plik

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

echnolog

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

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-

echnolog

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-

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

echnolog

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

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

echnolog

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

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:
s.gawlicki@excite.com. 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