i kwe-
stii środowiskowych oraz społecznych. Należy do nich, na przy-
kład, czasowe wyłączanie pomp basenowych i innych tego typu
urządzeń, które nie spowoduje poważnych niedogodności dla od-
biorców indywidualnych, w celu obniżenia obciążenia szczytowego.
— Problem polega na tym, że wszystkie te założenia należy spraw-
dzić w praktyce, zanim przedstawimy regulatorom energetyki

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

T

echnolog

ia

30

gotowe projekty intuicyjnie zarządzanej inteligentnej sieci elek-
troenergetycznej – konkluduje Carlson. – Jak dotąd nie udało się
w pełni udowodnić korzyści płynących z wdrożenia wszystkich tych
inteligentnych technologii. I dopóki tego nie zrobimy, wiele osób
wciąż będzie je traktować z rezerwą. Liczymy, że wyniki naszego
projektu ostatecznie rozwieją ich wątpliwości.

■

Scott M. Gawlicki

Scott M. Gawlicki

jest wspópracownikiem miesięcznika „Public Utilities

Fortnightly”, autorem publikacji z zakresu elektroenergetyki. Miesz-
ka na stałe w West Hartford w stanie Connecticut. Jego adres e-mail:
[e-mail]. Artykuł został opublikowany za zgodą autora i wy-
dawcy „Public Utilities Fortnightly”, June 2008, http://www.fortnightly.com.

Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection (PJM), jest
największym operatorem sieciowym na świecie. System przesyłowy
PJM obsługuje stany: Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Mary-
land, Michigan, New Jersey, Północna Karolina, Ohio, Pensylwania,
Tennessee, Wirginia, Zachodnia Wirginia oraz Dystrykt Kolumbii.
PJM, z siedzibą w Valley Forge w Pensylwanii, to także największy
dostawca energii elektrycznej na rynku światowym. W skład PJM
wchodzi ponad 500 firm, które mogą generować prąd o łącznej mocy
165 tysięcy megawatów, obsługujących 51 milionów odbiorców. PJM
posiada 1287 generatorów, trzy elektrownie atomowe, 90 000 km
linii wysokiego napięcia, a także 6038 podstacji przesyłowych.
W roku 2008 PJM wyprodukował 700 terawatogodzin energii.
Roczne wpływy PJM to 34,3 miliarda dolarów w 2008 r., wliczając
w to zyski z odsprzedaży prawa dostępu do sieci.
Tak wielka firma musi bardzo poważnie traktować zagadnienie
optymalizacji zużycia i przesyłania energii, gdyż właściwe roz-
wiązanie tych kwestii przesądza o możliwości dalszego rozwoju,
a nawet istnienia na wymagającym rynku w okresie spowolnienia
gospodarczego, w obliczu konieczności redukcji dwutlenku węgla
i szybkiego uruchamiania produkcji energii ze źródeł odnawialnych.

Optymalizacja

przesyłania

energii w PJM

Interconnection