Katarzyna Cieplińska: W jakim sposób realizuje się taką sieć; co się na nią składa? Czym, pod względem technicznym, różni się ona od klasycznej sieci elektroenergetycznej?

prof. Andrzej Bień: Jeśli popatrzymy na linie przesyłowe – tu nie liczyłbym na żadne specjalne rewolucyjne zmiany. Generalnie sieć inteligentna, tak jak wspomniałem wcześniej, musi być związana z możliwością zmian kierunków przesyłania energii z wykorzystaniem dodatkowych źródeł energii, ewentualnie odstawianiem niepotrzebnych źródeł energii. To wymaga przede wszystkim obserwacji sieci, czyli pomiarów, transmisji wyników pomiarów oraz ich przetwarzania. Nowoczesna sieć elektroenergetyczna zaczyna być siecią, która jest powiązana z siecią teleinformatyczną. Oprócz tego dobudowywane są narzędzia związane z pomiarami.

Dawniej sieć była mierzona w minimalnych ilościach, rzadko kiedy spotykało się tak zwane liczniki bilansujące – liczniki instalowane w rozdzielniach. W rozdzielniach średniego napięcia to była bardzo duża rzadkość. W tej chwili jest wyraźny postęp w tym kierunku – myśli się, żeby w pierwszej kolejności opomiarować te węzły, które docierają do odbiorcy końcowego. Wiadomo – odbiorcę końcowego też, ale już nie licznikiem, do którego inkasent przychodzi i przegląda go raz na pół roku, a licznikiem, który można zdalnie odczytywać nawet co 15 minut. Nawet, bo nie liczyłbym na to, że będzie to robione tak często. Właściwie dla przeciętnego odbiorcy nie jest to potrzebne, ale ten zdalny odbiór pozwoli realizować odczyty z dnia na dzień, a w związku z tym, na przykład, dostosować – mając prognozę generacji mocy – bezpieczne zderzenie ze sobą tych dwóch światów – producenta i odbiorcy. Musimy wymyślić, ile energii możemy przygotować do odbioru i jak odbiorca tę energię jest w stanie pobrać. Sieć musi to zbilansować, bo jeżeli będziemy mieć nadmiar mocy, będziemy mieć do czynienia z pogorszeniem sprawności, bo tej energii za bardzo nie da się przechowywać – na dzień dzisiejszy. Jeżeli się przechowuje to ze sporymi stratami, bo sprawność takich magazynów energii wynosi około 70%, dla niektórych nawet 50%, więc część energii znika. Z drugiej strony, jeśli energii by brakowało, jest to fatalna sytuacja dla odbiorcy.

K.C.: Czy oprócz tego, że sieć jest dostosowywana do odbiorcy, na przykład poprzez instalację specjalnych urządzeń, wymaga, aby odbiorca końcowy w jakiś sposób się do niej dostosował?

A.B.: To jest trudniejsze pytanie, bo na pierwszy rzut oka – oczywiście, że nie. Przyjdzie ekipa, wymieni mi licznik na licznik, który będzie transmitował zdalnie wyniki pomiarów. Jednak tak naprawdę ta transmisja jest zaburzana przez niektóre odbiorniki, które są na bakier z kompatybilnością elektromagnetyczną, czyli generują sygnały, których nie powinny generować. Powodem może być na przykład przestarzała technologia produkcji takich odbiorników – wyjątkowo stary odkurzacz już będzie problemem. Tutaj odbiorca może nie będzie zmuszony, aby obligatoryjnie wymienić sprzęt gospodarstwa domowego, ale z czasem może utracić pewne korzyści. Jeżeli technologie te będą w dalszym ciągu się rozwijać, to będzie można zacząć kupować tyle energii, ile odbiorcy końcowemu będzie potrzeba, w związku z tym będzie można, między innymi, otrzymywać różne ceny za energię elektryczną. Jednak jeżeli ja nie będę miał kontaktu poprzez licznik ze sprzedawcą, to nie skorzystam z tego rynku energii. Będzie to wymagać pewnego przystosowania się odbiorcy.

Z drugiej strony pojawi się możliwość zarządzania odbiornikami elektrycznymi, tylko te odbiorniki muszą być tak skonstruowane, żeby dało się nimi zarządzać – na przykład lodówka czy zamrażarka, która większość chłodzenia realizuje wtedy, kiedy energia jest tania. Musi ona jednak o tym wiedzieć – musi dostać sygnał, że „teraz możesz częściej się włączać” albo „teraz uruchom część zamrażającą”, bo tam, gdzie nie ma dużych strat ciepła czy – w tym wypadku – dużych strat zimna, nie trzeba jej często włączać, ale trzeba sprowadzić tę temperaturę w nocy do tak niskiej, aby utrzymała się ona w ciągu dnia. Drobny odbiorca i ten większy będą musieli zwrócić na to uwagę.

Tauron Ciepło, źródło: Tauron

Również Tauron Ciepło rozpoczął wdrażanie systemu zdalnego odczytu liczników ciepła oraz zdalnego monitorowania węzłów cieplnych, źródło: Tauron

K.C.: Smart grid a smart metering – czy można utożsamiać ze sobą te pojęcia?

A.B.: Smart metering jest tak jakby podzbiorem smart gridu. Mówiliśmy o tym przy okazji liczników do zdalnego odczytu, bo smart metering sprowadza się do tego, żeby zainstalować urządzenia, które można zdalnie odczytywać i które będą wykonywały jakieś podstawowe funkcje „sprzężenia zwrotnego”, czyli automatyki. W tym wypadku te nowe liczniki są wyposażone w styczniki, które umożliwiają zdalne odcięcie odbiorcy – tylko tyle i aż tyle. Powiedziałbym, że smart metering to struktura teleinformatyczna pobierania danych, ale tą samą strukturą można wysyłać informacje do odbiorców, można wysyłać informacje do elementów, które sterują przepływem energii elektrycznej w sieci – w związku z tym budowanie systemu smart metering jest wstępem do smart gridu. Być może, że po to, żeby to wejście było efektywne, powinno się w smart gridzie zacząć inwestować w nowe linie przesyłowe, w rozsądne zagospodarowywanie małych generacji. Także smart metering jest fragmentem smart gridu – kiedy się go rozbudowuje, to siłą rzeczy rozbudowuje się też smart grid. Ale nie jest to warunek wystarczający, aby smart grid mógł funkcjonować.

Źródło: GLOBEnergia

Cały artykuł dostępny w GLOBEnergia+ 6/2016.


POBIERZ DARMOWĄ APLIKACJĘ MOBILNĄ GLOBEnergia Plus

i czytaj więcej ciekawych treści w swoim telefonie!

AppStore

GooglePlay