Dlaczego sieci w Europie muszą stać się inteligentniejsze?

Materiał sponsorowany

Bezpośrednią przyczyną był skok napięcia, który wywołał serię awarii w sieci i uruchomił mechanizmy automatycznego wyłączania w elektrowniach. Awaria wywołała dyskusję na temat przyczyn, wśród których wymieniano: wysoką zależność Hiszpanii od energii wiatrowej i słonecznej (stanowiącej ponad 50% produkowanej energii), potencjalne błędy operatora systemu przesyłowego oraz niewystarczające inwestycje w modernizację infrastruktury. Te czynniki podkreśliły konieczność przyspieszenia transformacji sieci w kierunku inteligentnych rozwiązań.

Poza bezpośrednimi przyczynami ta przerwa w dostawie prądu uwydatnia szerszy problem: europejskie sieci elektroenergetyczne muszą zmagać się z zupełnie nowymi wyzwaniami. Odnawialne źródła energii, elektryfikacja ogrzewania i transportu oraz zmieniające się wzorce konsumpcji przekształcają zapotrzebowanie na energię, a co za tym idzie  wymuszają modyfikacje infrastruktury sieciowej, które nie były projektowane z myślą o pracy w takich warunkach. Na poziomie niskiego napięcia, gdzie podłączone są gospodarstwa domowe, ładowarki pojazdów elektrycznych i mikroinstalacje fotowoltaiczne, zmiana jest radykalna. Tradycyjny, jednokierunkowy przepływ energii (od dostawcy do odbiorcy) został zastąpiony przez model prosumencki, w którym gospodarstwa domowe są jednocześnie konsumentami i producentami energii. To zjawisko, zwane także „prosumpcją”, wymusza na przedsiębiorstwach elektroenergetycznych elastyczność i zdolność do dynamicznego bilansowania popytu i podaży.

Jednocześnie rosną obciążenia szczytowe, np. podczas nagłego ochłodzenia, gdy wiele gospodarstw domowych jednocześnie włącza pompy ciepła. Takie sytuacje mogą prowadzić do przeciążenia lokalnych linii zasilających. Rozwiązaniem jest nie tylko kosztowna rozbudowa infrastruktury, ale także inteligentne zarządzanie popytem – np. poprzez zdalne sterowanie mocą urządzeń (tzw. demand response). W takiej sytuacji możliwości są ograniczone: albo kosztowna modernizacja infrastruktury, albo lepsze zarządzanie tym, co już istnieje. To właśnie ta druga droga – inteligentniejsze zarządzanie zamiast rozbudowy – przyciąga obecnie uwagę rządów i regulatorów w Europie.

Historia trzech krajów i ich wysiłków na rzecz cyfryzacji lokalnych sieci

W całej Europie rządy zaczynają wyznaczać oczekiwania wobec inteligentniejszych, bardziej elastycznych sieci elektroenergetycznych.

W gronie liderów w transformacji sieci elektroenergetycznych są Niemcy. W 2024 roku weszła w życie nowelizacja ustawy o energetyce (EnWG), wprowadzająca tzw. Paragraf 14a. Przepis ten umożliwia operatorom systemów dystrybucyjnych (DSO) zdalne ograniczanie mocy urządzeń takich jak pompy ciepła czy ładowarki pojazdów elektrycznych, aby zapobiegać przeciążeniom sieci. Jednocześnie nakłada na operatorów obowiązek inwestycji w rozwój infrastruktury oraz publikowania rejestrów działań, co zwiększa transparentność procesów. Jednocześnie nakłada nowe obowiązki na operatorów: muszą inwestować w rozwój infrastruktury sieciowej, aby sprostać rosnącemu zapotrzebowaniu na energię, nie mogą odmówić przyłączenia nowych odbiorników do sieci, a także są zobowiązani publikować rejestr podjętych działań, ich zakresu i czasu trwania.

Podejście to opiera się na cyfryzacji – inteligentnych licznikach oraz cyfrowych modelach sieci niskiego napięcia, które prognozują przeciążenia i dostosowują zapotrzebowanie. W rezultacie komputerowe modele sieci stały się standardem, jednak coraz więcej operatorów wdraża dynamiczne cyfrowe bliźniaki (digital twins), które umożliwiają symulacje w czasie rzeczywistym i optymalizację zarządzania siecią.

Wielka Brytania podąża podobną ścieżką. Regulator Ofgem wymaga od operatorów sieci dystrybucyjnych (DNO) modernizacji lokalnych sieci elektroenergetycznych w ramach mechanizmu kontroli cen RIIO-2. Obejmuje to obowiązkowe ulepszenia w zakresie cyfryzacji, niezawodności i elastyczności systemu. Każdy operator musi opublikować Strategię i Plan Działań w zakresie cyfryzacji, obejmujące m.in. wdrożenie tzw. cyfrowych bliźniaków, poprawę strategii zarządzania danymi, zapewnienie monitoringu sieci niskiego napięcia w czasie rzeczywistym, dzięki połączeniu inteligentnych czujników, liczników smart oraz zaawansowanych systemów monitorowania oraz wsparcie zarządzania obciążeniami szczytowymi poza licznikiem.

