Socjologiczny smart grid

Inteligentna sieć energetyczna, czyli jaka konkretnie? W czym może pomóc i kiedy „zaskoczy”?

Rozmowa z dr inż. Mirosławem Własem z Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, kierownikiem Laboratorium Inteligentnej Energetyki LAB-6.

Fot. Urszula Czapla/Arch. ABB

Nowoczesne technologie mają to do siebie, że lubią generować słowa-klucze. Jednym z nich jest smart grid. Co to tak naprawdę oznacza?

Moim zdaniem jest to inteligentna sieć energetyczna, która w sposób efektywny kosztowo integruje zachowania i działania wszystkich podłączonych do niej użytkowników. Są to wytwórcy i dystrybutorzy energii, firmy zajmujące się jej magazynowaniem, dostawcy urządzeń i systemów, a także użytkownicy. Cały proces musi przebiegać z jak najmniejszymi stratami, gwarantować wysoką jakość oraz bezpieczeństwo. Jednak smart grid to pojęcie nie tylko techniczne, ale także socjologiczne, ponieważ łączy interesy wielu grup mających bardzo różne priorytety. Na przykład spółkom obrotu zależy na sprzedaży energii, a klientom – teoretycznie – na jej zakupie. To się jednak zmienia, ponieważ powstaje coraz większa grupa prosumentów, którzy będą nie tylko zużywać energię, ale także ją produkować i magazynować. Zmiany rynkowe powodują, że pojawiają się także firmy serwisowe, specjalizujące się w utrzymaniu infrastruktury. One także stają się ważnym elementem rynku. Jednocześnie wiele przedsiębiorstw ze względów bezpieczeństwa energetycznego decyduje się na tworzenie własnych sieci energetycznych i wytwarza energię na swoje potrzeby. W efekcie okazuje się, że kierunek przepływu energii przestaje mieć znaczenie. To wszystko trzeba pogodzić.

Od kilkunastu lat Unia Europejska pracuje nad regulacjami dotyczącymi inteligentnych sieci energetycznych, a w ubiegłym roku Instytut Sobieskiego opublikował raport, z którego wynika, że nigdzie na świecie nie udało się tak do końca stworzyć czegoś, co zdefiniował Pan na początku. Dlaczego tak się dzieje, skoro technologia rozwija się w szybkim tempie?

Energetyka jest sektorem zachowawczym. Właściciele infrastruktury energetycznej czy operatorzy systemów przesyłowych stawiają w pierwszej kolejności na bezpieczeństwo dostaw energii, w związku z tym żadna technologia nie zostanie wdrożona, dopóki operator nie będzie miał pełnego przekonania, że te wszystkie nowinki techniczne są bezpieczne, również pod względem cyberataków. Przecież jeśli można włamać się do Pentagonu czy złamać zabezpieczenia dużych firm informatycznych, to równie dobrze można uzyskać nieautoryzowany dostęp do centrum dyspozycji mocy i przejąć kontrolę nad siecią energetyczną.

Podobną drogę przeszedł przemysł wydobywczy, gdzie bezpieczeństwo również jest absolutnym priorytetem, a jednak kopalnie wprowadzają najnowsze technologie, podłączając urządzenia do sieci teleinformatycznej. U nich strach został przełamany.

I to jest także ten element socjologiczny, ponieważ energetyka nie może się przyzwyczaić nie tylko do tego, że mamy do czynienia z transformacją informatyczną. Nie potrafi również pogodzić z faktem, że energia już nie płynie od elektrowni do odbiorcy, tylko czasami w przeciwnym kierunku. I obawiam się, że przy odpowiednio dużym nasyceniu rynku prosumenckiego, może dochodzić do takich problemów, jak w Niemczech, gdzie zainstalowano stosunkowo dużą liczbę ogniw fotowoltaicznych. W tym przypadku, gdy pojawia się zachmurzenie, to generacja energii spada ze 100 do 20 proc., i nagle wytwórcy stają się jej odbiorcami. To z kolei powoduje, że linie przesyłowe zaczynają być przeciążone, a jeśli wyłączy się jedna z nich, to inna musi przejąć dodatkowe obciążenie, co w skrajnej sytuacji zaczyna zagrażać całemu systemowi. Niemcy wprowadzili więc zasadę, że każde źródło o mocy większej niż 40 kW będzie wpięte w system informatyczny operatora systemu energetycznego. Włosi poszli jeszcze dalej – chcą by instalacje już od 3 kW były zintegrowane, aby móc nimi sterować zdalnie. Wciąż jednak nie ma wzorcowego rozwiązania, wszyscy się uczą.

