Współpraca na rzecz rozwoju OZE
(Enea Operator)
Enea Operator oraz Polskie Stowarzyszenie Energetyki Słonecznej (PSES) nawiązały ścisłą współpracę. Jej ważnym elementem będzie wypracowanie i promowanie wzajemnych dobrych praktyk dotyczących m.in. przyłączania wytwórców OZE. Obejmie również wymianę doświadczeń oraz usprawnienie procesu przyłączeniowego.
Zainteresowanie przyłączaniem wytwórców energii ze źródeł odnawialnych do sieci dystrybucyjnej jest coraz większe. Tylko w pierwszych pięciu miesiącach 2021 roku moc wynikająca ze złożonych przez wytwórców OZE wniosków o przyłączenie do sieci spółki Enea Operator jest prawie sześć razy większa niż w takim okresie minionego roku.
Enea Operator oraz PSES będą także wspólnie pracowali nad uproszczeniem procedur przyłączania wytwórców OZE do sieci dystrybucyjnej.
Dotacje na infrastrukturę
(PGE Dystrybucja)
PGE Dystrybucja podpisała z Zarządem Województwa Warmińsko-Mazurskiego umowę o dofinansowaniu ze środków unijnych projektu ,,Modernizacja linii średniego napięcia na terenie gmin Olecko i Świętajno w celu stworzenia warunków do przyłączenia jednostek wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych”. Dotacja wyniesie 85 proc. kosztów kwalifikowalnych.
W ramach inwestycji przewidziano wymianę linii napowietrznych 15 kV na napowietrzno-kablowe, budowę złączy kablowych 15 kV, modernizację stacji transformatorowej 15/0,4 kV oraz powstanie nowych odcinków linii niskiego napięcia.
Zwiększy to możliwości przesyłowe sieci elektroenergetycznych oraz zmniejszy straty energii. Poprawi również bezpieczeństwo energetyczne za sprawą zróżnicowania nośników energii oraz stworzy możliwość szybszego rozwoju energetyki odnawialnej, a co za tym idzie – wzrost ilości energii pochodzącej z OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Całkowity koszt projektu wynosi blisko 11 mln zł, a wartość dofinansowania to ponad 7 mln zł.
Program smart grid
(Energa-Operator)
Kaliski oddział Energa-Operator zakończył montaż 132 rozdzielnic w stacjach średnich napięć, które wraz z zestawami telesterowania i modemami TETRA pozwolą na zdalne monitorowanie parametrów energii elektrycznej oraz kierowanie pracą tych obiektów.
Zamontowano już ponad 800 z 1148 planowanych rozdzielnic. Zapewniają one nieporównanie więcej możliwości w stosunku do tych demontowanych. Dyspozytor przez cały czas monitoruje stan sieci energetycznej średniego napięcia (15 kV), a w razie wystąpienia awarii będzie mógł zdalnie wykonać przełączenia na sieci bez angażowania Pogotowia Energetycznego. Dzięki zastosowaniu odpowiednich rozwiązań informatycznych, m.in. modułu FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration), czynności związane z dokonywaniem przełączeń mogą zostać zautomatyzowane, co pozwala na znaczne ograniczenie zasięgu potencjalnej awarii oraz szybką lokalizację uszkodzenia.
Wartość całego programu smart grid to ponad 240 mln zł (koszty kwalifikowane wynoszą prawie 196 mln zł). Uzyskał on dofinansowanie Unii Europejskiej ze środków Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-2020 na poziomie 85 proc., czyli ponad 166 mln zł. Koszt prac związanych z montażem 1148 rozdzielnic przekracza 60 mln zł.
Na słupach sieci średniego napięcia zamontowanych będzie również ponad 1,7 tys. rozłączników napowietrznych wraz z modemami TETRA. Powstanie także magazyn energii w Czernikowie. Sercem całego przedsięwzięcia jest nowoczesny system zarządzania ruchem sieci elektroenergetycznej SCADA/ADMS, który pozwoli na integrację wszystkich elementów smart grid.
