Transcript APE 2007

Smart Power Grids – kierunki rozwoju w Polsce
Marian Sobierajski
Studia Podyplomowe Smart Power Grids
WPROWADZENIE
Komisja Europejska przewiduje się do 2020 r powszechny szerokopasmowy dostęp do internetu o
przepustowości 30 Mb/s. Rozwijać się będą e-zakupy, e-administracja, e-banki oraz
inteligentne systemy zarządzania.
Z punktu widzenia systemów elektroenergetycznych będzie to dotyczyć wykorzystania technologii
informacyjno-komunikacyjnych do obniżenia kosztów społecznych wytwarzania, przesyłania i
użytkowania energii elektrycznej.
Budowa nowych dużych elektrowni cieplnych oraz rozbudowa sieci elektroenergetycznych jest
kosztowna i często kontestowana z powodu wymogów ochrony środowiska. Należy zatem sięgać
po nowe możliwości techniczne oferowane przez informatykę i teleinformatykę. Rozwój w tej
dziedzinie pozwala na tworzenie inteligentnych sieci elektroenergetycznych, znanych na
świecie pod angielską nazwą smart power grids.
W Unii Europejskiej priorytetowym celem jest osiągnięcie w 2020 r produkcji 20% energii z
odnawialnych żródeł i 20% zmniejszenie emisji C02, tzw. cel 3 razy 20. Niestety, obecne sieci
elektroenergetyczne nie są w stanie tego zapewnić.
Spełnienie wymagań 3x20 możliwe jest tylko poprzez rozwój rozproszonej generacji odnawialnej
oraz integrację sieci elektroenergetycznych z sieciami informatycznymi oraz internetem.
2
Nowoczesne systemy pomiarowe
Wdrożenie nowoczesnych systemów pomiarowych, przesyłania, gromadzenia i przetwarzania informacji
wymaga od operatorów sieciowych i firm energetycznych dużych nakładów inwestycyjnych.
Oprócz instalowania inteligentnych urządzeń pomiarowych, należy przystosować do nowych warunków
bazy danych, systemy billingowe, przepustowość sieci i obsługę klienta. Koszty te są jednak
mniejsze od kosztów rozbudowy sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnych.
Oczekuje się, że inteligentne liczniki energii elektrycznej pozwolą odbiorcom lepiej kontrolować i
planować wykorzystanie energii w swoich domach. Dzięki nowym technikom informatycznym
użytkownicy będą mieli dostęp do graficznej informacji w każdej chwili
Na przykład, za pośrednictwem przeglądarki internetowej będą mogli - z dowolnego miejsca sprawdzić aktualne i przyszłe taryfy oraz ilość zużytej energii i decydować o załączaniu/wyłączaniu
domowych odbiorników.
Inteligentne sieci elektroenergetyczne - zakres
Generalnie, inteligentne sieci elektroenergetyczne obejmują:
•
•
rynek energii wytwarzanej ( giełda energii, transakcje rynkowe, regulator rynku energii),
sieci przesyłowe i dystrybucyjne 110 kV, SN i niskiego napięcia,
•
•
opomiarowanie sieci (WAMS, pomiary energii, mocy, napięć, prądów, wskaźników jakości),
adaptacyjne systemy zabezpieczeń elementów sieci, automatyki systemowej oraz układy
sterowania i regulacji mocy, napięcia i częstotliwości,
prognozowanie zapotrzebowania w skali kraju i jego obszarów oraz monitoring warunków
pogodowych i dopuszczalnej obciążalności linii,
•
•
system optymalizacji wykorzystania źródeł odnawialnych.
4
Inteligentne sieci elektroenergetyczne – zakres –
c.d.
Ponadto inteligentne dystrybucyjne sieci elektroenergetyczne obejmują:
•systemy informatyczne wspierania decyzji operatorskich bazujące na opomiarowaniu i
wielowariantowych symulacjach komputerowych na bieżąco,
•autonomiczne systemy elektroenergetyczne i mikrosieci,
•inteligentne budynki,
•systemy opomiarowania odbiorców energii wymieniające informacje między dostawcą i
odbiorcą energii elektrycznej,
•internet i systemy informatyczne wspierające zdalne decyzje odbiorców o załączaniu lub
wyłączaniu odbiorników.