Wyzwanie duże, ale inwestycje także. Może energetyka nie widzi wystarczającego zysku?

Konieczność inwestycji nie budzi żadnych wątpliwości, wystarczy spojrzeć na wskaźniki SAIDI czy SAIFI. One pokazują ile minut dany odbiorca w ciągu roku jest pozbawiony energii elektrycznej. W krajach zachodnich jest to na poziomie 30 minut. U nas firmy energetyczne średniorocznie mają nie mniej niż 200 minut przerwy. Wprowadzenie elementów smart grid od razu poprawiłoby te wskaźniki, co jest o tyle istotne, że spółki energetyczne będą zmuszane nawet karami finansowymi do zmiany sytuacji. I to jest pierwszy argument za tym, że sieć inteligentna będzie się opłacać. Pewne rozwiązania zostały już wdrożone na poziomie sieci 110 kV, teraz trzeba je przenosić na średnie i niskie napięcia. Przecież jeśli będziemy mieli połączenia ze wszystkimi urządzeniami, to szybko zlokalizujemy awarię i przywrócimy zasilanie, rekonfigurując sieć. Dzisiaj nawet moi studenci udowadniają w laboratorium, że taka rekonfiguracja może trwać poniżej jednej sekundy. Z drugiej strony rezystancja przewodu generuje straty proporcjonalne do kwadratu prądu, ale jeśli zmniejszymy moc bierną – na co pozwalają nowoczesne rozwiązania – wówczas wartość skuteczna prądu się zmniejszy, a przecież interesuje nas przesyłanie jedynie mocy czynnej. Tak więc dzięki inteligentnej sieci tu także można uzyskać ogromne oszczędności.

W jaki sposób pogodzić więc te sprzeczności? Z jednej strony operator z powodów bezpieczeństwa nie chce dopuści niesprawdzonych rozwiązań, a z drugiej powinien to zrobić właśnie ze względu na bezpieczeństwo.

To jest moment, kiedy my – jako naukowcy – uznajemy, że obie sytuacje mają swoje uzasadnienie. I dlatego właśnie powstają na całym świecie laboratoria badawcze, których zadaniem jest testowanie nowoczesnych rozwiązań w warunkach symulacji sieci i różnych zdarzeń. Przecież nie można eksperymentować na żywym organizmie, ponieważ z drobnego błędu w systemie energetycznym może dojść do katastrofy na dużym obszarze. Odbudowa takiego systemu jest bardzo trudna, ponieważ nasze ciepłownie, elektrociepłownie i elektrownie nie są przygotowane do tego, żeby tworzyć systemy wyspowe i odbudowywać cały system. Tylko kilka elektrowni systemowych może tak pracować, w związku z czym, gdyby doszło do blackoutu, paraliż państwa mógłby trwać wiele dni. Najlepiej więc eksperymenty robić w laboratorium, a po pozytywnych wynikach powoli wdrażać pilotaże na wydzielonych odcinkach sieci. Nie stworzy to zagrożenia dla systemu dystrybucyjnego i odbiorców energii.

Na Politechnice Gdańskiej powstały dwa takie laboratoria – LINTE^2, czyli Laboratorium Innowacyjnych Technologii Elektroenergetycznych i Integracji Odnawialnych Źródeł Energii oraz Laboratorium Inteligentnej Energetyki LAB-6. Czy to pierwsze tak rozbudowane miejsce badawcze w kraju?

