VI Smart Communications and Technology Forum

VI Smart Communications and Technology Forum

Dyskusja na temat rozwoju projektów smart grid/ meetering w Polsce trwa niezmiennie już kilka lat. W porównaniu do innych krajów Unii Europejskiej Polska jest pod względem implementacji inteligentnych liczników w grupie o średnim poziomie wdrożeń.  Szesnaście państw członkowskich Unii Europejskiej (Austria, Dania, Estonia, Finlandia, Grecja, Hiszpania, Irlandia, Luksemburg, Malta, Holandia, Polska, Rumunia, Szwecja, Włochy i Wielka Brytania) przeprowadza obecnie szeroko zakrojone działania służące rozpowszechnieniu „inteligentnych” liczników do roku 2020:

  • Rynek szwedzki jest w 100% oparty na inteligentnych rozwiązaniach już od  2010
  • Na rynku brytyjskim rozpoczęto instalacje na dużą skalę w 2013 roku. 53 mln „inteligentnych” liczników energii elektrycznej i gazu ma zostać zainstalowane do roku 2019.
  • Regulacje założenia francuskie zakładają montaż „inteligentnych” liczników do roku 2016 u wszystkich odbiorców energii elektrycznej
  • Natomiast we Włoszech do końca roku 2010 funkcjonowało już 33,5 mln „inteligentnych” liczników (90% odbiorców).
  • W Niemczech nie zgodzono się natomiast na instalację liczników w starym budownictwie, a jedynie w nowych inwestycjach o odpowiednim poziomie efektywności energetycznej.

Do roku 2020 w Polsce planuje się montaż inteligentnych liczników energii u co najmniej 80% odbiorców. To duże wyzwanie i koszty. Obecnie wdrożenia liczników inteligentnych prowadzone są przez operatorów sieci dystrybucyjnej: Energa Operator SA na północy kraju, która posiada zabudowanych ponad 800 tys. liczników AMI w technologii PLC, oraz warszawski RWE Stoen – 100 tys. liczników AMI. Duże wdrożenie realizuje również Tauron we Wrocławiu. Odbywa się to w ramach projektu AMIplus Smart City Wrocław, którego celem jest dostarczenie klientom narzędzi do monitorowania zużycia energii, a operatorowi systemu umożliwienie szybszego wykrywania awarii. Liczniki mogą współpracować z automatyką domową, zaś dostęp do informacji o zużyciu energii jest możliwy poprzez przeglądarkę internetową i urządzenia mobilne. Docelowo, do lutego 2017 roku, firma planuje zamontować ponad 330 tysięcy tego typu liczników.

Pomimo wymienionych projektów sytuacja Polska nie jest łatwa. Brak jest bowiem przejrzystych rozwiązań legislacyjnych i organizacyjnych, co nie zachęca inwestorów do zaangażowania się w te rozwiązania. Polska ma spory potencjał dla tego typu inwestycji ale Prawo Energetyczne nie zniosło nadal barier w zakresie instalacji kluczowych elementów sieci inteligentnej a w szczególności inteligentnych liczników – to główne konkluzje dyskusji odbywającej się w trakcie 6-tej edycji Smart Communications and Technology Forum, które odbyło się w dniu 16 czerwca 2016 w Warszawie.

Forum to cyklicznie wydarzenie odbywające się w Polsce, w całości poświęcone tematyce szeroko pojętego smart grids i smart metering, którego tematyka dyktowana jest dynamicznymi zmianami w otoczeniu regulacyjnym i rynkowym. Głównym celem forum jest zgromadzenie ekspertów z zakresu smart grid i smart metering z wielu krajów, aby wspólnie mogli wymieniać doświadczenia w zakresie najnowszych osiągnięć. Wydarzenie rokrocznie gromadzi szerokie spektrum przedstawicieli rynku, w tym: ekspertów sektora energetycznego i gazowego, przedstawicieli sektora komunalnego i administracji, dostawców rozwiązań, naukowców, inżynierów, technologów, organizacje branżowe, instytucje finansowe jak również przedstawicieli rządu. Od pierwszej edycji Forum odwiedziło nas ponad 1000 uczestników. Natomiast na obecnej edycji konferencji gościło blisko 150 ekspertów.