Energia z OZE – plany do 2030 r
Tab.1. Polityka Energetyczna do 2030 r- produkcja i zapotrzebowanie energii finalnej brutto OZE.
•
2010 r
2015 r
2020 r
2025 r
2030 r
• Energia elektr. z OZE [GWh] 8 314
17 632
31 246
37 872
39 499
• Ciepło OZE [GWh]
52 122
58 688
72 756
81 976
88 602
• Biopaliwa z OZE [GWh]
6 385
10 282
6 256
7 049
7 618
• Razem OZE [GWh]
66 821
86 603
120 797
138 835
149 987
• En. brutto w kraju [GWh]
713 105
744 076
804 831
877 832
936 808
• Udział OZE [ %]
9,4
11,6
15,0
15,8
16,0
• Udział en. elektr. w OZE [ %]1,2
2,4
3,9
4,3
4,2
• Udział ciepła w OZE [%]
7,3
7,9
9,0
9,3
9,5
• Udział biopaliw w OZE [%]
0,9
1,4
0,8
0,8
0,8
6
Energia elektryczna z OZE – plany do 2030 r
Tab. 2. Polityka Energetyczna do 2030 r- produkcja energii elektrycznej w OZE.
Energia elektr. z OZE
2010 r
2015 r
2020 r
2025 r
2030 r
Biomasa [GWh]
3 472
5 852
10 377
11 083
11 571
Biogaz [GWh]
365
1 636
4 006
6 462
6 892
Wiatr [GWh]
2 024
7 349
13 705
17 096
17 794
Woda [GWh]
2 454
2 795
3 156
3 218
3 218
Fotowoltaika [GWh]
0,0
0,0
1,2
12,8
24,4
Razem en.el. OZE [GWh]
8 314
17 632
31 246
37 872
39 499
Generacja wiatrowa – plany rozwoju do 2030 r
Tab. 3. Polityka Energetyczna do 2030 r - planowana moc elektrowni wiatrowych.
2010 r
2015 r
2020 r
2025 r
2030 r
• Planowana produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych brutto [GWh]
•
2 024
7 349
13 705
17 096
17 794
• Planowana moc elektrowni wiatrowych [MW]
•
976
3396
6089
7564
7867
• Planowana moc zainstalowana elektrowni w Polsce [MW]
•
36 280
40 007
44 464
47 763
51 412
• Udział elektrowni wiatrowych w mocy zainstalowanej [%]
•
2,7
8,5
13,7
15,8
15,3
• Zapotrzebowanie energii elektrycznej brutto w Polsce [GWh]
•
141 100
152 800
169 300
194 600
217 400
• Udział elektrowni wiatrowych w produkcji energii elektr. w Polsce [%]
•
1,4
4,8
8,1
8,8
8,2
Dopuszczalna generacja wiatrowa
FW ok. 100 MW cechuje zmienność mocy wyjściowej wskutek zmian prędkości wiatru:
zmienność sekundowa
4-7% mocy zainstalowanej
zmienność minutowa
10-14% mocy zainstalowanej
zmienność godzinowa
50-60% mocy zainstalowanej
Zwiększanie wartości generacji wiatrowej przez wyłączanie elektrowni cieplnych nie wchodzi w
rachubę, ponieważ ponowny rozruch bloków cieplnych trwa ok. (6 - 8 ) godzin. O wartości
minimum technicznego bloków cieplnych decydują ograniczenia technologiczne oraz wymagania
związane z regulacją częstotliwości.
W KSE musi być zapewniona dla każdej godziny doby minimalna rezerwa operacyjna w postaci:
rezerwy dodatniej równej 9% planowanego zapotrzebowania mocy,
rezerwy ujemnej równej 500 MW (jako nadwyżka zapotrzebowania nad sumą minimów
technicznych pracujących jednostek wytwórczych).
Generacja wiatrowa może być wprowadzana do systemu tylko wtedy, kiedy zapotrzebowanie mocy
jest większe od minimum technicznego konwencjonalnych jednostek wytwórczych.
