Energia Elektryczna maj 2018 by PTPiREE

PRZESYŁ

Elektryczna

5/2018

DYSTRYBUCJA

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

KLIENT

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Technika i technologie

Wydarzenia w branży

Pierwsze kroki rynku mocy

Uprawnienia

podmiotów danych

Analiza

różnicy bilansowej energii elektrycznej

Karol Zarajczyk

Wszechstronność daje przewagę

W NUMERZE

ROZMOWA MIESIĄCA

Wywiad z Karolem Zarajczykiem, prezesem URSUS SA

RYNEK I REGULACJE

Pierwsze kroki rynku mocy

10 Uprawnienia podmiotów danych 13 RAPORT Z DZIAŁAŃ LEGISLACYJNYCH 14 PARAGRAF W SIECI

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

16 Ensto Phase Balancer jako skuteczny

środek do obniżania strat sieciowych i poprawy ochrony przeciwporażeniowej w liniach napowietrznych niskiego napięcia

20 Analiza różnicy bilansowej

energii elektrycznej

INNOWACJE I STARTUPY

24 Dwa słupki na wynos, poproszę!

WYDARZENIA

27 Wydarzenia w branży 28 Konferencja PTPiREE 29 Szczyt energetyczny w Gdańsku 30 FELIETON KLIENT

Biuletyn Branżowy „Energia Elektryczna” – miesięcznik Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Redaguje zespół: Wojciech Tabiś (redaktor naczelny), Małgorzata Władczyk (zastępca redaktora naczelnego), Sebastian Brzozowski, Mirosław Derengowski, Olga Fasiecka, Wojciech Kozubiński, Lucyna Mazurek, Stanisława Teszner, Katarzyna Zalewska-Wojtuś. Adres redakcji: ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, www.e-elektryczna.pl Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, e-mail: ptpiree@ptpiree.pl, www.ptpiree.pl ISSN 1897-3833 Opracowanie graficzne, skład, łamanie i druk: Media i Rynek, ul. K. Pułaskiego 41, 62-800 Kalisz Redakcja nie odpowiada za treść reklam i ogłoszeń. Redakcja nie zwraca nadesłanych materiałów oraz zastrzega sobie prawo skracania i adiustacji tekstów oraz zmianę ich tytułów. Nakład: 1000 egzemplarzy Data zamknięcia numeru: 18 maja 2018 r.

DYSTRYBUCJA

PRZESYŁ

Elektryczna

5/2018

Elektromobilność to obecnie problematyka aktualna i rozwojowa. Mówi się o niej wiele, podejmowane są konkretne działania, zarówno w obszarze legislacji, jak i technologii. Szerokie spektrum spraw związanych z elektrycznymi pojazdami sprawia, że w realizację wyzwań nowej ery motoryzacji zaangażowani są reprezentanci różnych, pozornie odległych dziedzin. Naturalnym partnerem dyskusji o przyszłości elektrycznych pojazdów jest energetyka, bo kto, jeśli nie ona zapewni „napęd” dla elektromobilnych idei. Ważną grupą interesariuszy tego wielkiego projektu są oczywiście dostawcy technologii oraz producenci pojazdów. Spotkanie z jednym z nich, prezesem spółki URSUS, Karolem Zarajczykiem proponujemy Czytelnikom w bieżącym wydaniu „Energii Elektrycznej”. Parafrazując hasło Polskiego Związku Piłki Nożnej „Łączy nas piłka”, możemy powiedzieć: „Łączy nas elektromobilność”. Okazuje się bowiem, że istnieje całe spektrum spraw istotnych z punktu widzenia tak energetyki, jak i producentów, o czym przekonujemy się podczas lektury Rozmowy miesiąca. Temat związany z elektromobilnością, widziany oczyma praktyka, pojawia się również w dalszej części miesięcznika. W dziale Technika i technologie przedstawiamy fakty i mity związane z eksploatacja samochodów elektrycznych. Ale nie tylko to zagadnienie jest przedmiotem naszego zainteresowania. Wracając na energetyczne podwórko, możemy zarekomendować specjalistom artykuł poświęcony analizie różnicy bilansowej, podsumowujący doświadczenia spółki TAURON Dystrybucja we wdrażaniu systemu BiSun. Innym technologicznym rozwiązaniem, omawianym na łamach najnowszego numeru ,,EE'', jest urządzenie Ensto Phase Balancer, służące do obniżania strat sieciowych. Wśród spraw związanych z Rynkiem i regulacjami szczególną uwagę pragnę zwrócić na tekst poświęcony wdrażaniu rynku mocy w Polsce. Pokazujemy w nim, w jaki sposób realizowany jest ten mechanizm finansowy oraz prezentujemy kalendarium procesu. Ponadto, jak zawsze w „Energii Elektrycznej”, znajdą Państwo omówienie najważniejszych wydarzeń w branży, przegląd informacji z życia spółek oraz raport z działań PTPiREE. Wśród tych ostatnich przedstawiamy zagadnienia z naszej konferencji „Oświetlenie dróg i miejsc publicznych (...)”, a także prezentujemy odbywający się pod naszym patronatem szczyt energetyczny w Gdańsku. Zapraszam do lektury! Wojciech Tabiś