Perspektywa regulacyjna rozwoju SG i SM w Polsce

Dr Tomasz Kowalak w trakcie swojej prezentacji komentowal m.in. kwestie Nowej Wzorcowej Specyfikacji Technicznej, implikacji dla branży IT I sektora elektroenergetycznego. Jak podkreślał: “…kierunek wdrożenia został zdefiniowany właściwie, natomiast skuteczność jego implementacji zależy głownie od strategicznych decyzji politycznych, które muszą znaleźć przełożenie w legislacji. Ponaddto Prezes URE musi byc zdeterminowanym strażnikiem równowagi interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców energii, poprzez: decyzje taryfowe, finansujące uzgodnione plany rozwoju – w segmencie OSD.” – dodał Kowalak.

W trakcie debaty panelowej eksperci odnosili się do kwestii ekonomicznych i zachęt. Zdaniem dr Tomasza Kowalaka: „Kalkulacja długofalowa, wydaje się uzasadniać inwestycje w infrastrukturę AMI, niezależnie od warunków prawnych i niezależnie od zachęt regulacyjnych. To jest inwestycja, która jest korzystna sama w sobie. Narzędzie regulacyjne miałoby ją tylko zdopingować.” Natomiast Tomasz Piasecki podkreślił że: „w 2009- 2010 r. Energa opracowała bardzo szczegółowe studium wykonalności (aspekty techniczne, ekonomiczne). Z tej analizy jasno wynikało, że projekt jest opłacalny bez żadnego dodatkowego wsparcia finansowego. Choć ewentualna dodatkowa zachęta byłaby zapewne stymulująca i mile widziana.”

Natomiast Ferry Cserep, CEO NETINIUM stwierdził że: „W większości krajów regulacje zawsze są lekko opóźnione – to technologia przesuwa granice i wymusza postęp”. Prelegent przedstawił podejście administracji holenderskiej, gdzie przyjęto rozwiązanie, w którym maksymalnie ograniczono ramy prawne by przez jakiś czas stworzyć przestrzeń do testowania pilotażowych rozwiązań.

Ograniczenie poziomu strat energii w sieciach a liczniki bilansujące na stacjach transformatorowych

Rafał Świstak, Specjalista Obszaru Zagadnień Dystrybucyjnych i Technicznych z Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej zwrócił natomiast uwagę na kwestie instalacji tzw. liczników bilansujących w stacjach transformatorowych SN/nN. Podkreślił, że: „wykorzystanie ich funkcjonalności pozwoli m.in. na bilansowanie sieci nN. Pomiary i dane jakie są pozyskiwane, gromadzone i udostępnianie przez liczniki mogą wpłynąć na usprawnienie wielu procesów realizowanych przez OSD. Największą jednak korzyścią jest bieżące monitorowanie parametrów obciążenia sieci, co w zdecydowany sposób podniesie poziom bezpieczeństwa energetycznego.”.„Informacja jaką niosą liczniki przyczyni się również do ograniczenia poziomu strat oraz ewentualnych kradzieży infrastruktury. Z danych pochodzących z tych liczników skorzysta również Urząd Regulacji Energetyki w zakresie monitorowania jakości dostarczanej energii do odbiorców”. W tym miejscu warto wspomnieć,  że  zrzeszeni w PTPiREE czterej z pięciu największych polskich Operatorów Systemów Dystrybucyjnych(tj. TAURON Dystrybucja, PGE Dystrybucja, ENEA Operator oraz RWE Stoen Operator), zakończyli Dialog Techniczny poprzedzający kolejny wspólny zakup bilansujących liczników energii elektrycznej.