Dopuszczalna generacja wiatrowa = Zapotrzebowanie KSE - Minimum techniczne KSE
Dopuszczalna generacja wiatrowa
Dopuszczalna generacja wiatrowa w dobie doliny letniej w 2008 r
20
Zapotrzebowanie 15 minutowe KSE
Minimum techniczne KSE
Max. dopuszczalna moc FW
Dodatkowa rezerwa UJEMNA dla FW
P,GW
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
doba
0.9
1
Rys. 1. Symulowana maksymalna dopuszczalna generacja wiatrowa w dobie letniej (niedziela) 2008 r
10
Powiązania między siecią przesyłową i sieciami
dystrybucyjnymi
Elektrownie weglowe, jądrowe, wodne, gazowe, farmy wiatrowe
pomiary P,Q,U,I oraz PMU-WAMS
G
G
G
G
11
Transf. 400/220
kV
PMU-WAMS
Linie 400/220 kV
PMU-WAMS
StacjeNN/110 kV
pomiary P,Q,U,I
PMU-WAMS
Elektrocieplownia
pomiary
P,Q,U,I
Stacja GPZ
110 kV/SN
pomiary
P,Q,U,I
Farma Wiatrowa
pomiary
P,Q,U,I
FW
Operator Systemu Przesylowego
SCADA, WAMS, doradcze systemy informatyczne
Operator Systemu Dystrybucyjnego
SCADA,
doradcze systemy informatyczne
Autonomiczne
systemy el-en.
Wirtualne
elektrownie
Inteligentne liczniki energii
Operator Systemu Dystrybucyjnego
SCADA,
doradcze systemy informatyczne
Autonomiczne
systemy el-en.
Wirtualne
elektrownie
Inteligentne liczniki energii
Rys. 2. Powiązania sieci 110 kV i SN z siecią 400/220kV oraz elektrowniami systemowymi i
rozproszonymi źródłami energii elektrycznej.
Wykorzystanie informacji w inteligentnej sieci
elektroenergettycznej
Regulator rynku
Rynek energii - transakcje - g ielda
Internet - ,zdolności przesylowe
zdolności przylaczen iowe źródel,
informacje o awariach
Pomiary P,Q,U,I, stan laczników, WAMS - baza danych sieci przesylowej
Estymacja stanu 2- 4 sek
Analiza
bezpieczeństwa
w stanach N-1
1-10 min
Analiza
zapasów
przesylowych
1-10 min
Optymalizacja
rozp lywu mocy
1-10 min
Informatyczny system wspomagania decyzji centrum dyspozytorskiego
Rys. 3. Relacje informatyczne w inteligentnej sieci przesyłowej.
Wykorzystanie pomiarów w inteligentnej sieci
elektroenergetycznej
WAMS
Zabezpieczenia wykrywanie i
likwidacja
zakloceń
Pomiary P,Q,U,I, stan laczników
SCADA
Regulacja
częstotliwości i
mocy wymiany
Regulacja
napięcia i mocy
biernej
Automatyka
przeciwawaryj
na i retytucyjna
Ukady sterowania i regulacji turbin, generatorów, SVC, STACOM, UPFC, PST, baterii
kondensatorów, przekadni transformatorów
Rys. 4. Wykorzystanie WMAS w układach zabezpieczeń i automatyki systemowa w inteligentnej sieci
przesyłowej.
Przepustowość sieci przesyłowej
Moc
przesyłana, w
MW
Granica stabilności kątowej
Granica stabilności napięciowej
Granica obciążeń termicznych
Margines bezpieczeństwa
Przepustowość linii (korytarza)
czas
Rys. 5. Prawidłowe wzajemne usytuowanie granic przesyłu mocy w wybranym przekroju sieci,
wynikających z najważniejszych ograniczeń technicznych.
Monitorowanie obciążalności linii 110 kV
Rys. 12. Dopuszczalna obciążalność wybranej linii 110 kV w lipcu. Linia prosta oznacza wartość
planowaną, a linia łamana - aktualną wartość wynikającą z warunków atmosferycznych.
Generacja wiatrowa – Przepustowość korytarza
przesyłowego
Elektrownia
1.4
Zapas przesyłu mocy czynnej korytarzem
U, pu
1.2
PMU 1
początek korytarza
Paktualne
1
Pkryt
0.8
PMU 4
Lawina
napięć
0.6
PMU 3
0.4
PMU 5
0.2
PMU 2
P,MW
koniec korytarza
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Rys. 6. Granica stabilności napięciowej korytarza przesyłowego wyznaczana on-line w oparciu o
WAMS.
