Transformacja energetyczna jest zdecentralizowana i opiera się na rosnącej elektryfikacji ogrzewania i mobilności. Jest to nie lada wyzwanie szczególnie dla sieci dystrybucyjnych. Niemniej tylko kilka lokalnych firm sieciowych wykorzystuje potencjał cyfryzacji do monitorowania i optymalnego wykorzystania swojej sieci.

EM-Power Europe

Jak wiemy, w przeszłości nie wszystko było idealnie, ale obsługa sieci energetycznej z pewnością była mniej skomplikowana. Energia płynęła z dużych elektrowni do odbiorców, których profil zużycia był w dużej mierze przewidywalny. Sieci przesyłowe transportowały energię elektryczną na duże odległości. W sieciach dystrybucyjnych stopniowo obniżano napięcie, by ostatecznie doprowadzić je do przyłącza domowego.

Obecnie małe instalacje fotowoltaiczne dostarczają energię elektryczną do sieci dystrybucyjnych, a w zamian samochody elektryczne i pompy ciepła generują szczytowe obciążenia. Systemy zarządzania energią i akumulatory energii w gospodarstwach domowych również umożliwiają zmianę zużycia. Zwykle są zaprogramowane tak, aby zapewnić odbiorcom jak największą samowystarczalność, a niekiedy nawet reagują na zachęty na rynku energii elektrycznej. W przyszłości mogą one również dostarczać energię bilansującą w celu stabilizacji częstotliwości w nadrzędnej sieci przesyłowej. Z tego względu dzisiaj przy użyciu znormalizowanych profili trudno jest oszacować, w jakim czasie ile prądu płynie w jakim kierunku.

Jak wynika z wielu badań, w dobie transformacji energetycznej taka elastyczność w sieci jest dość przydatna. W końcu wytwarzanie i zużycie zielonej energii powinno być możliwie precyzyjnie zsynchronizowane w czasie. Niemniej dla niższych poziomów sieci, sieci dystrybucyjnych, te coraz bardziej zmienne i trudniejsze do obliczenia strumienie obciążeń stanowią wyzwanie, ponieważ nie są one na nie przygotowane. Zdaniem grupy zadaniowej „Wysoka automatyzacja sieci niskiego i średniego napięcia” utworzonej przez Towarzystwo Energetyki Technicznej niemieckiego Stowarzyszenia na rzecz Technologii Elektrycznych (VDE ETG), która opublikowała badanie o tym samym tytule, automatyzacja na poziomie średniego i niskiego napięcia jest w dużej mierze ograniczona do projektów pilotażowych. I chociaż stany operacyjne w stacjach elektroenergetycznych wyższego poziomu są mierzone od dziesięcioleci, niewiele wiadomo o tym, co tak naprawdę dzieje się w lokalnych stacjach sieciowych.

Eksploatacja i rozbudowa sieci: modele przewidują obciążenia

Do tej pory wiedza lokalnych operatorów sieci opierała się przede wszystkim na obliczeniach, a nie na wartościach zmierzonych. Od dawna do symulacji sieci dystrybucyjnych wykorzystuje się specjalistyczne oprogramowanie. Jednym z takich programów do obliczeń sieciowych jest na przykład PowerFactory firmy DIgSILENT. Zdradza on, gdzie należy spodziewać się wąskich gardeł i mówi, czy sieć poradzi sobie z podłączeniem kolejnych generatorów i odbiorców, czy też może konieczna jest jej rozbudowa. „PowerFactory zawiera również własne modele dla pojazdów elektrycznych, akumulatorów lub instalacji fotowoltaicznych, do których napływa między innymi promieniowanie słoneczne” – wyjaśnia dr inż. Georg Stöckl z DIgSILENT.

W przypadku ryzyka wystąpienia wąskich gardeł, zgodnie z dokumentem VDE, operatorzy sieci powinni w przyszłości reagować bardziej „aktywnie”. W samej sieci dystrybucyjnej możliwości w tym zakresie są jednak ograniczone. Niektóre firmy sieciowe, aby móc wpływać na napięcie, polegają na sterowanych transformatorach sieci lokalnej (RONT). Można je również zmapować w PowerFactory. Tak zwana siatka sieci – czyli więcej połączeń między różnymi pasmami sieci – pozwala również na swobodny przepływ energii, który można wizualizować w oprogramowaniu. Aczkolwiek, jak wynika z badania VDE, zwykle nie jest to odpowiednio kontrolowane podczas eksploatacji.

