Realizacja projektu w zakresie polskiego obszaru demonstracyjnego

Zakres projektu demonstracyjnego obejmuje zaprezentowanie doświadczeń z praktycznych wdrożeń i analiza efektów, głównie w zakresie:

• daleko idącej integracji systemów IT, w tym integracja systemu SCADA/DMS z Systemem Informacji Geograficznej (GIS) i Advanced Metering Information (AMI); 
• sterowania automatyką sieci SN (rekonfiguracja sieci SN celem ograniczenia skutków awarii); 
• monitoringu i automatyzacji sieci nn;
• zarządzania generacją rozproszoną. 

Zadania realizowane przez konsorcjantów

1. Analiza dostępnych systemów:

• opracowanie specyfikacji wymagań i celów do osiągnięcia w zakresie zarządzania siecią nn z perspektywy OSD; 
• opracowanie specyfikacji pożądanych funkcjonalności SCADA/DMS dla niskiego napięcia;
• opracowanie specyfikacji funkcjonalności SCADA/DMS dla sieci nn, które mogą być realizowane na podstawie danych otrzymywanych z liczników AMI wykorzystywanych jako czujniki; 
• analiza rozdzielenia funkcji wykorzystujących dane związane z pomiarem energii od funkcji związanych ze SCADA/DMS;
• opracowanie nowego sposobu przepływu informacji np. bezpośredni dostęp do koncentratorów przez system SCADA/DMS oraz dostęp do liczników w czasie zbliżonym do rzeczywistego; 
• analiza wykorzystania systemu AMI do zarządzania generacją rozproszoną;
• analiza współpracy systemów SCADA/DMS nn, AMI, GIS i telekomunikacji oraz możliwych ograniczeń; 
• analiza wymagań dla sieci komunikacyjnej wynikających z nowych potrzeb oraz ocena w jakim stopniu istniejąca lub planowana infrastruktura jest w stanie je spełnić; 
• analiza możliwych do wykorzystania standardów komunikacyjnych (na poziomie aplikacji i komunikacji). 

Końcowym produktem tej części projektu będzie sporządzony raport zawierający wymagania i oczekiwania OSD (EOP), specyfikacja funkcji opracowywanego systemu Demo-UPGRID. Raport ten będący ogólną koncepcją systemu wraz ze specyfikacją podstawowych elementów i powiązań informatycznych pomiędzy systemami powinien być podstawą do kolejnego zadania. W pracach w tym zadaniu uczestniczą wszyscy polscy konsorcjanci. Za przygotowanie końcowego raportu odpowiedzialny jest Instytut Energetyki Oddział Gdańsk.

2. Opracowanie projektu technicznego systemu:  

• opracowanie specyfikacji podstawowych elementów sieci (linie, transformatory, źródła energii, magazyny, odbiory); 
• opracowanie modelu matematycznego sieci i jego przetestowanie (walidacja);
• opracowanie algorytmów w zakresie optymalizacji, sterowania, monitorowania i zarządzania do zastosowania w SCADA/DMS. 

Produktem zadania opracowania projektu technicznego systemu, będzie raport składający się z projektu technicznego wdrożenia części obiektowej i komunikacyjnej, opis algorytmów oraz projekt informatyczny systemu Demo-UPGRID. W pracach w tym zadaniu uczestniczą wszyscy polscy konsorcjanci. Za przygotowanie końcowego raportu odpowiedzialna jest Politechnika Gdańska.

3. Instalacja infrastruktury sieciowej:

• integracja urządzeń AMI oraz urządzeń sterowania i monitoringu; •integracja elementów w warstwie komunikacyjnej; 
• instalacja urządzeń sterowania i nadzoru w sieci SN; •wymiana istniejących koncentratorów w wybranych stacjach SN/nn; 
• integracja źródeł PV. Zadanie zakończy się instalacją urządzeń w sieci i w dyspozycji ruchu. W pracach w tym zadaniu uczestniczą wszyscy polscy konsorcjanci. Za realizację zadania odpowiedzialna jest ENERGA-OPERATOR SA.

4. Opracowanie i wdrożenie oprogramowania.

• wdrożenie wymiany danych zgodnej z CIM pomiędzy AMI, GIS, SCADA/DMS;
• opracowanie i wdrożenie NMS z wizualizacją sieci SN i nn; 
• opracowanie i wdrożenie oprogramowania rozpływu mocy w sieci nn;
• opracowanie i wdrożenie oprogramowania sterowania generacją w sieci nn;
• opracowanie i wdrożenie oprogramowania funkcji zabezpieczeniowych, w tym FDIR dla sieci nn; 
• opracowanie i wdrożenie oprogramowania OMS. 

Zadanie zakończy się wdrożeniem oprogramowania. W pracach w tym zadaniu uczestniczą wszyscy polscy konsorcjanci. Za realizacje wdrożenia odpowiedzialna jest firma Atende.

5. Testowanie i optymalizacja.  

• testy funkcji nowoprojektowanych urządzeń (lab) dla zgodności ze standardem;
• testy skuteczności działania urządzeń; 
• testy jakości opracowanych algorytmów pod kątem ich dopasowania i optymalizacji; 
• opracowanie definicji nowych standardów zarządzania systemem; 
• definicja nowych standardów rozwoju systemu. 

Produktem prac będzie raport z wynikami testów z zaimplementowanych rozwiązań. W pracach w tym zadaniu uczestniczą wszyscy polscy konsorcjanci. Prace są realizowane zgodnie z przygotowanym harmonogramem prac.

Zakładane korzyści z projektu

Zakładanymi korzyściami uzyskanymi w obszarze demonstracyjnym będą:

• zwiększenie niezawodności sieci dystrybucyjnej na obszarze demonstracyjnym, poprzez istotne zwiększenie możliwości obserwacji i kontrolowania elementów przyłączonych do sieci; 
• zwiększenie możliwości przyłączania odbiorców do sieci, w tym rozproszonych źródeł;  
• zweryfikowanie zasadności stosowania wybranych rozwiązań i standardów technicznych w integracji i sterowaniu sieciami dystrybucyjnymi w oparciu o wyniki osiągnięte z przeprowadzonego projektu demonstracyjnego. 

Realizacja projektu, wspólnie z międzynarodowymi konsorcjantami, dostarczy wiedzy z analiz przeprowadzonych testów w pozostałych obszarach demonstracyjnych.