Automatyzacja odbudowy napięcia w sieci
U,pu
0 - t1 - dynamiczne oddzialywanie generatorów
- automatyka przeciwawaryjna - regulacja
SVC, STATCOM
0.88
t1 - t2 - zabezpieczenia podnapięciowe
0.86
t2 - t3 - automatyczna regulacja przekladni
transformatorów - automatyczne
podnapięciowe odciazanie
0.84
0.82
t3 - t4 - odbudowa napięcia przez dyspozytora
- odlaczanie odbiorów, zwiększanie
generacji, zmiany konfiguracji sieci, itp.
0.80
min
0
t1
t2
t3
10
t4
Rys. 7. Typowy przebieg zmian napięcia oznaczający utratę stabilności napięciowej.
Sterowanie zapotrzebowaniem w systemie
26
Doba - Szczyt zimowy
P, GW
25
24
Zapotrzebowanie
23
22
Sterowane zapotrzebowanie
21
20
19
18
17
16
doba
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Rys. 7. Sterowanie zapotrzebowaniem mocy w celu zwiększenia zapotrzebowania mocy w nocy i
zmniejszenia w ciągu dnia.
Inteligentny odbiór w sieci przesyłowej
110 kV - pomiary P,Q,U,I
w liniach i transformatorach
PCC
regulacja
przekladni
SN - pomiary P,Q,U,I
w liniach, transformatorach
oraz lokalnych źródach
PCC
regulacja Q
Lokalne
Elektrownie
SN
Lokalna
Elektrownia
110 kV
Odb.
SN
URE,OSP
INTERNET
monitoring
zdolności
przesylowych i
przylaczeniowych
sieci przesylowej
i dystrybucyjnych
regulacja P,Q,U
URE,OSD
sterowanie P
taryfy
EC
FW
110
kV
Odb. SN
inteligentne
liczniki
sterowanie
P,Q,U
zal/wyl
Aut.
systemy el-en SN
Mikrosieci nn
Inteligentny odbior 110 kV
Rys. 9. Schemat ideowy inteligentnego odbioru w sieci przesyłowej
regulacja P,Q,U
Elektrownia
wirtualna
Generacja rozproszona w systemie
G
Elektrow nie
węglowe
G
Elektrow nie
szczytowe
Elektrow nie
atomow e
FW
G
Siec przesylowa 400/220 kV - Operator Systemu Przesylowego
StacjeNN/110 kV
PMU - WAMS
StacjeNN/110 kV
PMU - WAMS
StacjeNN/110 kV
PMU - WAMS
Stacje 110/SN
Stacje 110/SN
pomiary P,Q,U,I
Mała
Elektrownia
Wodna
Stacje 110/SN
Mikrosieć
EC
sieć
sredniego i
niskiego
napięcia liczniki
energii
Elektrownia
Biogazowa
Turbiny
Wiatrowe
FW
FW
Mała
Elektrownia
Wodna
Elektrownia wirtualna
Operator Systemu Dystrybucyjnego - centrum dyspozytorskie - konwencjonalne
pomiary - liczniki energii
Rys. 10. Powiązania sieci 110 kV i SN z siecią 400/220kV oraz elektrowniami systemowymi i
rozproszonymi źródłami energii elektrycznej.
