Energa-Operator inwestuje w inteligentną sieć

fot. W rozdzielni 15 kV

Energa-Operator pozyskała ponad 166 mln zł na inwestycje związane z wdrażaniem projektu inteligentnej sieci elektroenergetycznej. Całkowity koszt projektu przebudowy sieci do standardów Smart Grid poprzez instalowanie inteligentnego opomiarowania i automatyzację sieci oraz budowę systemów magazynowania energii wynosi ponad 240 mln zł (brutto).

W piątek, 29 września br. Zarząd Energa-Operator SA podpisał z Ministrem Energii umowę o dofinansowaniu projektu „Przebudowa sieci do standardów Smart Grid poprzez instalowanie inteligentnego opomiarowania i automatyzację sieci w celu aktywizacji odbiorców dla poprawy efektywności użytkowania energii oraz efektywnego zarządzania systemem elektroenergetycznym dla poprawy bezpieczeństwa dostaw. Wdrożenie podstawowe w obszarze Energa-Operator SA”. Całkowity koszt projektu wynosi 240, 588 mln zł. Pozyskane na realizację środki, pochodzące z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-2020 (POIiŚ), w wysokości 166, 260 mln zł, stanowią najwyższe dofinansowanie wśród krajowych Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD).

 – To ogromne wsparcie w sytuacji, gdy budowa nowoczesnych sieci elektroenergetycznych staje się wymogiem czasu. Cieszę się przede wszystkim ze względu na zwykłych ludzi, bo to oni będą ostatecznie beneficjentami dzisiejszej umowy – powiedział minister Krzysztof Tchórzewski po podpisaniu porozumienia.

Projekt dotyczy przebudowy sieci elektroenergetycznych - zainstalowania inteligentnego systemu opomiarowania i automatyzację sieci według standardów Smart Gird. Realizowany będzie na całym obszarze działania operatora. Celem projektu jest poprawa efektywności oraz zapewnienie bezpieczeństwa i stabilności dystrybucji energii elektrycznej poprzez skrócenie czasu trwania przerw w dostawie energii elektrycznej w sytuacjach planowanego lub awaryjnego wyłączenia zasilania na sieci średniego napięcia (SN). Istotną częścią projektu jest także budowa inteligentnych systemów magazynowania energii przeznaczonych do stabilizacji pracy systemu dystrybucyjnego.

 – Dbamy o rozwój naszej grupy kapitałowej, o nowoczesność infrastruktury energetycznej mającej na celu skok jakościowy usług, poprawę efektywności, a przede wszystkim zapewnienie bezpieczeństwa dostarczania energii naszym Klientom – mówi Daniel Obajtek, prezes Zarządu Energa SA. – Ostatnia nawałnica była niezwykle dotkliwa w skutkach, także w energetyce. Nasze projekty, realizowane w Grupie Energa, mają na względzie zastosowanie nowoczesnych rozwiązań technologicznych zmniejszających awaryjność przesyłu energii, także w sytuacjach kryzysowych. Przebudujemy sieci elektroenergetyczne poprzez zainstalowanie inteligentnego systemu opomiarowania i automatyzację sieci według standardów Smart Gird. Mamy dobre projekty, potencjał oraz doświadczoną kadrę i na te cele pozyskujemy środki finansowe.

Poprawa efektywności, bezpieczeństwa dystrybucji i ograniczenie emisji CO2

Wdrożenie projektu ma poprawić jakość obsługi odbiorców i dostaw energii elektrycznej oraz zwiększyć efektywność kosztową sieci elektroenergetycznej. Rezultatem projektu ma być poprawa efektywności użytkowania i zarządzania systemem elektroenergetycznym, poprawa bezpieczeństwa dostaw na obszarze działania operatora.

Projekt będzie realizował inteligentne funkcjonalności, m.in. funkcja automatycznej identyfikacji uszkodzonych odcinków sieci (wraz z systemem naprawczym) umożliwi automatyczne przywrócenie zasilania odbiorcom w czasie poniżej 3 min. po wystąpieniu awarii w sieci SN. Natomiast funkcja dynamicznej rekonfiguracji sieci umożliwi prognozowanie generacji dla źródeł wytwórczych (farmy wiatrowe, fotowoltaiczne) z wyprzedzeniem co najmniej 24 -godzinnym oraz pozwoli na określenie wpływu źródeł (OZE) na pracę sieci. Wśród kolejnych pozytywnych rezultatów wdrożenia projektu jest redukcja wskaźnika SAIDI - czasu trwania przerwy długiej.

Przebudowa sieci do standardów Smart Grid poprzez instalowanie inteligentnego systemu opomiarowania i automatyzację sieci poprawi jej efektywność użytkowania. Przełoży się to na niższe zapotrzebowanie na energię konieczną na pokrycie strat. Projekt zgodny jest z tzw. pakietem klimatycznym. W efekcie modernizacji sieci planowane jest osiągnięcie pozytywnych wskaźników oddziaływania na środowisko.