Wykorzystanie elastyczności w sieci dystrybucyjnej

Aktywne działanie sieci w przypadku sieci dystrybucyjnej oznacza przede wszystkim, że sterowalne generatory i odbiorniki muszą na żądanie dostosować lub przesunąć w czasie dostarczaną lub pobieraną przez siebie moc – mowa na przykład o instalacjach fotowoltaicznych z systemami magazynowania, samochodach elektrycznych lub pompach ciepła. Holenderski operator sieci przeanalizował na przykładzie Amsterdamu, co można w ten sposób osiągnąć. Do 2025 roku cały ruch w Amsterdamie ma być zelektryfikowany. Bez zarządzania obciążeniem oznaczałoby to, że co trzecia ulica w mieście musiałaby zostać rozkopana w celu wzmocnienia sieci elektrycznej, wyjaśnia operator sieci Alliander. Zamiast tego dla poszczególnych punktów ładowania firma gwarantuje jedynie zmniejszoną minimalną moc przez całą dobę. Ponadto pojazdy będą mogły być ładowane zgodnie z profilem określonym przez operatora sieci, gdy tylko zwolni się dodatkowa moc. Kluczem są tutaj akumulatory pojazdów, które zapewniają dodatkową elastyczność systemu. „Możemy podłączyć trzy razy więcej punktów ładowania do tej samej linii bez przeciążania naszej sieci lub utraty wygody ładowania” – mówi Roy Crooijmans z działu eksploatacji sieci.

O tym, że aktywne sterowanie nie musi oznaczać utraty komfortu, świadczą już w wielu sieciach chociażby pompy ciepła. Akumulatory energii cieplnej zapewniają utrzymanie ciepła w domach, nawet jeśli operator sieci przerwie pracę na kilka godzin – zasada ta jest stosowana od dziesięcioleci w celu wykorzystania energii elektrycznej z nieregulowanych elektrowni węglowych i jądrowych do zasilania elektrycznych ogrzewaczy akumulacyjnych w porze nocnej. W zamian w wielu obszarach sieci już dzisiaj klienci otrzymują korzystniejszą taryfę energii elektrycznej dla pomp ciepła. W Niemczech nowy paragraf 14a ustawy o gospodarce energetycznej (EnWG) reguluje, kiedy i w jaki sposób operatorzy sieci mogą zmniejszać kontrolowane obciążenia sieci. Jeśli jednak zdarza się to częściej, firmy sieciowe są zobowiązane do wyeliminowania wąskiego gardła i rozbudowy sieci.

Uwidocznienie lokalnych stacji sieciowych w sieci dystrybucyjnej

W celu monitorowania w czasie rzeczywistym klasyczne obliczenia sieciowe wymagają przetworzonych wartości pomiarowych, które w razie potrzeby można uzupełnić inteligentnymi algorytmami, takimi jak szacunki stanu i skalowanie obciążenia w celu odwzorowania bieżącego stanu sieci. Na tej podstawie można następnie określić działania, aby na przykład zidentyfikować wąskie gardła w sieci.

Do tego między innymi służy rozwiązanie systemowe GridCal zaprojektowane przez PSInsight. Ta niedawno powstała firma jest spin-offem Uniwersytetu Nauk Stosowanych w Dusseldorfie i faktycznie postawiła sobie za cel opracowanie programów do analizy danych w sieciach dystrybucyjnych. „Szybko jednak okazało się, że danych z lokalnych sieci jest za mało. Po znalezieniu partnerów w zakresie sprzętu, kolejnym krokiem była kwestia instalacji” – tak o początkach, które już wtedy charakteryzowały się brakiem wykwalifikowanych pracowników, opowiada Philipp Huppertz.

W międzyczasie różne firmy połączyły się ze sobą, tworząc „GridCal Alliance”, by pod wspólnym szyldem zaoferować kompleksowe rozwiązanie do cyfryzacji sieci dystrybucyjnej. Należą do nich m.in. dostawca usług infrastrukturalnych Omexom oraz producent i specjalista w dziedzinie technologii pomiarowej PQ Plus. GridCal Alliance bazuje na sprawdzonych w branży i znormalizowanych komponentach, które pozwalają uniknąć lock-inu, czyli uzależnienia od zastrzeżonego rozwiązania. Z uwagi na to, że zdecydowana większość urządzeń musi być zainstalowana w lokalnych stacjach sieciowych, z których niektóre są już bardzo stare, przy opracowywaniu swojego rozwiązania PQ Plus skupił się na kompatybilności, kładąc nacisk na kompaktowe wymiary i łatwą instalację.