Inteligentny odbiór SN
URE,OSP
URE,OSD
110 kV- pomiary
P,Q,U,I
taryfy
regulacja
P,Q,U,I
zal/wyl
Elektrownia
wirtualna
SN - pomiary
P,Q,U,I
Odb. SN
Aut. SEE
Lokalna
generacja
Odb. SN
inteligentne
liczniki P,Q,U,I
Rys. 11. Schemat ideowy inteligentnego odbioru w sieci SN
Autonomiczne
SEE zal/wyl
pomiary P,Q,U,I
Inteligentny autonomiczny system
elektroenergetyczny
Sieć zewnętrzna
OSD: zal/wyl
Inteligentny wyącznik wydziela jący wyspę po zbilansowaniu
mocy z wykorzystaniem pomiarów on-line
0A /0A
U=1.0755/1.0545
Elektrown ia bioga zowa 1.5 MW
bilansująca zapotrzebowanie
U=1.0756/1.0547
Odbiór A z zasobnika mi aku mulatorowymi
(1.10+j0.00) MVA /(1.10+j0.00) MVA
U=1.0759/1.0553
Odbiór B
(0.07+j0.03) MVA /(0.04+j0.01) MVA
U=1.0762/1.0557
Odbiór C
(0.03+j0.01) MVA /(0.01+j0.00) MVA
U=1.0782/1.0596
Odbiór D z ogniwami fotowoltaic znymi
(0.10+j0.00) MVA /(0.01+j0.00) MVA
U=1.0802/1.0633
Odbiór E
(1.43+j0.15)MVA /(1.10+j0.54) MVA
U=1.0809/1.0640
Odbiór F
(0.07+j0.03) MVA /(0.01+j0.00) MVA
U=1.0811/1.0642
U=1.0808/1.0640
Odbiór G o ma lych wymaganiach ja kościowych
(0.46+j0.03) MVA /(0.03+j0.01) MVA
Tur bina wi atr owa
(1.6+j0.00) MVA
(1.0+j0.00) MVA
Rys. 13. Przykładowy autonomiczny system elektroenergetyczny. Wytłuszczonym drukiem podano
symulowane pomiary w szczycie zimowym, a drukiem pochyłym - w letniej dolinie nocnej.
Nowy odbiorca - Prosument
W publikacjach dotyczących smart power grids pojawia się pojęcie prosumenta
(pro-ducer + con-sument).
Jest to odbiorca, który dysponuje własnym źródłem energii, przeznaczonym na własne
potrzeby, ale także sprzedającego nadwyżkę energii do sieci dystrybucyjnej (z własnej woli lub
na polecenie dystrybutora).
Prosumentem są autonomiczne systemy elektroenergetyczne, mikrosieci, ale mogą nim być
pojedyncze odbiory z zainstalowanymi za licznikiem ogniwami, mikroturbinami i
fotowoltaiką.
Prosument
OSD
Regulowana
Klimatyzacja
Regulowane
oświetlenie
Sprzedawca
taryfy
oplaty
Wizulizacja
Decyzje odbiorcy
Licznik enrgii pomiary P,Q,U,I
Koncentrator
Zal/wyl
odbiorniki
Własne źródła energii
(ogniwa, mikroturbiny, fotowoltaika)
Licznik
wody
Licznik
ciepla
Rys. 15. Schemat ideowy prosumenta, czyli inteligentnego odbioru w sieci 0.4 kV
Licznik
gazu
Inteligentny budynek
26
Krzywa dobowego zapotrzebownia
P, GW
25
Rozladowanie
Zapotrzebowanie
24
23
22
21
Generacja wiatrowa
ladowanie pojazdow
elektrycznych
20
19
18
17
16
doba
0
0.2
0.4
0.6
0.8
Rys. 16. Wyrównanie krzywego zapotrzebowania dobowego z udziałem ładowania pojazdów
elektrycznych w nocy i rozładowania w szczycie wieczornym w inteligentnych budynkach.
1
Inteligentne liczniki energii elektrycznej
W inteligentnej sieci elektroenergetycznej powinny być zainstalowane liczniki
mierzące nie tylko energię, ale także prąd, napięcia oraz moc czynną i bierną, gdyż wartości
tych zmiennych będą wykorzystywane do prowadzenia ruchu oraz optymalizacji sieci
dystrybucyjnej.
•
•
Dystrybutor będzie mógł:
śledzić pobory mocy na różnych poziomach napięciach swojej sieci,
wysyłać informacje oraz sygnały sterujące do sieci SN w stacjach 110kV/SN oraz do
poszczególnych liczników.
W inteligentnej sieci elektroenergetycznej zapotrzebowanie będzie zarządzane w
bardziej aktywny sposób, umożliwiając centrom dyspozytorskim aktywne równoważenie
zapotrzebowania z dostawą energii elektrycznej.
