Inteligentne sieci elektroenergetyczne testowane w Puńsku

fot. RIGRID

Realizowany w Puńsku projekt RIGRID - inteligentnych sieci elektroenergetycznych na obszarach wiejskich – przechodzi właśnie fazę zaawansowanych testów instalacji demonstracyjnej. Wykorzystując opracowane interaktywne narzędzie, sprawdzane są różne robocze scenariusze rozwoju instalacji OZE. Pozwoli to w przyszłości symulować rozmaite sytuacje związane z planowaniem i realizacją inteligentnych sieci. 

Jednym z głównych celów projektu RIGRID jest opracowanie interaktywnego narzędzia do planowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych na obszarach wiejskich. Dzięki temu możliwe będzie wcześniejsze, testowe sprawdzenie technicznego, ekonomicznego i społecznego kontekstu budowy nowej instalacji PV czy elektrowni wiatrowej w określonym miejscu. Pozwoli zbadać, czy proponowana infrastruktura energetyczna będzie zapewniać niezawodną i ciągłą dostawę energii odbiorcom, a także wpływać na układ przestrzenny i w jaki sposób „wpisze się” w konkretną lokalizację i otoczenie. Ma to duże znaczenie przy konsultacjach z lokalną społecznością. Da również odpowiedź, jaka wielkość i moc magazynu energii czy instalacji OZE będzie uzasadniona technicznie i ekonomicznie, a także jakie efekty może przynieść taka inwestycja. W tej chwili trwają testy zainstalowanego w Puńsku oprogramowania, będącego częścią instalacji demonstracyjnej.

- Przygotowaliśmy do testów sześć modelowych przykładów, które mogą posłużyć do demonstracji rezultatów projektu dla szerokiej grupy odbiorców - mówi prof. Przemysław Komarnicki z Instytutu Fraunhofera, przedstawiciel międzynarodowego koordynatora projektu RIGRID. – Ich zadaniem jest pokazanie technicznych osiągnięć projektu na konkretnych, wcześniej wybranych scenariuszach. Każdy z nich skupia się na trochę innym aspekcie optymalnego planowania oraz prowadzenia mikrosieci na obszarach wiejskich.

Sprawdzić różne opcje, wybrać optymalne rozwiązanie

Załóżmy, że interesuje nas opracowanie dla gminy Puńsk bardzo przyszłościowego scenariusza, który testować będzie możliwości systemu energetycznego nieemitującego do atmosfery dwutlenku węgla (netto zero-emisyjność). Jego uczestnikami będą nie tylko przedstawiciele gminy i inwestorzy, ale także inżynierowie elektrycy oraz dystrybutorzy energii. Aby przygotować optymalny plan dla konkretnego obszaru wiejskiego, konieczne będzie wykonanie analizy generacji i zużycia energii elektrycznej. Analiza taka będzie bazowała na wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii (wiatr, słońce, geotermia) oraz uwzględniała całkowite zapotrzebowanie  na energię w sytuacji, gdy wszystkie systemy – oświetlenie, generacja ciepła i chłodzenia oraz transport  – będą zelektryfikowane. Wskaże konieczne do wybudowania instalacje do wytwarzania energii, które pozwolą uwolnić dany obszar od emisji CO2. Pozwoli też na bieżąco je dostosowywać do zmieniających się danych odnośnie systemów wytwarzania i magazynowania energii.

Wejściowe dane potrzebne do stworzenia takiej analizy to przede wszystkim: model przestrzenny regionu, analiza warunków klimatycznych oraz informacje o rozwoju demograficznym. Pierwszym krokiem będzie uruchomienie interaktywnych narzędzi do analizy zapotrzebowania na energię (SimulationX / GreenCity) z wdrożonymi modelami infrastruktury obszarów wiejskich (m.in. liczba budynków, ich konstrukcja, nasłonecznienie oraz zapotrzebowanie na energię, wliczając przyszły rozwój mobilności elektrycznej). Można przygotowywać  modele zużycia energii i ciepła dla konkretnych obiektów, np. budynków administracji, szkół czy gospodarstw domowych.

 – W następnym etapie mamy możliwość testowania różnych opcji scenariusza, na przykład wybrania jednej technologii albo kombinacji dwóch różnych, jak choćby farm wiatrowych i słonecznych. Możemy określić wielkość systemów magazynowania, turbin wiatrowych, paneli fotowoltaicznych. W rezultacie otrzymujemy kalkulację uśrednionego kosztu energii elektrycznej oraz wydajności wybranych instalacji, ale także informację, czy z punktu widzenia inwestorów warto angażować się w ten konkretny projekt – opisuje dr Mirosław Popławski, prezes zarządu Electrum sp. z o.o. i krajowy koordynator projektu RIGRID. 

Wśród sześciu testowanych modeli są również rozwiązania do optymalizacji struktur, monitorowania, sterowania czy ochrony mikrosieci na obszarach wiejskich. Na potrzeby projektu RIGRID stworzono system EMACS (ang. Energy Management and Control System). EMACS łączy w sobie zalety klasycznego systemu do poboru i kontroli danych, internetu rzeczy i systemu do modelowania i projektowania mikrosieci z oprogramowaniem do analizy biznesowej.

Realizacja projektu RIGRID zakończy się w kwietniu 2018 roku.