Stacje ładowania w Gdyni
(innogy Polska)
Spółka innogy Polska wspólnie z miastem rozpoczęła budowę sieci stacji ładowania aut elektrycznych w Gdyni. Urządzenia stanęły już na Skwerze Arki Gdynia i w okolicach mola w Orłowie. Kolejne będą uruchomione na skwerze Kościuszki. Docelowo innogy Polska chce zbudować w Gdyni 12 ogólnodostępnych stacji, czyli 24 punkty ładowania samochodów elektrycznych. Cała sieć ma być gotowa w przyszłym roku. Inwestycja jest realizowana we współpracy z ING Bankiem Śląskim.
Spółka innogy od lat konsekwentnie rozwija segment e-mobility w Polsce, tworząc sieć stacji ładowania pojazdów elektrycznych oraz oferując usługi i produkty popularyzujące transport elektryczny. W latach 2019-2021 firma prowadziła w Warszawie system wspólnego użytkowania samochodów ,,innogy go!’’, największy w naszym kraju oraz jeden z największych w Europie w pełni elektryczny car-sharing. Przedsiębiorstwo innogy jest też właścicielem 48 ogólnodostępnych stacji w stolicy, czyli 96 punktów ładowania AC (prądem zmiennym). Docelowo spółka chce rozszerzać zasięg działalności na całą Polskę.
Przebudowano linię 110 kV w powiecie rawskim
(PGE Dystrybucja)
Łódzki oddział spółki PGE Dystrybucja zakończył ostatni, 24-kilometrowy etap przebudowy linii 110 kV z Rawy Mazowieckiej do Koluszek. Stanowi ona istotny element sieci dystrybucyjnej PGE z uwagi na przyłączone do niej trzy farmy wiatrowe – Ścieki, Skoczykłody oraz Głuchów – o łącznej mocy wytwórczej 76 MW.
W ramach inwestycji 30-kilometrową linię jednotorową zastąpiono dwutorową usytuowaną na nowoczesnych słupach rurowych z większym przekrojem przewodów roboczych. Wszystko to poprawia bezpieczeństwo przesyłu energii elektrycznej oraz jakość dostaw prądu do odbiorców. Znaczący wpływ na efektywność całego procesu ma również skablowanie sieci średniego napięcia w miejscach krzyżowania z linią WN. Przebudowa sieci z zastosowaniem nowoczesnych rozwiązań nie tylko znacząco zwiększa jej zdolności przesyłowe, ale także poszerza możliwości elastycznego prowadzenia ruchu w sieci. Poprawia również możliwości przyłączeniowe, w tym – tak istotne do transformacji energetycznej naszego kraju – przyłączanie nisko- i zeroemisyjnych źródeł energii. Realizowana w latach 2019-2021 modernizacja przyczyni się też do podniesienia atrakcyjności inwestycyjnej i rozwoju gospodarczego powiatu rawskiego.
Operator Informacji Rynku Energii
(PSE)
W życie weszła nowelizacja Prawa energetycznego, zgodnie z którą PSE przyjęły obowiązki Operatora Informacji Rynku Energii. Spółka jest odpowiedzialna za wdrożenie Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii i administrowanie nim. W CSIRE będą gromadzone oraz przetwarzane informacje rynku energii niezbędne do realizacji procesów rynku energii elektrycznej, takich jak zmiana sprzedawcy energii elektrycznej czy też dokonywanie rozliczeń za jej sprzedaż oraz dostarczanie. Dzięki ujednoliceniu standardów informacji oraz automatyzacji ich przetwarzania zostaną usprawnione i przyspieszone procesy realizowane na detalicznym rynku energii elektrycznej w Polsce. Odbiorcy zyskają szerokie możliwości bezpłatnego dostępu do informacji, które ich dotyczą, w szczególności do danych pomiarowych energii elektrycznej w punkcie ich poboru energii. CSIRE zapewni najwyższy poziom bezpieczeństwa wymiany informacji. PSE prowadzą obecnie przetarg na wybór wykonawcy systemu. W ciągu półtora roku zostaną opracowane niezbędne zmiany w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, której częścią będą Standardy Wymiany Informacji. Jest to dokumentacja, która szczegółowo opisuje sposób realizacji procesów rynku energii, w tym zakres informacji wymienianych za pośrednictwem CSIRE. System rozpocznie funkcjonowanie po trzech latach od dnia wejścia w życie ustawy, czyli od lipca 2024 roku.