Techniki przesyłu informacji
Odbiorcy końcowi energii elektrycznej muszą mieć dostęp do funkcji monitorujących i
kontrolujących, które dostarczają odbiorcom indywidualnym szczegółowych informacji na temat tego, w jaki
sposób i kiedy wykorzystują energię elektryczną oraz tego, w jaki sposób mogą aktywnie przyczynić się do
ograniczenia zapotrzebowania szczytowego.
W zintegrowanych systemach informatycznych obejmujących inteligentne liczniki
wykorzystywane będą różne techniki przesyłu informacji.
•
PLC - przesył danych po przewodach niskiego napięcia , do których przyłączany jest licznik.
•
Łączność na częstotliwościach radiowych.
•
Telefonia komórkowa.
•
Internet.
Komunikacja w czasie rzeczywistym między dostawcami i odbiorcami energii elektrycznej
umożliwi użytkownikom bezpośrednią reakcję na zmieniające się warunki i ceny.
W umowach odbiorca za oferowany upust przez dostawcę energii elektrycznej może zgodzić się
na ograniczenie dostawy, aż do całkowitego odłączenia.
Wprowadzanie inteligentnych liczników
•
W grupie odbiorców taryfowych C1, C2, G przewiduje się ok. 16 mln liczników inteligentnych do 2020 r.
•
Jest to ogromne przedsięwzięcie techniczne i ekonomiczne. Koszt inteligentnego licznika wynosi
ok. 160 zł.
•
Do kosztów należy doliczyć koszt koncentratora, instalacji oraz zarządzania systemem
informatycznym. W konsekwencji łączny koszt przedsięwzięcia w przeliczeniu na licznik może wynosić
ok. (300-500) zł.
•
Czas życia obecnie produkowanych inteligentnych liczników wynosi ok. 15 lat, o ile wcześniej ten
licznik nie zestarzeje się z powodu rozwoju technik teleinformatycznych.
•
Z punktu widzenia odbiorcy istotne jest to, że to on poniesie koszty inteligentnego opomiarowania.
Ważne zatem jest, jakich korzyści finansowe może oczekiwać w przyszłości.
Funkcje licznika energii
Przy ustalaniu parametrów technicznych liczników należy brać
pod uwagę standardy wynikające z dyrektyw Unii Europejskiej 2006/32/WE
oraz 2009/72/WE.
Standardy te zdefiniowane są następująco:
dwustronna, zdalna transmisja danych,
komunikacja między odbiorcą i sprzedawcą w czasie rzeczywistym,
przesył danych z licznika do sprzedawcy,
transmisja informacji od sprzedawcy do licznika.
Inteligentne liczniki - wymagania
Inteligentne liczniki powinny pokazywać graficznie przetworzone aktualne i przewidywane
ceny energii w poszczególnych porach doby, symulowane koszt zużycia energii.
Liczniki zintegrowane poprzez TV oraz internet z portalami wytwórców i dystrybutorów,
powinny pozwalać wybierać oferty sprzedaży energii w różnych przedziałach czasu.
Liczniki powinny wykonać polecenie użytkownika i dostawcy o odłączeniu zasilania.
Liczniki energii elektrycznej razem z licznikami ciepła, wody i gazu powinny tworzyć
zintegrowany system opomiarowania mediów w lokalu odbiorcy.
Wszystkie liczniki powinny wykonać pomagać odbiorcy optymalizować koszty zużywanej
energii elektrycznej i cieplnej oraz wody i gazu.
W sytuacjach awaryjnych zintegrowany system opomiarowania powinien przekazywać
podstawowe informacje o przyczynach awarii i spodziewanym czasie braku zasilania lub dostaw.
Grupy interesu
Parlament
Opinia publiczna
Ruchy ekologiczne
Naukowcy
Eksperci
Edukacja
Rząd
INTERNET
URE
OSP
Operatorzy
telekomunikacyjni
Firmy
rozwijające
technologie
informacyjno komunikacyjne
OSD
Dostawcy
liczników
Sieci elektroenergetyczne
400/220/110/20/15/6/0.4 kV
jako obiekt techniczny
Odbiorcy
energii
Prosumenci
Sprzedawcy
Wytwórcy energii
Rys. 11. Podmiotu i grupy interesu związane z rozwojem inteligentnych sieci elektroenergetycznych.
