Systemy zarządzania dystrybucją energii w energetyce rozproszonej

Zarządzanie dystrybucją energii jeszcze niedawno było ulokowane tylko w obszarze energetyki zawodowej. Obecnie takie systemy są także stosowane także u odbiorców energetyki, klientów instytucjonalnych i indywidualnych. To spowodowało, że wiele firm oferuje takie oprogramowanie, dostosowane pod różne funkcjonalności. Nazewnictwo nie jeszcze do końca usystematyzowane, różne firmy, organizacje stosują różne określenia, różnie nazywają i lokują w grupach pewne funkcjonalności. W niniejszym artykule omówimy grupę systemów zarządzania dystrybucją energii, którą określimy na potrzeby tego artykułu jako EMS (z ang. Energy Management Systems).

W tej grupie mogą być ulokowane systemy:

• ADMS (z ang. Advanced Distribution Management Solutions) – tą nazwą określane jest oprogramowanie optymalizujące przesył energii w sieciach operatorów energetycznych;
• SEMS (z ang. Smart Energy Management Systems) – oprogramowanie nadzorujące przepływ energii w sieciach inteligentnych;
• FEMS (z ang. Factory Energy Management Systems) – zarządzanie energią w zakładach przemysłowych.
• BEMS (z ang. Building Energy Management Systems) – zarządzanie energią w budynkach mieszkalnych.
• HEMS (z ang. Home Energy Management Systems) – zarządzanie energią w domach jednorodzinnych.
• EMS określenie jest także stosowane do sterowników zarządzających lokalnymi magazynami energii.

Zadania systemów zarządzania dystrybucją energii możemy zdefiniować jako:

1. monitorowanie i kontrola sposobu, w jaki energia jest dystrybuowana (w liniach i w stacjach energetycznych) oraz określanie potrzeb konsumentów,
2. zarządzanie źródłami wytwarzania energii oraz monitorowanie linii przepływu energii,
3. optymalizacja przepływu energii pod kątem kosztowym i popytowym.

W energetyce zawodowej, zcentralizowanej systemy zarządzania dystrybucją energii funkcjonują „od zawsze”, dostawy są realizowane przez operatorów energetycznych w sieciach najwyższych napięć (Operator Systemu Przesyłowego OSP, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE) oraz niższych napięć (Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego OSD – dawne zakłady energetyczne). Przesył energii jest kontrolowany przez dyspozycje mocy, które są sercem i centrum zarządzania. Tam są dostarczane i analizowane w czasie rzeczywistym informacje o stanie elementów systemu. Na tej podstawie podejmowane są decyzje zarządcze, jakie źródła generacyjne są dołączane do systemu, jak jest realizowany przesył energii w celu zapewnienia z jednej strony bezpieczeństwa technicznego, z drugiej zaś ciągłości dostaw energii dla odbiorów końcowych, optymalizacji dostaw pod kątem popytu i podaży. Dyspozycje mocy posiłkują się systemami składowymi: systemami SCADA dla linii przesyłowych (z ang. Supervisory Control And Data Acquisition), które sprawują kontrolę nad liniami energetycznymi oraz systemami SSiN Stacji Energetycznych (skrót SSiN – Systemy Sterowania i Nadzoru), te zaś sprawują nadzór nad wszystkimi urządzeniami na stacjach transformatorowych.

Wszystkie dane ruchowe w Dyspozycjach pochodzą od systemów telemechaniki zlokalizowanych w Stacjach Energetycznych. Dane online są wyświetlane na stanowiskach dyspozytorskich. Dane dostępne dla dyspozytora pochodzą także z zainstalowanych systemów klasy DOL (Dynamiczne obciążenie linii).

Stanowią one bardzo profesjonalne i rozbudowane systemy zarządzania, które są wdrażane od samego początku powstawania systemu energetycznego. Ulokowane są w centrach dyspozycji mocy. Operator Przesyłowy (Polskie Sieci Energetyczne) dysponuje Krajową Dyspozycją Mocy (KDM) – centrum krajowego systemu energetycznego. Ponadto w obszarze PSE znajdują się Okręgowe Dyspozycje Mocy (ODM). Operatorzy Dystrybucyjni mają własne systemy zarządzania i nadzoru, należące do lokalnych Dyspozycji Mocy. Zakłady, które mają własną sieć energetyczną, mają Zakładowe Dyspozycje Mocy. W tych systemach też są instalowane podsystemy SCADA przesyłu i systemy SSiN stacji energetycznych.