Wdrażanie liczników inteligentnych

Odnosząc się do roli Regulatora i Rządu we wdrażaniu inteligentnych sieci i inteligentnych rozwiązań pomiarowych – Rafał  podkreślił potrzebę wprowadzenia spójnych i stabilnych mechanizmów prawnych i taryfowych, które umożliwią Operatorom realizację wieloletnich projektów wdrożeniowych w tym zakresie. Przedstawił również obecny stan zaawansowania projektów jakie realizują Operatorzy zrzeszeni w PTPiREE. Do końca roku blisko 1,5 mln gospodarstw domowych będzie miało zainstalowane liczniki inteligentne co oznacza, że w zasięgu inteligentnego opomiarowania znajdzie się blisko 10% gospodarstw domowych w kraju. Obecnie liczba liczników jakie są już zainstalowane przekroczyła milion sztuk.

W dyskusji o smart grid pojawił się też kontekst przyłączania do sieci niestabilnych z natury odnawialnych źródeł energii (OZE) oraz kwestii redukcji emisji CO2. Dr Amnon Shpira – były prezes Israeli ERO (Izraelskiego Urzędu Regulacji Energetyki) podkreślał, że sieć musi być coraz bardziej elastyczna, aby obsłużyła więcej źródeł odnawialnych. Ponadto z powodu wyczerpywania się surowców energetycznych, konieczności ograniczenia strat powstających podczas wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej oraz obaw o stan środowiska naturalnego człowieka (redukcja emisji CO2) należy sukcesywnie wdrażać ideę inteligentnych systemów dostarczania i monitorowania przepływu energii.

Komunikacja i interoperacyjność w sieciach Smart Grid

„Barierą podczas wdrażania rozwiązań smart grid / metering jest: interoperacyjność, dostępność i wymienność część składowych całego systemu. Dlatego też bardzo ważne jest by implementowana technologia była sprawdzona, nowoczesna i jednocześnie w miarę tania”- tymi słowami rozpoczął swą wypowiedź Tomasz Piasecki, IT Architekt w Energa-Operator, Członek Zarządu Stowarzyszenia PRIME Alliance. W swej prezentacji odnosił się do wymagań wymienności (zastępowalności) poszczególnych urządzeń, wchodzących w skład infrastruktury inteligentnej sieci.  Ekspert reprezentował międzynarodowe zrzeszenie promujące otwarty standard komunikacji w inteligentnych sieciach energetycznych – PRIME Alliance (PRIME = PoweRline Intelligent Metering Evolution), do którego należą czołowe, światowe firmy współtworzące inteligentne systemy pomiarowe. Celem organizacji jest stworzenie i rozwój standardu PLC pozwalającego na swobodną komunikację i wymianę informacji pomiędzy podmiotami sieci poprzez zastosowanie: „inteligentnych” systemów opomiarowania, kontroli nad siecią i aplikacjami monitorującymi infrastrukturą średniego i wysokiego napięcia, a także kontroli zużycia i poboru w domach odbiorców. Jak podkreślił Tomasz Piasecki: „ Standard Prime 1.4 jako technologia komunikacyjna, idealnie wpisuje się w potrzeby rynku. Z założenia jest standardem otwartym, oferującym rzeczywistą interoperacyjność. Zaznaczę, że nie jest to tylko specyfikacja dla „inteligentnych” systemów opomiarowania, można ja stosować znaczenie szerzej.”- dodał.

Case study: Smart Meters for a Multi-Utility (Belgia)

Kolejnym elementem Forum była prezentacja wielkoskalowego, belgijskiego projektu eMUCS (the extended Multi-Utility Companion Specifications). O przedsięwzięciu opowiadał Dirk Costrop, Główny Manager Projektu “Inteligentnych” Liczników dla firmy EANDIS w Belgii. Przy wdrożeniu kooperowało 4 najważniejszych belgijskich DSO (Eandis, Infrax, Sibelga i Resa). Objęło ono 70% odbiorców rynku ( w tym 2,7 mln. odbiorców gazu i 4,4 mln. odbiorców energii).  Celem projektu było  stworzenie platformy wielo-usługowej i funkcjonalnych wymogów wyposażenia związanego z komunikacja między licznikami różnych typów (ciepło, gaz, energia elektryczna). Jak podkreślał  Dirk Costrop: „system „inteligentnego” opomiarowania (…) Musi być wydajny i niezawodny działając dla różnych mediów (prąd, gaz, woda, ciepło), musi zapewniać interoperacyjność, nie może ograniczać się tylko do jednego dostawcy, musi być kompatybilny i przystosowany na przyszłe rozwiązania, stosunkowo łatwy w implementacji oraz bezpieczny”.  Ponadto stwierdził: „Jeżeli chce się mieć doskonale działający system trzeba: po pierwsze, zdefiniować zastosowanie licznika,  a następnie, określić która norma zapewnia wypełnienie tej roli.  Przy dużej gęstości zaludnienia korzystna może być technologia PLC, natomiast na obszarach wiejskich – GPRS lub LTE”.

