Dofinansowany z unijnego programu Horyzont 2020 projekt UPGRID, wszedł w ostatnią fazę realizacji – fazę testów. Celem projektu jest przedłużenie funkcjonalności systemów monitorowania i sterowania, które obecnie funkcjonują w sieciach średniego napięcia (SN), na sieci niskiego napięcia (nn).
W projekcie UPGRID konsorcjum 19 podmiotów z siedmiu krajów: Hiszpanii, Portugalii, Szwecji, Wielkiej Brytanii, Francji, Norwegii oraz Polski, zbudowało rozwiązania, które ma podnosić bezpieczeństwo sieci energetycznych. Rozpoczął się właśnie etap testowania w ramach czterech instalacje demonstracyjnych zlokalizowanych w sieciach dystrybutorów energii – w Bilbao na północy Hiszpanii (Iberdrola – lider konsorcjum), w Parque das Nações w Lizbonie w Portugalii (EDP), Åmål w Dalsland na południu Szwecji (Vattenfall) i w Gdyni (Energa-Operator).
Celem projektu UPGRID jest przedłużenie funkcjonalności systemów monitorowania i sterowania, które obecnie funkcjonują w sieciach średniego napięcia (SN), na sieci niskiego napięcia (nn). Dzięki temu system dystrybucji energii elektrycznej ma zyskać nowy poziom elastyczności, pozwalający na zarządzanie przepływami, których złożoność rośnie z każdym podłączonym źródłem energii, np. panelem fotowoltaicznym czy farmą wiatrową.
Stopień komplikacji zagadnienia monitorowania i sterowania przy przejściu z sieci SN na nn gwałtownie rośnie, ponieważ punktów przyłączenia odbiorców (i prosumentów) jest kilkadziesiąt razy więcej niż węzłów sieci SN — mówi Paweł Pisarczyk, prezes zarządu Atende Software. Zaproponowane w projekcie UPGRID rozwiązania opierają się na wykorzystaniu danych z istniejących systemów inteligentnych liczników. Na podstawie tych danych tworzone są modele, które służą do wykrywania awarii, prognozowania przyszłego stanu sieci i planowania działań służb operatora – dodaje prezes.
Gdyński demonstrator został zrealizowany przez polskich uczestników projektu: Energa-Operator, Instytut Energetyki, Politechnikę Gdańską, Atende i Atende Software. Stworzone przez Atende Software oprogramowanie stanowi przedłużenie wcześniej wdrożonego w EOP systemu pomiarowego (AMI). Pozwala na wizualizację stanu sieci, informuje o nietypowych sytuacjach, wspiera zarządzanie pracą zespołów technicznych operatora z wykorzystaniem urządzeń mobilnych i pozwala optymalizować planowanie niezbędnych inwestycji infrastrukturalnych w oparciu o rzetelną analizę rzeczywistych potrzeb.
Polski obszar demonstracyjny realizowany jest na terenie Gdyni w obszarze zasilanym z PZ Witomino, który liczy 55 stacji Sn/nn. 100 km linii nn i obsługuje ok. 14,5 tys. odbiorców