Systemy na wszystkich poziomach wymieniają/bądź będą wymieniać istotne dane między sobą, w cyklu: Sieci NN (niskiego napięcia) – Sieci SN (średniego napięcia) – Sieci WN (wysokiego napięcia) – Elektrownie/Elektrociepłownie.

Tak są wykorzystywane systemy zarządzania energią w tradycyjnej koncepcji energetyki, przy przesyle energii od najwyższych do najniższych napięć. W takim systemie organizacji energetyki najważniejsze jest bezpieczeństwo techniczne, ciągłość dostaw i bezawaryjność.

Rozwój cywilizacyjny musi uwzględnić nowe zjawiska, to wymusi zmiany w tradycyjnej koncepcji energetyki. W niedalekiej przyszłości zwiększy się zasięg energetyki rozporoszonej, zdecentralizowanej, która nie będzie już sterowana globalne.

Cele energetyki rozproszonej:

• stworzenie rynku wewnętrznego usług energetycznych jako konsekwencja dążenia do liberalizacji i decentralizacji usług;
• zapewnienie bezpieczeństwa dostaw, włączenie nowych źródeł generacji jako konsekwencja ograniczenia zasobów paliw kopalnych;
• ochrona środowiska, włączenie źródeł nisko- lub zeroemisyjnych jako konsekwencja ograniczania negatywnych skutków zmian klimatycznych, efektu cieplarnianego i dużej emisji zanieczyszczeń;

W tej koncepcji przesył energii może być dwukierunkowy: zarówno w tradycyjnym kierunku (od dużej generacji energetycznej do odbiorców indywidulanych, od najwyższych napięć do najniższych) oraz w odwrotnym kierunku (od prosumentów do dystrybutorów). Przy takim założeniu powstaną lokalne sieci inteligentne, a związane z nimi systemy do zarządzania przepływem energii będą ulokowane w gminach, zakładach przemysłowych u odbiorców indywidulanych, szczególnie u prosumentów.

W niniejszym artykule przybliżamy sposoby skonfigurowania oraz funkcje systemów EMS w różnych miejscach systemu energetycznego. Na niższych poziomach instalacyjnych, niektóre funkcjonalności mogą być ograniczone lub uproszczone, ale za to pojawią się nowe funkcje (bardziej komercyjne, zwiększające optymalizację, podnoszące efektywność wykorzystania źródeł odnawialnych, mocniej związane z popytem i podażą).

Ważnym elementem poprawności działania systemów zarządzania dystrybucją jest bezpieczeństwo IT. Zabezpieczenie i odporność przed atakami hackerskimi jest kluczowym elementem zapewnienia niezawodności. Jest to złożony i rozległy temat na odrębną publikację i w tym artykule nie będzie omawiany.

System Sterowania i Nadzoru w dyspozycji mocy w energetyce tradycyjnej

Aktualnie koncepcja energetyki tradycyjnej opiera się na:

• dużych źródłach generacyjnych energii;
• ograniczeniu linii przesyłowych (szczególnie najwyższych napięć), małej liczbie połączeń transgranicznych;
• zcentralizowanym zarządzaniu przepływem energii;
• przesyle, który jest zoptymalizowany, dostosowany do możliwości sieci. Jest trudny do przeskalowania;
• zastosowaniu przestarzałej technologii (modernizacje są trudne do wykonania i bardzo kosztowne).
• centralnych przepisach i regulacjach prawnych.

Główne cechy energetyki tradycyjnej zilustrowaliśmy na rysunku 2. (zgodnie z [1]).

Funkcjonujący w Polsce Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) składa się z jednostek służących do wytwarzania, przesyłu, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej. Połączone są one ze sobą funkcjonalnie w system umożliwiający realizację dostaw energii elektrycznej na terenie kraju w sposób ciągły i nieprzerwany.