Komfort i bezpieczeństwo

Realizowany przez EOP projekt dotyczy budowy i przebudowy sieci średniego i niskiego napięcia m.in. w celu ograniczenia strat sieciowych i zwiększenia możliwości przyłączania OZE.

Wdrożenie projektu wprowadzającego do sieci nowe inteligentne rozwiązania, wpłynie na ograniczenie strat sieciowych oraz zwiększenie możliwości przyłączenia Odnawialnych Źródeł Energii (OZE). Kolejną korzyścią będzie skrócenie czasu trwania przerw w dostawie energii elektrycznej w sytuacjach planowanego lub awaryjnego wyłączenia zasilania w sieci średniego napięcia (SN). Aby to osiągnąć spółka planuje: instalację sterowanych rozłączników napowietrznych SN, sterowanych rozdzielnic wnętrzowych SN oraz uruchomienie kanału komunikacyjnego w systemie TETRA dla nowych łączników. Operator wdroży systemy klasy SCADA odpowiedzialne za sterowanie ruchem oraz systemy typu FDIR i IVVC. Przewidziano również budowę inteligentnych systemów magazynowania energii przeznaczonych do stabilizacji pracy systemu dystrybucyjnego i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw.

 – Zainstalowane rozłączniki wraz ze zdalnym sterowaniem znacznie usprawnią przesył i dystrybucję energii – mówi Piotr Dorawa, prezes Zarządu Energa-Operator SA. - Komfort i bezpieczeństwo powinni odczuć nasi Klienci. Wymiana przestarzałych urządzeń na nowsze lub ich nowa zabudowa w miejscu, gdzie będzie to efektywne, spowoduje mniejszą awaryjność sieci, a co za tym idzie krótsze i rzadsze przerwy w dostawie prądu do użytkowników końcowych. Nie bez znaczenia jest zwiększenie odporności sieci energetycznej na ekstremalne warunki pogodowe, poprawa stanu technicznego sieci, wprowadzenie innowacyjnych rozwiązań, co wpłynie na obniżenie kosztów eksploatacji infrastruktury energetycznej.

Project pipeline dla sektora energetyki

Projekt Energa-Operator uzyskał pozytywną ocenę Ministerstwa Energii i w dużej części będzie wspomagany finansowo ze środków Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-2020 (POIiŚ), w ramach Działania 1.4 Rozwijanie i wdrażanie inteligentnych systemów dystrybucji działających na niskich i średnich poziomach napięcia. Jest to największy projekt realizowanych w ramach tego działania, jak również realizowany przez OSD w Polsce w ramach dofinansowania z UE. Energa-Operator uzyskał maksymalne możliwe dofinansowanie w ramach tego działania (85 %).

Projekt został umieszczony na Liście Projektów Strategicznych dla infrastruktury energetycznej w ramach POIiŚ (do 2020 r.), stanowiącej Project pipeline dla sektora energetyki.

Wdrażanie od zaraz

Energa-Operator ma doświadczenie we wdrażaniu elementów inteligentnej sieci elektroenergetycznej.

 – Sieci inteligentne mają pomóc sprostać obecnym i przyszłym wyzwaniom, stojącym przed przedsiębiorstwami dystrybucyjnymi i wspierać rozwój sieci – dodaje prezes Dorawa. - Wdrożenia elementów inteligentnej sieci są w Operatorze podejmowane od kilku lat. Aktualny projekt Smart Grid jest kontynuacją prac realizowanych w ramach innych projektów o mniejszej skali, takich jak: wdrożenie sieci Smart Grid na Półwyspie Helskim, Smart Toruń czy finalizowany pod Puckiem Lokalny Obszar Bilansowania, których efekty pozwoliły na podjęcie działań w ramach obecnego projektu.

Energa-Operator SA już uruchomiła pierwsze postępowanie przetargowe w ramach podzadania pn. „Budowa inteligentnych systemów magazynowania energii przeznaczonych do stabilizacji pracy systemu dystrybucyjnego”.Innowacyjny system magazynowania energii ma być elementem infrastruktury sieciowej służącej do realizacji usługi regulacyjnej w obszarze pracy Odnawialnych Źródeł Energi - farm PV.

Jest to kolejny krok w działaniach badawczo-rozwojowych prowadzonych w EOP,  mających na celu rozwój własnych technologii proekologicznych, wpływających na bezpieczeństwo dostaw energii, na efektywności zarządzania przepływem energii oraz zwiększających elastyczność systemu elektroenergetycznego. Pierwsze prace w zakresie świadczenia usług systemowych i regulacyjnych oraz zarządzania popytem u odbiorców testowane są  w projekcie badawczym „Lokalny Obszar Bilansowania” na sieci w rejonie Pucka.