Projekt autorski
(innogy Stoen Operator)
Spółka innogy Stoen Operator opracowuje autorską innowacyjną technologię do zdalnej komunikacji z licznikami prądu. Projekt ma na celu stworzenie prototypu takiego urządzenia. Dzięki niemu przedsiębiorstwo dostosuje się do nowych przepisów, które zobowiązują operatorów elektroenergetycznych do wymiany standardowych liczników na inteligentne.
Elementem wyróżniającym projekt spośród innych funkcjonujących na rynku rozwiązań jest wykorzystanie do komunikacji radiowej częstotliwości 169 Mhz. Spółka do końca roku planuje opracować półprodukty oraz pierwsze wersje rozwiązania przedprodukcyjnego.
Inteligentne sieci w Poznaniu
(Enea Operator)
Enea Operator w centrum stolicy Wielkopolski zastosowała – służący do automatycznego zarządzania siecią – specjalistyczny moduł FDIR. Obejmuje on swoim zasięgiem około 40 tys. odbiorców.
FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration), element smard grid, to innowacyjna technologia automatycznego wykrywania zwarć w sieci elektroenergetycznej. Pozwala na izolację jej uszkodzonych odcinków. Dzięki rekonfiguracji pracy sieci w ciągu kilku minut przywraca dostawy energii elektrycznej znaczącej części odbiorców objętych awarią. FDIR w znaczny sposób poprawia także wskaźniki niezawodności dostaw energii.
Inwestycja obejmuje fragment sieci średniego napięcia, która zasilana jest z 10 pól liniowych czterech odrębnych stacji GPZ. Centrum Poznania wytypowano ze względu na dużą liczbę odbiorców zasilonych z tych linii elektroenergetycznych. Największą korzyścią dla mieszkańców będzie ograniczenie stref objętych awarią oraz szybsza lokalizacja uszkodzeń przez służby techniczne spółki. Uruchomienie modułu FDIR wymagało modernizacji niektórych fragmentów sieci. W ramach inwestycji Enea Operator zmodernizowała 28 stacji SN/nn i wyposażyła je w pełną telemechanikę.
Polsko-japońska inteligentna sieć
(Energa-Operator)
Przedsięwzięcie obejmowało wdrożenie systemu SPS (Special Protection Scheme) oraz budowę hybrydowego magazynu energii elektrycznej (BESS) na farmie wiatrowej Bystra w pobliżu Gdańska. Jego realizacja była możliwa dzięki porozumieniu zawartemu w marcu 2017 roku przez japońską agencję rządową NEDO (New Energy and Industrial Technology Development Organization) i polskie Ministerstwo Energii (teraz Ministerstwo Klimatu i Środowiska).
W inwestycji uczestniczyły następujące firmy z obu krajów: Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Energa-Operator, Energa OZE, Hitachi, Hitachi Chemical (obecnie Showa Denko Materials) oraz Sumitomo Mitsui Banking Corporation. Hitachi zaprojektowała i wdrożyła w PSE system SPS. Prace obejmowały dostarczenie urządzeń oraz oprogramowania i zakończyły się we wrześniu 2019 roku. 30 września 2020 roku dobiegł końca okres demonstracyjny SPS i system przekazano do eksploatacji. Równolegle Hitachi i Hitachi Chemical zaprojektowały i dostarczyły wyposażenie do bateryjnego magazynu energii BESS zlokalizowanego na farmie wiatrowej Bystra należącej do spółki Energa OZE. Energa OZE przy współpracy Hitachi i Hitachi Chemical zrealizowała inwestycję, łącznie z budową obiektu i instalacją urządzeń oraz uruchomieniem magazynu energii. Monitorowanie działania bateryjnego magazynu energii elektrycznej trwało od czerwca 2020 do marca 2021, a z początkiem kwietnia 2021 roku obiekt przekazano do eksploatacji.