System zarządzania przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej dla energetyki zawodowej składa się z kilku poziomów:

1. Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM) – jednostka dyspozytorska Operatora Sieci Przesyłowej (OSP) nadzorująca pracę sieci najwyższych napięć, tj. 750, 400 i 220 kV oraz wybranymi liniami 110 kV o znaczeniu systemowym. KDM dysponuje mocą Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD) oraz niektórych Jednostek Wytwórczych Centralnie Koordynowanych (JWCK). Ponadto zarządza międzynarodową wymianą energii elektrycznej oraz ograniczeniami systemowymi.
2. Obszarowa Dyspozycja Mocy (ODM) – służba dyspozytorska OSP nadzorująca pracę sieci przesyłowej oraz koordynowanej 110 kV na danym obszarze (5 ośrodków). Kieruje operacjami łączeniowymi w sieci przesyłowej.
3. Centralna Dyspozycja Mocy (CDM)/Oddziałowa Dyspozycja Stacji (ODS) – służba dyspozytorska OSD kierująca pracą sieci lokalnej rozumianej jako obszar sieci danego zakładu dystrybucyjnego. Są to głównie sieci 110 kV znajdujące się na terenie działania danego zakładu energetycznego oraz Główne Punkty Zasilania (GPZ). Te jednostki są ukierunkowane na nadzór nad sieciami i polami WN w GPZ. Jeżeli „widzą” pola SN to ze względu na: a) charakter generacyjny, b) istotną rolę funkcjonalną lub c) obowiązki związane z utrzymaniem systemów OMS (Order Management System).
4. Regionalna Dyspozycja Mocy (RDM) – służba dyspozytorska OSD kierująca pracą sieci SN (liniami napowietrznymi i kablowymi) na terenie danego rejonu należącego do OSD.

Poza powyższym pojawiają się sukcesywnie dyspozycje odpowiedzialne za obszary niskich napięć. OSD poszukują dla nich źródeł sygnałów oraz zakresu odpowiedzialności.

Funkcjonalności systemów, w zależności od poziomu, nie różnią się w sposób szczególny użytecznością i funkcjami, a jedynie zakresem możliwych działań. Na poniższym rysunku pokazano strukturę KSE.

Realizacja ustawowych obowiązków nałożonych na OSP nie byłaby możliwa bez kompletnej i bezawaryjnej infrastruktury teleinformatycznej umożliwiającej zarządzanie Krajowym Systemem Elektroenergetycznym. Podstawowym elementem tej infrastruktury jest system wsparcia służb dyspozytorskich OSP o nazwie Dyster. Funkcjonalnie składa się on z dwóch podsystemów:

1. Scada, którego zadaniem jest zbieranie danych pomiarowych ze stacji elektroenergetycznych niezbędnych do nadzoru i sterowania systemem elektroenergetycznym;
2. EMS, który, działając na bazie infrastruktury i danych telemetrycznych otrzymywanych z podsystemu Scada, jest wykorzystywany w procesie bieżącego zarządzania przepływami mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

Technologicznie System Dyster stanowi jeden rozległy, zlokalizowany w dwóch Krajowych Dyspozycjach Mocy oraz pięciu Obszarowych Dyspozycjach Mocy (ODM Warszawa, ODM Radom, ODM Bydgoszcz, ODM Poznań, ODM Katowice) system teleinformatyczny. W czasie rzeczywistym, a więc w interwałach, których czas trwania nie przekracza kilku sekund, wypracowuje odpowiedź na sygnał z otoczenia systemu, bez względu na to czy amplituda oraz czas trwania tego sygnału ma charakter deterministyczny, czy losowy. Oprogramowanie, które zapewnia obsługę procesów, nosi nazwę SINAUT® Spectrum i zostało wdrożone przez firmę Siemens.