Bezpieczeństwo danych staje się kluczowe

Bezpieczeństwo zawsze było jedną z najważniejszych kwestii dla operatorów infrastruktury krytycznej. Przy tradycyjnych obliczeniach sieciowych stosunkowo łatwo jest je zapewnić. Te bowiem są dokonywane na centralnych komputerach w sterowni. W przypadku monitorowania w czasie rzeczywistym ciągłe przetwarzanie dużej ilości informacji już takie proste nie jest. Aby zmniejszyć napływ danych, a tym samym podatność na niebezpieczeństwo, GridCal w miarę możliwości pozwala na przetwarzanie informacji bezpośrednio w lokalnych stacjach sieciowych. „Nie wprowadzamy danych do algorytmu, lecz algorytm do danych” – wyjaśnia Huppertz. Do sterowni nie trafiają wszystkie nieprzetworzone dane, a jedynie to, co jest absolutnie niezbędne i proaktywnie pobierane. PSInsight opiera się zatem na przetwarzaniu brzegowym bezpośrednio na miejscu w stacjach, a nie w chmurach zewnętrznych. Chodzi nie tylko o unikanie ataków hakerskich, ale także o zachowanie kontroli nad własnymi danymi. „Każdy, kto polega na przetwarzaniu w chmurze, uzależnia się od zastrzeżonej infrastruktury innej firmy” – ostrzega Huppertz.

Prostota jest kluczem

Niemniej nawet jeśli panuje ogólna zgoda co do tego, że cyfryzacja, sztuczna inteligencja i automatyzacja staną się niezbędne w dobie transformacji energetycznej, jak podkreśla badanie VDE, nie są one celem samym w sobie. Cel, a mianowicie niezawodna sieć, musi być na pierwszym planie. Dane oczywiście są ważne, ale nie wszystkie muszą być dostępne co sekundę. Inne wprawdzie będą potrzebne w przyszłości, ale jeszcze nie dzisiaj. Dlatego badanie VDE wzywa do unikania „nieproporcjonalnych kosztów ogólnych” w automatyzacji.

Im bardziej złożony staje się cały system, tym bardziej do rozwiązania ma zastosowanie zasada: „Keep it simple, stupid!”

EM-Power Europe: cyfryzacja zapewnia wgląd w sieć niskiego napięcia

Na skutek transformacji energetycznej dystrybucja energii staje się bardziej złożona. Aby lepiej monitorować sieci energetyczne i kontrolować przepływ energii, sieci muszą stać się bardziej inteligentne. Czas ucieka. Potrzebne są proste, kompatybilne i bezpieczne rozwiązania. Odwiedzający znajdą je na EM-Power Europe w dniach 19–21 czerwca 2024 roku w Monachium.

Do głównych zagadnień poruszanych w ramach międzynarodowych targów zarządzania energią i sieciowych rozwiązań energetycznych należą: technologie i usługi w zakresie cyfryzacji i sterowania sieciami, dokładniejsze prognozy wytwarzania energii i obciążenia oraz integracja systemowa instalacji zdecentralizowanych. Ponadto konferencja EM-Power Europe Conference, będąca dopełnieniem targów, daje możliwość wymiany wiedzy z międzynarodowymi ekspertami – poruszane tematy to między innymi inteligentne usieciowienie zdecentralizowanych instalacji na energię odnawialną, zarządzanie siecią. cyfryzacja i zapewnienie elastyczności przyszłego systemu energetycznego.

EM-Power Europe jest częścią The Smarter E Europe, największego w Europie stowarzyszenia targowego w branży energetycznej. Na czterech równoległych targach Intersolar, ees, Power2Drive i EM-Power Europe, które odbędą się w Monachium w dniach 19–21 czerwca 2024 roku, planowane jest przyjęcie 2800 wystawców i ponad 115 000 ekspertów z branży energetyki.

Więcej informacji: www.EM-Power.eu

fot. freepik / GarryKillian