Laboratoria naukowe specjalizujące się w smart grid działają także na innych uczelniach, na przykład Politechnice Śląskiej czy Akademii Górniczo-Hutniczej. Nie wyważaliśmy więc otwartych drzwi, ale do tematu podeszliśmy z nieco innej strony – kluczowa była wartość naszych laboratoriów dla przemysłu. Zresztą inicjatorem tych projektów była spółka Energa. Wspólnie planowaliśmy, że Politechnika Gdańska będzie miejscem, gdzie wszyscy uczestnicy rynku energii będą mogli testować swoje rozwiązania w warunkach bezpiecznych. Na początku zastanawialiśmy się, czy grupy energetyczne mogą stać się znaczącym graczem na rynku urządzeń technicznych, docelowo podłączanych do sieci – zaoferują panele fotowoltaiczne, przekształtniki, małe i średnie wiatraki czy kogeneratory gazowe pod własną marką. A wcześniej certyfikują te urządzenia do pracy w sieci i bezpiecznie będzie można je instalować. Taka koncepcja to również wyciągnięcie ręki do producentów urządzeń, którzy chcieliby rozpocząć współpracę z operatorami. Później koncepcja się zmieniła i operatorzy nie weszli na rynek urządzeń. Cały czas jednak jesteśmy otwarci na współpracę z producentami rozwiązań. Szczególnie, że od 2017 roku mamy akredytację PCA i nasze certyfikaty są honorowane na całym świecie.

Fot. Urszula Czapla/Arch. ABB

Co więc można u Państwa przetestować?

Praktycznie każdy element inteligentnej sieci, począwszy od aparatów i urządzeń, przez prostą możliwość automatycznej rekonfiguracji, po symulację dużej złożonej sieci z wieloma źródłami energii, w tym także odnawialnymi. Mamy modele jednostek wytwórczych, wiatraki i panele fotowoltaiczne, zasobniki energii, stację ładowania pojazdów elektrycznych, a także generatory diesla, symulujące elektrownię. Mamy przygotowane też różne „odbiory”, więc możemy dowolnie symulować zjawiska pojawiające się w sieci, obserwować je i analizować.

To nie są małe inwestycje. Czy Politechnikę stać na takie wydatki?

Znakomitą większość kosztów pokryły dotacje unijne, część wygospodarowała uczelnia, a najnowsze stanowisko dydaktyczne do symulowania rekonfiguracji sieci zbudowaliśmy dzięki hojności firm, z którymi współpracujemy. Firma ABB przekazała sześć przekaźników średnionapięciowych REF, elementy łączeniowe, aparaturę pulpitową, wyłączniki kompaktowe oraz różnego typu aparaturę modułową. Biznesowy partner w projekcie – firma Omicron – przekazał laboratoryjny średnionapięciowy tester zabezpieczeń. Poza tym, w LINTE^2 znajdują się wyłączniki niskiego napięcia Tmax na prąd stały produkcji ABB, a w LAB-6 m.in. przemienniki częstotliwości serii ACS, aparatura modułowa oraz pulpitowa, a także wyłącznik powietrzny Emax.

To chyba dobry przykład współpracy biznesu z nauką. Czy ktoś na tym traci, a ktoś zyskuje?

To model współdziałania, w którym zyskują wszystkie trzy strony – firma, uczelnia i studenci. Takie porozumienie zawarliśmy między innymi z ABB. Spółka przekazała nam aparaturę, z której nasi studenci w ramach pracy inżynierskiej wykonali stanowisko do testowania automatycznej rekonfiguracji sieci. Dzisiaj kolejni młodzi ludzie kształcą się na tym stanowisku. Najlepsi z nich idą na praktyki i staże do ABB, a potem wielu z nich po obronie dyplomu znajduje tam stałą pracę. Zyskują studenci, bo mają nowoczesne zaplecze dydaktyczne, zyskuje uczelnia, bo rozbudowuje swoje laboratoria i zyskuje wreszcie firma, bo ma dobrze przygotowanych stażystów i pracowników, więc nie musi inwestować w proces rekrutacji i szkolenia.

To kiedy smart grid „zaskoczy” i zacznie się rzeczywiście rozwijać?

Nie tak szybko, choć uważam, że perspektywa nie jest odległa. Mamy coraz lepiej wyszkoloną kadrę techniczną, która rozpoczyna karierę zawodową. Mamy laboratoria badawcze, które pozwalają testować rozwiązania i analizować skutki włączania do sieci nowoczesnych urządzeń cyfrowych. Mamy wreszcie wiele zainteresowanych firm, bo inteligentna energetyka jest domeną nie tylko ABB. Przecież dobrze opracowane standardy pozwolą znaleźć niszę również małym, wyspecjalizowanym firmom. Musimy się tylko wszyscy „spotkać” i podjąć strategiczne decyzje dla polskiej energetyki. I to jest właśnie kolejne wyzwanie socjologiczne, bo kwestie techniczne rozwiążemy bez większego problemu.

Rozmawiał Sławomir Dolecki