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

Szanowni Państwo

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Technika i technologie

Wydarzenia w branży

Pierwsze kroki rynku mocy

Uprawnienia

podmiotów danych

Analiza

różnicy bilansowej energii elektrycznej

Zdjęcie: URSUS

Zdjęcie: Katarzyna Piwecka

Spis treści

Karol Zarajczyk

Wszechstronność daje przewagę

maj 2018 ENERGIA elektryczna l

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»TAURON Dystrybucja

Dzięki wspólnej inicjatywie Urzędu Miasta i Gminy Niemodlin, właścicieli zabytku i firmy TAURON Dystrybucja, zamek książęcy w Niemodlinie zyskał nowoczesną iluminację. Stałe podświetlenie ma jego brama wraz z fragmentem muru obronnego i basteją. Równomiernie doświetlono elewację, podkreślając jej walory historyczne. Instalacja składa się z 20 opraw LED oraz siedmiu projektorów zainstalowanych na latarniach ulicznych. Rozświetlono też wnętrze bastei, co wyeksponowało jej zabytkowe wnętrze. Uzupełnieniem kompozycji są umieszczone przez właścicieli zamku na elewacji dodatkowe oprawy liniowe o szerokiej charakterystyce światła. Z okazji inauguracji stałego oświetlenia murów zamkowych TAURON Dystrybucja przygotował dla mieszkańców widowisko świetlne – iluminację budynków przedzamcza. Ekranem projekcji były mury zamku, w które wkomponowano grafiki i obrazy uzupełniające architekturę i ukształtowanie tego pięknego miejsca. Pokazy teatru ognia przywodziły na myśl występy średniowiecznych kuglarzy. Dzieci mogły uczestniczyć w pokazach bezpiecznych, energetycznych eksperymentów, które TAURON prezentował w specjalnym edukacyjnym namiocie.

»»PGE

Sto tysięcy drzew

Grupa PGE rozpoczyna kolejną edycję akcji „Lasy pełne energii”. Jest to ekologiczna inicjatywa PGE Dystrybucja, realizowana od blisko 15 lat i rozwijana przez pracowników pozostałych spółek grupy. Celem programu, skierowanego do społeczności lokalnych, a także załogi PGE oraz jej rodzin, jest wsparcie postaw proekologicznych wśród dzieci i młodzieży. Współgra on również z ideą „zielonego biura” PGE, zgodnie z którą zatrudnieni w PGE starają się rozsądnie zarządzać zasobami niezbędnymi do pracy w siedzibach spółek, na przykład papierem. Sadząc „lasy pełne energii” pracownicy grupy PGE wraz z lokalnymi społecznościami w całym kraju aktywnie uczestniczyli w obchodach Światowego Dnia Ziemi, który przypadał 22 kwietnia. Podczas tegorocznej, trwającej przez cały miesiąc akcji, posadzono łącznie 100 tysięcy drzew, aby uczcić w ten sposób 100-lecie odzyskania niepodległości przez Polskę. n 4