Projekt miał charakter demonstracyjny i obejmował wyodrębnioną część KSE. W dłuższym czasie umożliwi on ocenę wpływu SPS na poprawę bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego oraz efektywności modelu biznesowego dla magazynu energii elektrycznej w warunkach rynkowych.
Dostawę urządzeń i oprogramowania systemów SPS oraz magazynu energii elektrycznej wspierała finansowo agencja rządu japońskiego NEDO. Wraz z zakończeniem projektu demonstracyjnego SPS oraz BESS Japończycy nieodpłatnie przekazali stronie polskiej.
Innowacyjny program H2eBuffer
(Enea Operator)
Enea Operator, Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny oraz Uniwersytet Szczeciński zaangażowane są w innowacyjny program naukowo-badawczy H2eBuffer. Jego owocem będzie system magazynujący energię i stabilizujący sieć energetyczną, który wykorzystuje ,,zielony’’ wodór.
To ekologiczne paliwo powstaje w procesie elektrolizy wody z wykorzystaniem energii elektrycznej z OZE. W planach jest również opracowanie dodatkowych koncepcji użytkowego wykorzystania wodoru, np. do zasilania taboru samochodowego spółki Enea Operator.
H2eBuffer, czyli wodorowy bufor energetyczny, ma szansę stać się rozwiązaniem, które opierając się na ekologicznym paliwie, nie tylko poprawi efektywność wykorzystania energii z instalacji OZE, ale pozwoli również na zmniejszenie przerw w dostawach prądu i wzrost jego parametrów jakościowych.
Program, którego liderem jest Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie, rozpoczął się w styczniu 2021 roku, a jego finał zaplanowano na koniec 2023 roku. Realizowany w ramach naboru: Projekty aplikacyjne 4.1.4, Program Operacyjny Inteligentny Rozwój 2014-2020 w Narodowym Centrum Badań i Rozwoju, ma całkowitą wartość prawie 13 mln zł. Maksymalny poziom refundacji z Unii Europejskiej to około 6,5 mln zł.
Inwestycje za 4,4 mld zł
(PKP Energetyka)
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zaakceptował „Plan rozwoju PKP Energetyka SA na lata 2021-2025”, który zakłada przeznaczenie 4,4 mld zł na inwestycje w infrastrukturę zasilania trakcji kolejowej. Najwyższe wydatki są przewidziane na 2023 rok – ponad 1 mld zł.
Priorytetem PKP Energetyka jest tzw. Program Modernizacji Układów Zasilania (MUZa), realizowany nieprzerwanie od 2011 roku. W jego ramach w latach 2011-2020 wykonano inwestycje wartości ponad 2 mld zł. Do 2025 roku na program oraz przyłączenia nowych klientów PKP Energetyka przeznaczy prawie 3,65 mld zł. Niemal 420 mln zł posłuży natomiast do sfinansowania modernizacji sieci dystrybucyjnej, a blisko 300 mln zł będzie przeznaczone na inne inwestycje. Najwięcej w województwach: mazowieckim, łódzkim, pomorskim oraz wielkopolskim.
SARSA ochroni linie energetyczne
(PGE Dystrybucja)
Konsorcjum w składzie: PGE Dystrybucja, MindMade z Grupy WB oraz Apator Elkomtech, w ramach projektu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju, opracowało System Autonomicznej Redukcji Skutków Awarii (SARSA). W lipcu rozpoczęły się jego testy funkcjonalne.
SARSA jest zainstalowany na należącej do rzeszowskiego oddziału spółki PGE Dystrybucja linii średniego napięcia zasilającej 30 tys. odbiorców. Odcinek wybrano dlatego, że obejmuje duży obszar i przebiega w trudnym terenie. Dzięki temu poprawne działanie systemu będzie można sprawdzić w najbardziej wymagających warunkach.
