Dystrybutorzy energii inwestują w IT

„Zarówno w zakresie rozwiązań służących do przewidywania awarii systemu, jak i wspierających planowanie prac brygad remontowych istnieją na rynku globalnym dojrzałe rozwiązania informatyczne” – przekonuje Bogumił Kamiński.

Grzegorz Kwiatkowski z PSI Polska zwraca uwagę na różnice w zarządzaniu ekipami serwisowymi pomiędzy Polską a innymi krajami. „W Polsce wciąż u jednego operatora mamy kilka centrów zarządzania, podczas gdy tendencja światowa zmierza w kierunku centralizacji” – wskazuje Grzegorz Kwiatkowski. Pomocnym rozwiązaniem jest w tym przypadku zautomatyzowanie możliwie największej liczby elementów sieci, co w razie wystąpienia awarii pozwoli za pomocą systemu przywrócić zasilanie. Powiązanie pozwala także szybko wysłać właściwą ekipę serwisową z odpowiednim wyposażeniem i uprawnieniami w miejsca, gdzie automatyzacji sieci brakuje. Usuwanie awarii jest procesem złożonym i aby zrobić to optymalnie, należy wziąć pod uwagę zasoby, jakimi dysponuje OSD, ich rozlokowanie, priorytet wezwania i typ odłączonego klienta. Dodatkowo, aby wesprzeć proces podejmowania decyzji, stosuje się zaawansowane optymalizatory multikryterialne. Dzięki nim podejmując decyzję, bierze się pod uwagę znaczenie większej liczby kryteriów, często nawet sprzecznych.

Zobacz również:

  • Energetyczna transformacja w Energa-Operator S.A.
  • AI zmienia światowe aglomeracje

Inwestycje rosną

Jarosław Zarychta z Sygnity podkreśla, że zauważalny jest wzrost inwestycji IT w dystrybucji energii. Wskazuje, że OSD po latach bazowania na danych statystycznych obrazujących rozpływy mocy i energii w systemie dystrybucyjnym, instalując nowoczesne liczniki energii elektrycznej, stanęły przed koniecznością wdrożeń systemów IT czasu rzeczywistego. Operatorzy przystępując do realizacji długofalowych i niezwykle złożonych pod względem technicznym, organizacyjnym, a także kosztownych (szczególnie w warstwie sprzętowej) projektów AMI, muszą rozważyć i uwzględnić wszystkie możliwości wykorzystania danych i informacji dostępnych dzięki systemom smart metering. Takie podejście powinno sprzyjać nie tylko bardziej efektywnemu wykorzystaniu przez OSD wdrażanych nowoczesnych technologii telemetrycznych, ale również umożliwić skuteczniejsze przygotowanie się do realizacji nowych zadań i obowiązków, które przyniosą planowane zmiany prawa energetycznego oraz projektowana ustawa o OZE.

Mimo że nakłady OSD na inwestycje w IT stale rosną, są one wciąż niewystarczające. Na przykład, jak wyjaśnia Grzegorz Kwiatkowski z PSI Polska, Niemcy mają zcentralizowane systemy zarządzania obszarem wielkości jednego polskiego OSD, podczas gdy w Polsce na takim terenie jest kilka centrów. Ponadto europejscy operatorzy używają wyższych funkcji pozwalających na optymalne wykorzystanie posiadanych zasobów. Tych narzędzi polscy OSD jeszcze nie mają i na razie nie widzą takiej potrzeby, ponieważ generacja OZE jest na tyle niewielka, że do tej pory nie były one istotne.

„Jeśli chodzi o poziom inwestycji i wykorzystania narzędzi informatycznych przez operatorów systemów dystrybucyjnych, polskie firmy mają do nadrobienia co najmniej 5–10 lat w stosunku np. do firm niemieckich” – ocenia Grzegorz Kwiatkowski.

Sytuacja ta dynamicznie się zmienia i zauważalny jest wzrost inwestycji operatorów w tym obszarze. Prawdopodobnie w ciągu najbliższych 5–7 lat polscy operatorzy będą w stanie zbliżyć się do poziomu europejskiego. Grzegorz Kwiatkowski wskazuje, że każdy z polskich OSD obrał nieco inną strategię inwestycyjną w tym zakresie.

Systemy monitorowania i sterowania pracą sieci elektroenergetycznej:
  • Systemy typu SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), które stanowią główne narzędzie do monitorowania i sterowania pracą elementów systemu energetycznego.
  • Systemy typu GIS (Geographic Information System) odwzorowujące sieć w układzie geograficznym, przestrzennym.
  • Systemy typu FIDR (Failure Detection, Isolation and Recovery), czyli rozwiązania do automatycznej rekonfiguracji sieci po wystąpieniu awarii.
  • Systemy klasy AMI (Advanced Metering Infrastructure). Od niedawna do monitorowania sieci dystrybucyjnej operatorzy, którzy zainstalowali na wybranym obszarze inteligentne liczniki wraz z systemami zdalnego odczytu, wykorzystują system pomiarowy klasy AMI.
  • Zaawansowane systemy regulacji napięcia korzystające z informacji z liczników bilansujących na stacjach transformatorowych SN/nN.

Wszystkie systemy mogą występować w OSD jako niezależne oprogramowanie w architekturze wyspowej, jednak innowacyjne podejście polega na integracji tych narzędzi w jeden system klasy DMS (Distribution Management System) wykorzystujący informacje z automatyki, liczników konsumenckich i bilansujących oraz systemów informacji przestrzennej. Dopiero takie rozwiązanie zapewnia pełną obserwowalność i automatyzację sieci, co odpowiada współczesnym potrzebom i jednocześnie wyzwaniom OSD w zakresie monitorowania pracy układu elektroenergetycznego zarówno w wymiarze technicznym, w tym bezpieczeństwa, jak i finansowym.


TOP 200