l ENERGIA elektryczna maj 2018

Zdjęcie: Tauron

Iluminacja zamku w Niemodlinie

Stałe podświetlenie ma brama wraz z fragmentem muru obronnego i basteją

Iluminacja zamku to kolejny element współpracy spółki z gminą Niemodlin. W jej ramach w 2016 roku wymieniono 970 starych opraw na LED-owe oraz zamontowano 232 nowe punkty świetlne. W 2017 roku zainstalowano kolejne 225. Nowoczesne oświetlenie ma zapewnić przede wszystkim bezpieczeństwo mieszkańcom, a gminie pozwolić na oszczędności w opłatach za energię elektryczną. n

»»PGE

Wsparcie dla szkolnictwa zawodowego PGE Polska Grupa Energetyczna podpisała z Ministerstwem Edukacji Narodowej (MEN) list intencyjny, którego głównym celem jest podnoszenie jakości i efektywności kształcenia zawodowego w branży elektroenergetycznej. Grupa PGE zadeklarowała podjęcie wspólnie z MEN działań umożliwiających dostosowanie kształcenia zawodowego do zmieniających się potrzeb branży elektroenergetycznej. Będą one dotyczyć m.in.: wspierania tworzenia nowoczesnych podstaw programowych, organizowania dodatkowych praktyk i staży dla uczniów oraz nauczycieli kształcenia zawodowego, a także przeprowadzania egzaminów zawodowych w branży elektryczno-energetycznej. PGE w ramach współpracy z resortem edukacji będzie obejmowała patronatem szkoły kształcące w zawodach właściwych dla branży elektryczno-energetycznej, co znacząco ułatwi uczniom rozpoczęcie kariery zawodowej. Grupa wyraziła także gotowość podjęcia działań na rzecz rozbudowywania zintegrowanego systemu kwalifikacji, co pozwoli na skuteczniejsze przygotowywanie kadr do podejmowania pracy w branży elektroenergetycznej. Celem działań podejmowanych przez MEN jest przede wszystkim dostosowanie systemu kształcenia zawodowego do potrzeb nowoczesnej gospodarki. Istotne jest również zwiększenie wpływu firm oraz organizacji zrzeszających przedsiębiorstwa na szkolnictwo branżowe i techniczne. n

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»ENERGA-OPERATOR

Dyrekcja kaliskiego oddziału ENERGAOPERATOR i prezydent miasta podpisali porozumienie w sprawie przebudowy linii elektroenergetycznej 110 kV Kalisz Zachód – Kalisz Dobrzec. Za ponad 8 mln zł linię napowietrzną zastąpi kablowa. Oprócz poprawy estetyki, przebudowa zwiększy przede wszystkim bezpieczeństwo pracy Krajowego Systemu Energetycznego i dostaw energii elektrycznej na obszarze pomiędzy Kaliszem, Koninem a Turkiem. Dotychczasową linię o łącznej długości 2,88 km wybudowano w 1977 roku. Rozwój miasta nad Prosną spowodował, że znalazła się ona w centrum osiedla Dobrzec. Jej trasa przecina obszar, na którym organizowane są festyny i koncerty, gromadzące tysiące ludzi. Linia przebiega również w bezpośrednim otoczeniu kościoła parafialnego, gdzie w nabożeństwach uczestniczą setki wiernych. Stąd tak ważna jest przebudowa linii dla zapewnienia większego bezpieczeństwa lokalnej społeczności.

Zdjęcie: Energa-Operator

Linia kablowa w Kaliszu

Porozumienie podpisali: Grzegorz Sapiński – prezydent miasta Kalisza i Paweł Karczewski – dyrektor generalny Oddziału ENERGA-OPERATOR w Kaliszu

Inwestycję, realizowaną głównie z pieniędzy ENERGA-OPERATOR, częściowo dofinansuje miasto w zakresie infrastruktury drogowej. Z kolei spółdzielnia Mieszkaniowa ,,Dobrzec'', przez której obszar wiedzie większa część trasy obecnej linii napowietrznej, zadeklarowała nieodpłatne ustanowienie służebności

przesyłu pod przyszłą linię kablową oraz udostępnienie swojego terenu dla potrzeb przeprowadzenia robót budowlanych. Dodatkowo, ze względu na kolizję istniejącej linii z zamierzeniami inwestycyjnymi prywatnej firmy, przebudowa będzie częściowo sfinansowana przez spółkę Dr. Marcus International.n