Doświadczenia z zakresu „inteligentnego” opomiarowania z rynku holenderskiego-współpraca firmy NETINIUM z operatorem sieci Allliander (OSD)

Doskonałym rozwinięciem wypowiedzi Dirka Costropa z firmy EANDIS była prezentacja Ferry’ego Cserep’a, CEO, NETINIUM. Firma jest liderem rozwiązań i technologii „inteligentnych” systemów opomiarowania w Holandii. Współpracując z Alliander – największym OSD w Holandii – stworzyli jedną z najbardziej elastycznych, wielozadaniowych platform kontroli i koordynowania systemów opomiarowania na rynku. Obecnie NETINIUM rozwija swoją działalność w Europie Środkowej, Azji Środkowej oraz Afryce. Prelegent na wstępie podsumował 20 letnią współpracę firmy z Alliander – przekazując wszystkim swoje doświadczenia z tej współpracy, definiując co stanowiło wyzwanie i jakie korzyści udało się uzyskać dzięki implementacji infrastruktury “inteligentnych” liczników w Holandii. „Zarządzanie zmianami w tak ogromnych strukturach jaki sieci „inteligentnego” opomiarowania jest wielkim wyzwaniem. (…) Kluczowym elementem wdrożenia technologii „smart” jest wiedza i odpowiednie narzędzia zapewniające efektywne dostosowanie się do nieustannie ewolujących standardów, norm, technologii komunkacji. (…)Jednak nie same wdrożenie i technologia jest najważniejsze. Najważniejszy jest system który za nimi stoi, cała infrastruktura sieci zapewniająca kontrole, utrzymanie wydajności, adaptację do nieustannie rozwijającej się technologii.” – mówił Ferry Cserep.

Case study: Platforma ESTFEED (Estonia) –  Platforma do optymalizacji bieżącego zużycia mediów i energii elektrycznej – ELERING AS

Case study z Estonii prezentował Kalle Kukk, Dyrektor ds. Strategii z ELERING AS, które jest estońskim narodowym operatorem systemu przesyłowego.  Firma wdrożyła projekt platformy Estfeed, do dzielenia się informacjami i umożliwienia interakcji pomiędzy dostawcą energii, dystrybutorem i odbiorcą. Projekt ma na celu skuteczniejsze monitorowanie procesu konsumpcji energii. Jest to wspólne przedsięwzięcie: VKS Soojus, Ericsson, Elering, Norway Grants, Eesti Taastuvenergia Koda, Elektrilevi.  Kalle Kuk w swojej wypowiedzi odniósł się do kwestii wykorzystania systemów DMP (Data Management Platforms) w celu zapewnienia szerszej integracji technologii komunikacyjnej w systemach energetycznych. „Możliwość koncentracji i przetwarzania danych w kontekście technologii “inteligentnego” opomiarowania jest kluczowym elementem przy tworzeniu systemu komunikacji i wymiany danych między: dostawcą, dystrybutorem a konsumentem. Platforma ESTFEED będzie gromadziła wszelkie informacje na temat zużycia, zapotrzebowania i dystrybucji energii, wody, gazu oraz ciepła,. Zebrane w ten sposób dane będą mogły być udostępniane wybranym podmiotom w celu personalizacji zużycia i racjonalnego użytkowania. ESTFEED będzie też miało możliwość podłączenia innych systemów użyteczności publicznej jak np.: publiczne bazy danych oraz rejestry.” – opowiadał Kalle Kukk. Podsumował, że docelowym założeniem Platformy ESTFEED jest połączenie wszystkich publicznych baz danych w Estonii i udostępnienie ich za pomocą jednej zcentralizowanej platformy.”

