Breaking news
Bezwietrzny i pochmurny czerwiec spowodował spadek produkcji energii z OZE w całej Unii Europejskiej.

Finalnie za wykonanie celów końcowych regulacji jakościowej OSD dostaną jednorazową premię, ale za ich niedopełnienie będą naliczane kary. Każda złotówka mniej w budżecie działa tu niestety na niekorzyść bezpieczeństwa narodowego – mówi Piotr Stępniewicz, Kierownik ds. Klientów Kluczowych w MindMade sp. z o.o. (spółka GRUPY WB).

 

Piotr Stępniewicz, Kierownik ds. Klientów Kluczowych,
MindMade sp. z o.o. | GRUPA WB

Rozmawiała: Izabela Żylińska

 

Polscy Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych zostali zobowiązani przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki do osiągania coraz lepszych wskaźników dotyczących przerw długich i bardzo długich w dostarczaniu energii elektrycznej, jak SAIDI i SAIFI. Faktycznie z roku na rok przedstawiają coraz lepsze wyniki. Skąd taka poprawa?

Zacznę od tego, że postępująca poprawa SAIDI i SAIFI to znakomita informacja nie tylko dla wszystkich uczestników rynku energii (jak m.in. klienci indywidualni, biznesowi, przemysł), ale przede wszystkim dla całej Polski. W końcu od niezawodności działania krajowego systemu elektroenergetycznego zależy bezpieczeństwo naszej ojczyzny. I ta właśnie troska o to bezpieczeństwo powinna być motorem napędowym wszystkich zmian w gospodarce.

Przedstawione przez operatorów systemów dystrybucyjnych dane za 2020 r. pokazały, że kolejny rok z rzędu polepszyły się wskaźniki SAIDI i SAIFI. Tendencja ta utrzymuje się, pomimo że naszych ponad 25-letnich, w niektórych przypadkach nawet ponad 40-letnich, linii napowietrznych i kablowych wysokiego (WN), średniego (SN) i niskiego napięcia (nn) nie oszczędzają ani gwałtowne zjawiska pogodowe, ani awarie związane z ich stanem technicznym. OSD cały czas jednak prowadzą projekty poprawiające niezawodność sieci: jej stan techniczny oraz ciągłość zasilania. M.in. kablują linie dystrybucyjne czy wprowadzają automatyzację, polegającą na instalowaniu urządzeń wyposażonych w elementy telemechaniki, automatyki zabezpieczeniowej czy monitoringu. Jak widać, daje to efekty.

 

Modernizacja energetyki wymaga ogromnych nakładów finansowych. Czy Polskę na to stać?

Pyta Pani, czy bezpieczeństwo ma cenę? Jeśli tak, to odpowiem krótko – nie ma ceny. Jednak realia są inne. Spółki skarbu państwa mają z góry określone budżety na inwestycje w swoją infrastrukturę. Wszystkie bieżące koszty przedsiębiorstw zajmujących się dystrybucją energii elektrycznej, w tym koszty amortyzacji, modernizacji i rozwoju sieci, jak również koszty strat energii wynikających z dystrybucji energii elektrycznej, pokrywają taryfy.

Jednym z czynników wpływających na kalkulację taryf na nowy rok (nazwijmy go rokiem „t”) jest model regulacji jakościowej, który uwzględnia takie wskaźniki, jak SAIDI i SAIFI. Zgodnie z dokumentem „Regulacja jakościowa w latach 2018–2025 dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (którzy dokonali, z dniem 1 lipca 2007 r., rozdzielenia działalności)” rozliczenia roczne z roku „t-2” będą miały wpływ na przychód regulowany OSD w części dotyczącej zwrotu z kapitału uwzględniony w taryfie właśnie na rok „t”.

Finalnie za wykonanie celów końcowych regulacji jakościowej OSD dostaną jednorazową premię, ale za ich niedopełnienie będą naliczane kary. Sankcje oznaczają dla operatorów ryzyko utraty przychodów, a co za tym idzie zmniejszenie zdolności finansowych oraz wiarygodności kredytowej. Każda złotówka mniej w budżecie działa tu niestety na niekorzyść bezpieczeństwa narodowego.

 

Koło się więc zamyka – bez polepszania SAIDI i SAIFI nie będzie funduszy, a bez funduszy nie będzie dobrych SAIDI i SAIFI. Co w takiej sytuacji powinni zrobić OSD?

Wyposażyć swoją sieć dystrybucyjną w nasze najnowsze rozwiązanie, jakim jest System Autonomicznej Redukcji Skutków Awarii w Głębi Sieci Energetycznej SARSA.

 

Przecież to oznacza kolejne koszty!

