Energa-Operator zakończył budowę Smart Grid za ponad 250 mln PLN

Rozłączniki zdalnie sterowane napowietrzne © Energa-Operator S.A.

Oznacza to, że etap prac „terenowych” związanych z powstaniem pierwszego w Polsce kompleksowego systemu sterowania siecią SN właśnie się zakończył.

— Wykonaliśmy już wszystkie niezbędne działania związane z montażem urządzeń pozwalających na pozyskiwanie informacji z głębi sieci, a także zdalny nadzór oraz sterowanie infrastrukturą elektroenergetyczną średniego napięcia. Ostatnim etapem prac jest trwające właśnie wdrożenie najnowszej generacji centralnego systemu zarządzania ruchem w sieci elektroenergetycznej SCADA/ADMS, który wszystkie te elementy połączy w spójną całość — powiedział Tomasz Korda, kierownik projektu Smart Grid w Energa-Operator S.A.

Obiekty, których dotyczył montaż urządzeń, zostały również doposażone w zestawy telesterowania. Łączność zapewniono dzięki zastosowaniu modemów telekomunikacyjnych TETRA.

Ponad 600 rozłączników więcej

Oszczędności, jakie udało się uzyskać podczas prowadzonych postępowań zakupowych, umożliwiły rozszerzenie zakresu projektu, w trakcie jego trwania. Dzięki temu na słupach sieci SN znalazło się ponad 600 rozłączników więcej oraz tyle samo kolejnych modemów TETRA, niż zakładano pierwotnie.

Dzięki projektowi Smart Grid sieć SN zarządzana przez Energa-Operator wyposażona jest w sumie w blisko 8 tysięcy zdalnie sterowanych rozłączników napowietrznych. Ich średnia liczba, na sto kilometrów napowietrznych sieci SN na obszarze działania Energa-Operator, wynosi obecnie 14,2 szt. wobec zalecanych, przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, dla napowietrznych sieci inteligentnych 14 sztuk.

System dyspozytorski © Energa-Operator S.A.

Zdalne sterowanie to większa niezawodność

Zdalny nadzór oraz sterowanie siecią średniego napięcia, jakie umożliwia nowy system, to przede wszystkim znaczny wzrost niezawodności dostaw energii elektrycznej. Pozwoli on na szybszą lokalizację ewentualnych miejsc uszkodzeń i przyczyn awarii. W sposób zdalny będzie można również tak zmienić konfigurację sieci elektroenergetycznej, aby błyskawicznie zasilić pozbawionych energii odbiorców, za pomocą linii, które nie uległy uszkodzeniom. Część działań, jeszcze do niedawna wymagających wysłania w teren brygady Pogotowia Energetycznego, będzie mógł zrealizować dyspozytor, za pomocą kilku kliknięć komputerowej myszki.

Szafka na słupie i fragment rozdzielnicy wnętrzowej zdalnie sterowanej © Energa-Operator

Co ważne, dzięki wdrożeniu innowacyjnych rozwiązań teleinformatycznych, takich jak moduł FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration), wykonywanie przełączeń na sieci będzie mogło zostać w znacznym stopniu zautomatyzowane. Wszystko to pozwoli na jeszcze większe skrócenie czasu potrzebnego na przywrócenie dostaw energii odbiorcom podczas ewentualnych awarii, a także ograniczenie liczby dotkniętych nimi osób do minimum.     

Dofinansowanie z UE

Projekt Smart Grid, czyli „Przebudowa sieci do standardów Smart Grid poprzez instalowanie inteligentnego opomiarowania i automatyzację sieci w celu aktywizacji odbiorców dla poprawy efektywności użytkowania energii oraz skutecznego zarządzania systemem elektroenergetycznym dla poprawy bezpieczeństwa dostaw. Wdrożenie podstawowe w obszarze Energa-Operator SA (Smart Grid)”, uzyskał dofinansowanie UE, w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, w wysokości ponad 166 mln PLN. Wartość wszystkich poniesionych na jego realizację nakładów to ponad 250 mln PLN (z czego koszty kwalifikowane wynoszą prawie 196 mln PLN).

Elementem projektu, poza modernizacją sieci SN na całym obszarze działania Energa-Operator, była również budowa magazynu energii o mocy 1MW i pojemności 2MWh w Czernikowie, wykonanego w technologii baterii litowo-jonowych, którego zadaniem jest stabilizacja pracy lokalnego systemu dystrybucyjnego w miejscu przyłączenia farmy PV Czernikowo o mocy 3,77 MW. Obiekt został już przyłączony do sieci i oddany do użytku.

Nowy system dyspozytorski

Obecnie, jako część projektu Smart Grid, prowadzone są prace związane z pierwszym etapem wdrożenia najnowszej generacji centralnego systemu zarządzania ruchem sieci elektroenergetycznej SCADA/ADMS. Zakończenie tego etapu wdrożenia planowane jest na koniec 2023 r.

Źródło: informacje prasowe