Projekt VPP w Częstochowie

Kolejnym prezentowanym case study była implementacja projektu Wirtualnej Elektrowni na Wydziale Elektrycznym Politechniki Częstochowskiej. Prelegentem był dr Piotr Szeląg – kierownik całego przedsięwzięcia. Ekspert opowiadał o założeniach i głównych celach projektu.  W planach jest zmniejszenie kosztów energii elektrycznej ponoszonych przez Wydział Elektryczny. Wdrażana jest optymalizacja m.in. wykorzystania dostępnych odnawialnych źródeł energii za pomocą zastosowania magazynu energii oraz możliwości platformy informatycznej. W projekcie zaangażowani są pracownicy Wydziału oraz firmy: OSIsoft (dostawca platformy do zarządzania danymi), ConnectPoint (integrator systemów informatycznych), Emu (dostawca magazynu energii w  technologii Aqueous Hybrid Ion).

Wykorzystanie modułu optymalizacyjnego wykazało potencjalne źródła oszczędności. Z dotychczas przeprowadzonej analizy profilu zużycia energii elektrycznej wynika, iż Wydział Elektryczny jako odbiorca energii elektrycznej powinien zmienić swoją aktualną taryfę, co pozwoliłoby zaoszczędzić około 8% na kosztach energii elektrycznej. Należy zwrócić uwagę, iż operacja ta nie wymaga żadnych dodatkowych inwestycji a jedynie podjęcia kroków formalno-prawnych. Budowany moduł bilansujący pozwala określić nieprawidłowości związane z poborem energii na danym obszarze. Zastosowanie go w mikro skali, poprzez wykorzystanie opomiarowania jednego z pawilonów (licznik energii zbiorczy z całego pawilonu, liczniki na każdym piętrze), pozwoliło wykryć różnice w odczytach z liczników i zidentyfikować ich źródło (dodatkowe podpięcie windy nie uwzględnione na schemacie elektrycznym). Jak podkreślał dr Szeląg, to jeszcze nie koniec wdrożenia. „Następne założenia dla rozwoju projektu to: monitorowanie zużycia energii cieplnej i klimatyzacji, optymalizacja zużycia wszystkich mediów oraz stałe monitorowanie profilu odbiorcy pod kątem poboru i jego zapotrzebowania na określone media w  dobowym przedziale – zaznaczył prelegent.

Regulacja jakościowa, IRIES

Rok 2016 to czas, w którym operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) muszą zmierzyć się z nowym wyzwaniem – regulacją jakościową wprowadzoną przez Urząd Regulacji Energetyki (URE). Przepisy mają na celu poprawę niezawodności sieci. W ramach forum odbyły sie  specjalistyczne warsztaty prwadzone przez dr Rafała Gawina. Ekspert omówił m.in. zmiany jakie operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) będą musieli wdrożyć. Ponadto w trakcie wykładów przestawił również kwestie dotyczące Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej jako kluczowego wymogu prawa energetycznego dla podmiotów sektora OSD.

Jednym z elementów bloku było również wdrożenie Centralnego Systemu Wymiany Informacji (CSWI). Jest on systemem wymiany danych oraz informacji na detalicznym rynku energii elektrycznej między Operatorami Systemów Dystrybucyjnych oraz sprzedawcami i podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie (POB). System obejmie swoim zasięgiem 5 największych OSD  w Polsce: Enea Operator, ENERGA-OPERATOR, PGE Dystrybucja, RWE Stoen Operator oraz TAURON Dystrybucja. CSWI umożliwia wymianę informacji oraz danych między jego użytkownikami na podstawie zestandaryzowanych komunikatów elektronicznych. Jednolity standard komunikacji ma w założeniu ułatwić i przyspieszyć komunikację między jego użytkownikami, co w konsekwencji przyczyni się do skrócenia realizacji procesów związanych m.in. ze zmianą sprzedawcy energii elektrycznej czy udostępnianiem danych pomiarowych. Jak wiadomo celem wdrożenia CSWI  jest ujednolicenie sposobu przesyłania danych między uczestnikami rynku energii. CSWI będzie obsługiwał procesy: zmiana sprzedawcy, migracja odbiorcy, zawiadomienie o zmianie danych PPE, zapytanie o PPE,zmiana POB, u dostępnienie danych na potrzeby rynku bilansującego,u dostepnienie danych rozliczeniowych, zakończenie świadczenia usług, wstrzymanie/uruchomienie dostaw energii, obsługa reklamacji, zmiany w umowie kompleksowej, przekazanie danych na licznik przez sprzedawcę, pzekazanie wskazań licznika przez odbiorcę.