System Dyster przeznaczony jest dla KDM, ODM oraz OSD. Umożliwia funkcje ruchowe, takie jak m.in. przełączenia. Funkcje nadzoru realizowane przez centra nadzoru wykorzystują system WindEx. Źródłem informacji dla obydwu tych struktur są systemy pracujące na stacjach. Systemy Sterowania i Nadzoru (SSiN) stanowią zgodnie z normą PN EN 61850 podsystem SAS (System Automatyki Stacyjnej), który można interpretować jako system obejmujący urządzenia automatyki stacji oraz wszystkie elementy pozwalające na komunikację zarówno urządzeń pomiędzy sobą, jak i połączenia z otoczeniem, w tym z centrami nadzoru. Celem takiej komunikacji jest zapewnienie pełnej transparentności układu sieciowego i możliwość sterowania elementami KSE, co pozwala na:

• poprawę bezpieczeństwa pracy i obsługi stacji poprzez zwiększenie zakresu, jakości i pewności przesyłania informacji;
• zdalną diagnostykę urządzeń oraz pełną informację na temat zagrożeń wystąpienia zakłóceń, co umożliwia podjęcie działań prewencyjnych,
• przyspieszenie możliwości identyfikacji i lokalizacji zagrożeń oraz zakłóceń w sieci przesyłowej.

Zgodnie z polityką RCM (ang. Reliability Centered Maintenance) przyjętą przez PSE eksploatacja sieci nastawiona jest na niezawodność. W tym celu wymagany jest rozbudowany monitoring i funkcje diagnostyki dostępne w czasie rzeczywistym dla wszystkich najważniejszych składników sieci elektroenergetycznej – zarówno dla linii, jak i dla stacji. Takie podejście wynika z racjonalnego podejścia do eksploatacji, w której odchodzi się od pracy stacji ze stałą obsługą ruchową. Aktualnie dąży się do rozpowszechnienia „inteligentnych stacji”, co niesie za sobą konieczność rozwoju w trzech następujących obszarach:

1. otwartego i bezpiecznego dostępu do informacji o statusie urządzeń zainstalowanych na stacji;
2. innowacyjnej strategii zarządzania eksploatacją;
3. integracji układów sterowania, zabezpieczeń i automatyki.

Interpretacja SSiN z poziomu stacji obejmuje zbiór funkcji urządzeń razem z siecią informatyczną służącą do komunikacji i transmisji danych. System pozwala na permanentną integrację i pozyskiwanie informacji ze stacji oraz dostęp do sygnałów o charakterze zdarzeniowym, a także umożliwia analizę i ocenę stanu urządzeń na podstawie zarchiwizowanych danych off-line. Funkcjonalności systemu dotyczą m.in. wizualizacji stanu łączników, topologii obiektu, aktualnych wartości pomiarów. Zapewniają również zdalne i lokalne funkcje sterownicze oraz nadzór nad aparaturą i układami pomocniczymi (m.in. systemy alarmowe, kontrola dostępu czy monitoring ppoż.). Z poziomu centrów dyspozycji mocy SSiN jest natomiast określany jako zbiór aplikacji i funkcji, dzięki którym możliwy jest zdalny nadzór, sterowanie i wymiana danych umożliwiających diagnostykę i zarządzanie elementami systemu. Szybkość pozyskiwania pewnych informacji o stanie technicznym stacji i sieci pozwala na prowadzenie złożonych analiz i dostosowywanie procedur dla sytuacji awaryjnych.

Wymagania stawiane SSiN są bardzo rozbudowane, do najważniejszych należą:

• otwartość – na każdym poziomie działania SSiN musi mieć strukturę otwartą, co w praktyce oznacza, że możliwe jest wprowadzenie urządzenia wszystkich producentów spełniających wymagania standardu PN EN 61850 bez pogorszenia parametrów systemu;
• redundancja – konieczność spełnienia tego warunku w zakresie komunikacji i zasilania na każdym poziomie systemu, synchronizacji czasu rzeczywistego oraz redundancja kluczowych elementów systemu w tym m.in. sterowniki stacyjne;
• odporność na zakłócenia;
• rozbudowa systemu nie powinna powodować zakłóceń pracy elementów już pracujących w sieci.
• konieczność zapewnienia funkcjonowania stacji w przypadku awarii któregokolwiek z elementów systemu, tzn. uszkodzenie jakiegokolwiek z elementów nie powinno ograniczać funkcjonalności stacji;
• awaria któregokolwiek elementu musi być sygnalizowana i nie może powodować kaskadowej awarii innych elementów systemu. W takim przypadku SSiN powinien realizować swoje funkcje poza tymi, których dotyczy awaria danego komponentu;
• żadna anomalia działania (usterka, awaria) nie może generować działania sterującego dla jakiegokolwiek elementu systemu;
• w przypadku zakłóceń system nie może wprowadzać błędnych informacji, a po ustąpieniu przyczyny zakłócenia powinien się odbudować i automatycznie uaktualnić;
• autotest – system powinien mieć możliwość izolowania głównych zespołów w celu dokładnego wykrywania usterek.