Na pierwszy rzut oka tak to może wyglądać. Jednak już przy pierwszych awariach inwestycja znacznie się zwracać. To tak jak z ubezpieczeniem na życie. Decydujemy się na jego zakup, aby zapewnić sobie na bliższą lub dalszą przyszłość poczucie bezpieczeństwa, ochronę majątku czy zabezpieczenie rodziny na wypadek nieszczęśliwych zdarzeń. SARSA to pewnego rodzaju „polisa na życie” dla sieci energetycznych i operatora. W sytuacji kryzysowej daje OSD i jego klientom właśnie to poczucie bezpieczeństwa i ochronę.

 

Jakie więc korzyści niesie za sobą Państwa system dla klientów końcowych, a jakie dla operatora systemu dystrybucyjnego?

Klientom końcowym SARSA zapewnia jak najszybsze przywrócenie dostaw energii elektrycznej. Jeśli zaś mówimy o korzyściach dla operatorów, warto wskazać najważniejszą – w przypadku wystąpienia awarii, SARSA redukuje jej skutki. Pomaga przez to wypełnić założenia regulacji jakościowej, czyli utrzymać akceptowalny poziom lub wręcz obniżać wskaźniki SAIDI i SAIFI. Jest to istotne zwłaszcza w przypadku przerw nieplanowanych bez katastrofalnych (czyli przerw długich trwających od 3 minut do 12 godzin oraz bardzo długich – trwających od 12 do 24 godzin) i z katastrofalnymi (przerwami trwającymi ponad dobę).

 

Co z przerwami krótszymi niż 3 minuty?

Nie są uwzględnianie przy wyliczaniu współczynników jakościowych SAIDI i SAIFI. Odpowiada za nie MAIFI – wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich, czyli trwających dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty.

 

Dlaczego wspomniał Pan tylko o przerwach nieplanowanych? Czy przerwy planowane nie są wykazywane w SAIDI i SAIFI?

Przerwy planowane muszą być też przedstawione w ramach wskaźników dotyczących czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej. Wynikają one z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej. Czas ich trwania jest liczony od momentu otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej. Oznacza to, że OSD posiadają o nich pełną wiedzę i mają nad nimi kontrolę.

 

Czego nie można powiedzieć o przerwach nieplanowanych...

Dokładnie! Przerwy nieplanowane są spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej. Czas ich trwania jest liczony od momentu uzyskania przez OSD informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej. Właśnie tu operatorom przyda się system SARSA, aby w przypadku awarii, jak najszybciej przywrócić zasilanie. Przypomnę, że musi się to odbyć w czasie krótszym niż 3 minuty.

Warto w tym miejscu wskazać, że system SARSA nie jest tylko i wyłącznie pomysłem spółki MindMade. Rozwiązanie zostało opracowane w konsorcjum z Apator Elkomtech S.A. i PGE Dystrybucja S.A., która została liderem projektu. Połączenie doświadczeń zarządzającego liniami średniego napięcia OSD oraz polskich firm technologicznych pozwoliło na stworzenie systemu przeznaczonego dla napowietrznych linii SN, którego zadaniem w przypadku wystąpienia awarii na danej linii SN, będzie szybka lokalizacja i izolacja miejsca wystąpienia awarii, ale także rekonfiguracja sieci i przywrócenia zasilania u odbiorców na odcinku tej linii nie objętym awarią.

Należy wspomnieć, że system będzie działać w pełni automatycznie i autonomicznie. SARSA ma architekturę zdecentralizowaną. Decyzja o izolacji danego odcinka linii podejmowana jest przez urządzania lokalnie, a to znacznie przyśpiesza działanie systemu.

 

Jaka jest zasada działania Państwa rozwiązania?

sarsaSARSA składa się z: napowietrznych łączników średniego napięcia (wyposażonych w napęd i komplet przekładników pomiarowych); szafy sterowniczej z urządzeniami automatyki zabezpieczeniowej i telemechaniki (z autonomicznie działającymi wskaźnikami przepływu prądu zwarciowego, realizującymi oparte o pomiar prądu i napięcia kryteria kierunkowe) oraz akumulatorami podtrzymującymi zasilanie w stanach awaryjnych; oraz systemu transmisji danych o wysokiej niezawodności, z redundancją technologii (dostępne: LoRa i sieć komórkowa 2G/3G/4G system też gotowy jest na LTE450 i może współpracować z TETRA) i zasięgu (niezależna sieć radiowa LoRa, której urządzenia radiowe „widzą” dwa sąsiednie do przodu i dwa do tyłu).

System w czasie rzeczywistym mierzy parametry w wybranych punktach sieci średniego napięcia na odcinku, na którym został wdrożony. W momencie stwierdzenia nieprawidłowości, w celu zdiagnozowania problemu i jego lokalizacji, urządzenia telemechaniki (zainstalowane w punktach rozłącznikowych sieci SN) automatycznie komunikują się ze sobą przy użyciu zastosowanego systemu transmisji danych.