SARSA służy do pomiarów w czasie rzeczywistym parametrów sieci SN. W momencie wystąpienia i stwierdzenia nieprawidłowości system autonomicznie odcina uszkodzony fragment. SARSA pozostawia jednak zasilanie odbiorcom korzystającym z odcinka linii energetycznej nie objętego awarią. System wyposażono w urządzenia pomiarowe zainstalowane w punktach rozłącznikowych sieci średniego napięcia. Służą one do diagnozowania problemów na linii i precyzyjnego ich lokalizowania. Urządzenia automatycznie komunikują się ze sobą przy użyciu specjalnej sieci
łączności. SARSA przesyła informację o zdarzeniu i jego lokalizację do dyspozytora zarządzającego siecią. Dzięki temu dostawca energii może wysłać grupę naprawczą do konkretnego miejsca wystąpienia awarii, zamiast żmudnie sprawdzać cały przebieg linii średniego napięcia. Odciąża to dyspozytora, a także przyspiesza działania naprawcze. System pozwala na odcięcie uszkodzonego odcinka w czasie poniżej 21 sekund. Zastosowanie na szerszą skalę Systemu Autonomicznej Redukcji Skutków Awarii może zwiększyć niezawodność działania całego systemu elektroenergetycznego. Przekłada się to na poprawę bezpieczeństwa energetycznego kraju. SARSA nie eliminuje przyczyn awarii, ale ogranicza ich skutki. Drastycznie zmniejsza liczbę odbiorców pozbawionych zasilania i wydatnie skraca czas trwania przerw w dostawie energii elektrycznej. System umożliwia szybkie i efektywne wyizolowanie uszkodzonego odcinka sieci oraz przywrócenie zasilania na pozostałym obszarze. To wyjątkowo istotne dla wszystkich uczestników rynku energii, zarówno zakładów przemysłowych, jak i odbiorców indywidualnych. Błyskawiczne przywracanie zasilania po awarii ma bezpośredni wpływ na wyniki finansowe operatorów sieci dystrybucyjnej. Wprowadzenie Systemu Autonomicznej Redukcji Skutków Awarii do sieci dystrybucyjnych pozwolić może dostawcom energii na uniknięcie płacenia kar z tytułu niewykonania regulacji jakościowych w dostarczaniu energii.
OZE do sieci z nowej rozdzielni
(Energa-Operator)
Energa-Operator ukończyła budowę nowej rozdzielni sieciowej wysokiego napięcia (110 kV) w Windykach w województwie mazowieckim. Obiekt umożliwi przyłączenie i wyprowadzenie produkowanej energii z nowo budowanej farmy wiatrowej FW Januszkowo.
Inwestycja wymagała przeniesienia pod ziemię blisko dwukilometrowego odcinka linii wysokiego napięcia (110 kV) Mława – Nidzica. Celem uniknięcia ryzyka, jakim byłoby ograniczenie do jednostronnego zasilania kilku kluczowych stacji elektroenergetycznych na czas niezbędny do usunięcia kolizji napowietrznej linii wysokiego napięcia ze wznoszonymi turbinami wiatrowymi, całość robót kablowych realizowano równolegle przy pracującej linii, a jej wyłączenie ograniczono do niezbędnego minimum na czas podpięcia głowic kablowych nowo wybudowanej sieci. Następnie zdemontowano kolidujący odcinek linii napowietrznej.
Rozdzielnia sieciowa pomyślnie przeszła już wszystkie odbiory, a także testy związane z włączeniem do sieci energetycznej, w tym te obejmujące zdalny nadzór i sterowanie obiektem przez dyspozytorów. Obecnie czeka na pierwsze megawaty wytworzonej przez nową farmę wiatrową energii. Inwestycję zrealizowała Energa-Operator Wykonawstwo Elektroenergetyczne we współpracy z płockim oddziałem EOP.