Korzyści Regulatora
Korzyści Regulatora
1.Poprawa efektywności mechanizmów konkurencyjnych na rynku energii.
2.Zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego.
3.Możliwość oceny efektywności inwestycyjnych i eksploatacyjnych działań OSP
oraz OSD.
4.Weryfikacja jakości energii dostarczanej odbiorcom końcowym.
5.Zwiększenie udziału generacji odnawialnej w produkcji energii.
Korzyści Operatora Systemu Przesyłowego
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
Korzyści Operatora Systemu Przesyłowego
Aktywne wpływ na wyrównanie dobowej zmienności zapotrzebowania energii.
Zmniejszenie rezerwy regulacyjnej.
Zwiększenie wartości wprowadzanej do sieci generacji odnawialnej.
Obniżenie kosztów bilansowania poprzez zdalną redukcję zużycia energii .
Zwiększenie obserwowalności sieci dzięki WAMS.
Zwiększenie przepustowości sieci dzięki śledzeniu on-line zapasów obciążalności termicznej,
stabilności kątowej i napięciowej.
Ograniczenie ryzyka blackoutu dzięki wprowadzaniu adaptacyjnej automatyki systemowej i
przeciwawaryjnej.
Skrócenie czasu trwania awarii i szybsza restytucja systemu dzięki adaptacyjnej automatyce
oraz zdalnemu sterowaniu zal/wyl odbiorów.
Regulacja wymiany zagranicznej dzięki urządzeniom FACTS
Optymalizacja rozpływów mocy czynnej i biernej dzięki pełnemu opomiarowaniu stacji GPZ
110kV/SN.
Zmniejszenie strat przesyłowych dzięki regulacji baterii kondensatorów oraz tyrystorowych
urządzeń SVC, STATCOM, UPFC.
Obniżenie ryzyka roszczeń odszkodowawczych.
Korzyści Operatora Systemu Dystrybucyjnego
Korzyści Operatora Systemu Dystrybucyjnego
1. Kontrola rozpływu mocy czynnej i biernej w sieci 110 kV oraz SN.
2. Kontrola napięć dzięki regulowanym bateriom oraz tyrystorowym urządzeniom DSTATCOM.
3. Zmniejszenie strat mocy czynnej w sieci dystrybucyjnej dzięki regulacji rozpływów mocy
biernej.
4. Lokalne bilansowanie dostaw i odbioru energii dzięki autonomicznym systemom
elektroenergetycznym oraz mikrosieciom oraz regulacji elektrowni wirtualnych.
5. Zarządzanie jakością energii w miejscach dostarczania.
6. Szybsze wykrywanie i lokalizacja zwarć i uszkodzeń elementów dzięki pełnemu
opomiarowaniu.
Korzyści handlowej obsługi odbiorców
Korzyści handlowej obsługi odbiorców
1.
Oszczędności na dokonywaniu odczytów.
2.
Skrócenie czasu od odczytu do wystawienia faktury.
3.
Ograniczenie kosztów niezbilansowania poprzez dopasowanie się
do rzeczywistego zużycia energii przez klientów.
4.
Redukcja reklamacji.
5.
Ograniczenie nielegalnego poboru energii.
Podsumowanie
1. Rozwój technologii informatyczno - komunikacyjnych oraz szerokopasmowy
powszechnie dostępny internet stwarzają szansę na zbudowanie w Polsce
inteligentnych sieci elektroenergetycznych.
2. Pozwoli to na obniżenie kosztów społecznych wytwarzania, przesyłania i
dystrybucji energii elektrycznej oraz optymalne wykorzystanie odnawialnych
źródeł energii elektrycznej.
3. Tradycyjny pasywny odbiorca energii zostanie zastąpiony aktywnym
odbiorcą zwanym prosumentem.
4. Zastąpienie tradycyjnego odbiorcy prosumentem umożliwi zwiększenie
poboru mocy w dolinie nocnej i zmniejszenie zapotrzebowania w szczycie
rannym i wieczornym.
5. Tworzenie inteligentnych sieci elektroenergetycznym jest wieloletnim
procesem silnie uzależnionym od rozwoju sieci informatycznych.
DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