Jeśli Niemcy, czy Wielka Brytania mogą być wzorem, Francja jest przestrogą. Kraj ten wdrożył inteligentne liczniki Linky na skalę ogólnokrajową, które technicznie umożliwiają podobną kontrolę. Jednak ten krok spotkał się z silnym oporem społecznym i krytyką, co doprowadziło do uchwalenia przepisów blokujących możliwość ograniczania mocy odbiorników.

Przestarzałe praktyki jako mocny argument za cyfryzacją

Choć ogólny kierunek jest jasny, w praktyce pojawia się wiele wyzwań.

Najważniejszym z nich jest to, że sieci niskiego napięcia wchodzą w erę cyfryzacji z bardzo tradycyjnymi metodami zarządzania, takimi jak podstawowe mapy GIS, historyczne dane obciążeniowe czy papierowa dokumentacja. Wykrywanie awarii od dawna – i często wciąż – odbywa się standardowo, w formie zgłoszeń od klientów.

Kolejnym wyzwaniem jest konsolidacja rozproszonych danych o zasobach, takich jak kable w jednej bazie danych, dzienniki konserwacji w innej czy systemy sterowania oddzielone od narzędzi do planowania i projektowania. Brak integracji utrudnia proaktywne planowanie, wdrażanie lepszych praktyk konserwacyjnych czy wyposażanie techników w odpowiednie informacje i narzędzia na miejscu pracy.

Dodatkowym wyzwaniem – ale jednocześnie silnym argumentem za cyfryzacją – jest starzejąca się kadra pracownicza. W 2019 roku Eurostat poinformował, że jedna trzecia pracowników sektora energetycznego miała ponad pięćdziesiąt lat. W branży wciąż opierającej się na nieformalnej wiedzy zwiększa to pilną potrzebę dokumentowania procesów i wspierania intuicyjnego know-how rzetelnymi danymi.

Kierunek na przyszłość: od modeli cyfrowych do cyfrowych bliźniaków

To potrójne wyzwanie istnieje od lat, zostało przyspieszone przez pandemię i skłoniło operatorów sieci do opracowania cyfrowych modeli swoich sieci opartych na systemach klasy GIS i Asset Management. Modele te pomogły ustandaryzować rejestry aktywów oraz wizualizować wzajemne powiązania pomiędzy elementami infrastruktury (topologię sieci), oferując pewne możliwości symulacji przepływu obciążenia czy wsparcia planowania inwestycji. Wielu operatorów systemów dystrybucyjnych (DSO) korzysta dziś ze statycznych modeli jako swoich „systemów referencyjnych”.

Jednak statyczne modele przedstawiają sieć w jednym, stałym momencie. Nie pobierają danych w czasie rzeczywistym, nie potrafią symulować dynamicznego zachowania i często są odłączone od systemów operacyjnych. Są przydatne do planowania, ale symulacje stają się niewiarygodne, jeśli dane bazowe nie odzwierciedlają rzeczywistych warunków sieci. Co więcej obrazują stan sieci w typowych trybach pracy, bez wskazań zachowań szczytowych (w pojęciu poboru lub produkcji).

Obecnym celem staje się budowa cyfrowych bliźniaków zasilanych danymi na żywo, które łączą dane z czujników, inteligentnych liczników oraz informacje o stanie zasobów. Taki cyfrowy bliźniak może symulować awarie, oceniać wpływ dodania nowej mocy fotowoltaicznej czy przewidywać awarie sprzętu.

Jak wygląda to w praktyce? Wspólnym rdzeniem tych możliwości jest wyspecjalizowana platforma, która integruje się z systemami zewnętrznymi (takimi jak SCADA, AMI, DNA, DMS, CIS i WAMS), aby śledzić awarie i przywracać zasilanie, obsługiwać komunikację z klientami, monitorować i zarządzać systemem dystrybucyjnym, analizować i optymalizować sieć oraz wspierać zespoły terenowe. Taka platforma może być następnie połączona z popularnym oprogramowaniem do zarządzania konserwacją i aktywami.

Wyzwania jednak pozostają. Cyfrowe bliźniaki wymagają wiarygodnych, aktualnych i zsynchronizowanych danych z wielu źródeł, których wielu operatorom brakuje. Wraz ze wzrostem złożoności sieci, tradycyjny model reaktywnego zarządzania staje się niewystarczający. Operatorzy muszą inwestować w infrastrukturę IT, cyberbezpieczeństwo, cyfryzację, integrację danych i szkolenia personelu, aby sprostać aktualnym i przyszłym wyzwaniom. Bez tych działań ryzyko awarii i kosztów operacyjnych będzie rosło, a Europa może stracić szansę na bycie liderem w transformacji energetycznej.

WIĘCEJ INFORMACJI ZNAJDZIESZ TUTAJ

Maciej Zezyk-Regional Sales Manager CEE,

Hexagon

Asset Lifecycle Intelligence Division

M: +48 668 466 871

E-mail: [email protected]