Od redakcji 5/2018

Ei5 I oklW dniu 8 kwietnia 2008 r. miała miejsce jedna z największych w naszym kraju awarii energetycznych. W wyniku silnych wiatrów i opadów śniegu uszkodzone zostały linie elektroenergetyczne zasilające aglomerację szczecińską, wskutek czego ponad 0,5 mln mieszkańców zostało pozbawionych energii elektrycznej.

Więcej…

W Puńsku testują inteligentne sieci

Punsk RigridRealizowany w Puńsku projekt RIGRID – inteligentnych sieci elektroenergetycznych na obszarach wiejskich – przechodzi właśnie fazę zaawansowanych testów instalacji demonstracyjnej. Za pomocą interaktywnego narzędzia sprawdzane są różne robocze scenariusze rozwoju instalacji OZE.

 

Pozwoli to w przyszłości symulować rozmaite sytuacje związane z planowaniem i realizacją inteligentnych sieci.

Jednym z głównych celów projektu RIGRID (ang. Rural Intelligent Grid) jest opracowanie interaktywnego narzędzia do planowania inteligentnych sieci elektroenergetycznych na obszarach wiejskich. Dzięki temu możliwe będzie wcześniejsze, testowe sprawdzenie technicznego, ekonomicznego i społecznego kontekstu budowy nowej elektrowni fotowoltaicznej lub wiatrowej w określonym miejscu. Pozwoli ono zbadać, czy proponowana infrastruktura energetyczna będzie zapewniać niezawodną i ciągłą dostawę energii odbiorcom, a także wpływać na układ przestrzenny i w jaki sposób wpisze się w konkretną lokalizację i otoczenie. Ma to duże znaczenie przy konsultacjach z lokalną społecznością. Da również odpowiedź, jaka wielkość i moc magazynu energii czy instalacji OZE będzie uzasadniona technicznie i ekonomicznie, a także, jakie efekty może przynieść taka inwestycja. W tej chwili trwają testy zainstalowanego w Puńsku oprogramowania będącego częścią instalacji demonstracyjnej.

Przygotowaliśmy do testów sześć modelowych przykładów, które mogą posłużyć do demonstracji rezultatów projektu dla szerokiej grupy odbiorców – mówi prof. Przemysław Komarnickiz Instytutu Fraunhofera, przedstawiciel międzynarodowego koordynatora projektu RIGRID. – Ich zadaniem jest pokazanie technicznych osiągnięć projektu na konkretnych, wcześniej wybranych scenariuszach. Każdy z nich skupia się na trochę innym aspekcie optymalnego planowania oraz prowadzenia mikrosieci na obszarach wiejskich.

Różne opcje – optymalne rozwiązanie

Załóżmy, że interesuje nas opracowanie dla gminy Puńsk bardzo przyszłościowego scenariusza, który testować będzie możliwości systemu energetycznego nieemitującego do atmosfery dwutlenku węgla (netto zero-emisyjność). Jego uczestnikami będą nie tylko przedstawiciele gminy i inwestorzy, lecz także inżynierowie elektrycy oraz dystrybutorzy energii. Aby przygotować optymalny plan dla konkretnego obszaru wiejskiego, konieczne będzie wykonanie analizy generacji i zużycia energii elektrycznej. Analiza taka będzie bazowała na wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii (wiatr, słońce, geotermia) oraz uwzględniała całkowite zapotrzebowanie na energię w sytuacji, gdy wszystkie systemy – oświetlenie, generacja ciepła i chłodzenia oraz transport – będą zelektryfikowane. Wskaże konieczne do wybudowania instalacje do wytwarzania energii, które pozwolą uwolnić dany obszar od emisji CO2. Pozwoli też na bieżąco dostosowywać je do zmieniających się danych odnośnie do systemów wytwarzania i magazynowania energii.