W tym miejscu warto wspomnieć, że Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów wydał zgodę na utworzenie wspólnego przedsiębiorcy przez pięciu polskich DSO. Przeprowadzone postępowanie wykazało, że “…koncentracja nie doprowadzi do ograniczenia konkurencji. Będzie również korzystna dla konsumentów. Ułatwi zmianę sprzedawcy energii elektrycznej, m.in. dzięki szybszemu i pełniejszemu dostępowi do informacji o zużyciu energii. Pozwoli również na sprawne rozpatrywanie reklamacji’ – informował UOKIK.

Internet of Things – integracja światów IT i OT

Niewątpliwą nowinką podczas Forum było wspólne wystąpienie firm: SAP, OSISOFT i ESRI dotyczące innowacji na polskim rynku – czyli internetu rzeczy.  (IoT). To koncepcja, wedle której przedmioty codziennego użytku mogą nie tylko gromadzić, lecz także przetwarzać lub wymieniać dane w sieci.  Wedle ostatniego raportu Marketsand Markets, Internet Rzeczy w sektorze energetycznym ze wskaźnikiem wzrostu na poziomie 24,1 proc. może osiągnąć wartość 22,34 mld dolarów do 2020 r. Inne prognozy mówią nawet o 26 proc. wzroście w ciągu kolejnych 4 lat. Dynamiczne zmiany technologiczne również w polskiej  branży energetycznej, związane m.in. z wdrożeniami smart gridowymi pociągają za sobą konieczność cyfrowej transformacji  (w tym IoT).

O tym jak wykorzystać innowacyjne rozwiązania z obszaru IT i OT aby połączyć rozproszone dane na poziomie maszyn, procesów operacyjnych, systemów oraz ludzi w celu dostarczania informacji real-time w kontekście czasu i przestrzenni wspierających podejmowanie decyzji dla całego biznesu opowiadali: Filip Kowalski – Dyrektor Sektora Energetyki i Zasobów Naturalnych Europa Środkowa i Wschodnia w SAP CEE, Krzysztof Walczuk – Kierownik Sprzedaży Polska i Ukraina z OSIsoft oraz  Krzysztof Borkowski, Dyrektor Sektora Infrastruktury i Transportu, Esri Polska.   Jak podkreślali eksperci –  w odniesieniu do sektora energetycznego Internet Rzeczy ma zastosowanie w głównej mierze do integracji mocy wytwórczych/ przesyłowych z inteligentnymi rozwiązaniami analizy danych. Pozwala to osiągnąć o wiele większą efektywność firm.  „Całościowe rozwiązanie oparte o PI system, platformę analityczną i wizualizacyjną SAP HANA oraz ESRI pozwala na przetwarzanie danych w czasie rzeczywistym na potrzeby procesów technologicznych oraz procesów wspierających decyzje biznesowe. Zapewnia przy tym odpowiedź na wymagania rynkowe i wyzwania wynikające z cyfryzacji otoczenia” – podsumował Filip Kowalski.

EDF Renewable Energy Data Warehouse Project- EDF Inc.

Zwieńczeniem Forum była zdalna prelekcja w formie wideokonferencji firmy KPIT – globalnego dostawcy technologii specjalizującego się w inżynierii produkcji oraz technologiach informatycznych dla: przedsiębiorstw użyteczności publicznej, energetycznych, przetwórczych, a także przedstawicieli branży motoryzacyjnej. KPIT zrealizował wielkoskalowy projekt inteligentnej infrsatruktuy dla EDF Renewable.

Dodaj komentarz

Twój adres e-mail nie zostanie opublikowany.