SARSA autonomicznie izoluje uszkodzony kawałek linii energetycznej, pozostawiając zasilanie odbiorcom znajdującym się na odcinku nie objętym awarią. Po wykonaniu zadania przesyła informację o zdarzeniu i jego umiejscowieniu do systemu SCADA. Ten informuje dyspozytora o zaistniałym zdarzeniu oraz automatycznie rekonfiguruje sieć SN, w celu przywrócenia zasilania odbiorców zlokalizowanych za miejscem awarii. Dyspozytor na tej podstawie podejmuje adekwatne działania. Na przykład deleguje ekipę pogotowia energetycznego w konkretne miejsce wystąpienia awarii. System SARSA pozwala odciążyć dyspozytora, zwłaszcza w sytuacjach awarii masowych. Przyspiesza również działania naprawcze.

Reasumując, zastosowanie systemu SARSA pozwoli OSD na zmniejszenie liczby odbiorców objętych awarią i skrócenie czasu trwania przerw w dostawie energii elektrycznej. Wpłynie to na polepszenie współczynników SAIDI i SAIFI.

 

Ile czasu SARSA ma na lokalizację i izolację miejsca awarii?

Zakładamy, że wykonanie całej procedury: wykrycie problemu, jego lokalizacja, odizolowanie uszkodzonego odcinka i przywrócenie zasilania w miejscach nie objętych awarią, zajmie systemowi nie więcej niż 21 sekund.

 

Opisując zasadę działania systemu, wskazał Pan, że wykorzystuje on łączność LoRa i sieć komórkową. Dlaczego potrzebny jest więcej niż jeden rodzaj komunikacji?

Jednym z założeń projektu było opracowanie systemu transmisji danych o wysokiej niezawodności. Przez co zdecydowaliśmy, że system SARSA będzie oparty o dwie technologie radiowe LoRa i GSM (jest to redundancja technologii).

Należy pamiętać o różnych niedogodnościach związanych z użytkowaniem sieci komórkowych. Duża część linii energetycznych w Polsce prowadzona jest przez tereny, na których zasięg sieci komórkowej jest słaby lub nie ma go w ogóle. Dodatkowo, w przypadku awarii sieci energetycznej także sieć komórkowa przestaje działać. W takiej sytuacji automatyka stacji energetycznych, pracująca w oparciu o sieć komórkową, też nie działa. Aby zwiększyć pewność działania systemu, zdecydowaliśmy się zastosować dwie niezależne technologie – LoRa jako główne medium transmisyjne oraz GSM.

Co więcej, aby zwiększyć niezawodność systemu w sieci LoRa stosujemy redundancję zasięgu. Oznacza to, że poszczególne elementy transmisji rozmieszczone na linii SN „widzą” minimum dwóch sąsiadów „do przodu” i „do tyłu”. Taka konfiguracja zapewnia nam brak pojedynczego punktu awarii, a tym samym system ma wysoką niezawodność.

Czytelników zainteresowanych szczegółami zapraszam do kontaktu z naszą firmą. Wszelkie namiary można znaleźć na stronie internetowej https://www.wbgroup.pl/mindmade/.

 

Sarsa2

 

Na Państwa stronie internetowej widnieje informacja, że SARSA jest „Projektem” realizowanym w ramach Konkursu 6/1.2/2017 Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. Czy system jest już gdzieś zainstalowany i działa?

Tak, projekt ma charakter badawczo-rozwojowy i jest prowadzony przy współfinansowaniu ze środków unijnych i wsparciu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju.

System został zainstalowany na wytypowanej do testów linii SN należącej do PGE Dystrybucja oddział Rzeszów zasilającej prawie 30 tys. odbiorców. Co istotne, wybraliśmy tę linię nie bez powodu. Znajduje się ona na dużym obszarze, w trudnych warunkach terenowych – górki i lasy są wyzwaniem dla radiowych systemów transmisji danych. Dodatkowo ten obszar województwa podkarpackiego charakteryzują mocno zróżnicowane warunki klimatyczne. Ma to wpływ na częstość występowania awarii, jak i na odporność poszczególnych elementów. Test systemu SARSA właśnie się rozpoczął i planujemy, że będzie trwał do marca 2022 roku.

 

Trzymamy w takim razie kciuki za powodzenie testów. Serdecznie dziękuję za rozmowę.

 

© Artykuł zwiera lokowanie produktu.

© Materiał chroniony prawem autorskim - wszelkie prawa zastrzeżone.
Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy ARTSMART Izabela Żylińska. Więcej w Regulaminie.