Podstawowe funkcje realizowane przez SSiN przedstawiono poniżej:

• akwizycja i przetwarzanie danych (pomiary analogowe i cyfrowe, sygnały stykowe i cyfrowe);
• sterowanie (poziomy, uprawnienia, sterowanie binarne i analogowe);
• możliwość współpracy z innymi systemami (Dyster, WindEx, elektrownie, OSD i inni);
• blokady logiczne i sekwencje łączeniowe;
• kontrola synchronizmu w zakresie wizualizacji i parametryzacji, synchronizacja czasu;
• rejestracja zdarzeń;
• serwer WEB, interfejs HMI;
• współpraca z systemami i urządzeniami stacyjnymi;
• kontrola dostępu do funkcji systemu.
• system zarządzania dystrybucją energii w energetyce rozproszonej

W części 1 (rys. 2.) została zaprezentowana koncepcja zarządzania dla energetyki tradycyjnej.

Zgodnie z założeniami Komisji Europejskiej przedstawionymi w [1], standardem dla energetyki „jutra” staną się sieci, które będą:

• elastyczne, czyli takie, które zaspokoją potrzeby klientów, uwzględniające nadchodzące zmiany, wyzwania i wymagania;
• dostępne, czyli zapewniające przyznanie dostępu do przyłączenia wszystkim użytkownikom sieci, a szczególnie w przypadku odnawialnych źródeł energii, uznające za priorytet dostępność źródeł energii i wysokiej wydajności lokalnej generacji o zerowej lub niskiej emisji dwutlenku węgla;
• niezawodne, czyli zapewniające poprawę bezpieczeństwa i jakości dostaw, bezpieczne i odporne na zagrożenia i ataki cyfrowe;
• ekonomiczne pod kątem technicznym i finansowym, czyli zapewniające efektywne zarządzanie energią, pozwalające na wdrożenie innowacji, dopuszczające pełną konkurencyjność oraz uwzględniające regulacje dotyczące równych warunków działania.

Taka koncepcja energetyki rozproszonej będzie możliwa do zrealizowania, pod warunkiem spełnienia następujących założeń:

• dostawy energii z sieci lokalnie zarządzanej, integracja sieci rozporoszonej i OZE z generacją centralną;
• przesył lokalny, w którym użytkownik określa wielkość i jakość dostaw;
• niezawodność i bezpieczeństwo, które będą nadzorowane i zabezpieczane cyfrowo;
• sieć dystrybucyjna – elastyczna, optymalna, łatwo skalowalna, łatwa do rozbudowy, konserwacji i działania;
• dostawy energii – pochodzące z małej rozporoszonej generacji, podłączonej blisko klientów, opierającej się na współpracy z energetyką zawodową;
• dostawy, które będą zorientowane na klienta, elastycznie ukierunkowane pod popyt i nowe usługi na rynku energii;
• prawo energetyczne ułatwiające handel transgraniczny, uwzględniające usługi energetyczne i sieciowe.

Przedstawia to schematycznie rysunek 4. (zgodnie z [1]).

Sieć rozproszona (schematycznie przedstawiona na rysunku 5.) to system, który można scharakteryzować następująco (zgodnie z [4]):

1. składa się on z wielu różnych, wzajemnie się rezerwujących źródeł wytwórczych energii wraz z magazynami energii. Źródła generacyjne powinny mieć możliwość pracy w wydzielonej sieci oraz wzajemnej redundancji i rezerwowania się,
2. istotnym elementem będzie system monitorowania i prognozowania przesyłu i dystrybucji energii na każdym poziomie, od wytwórców (czyli stanu sieci elektroenergetyki zawodowej, wytwórczej), poprzez odbiorców instytucjonalnych (ocena sieci przemysłowych) aż po odbiorców indywidulanych. Nastąpi to poprzez wdrożenie dwukierunkowych inteligentnych systemów pomiarowych, a u odbiorców, przez zainstalowanie np. dwukierunkowych liczników energii z funkcją prognozowania zużycia energii w czasie,
3. w systemie będzie zainstalowane Centrum Sterowania (lokalne centrum dyspozycji mocy), które będzie zarządzać przepływami energii w sposób optymalny zarówno dla operatora, jak i konsumenta.