Wejściowe dane potrzebne do stworzenia takiej analizy to przede wszystkim: model przestrzenny regionu, analiza warunków klimatycznych oraz informacje o rozwoju demograficznym. Pierwszym krokiem będzie uruchomienie interaktywnych narzędzi do analizy zapotrzebowania na energię (SimulationX / GreenCity) z wdrożonymi modelami infrastruktury obszarów wiejskich (m.in. liczba budynków, ich konstrukcja, nasłonecznienie oraz zapotrzebowanie na energię, wliczając przyszły rozwój mobilności elektrycznej). Można przygotowywać modele zużycia energii i ciepła dla konkretnych obiektów, np. budynków administracji, szkół i gospodarstw domowych.

W następnym etapie mamy możliwość testowania różnych opcji scenariusza, np. wybrania jednej technologii albo kombinacji dwóch różnych, jak choćby farm wiatrowych i słonecznych. Możemy określić wielkość systemów magazynowania, turbin wiatrowych, paneli fotowoltaicznych – mówi dr Mirosław Popławski, prezes zarządu Electrum i krajowy koordynator projektu RIGRID. – W rezultacie otrzymujemy kalkulację uśrednionego kosztu energii elektrycznej oraz wydajności wybranych instalacji, ale także informację, czy z punktu widzenia inwestorów warto angażować się w ten konkretny projekt.

Wśród sześciu testowanych modeli są również rozwiązania do optymalizacji struktur, monitorowania, sterowania czy ochrony mikrosieci na obszarach wiejskich. Na potrzeby projektu RIGRID stworzono system EMACS (ang. Energy Management and Control System). EMACS łączy w sobie zalety klasycznego systemu do poboru i kontroli danych, internetu rzeczy i systemu do modelowania i projektowania mikrosieci z oprogramowaniem do analizy biznesowej.

Realizacja projektu RIGRID zakończy się w kwietniu 2018 r.

 22

O projekcie RIGRID RIGRID to projekt inteligentnych sieci elektroenergetycznych na obszarach wiejskich. Jego ogólnym celem jest opracowanie i przetestowanie narzędzi do optymalnego planowania oraz zarządzania energią i infrastrukturą na tych terenach. Dodatkowym celem jest rozwój nowoczesnych strategii zarządzania infrastrukturą elektroenergetyczną w celu zwiększenia efektywności jej pracy. Punktem wyjścia projektu RIGRID było założenie, że odnawialne źródła energii (OZE) staną się podstawowym elementem infrastruktury elektroenergetycznej. W najbliższych latach przewiduje się dalszy wzrost ich znaczenia ze względu na dążenia UE do redukcji emisji CO2 o 80% do 2050 r. Równocześnie projekty instalacji OZE często spotykają ze sprzeciwem ze strony społeczności lokalnej – główną przyczyną jest brak zaangażowania jej członków w procesy planowania i podejmowania decyzji inwestycyjnych. W ramach projektu RIGRID powstaje m.in. instalacja demonstracyjna w Puńsku oraz interaktywne narzędzie do planowania i sterowania działaniem lokalnej infrastruktury elektroenergetycznej, bazujące na modelu 3D danego terenu i wprowadzonych danych. Projekt realizuje polsko-niemieckie konsorcjum, w skład którego wchodzą Fraunhofer IFF, Electrum Sp. z o.o., Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej oraz Europejski Instytut Miedzi. Finansowany jest przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w Polsce oraz Federalne Ministerstwo Gospodarki i Energii w Niemczech w ramach inicjatywy ERA-Net Smart Grids Plus.

 

Źródło: rigrid.pl

Wyszukiwarka

like Newsletter!

like Nowości!

quote Na skróty

like Najczęściej czytane!

like Polecamy!

Znajdź nas na facebooku!

UWAGA! Ten serwis używa cookies i podobnych technologii.

Brak zmiany ustawienia przeglądarki oznacza zgodę na to. Czytaj więcej…

Zrozumiałem