Wprowadzenie energetyki rozproszonej będzie miało wiele zalet, ale może spowodować także pewne zagrożenia. Systemy zarządzania powinny wyeksponować zalety, przełożyć je na poprawę optymalizacji, a wady starać się zneutralizować i zniwelować.

Zgodnie z artykułami [5] i [6] energetyka rozproszona powinna umożliwić:

• bardziej efektywne wykorzystanie infrastruktury;
• ograniczenie inwestycji w nowe moce wytwórcze, linie przesyłowe i dystrybucyjne;
• redukcję strat przesyłowych, redukcję kosztów dostaw energii;
• poprawę jakości usług i bezpieczeństwa układu energetycznego;
• redukcję emisji CO2 i innych zanieczyszczeń.

Pojawią się też zagrożenia dla systemu energetycznego. Systemy zarządzania EMS/SEMS powinny ze sobą współdziałać w taki sposób, aby w jak największym stopniu wyeliminować te zagrożenia. Do największych wyzwań będą należeć:

• utrzymanie niezawodności systemu energetycznego pomimo włączenia generacji rozproszonej OZE, zależnej od warunków atmosferycznych;
• zapewnianie sterowalności systemu – pomimo że mogą nastąpić konflikty z nadrzędnymi układami sterowania;
• zapewnienie danych do prognozowania i rozdziału obciążenia;
• zapewnienie jakości energii elektrycznej w wielu komplementarnie działających systemach;
• współdziałanie automatyki zabezpieczeniowej;
• zapewnienie regulacji częstotliwości w kilku połączonych, komplementarnie pracujących sieciach energetycznych;
• zapewnienie danych do planowania remontów i rozwoju sieci, do modelowania i planowania rozwoju systemu (w którym jest duży udział generacji rozproszonej).

Bardzo ważnym elementem współpracy sieci energetycznej operatora dystrybucyjnego oraz sieci rozproszonej będzie współpraca systemów zarządzania w stanach nieustalonych, a w szczególności przy przejściu danego obszaru na pracę autonomiczną (potocznie określane jako wejście „na wyspę”) i powrót do współdziałania z operatorem. Przy takich przełączeniach będzie wymagana bardzo ścisła współpraca systemu SEMS z systemami operatorskimi EMS w Centralnej Dystrybucji Mocy (CDM). Algorytm wydzielania się lokalnej sieci na wyspę oraz powrotu z niej, powinien ściśle określić operator dystrybucyjny.

Zadaniem tak skonfigurowanego systemu zarządzania energią energetyki rozproszonej i sieci inteligentnych (Smart Grid) będzie umożliwienie jego włączenia i współdziałania z Krajowym Systemem Dystrybucyjnym (np. na poziomie OSD) oraz osiągnięcie w takiej konfiguracji koniecznych funkcjonalności niezbędnych dla bezpiecznego i bezawaryjnego funkcjonowania. Wymagane będzie:

• automatyczne sterowanie systemu w celu dostosowania się do współdziałania z OSD;
• monitorowanie bieżącego obciążenia i stanu napięć w sieci lokalnej (np. Smart Grid);
• monitorowanie oraz nadzór nad bieżącym stanem sieci;
• osiągnięcie operatywności systemu, najlepiej w trybie automatycznym podczas stanów awaryjnych na wszystkich poziomach napięcia;
• automatyczne wyłączanie i izolację zwarć i możliwość przywracania zasilania;
• automatyczną regulację i stabilizację napięcia, częstotliwości i mocy biernej;
• ocenę dynamicznego obciążenia systemu;
• możliwość rozłączania i synchronizacji mikrosieci.

System zarządzania energią powinien składać się z następujących modułów funkcjonalnych (na podstawie materiałów technicznych firm, zgodnie z [7]):

• w sieciach operatorów dystrybucyjnych będzie stosowany system ADMS (z ang. Advanced Distribution Management Solutions) – do optymalizacji przesyłu,
• Systemu Zarządzania Dystrybucją (DMS – z ang. Distribution Management System) – to najważniejszy system, konieczny na wyposażeniu każdego EMS lub SEMS. Jego zadaniem jest nadzór oraz optymalizacja działania lokalnej sieci. System przyjmuje dane z monitoringu sieci, a następnie zgodnie z zaimplementowanym algorytmem – steruje procesami. Z systemem DMS związane są systemy DOL (Dynamiczne obciążenie linii) oraz FDIR (z ang. Fault Detection, Isolation and Restoration) jest to system wykrywania zwarć, izolacji obszarów awarii i przywracanie zasilania. Te systemy są stosowane w tylko w sieciach średniego napięcia.
• Systemu Zarządzania Awariami (OMS – z ang. Outage Management System) służy do lokalizacji wyłączeń na sieci energetycznej. Jego celem jest jak najszybsze lokalizowanie awarii i przekazywanie do DMS informacji, jak ma być realizowane ich wyłączanie i izolacja. Z tego systemu są wyliczane dane dotyczące niezawodności sieci. Są to wskaźniki KPI na podstawie których Urząd Regulacji Energetyki (URE) ocenia jakość dostaw energii do klientów końcowych (są współczynniki SAIDI, MAIFI). To jest podstawą kontroli pracy operatora energetycznego.

Pozostałe moduły nie są bezwzględnie konieczne, ale znacznie ułatwiają działanie, należą do nich:

• System Informacji Geograficznej (GIS – z ang. Geographic Information System) – zadaniem tego systemu jest powiązanie elementów infrastruktury z ich lokalizacją w terenie, umożliwia uruchomienie szeregu funkcji wspomagających procesy techniczne i optymalizacyjne,
• System Zarządzania Informacją o Kliencie (CIS – z ang. Customer Information System) – zbieranie informacji dotyczących sprzedaży energii i obsługi klienta na rynku energetycznym. Elementem składowym tego systemu jest AMI (z ang. Advanced Metering Infrastructure), który na bieżąco przesyła dane o zużyciu energii i pozwala określić przewidywane zapotrzebowanie na dostawy,
• System Zarządzania Pracą (WMS – z ang. Work Management System) – system wspomagający organizację pracy, usuwanie awarii, wymian terminowych koniecznych dla utrzymania gotowości sieci energetycznej,
• System Zapewnienia jakości (PQ – z ang. Power Quality) – system do oceny jakości energii.

Te podstawowe funkcjonalności możemy uzupełnić o dodatkowe bloki realizujące funkcje związane z raportowaniem, prognozowaniem, przygotowaniem danych do uczestnictwa na rynku energii oraz moduły popytowe, jak np. moduł pogodowy, moduł definiujący odbiory krytyczne i niekrytyczne, z algorytmem sekwencji wyłączeń przy konieczności redukcji obciążenia, itp.

Analiza i przetwarzanie danych pomiędzy tymi modułami jest przeprowadzana jest przez CIM (z ang. Common Information Model). Jest to model informacyjny do określenia wspólnej platformy wymiany informacji za pośrednictwem bezpośrednich interfejsów. Jest magistrala dostępu do danych, która definiuje jak te dane mają być przechowywane w systemie i w jakim formacie powinny być oferowane wewnątrz i na zewnątrz systemu informatycznego (zgodnie z [8] Zarządzanie siecią dystrybucyjną (SN/nn) – DMS, https://www.mikronika.pl/service/systemy).

System Zarządzania Energią w lokalnej sieci energetycznej można określić jako zbiór wielu systemów, na wielu poziomach. Jest to wręcz piramida związaną ze zbieraniem oraz analizowaniem danych na każdym poziomie. Na rysunku 6. przedstawiono schematycznie, jak taka synergia zarządzania może być skonfigurowana w sieci energetycznej.

Systemy zarządzania przepływem energii będą ulokowane, począwszy od dyspozycji mocy operatorów przesyłowych i dystrybucyjnych, poprzez dyspozycje mocy w zakładach przemysłowych (które według nazewnictwa Smart Grid określane są/będą jako FEMS), poprzez systemy zarządzania sieciami energetyki rozproszonej EMS/SEMS, a na samym dole będą ulokowani klienci indywidualni i systemy BEMS i HEMS. Wszystkie te systemy będą się różniły funkcjonalnościami.

Literatura

1. „European Smart Grid Technology Platform Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networks of the Future, Publication Office Directorate” wydanie General for Research Directorate – Energy Unit 2 – Energy Production and Distribution Systems /2006, www.smart.grids.eu
2. „System Sterowania i Nadzoru nad pracą sieci przesyłowej w PSE Operator S.A.”, Piotr Wójcicki, POMIARY AUTOMATYKA KONTROLA wyd. PAK vol. 55, nr 6/2009.
3. „Elastyczność krajowego systemu elektroenergetycznego. Diagnoza, potencjał, rozwiązania”, Leszek Bronk, Bogdan Czarnecki, Rafał Magulski, FORUM ENERGII, www.forum-energii.eu /02.2019
4. „Stacje Ładowania Pojazdów Elektrycznych w Koncepcji Smart Systemu”, Jacek Świątek, Elektro-Info, nr 5 / 2019.
5. „Koncepcja Smart Grid szansą dla rozwoju generacji rozproszonej”, Anna Kowalska-Pyżalska, Prace naukowe Instytutu Maszyn i Napędów i Pomiarów Elektrycznych Politechniki Wrocławskiej nr 65, Seria Studia i Materiały, nr 31, 2011 r.
6. „Power electronic systems as a crucial part of Smart Grid infrastructure – a survey”, G. Benysek, M. Kazimierkowski, J. Popczyk, R. Strzelecki, BULLETIN OF THE POLISH ACADEMY OF SCIENCES TECHNICAL SCIENCES, Vol. 59, No. 4, 2011.
7. Materiały techniczne i katalogi firm: Mikronika, Apator COPA-DATA GmbH, dostępne na stronach internetowych firm.
8. Zarządzanie siecią dystrybucyjną (SN/nN) – DMS, https://www.mikronika.pl/zarzadzanie-siecia-dystrybucyjna-sn-nn-dms/
9. „Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetyczne, wybrane problemy i wyzwania”. Praca zbiorowa pod red. Jana Rączka, Mariusza Swora, Wojciecha Stawiany, publikacja Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki, Warszawa 2012, http://forumees.pl/.
10. „Smart Grid – sieć przyszłości”, Wiesław Kopterski, Pomiary Automatyka Robotyka, 12/2010.
11. „Electric Energy Management System in a Building with Energy Storage”, Marek Pawłowski, Piotr Borkowski, PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY, ISSN 0033-2097, R. 88 NR 12b /2012.
12. „Koncepcja organizacji systemów zarządzania energią w sieciach automatyki budynkowej”, Jakub Grela, Napędy i Sterowanie, nr. 12 12-2014.
13. „Internet Rzeczy w systemach automatyki budynkowej”, Andrzej Ożadowicz, Napędy i Sterowanie, Nr 12, 12-2014 r.
14. ISO 50001 Energy Management Systems. International Organization for Standardization, 06-2018.
15. „Understanding the Requirements of the Energy Management Systems Certification”, G.T. Huang, Energy/Sustainability, SGS, www.SGS.com, 06-2012. i Częstochowskiej Zarządzanie Nr 22 (2016) s. 210–217. 
16. Systemy Zarządzania Energią jako Narzędzie Wspierające Proces Racjonalizacji Zużycia Energii w Organizacjach, Aleksandra Koszarek-Cyra , Zeszyty Naukowe Politechniki Częstochowskiej Zarządzanie Nr 22 (2016) s. 210–217. 
17. „Zarządzanie Energią Determinantą Ochrony Środowiska”, Marcin Olkiewicz, Zeszyty Naukowe Politechniki Śląskiej, Seria: Organizacja i Zarządzanie, z. 100 Nr kol. 1972, 2017.
18. Grzegorz Kaczmarek – ekspert z dziedziny standaryzacji, doświadczony Audytor Wiodący i trener w zakresie systemów zarządzania ISO, współwłaściciel i Prezes Zarządu BiuroNorma Sp. z o.o.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!