»»PSE

»»PGE Dystrybucja

Dziewięć przedsięwzięć o wartości przekraczającej 600 mln zł prowadzą na Pomorzu Zachodnim Polskie Sieci Elektroenergetyczne. W ciągu kilku lat powstanie tam 70 km nowych linii o napięciu 400 kV oraz około 120 km linii 220 kV. Najważniejsze z tych inwestycji dotyczą linii najwyższych napięć 400 kV Krajnik – Baczyna oraz linii 220 kV Glinki – Recław oraz Krajnik – Glinki. Kolejnym ważnym elementem układu sieci, mającym zapewnić bezpieczeństwo energetyczne aglomeracji szczecińskiej, jest rozbudowa stacji 110 kV Pomorzany o rozdzielnię 220 kV i budowa linii 220 kV Pomorzany – nacięcie linii Krajnik – Glinki. Jest ona jednak utrudniona, podobnie jak przebudowa newralgicznej dla zasilania Szczecina linii Krajnik – Glinki, z powodu blokowania rozpoczęcia procedur planistycznych przez władze gminy Kołbaskowo. Według spółki, projekt jest opóźniony w stosunku do pierwotnego kontraktu o ponad trzy lata. Realizacja inwestycji jest niezbędna dla zapewnienia bezpiecznych i nieprzerwanych dostaw energii dla mieszkańców Szczecina i okolic. Prace mają na celu poprawę pewności zasilania, głównie zachodniej części aglomeracji, tak aby uniknąć w przyszłości ewentualnych katastrof energetycznych. Obecnie zasilanie województwa zachodniopomorskiego i Szczecina zależy od starej linii 220 kV, łączącej stacje elektroenergetyczne Krajnik i Glinki. Linia umożliwia wyprowadzenie mocy z Elektrowni Dolna Odra. Tam produkowana jest energia zasilająca aglomerację szczecińską oraz odbiorców z dalszych części kraju. n

Lubelski oddział PGE Dystrybucja przebuduje linię 110 kV Poniatowa – Nałęczów o długości ponad 19 km. Modernizacja sieci zwiększy możliwość przyłączania odnawialnych źródeł energii m.in. poprzez zwiększenie obciążalności linii, zmniejszenie strat przesyłowych oraz poprawę jakości zasilania odbiorców. Dodatkowo inwestycja umożliwi wdrożenie funkcjonalności inteligentnej infrastruktury, takich jak: monitoring obciążenia napowietrznej linii 110 kV w czasie rzeczywistym z uwzględnieniem aktualnych warunków atmosferycznych (temperatura otoczenia, nasłonecznienie, prędkość i kierunek wiatru) oraz bieżący monitoring kablowej linii 110 kV i stała kontrola stanu urządzeń. Całkowita wartość robót wynosi 17 mln zł, z czego ponad 7 mln zł będzie pochodzić z dofinansowania ze środków Unii Europejskiej. Pieniądze zostaną przekazane w ramach działania 1.1 Wspieranie wytwarzania i dystrybucji energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych, poddziałania 1.1.2 Wspieranie projektów dotyczących budowy oraz przebudowy sieci umożliwiających przyłączanie jednostek wytwarzania energii z OZE Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014 – 2020. Inwestycję realizuje PGE Dystrybucja Oddział Lublin. Jej zakończenie planowane jest na grudzień bieżącego roku. n

Sieć na Pomorzu

OZE na Lubelszczyźnie

Informacje ze spółek zebrała Marzanna Kierzkowska

maj 2018 ENERGIA elektryczna l

ROZMOWA MIESIĄCA

Wszechstronność daje przewagę Wywiad z Karolem Zarajczykiem, prezesem URSUS SA.

»»

Kiedy w 1893 roku założyciele przedsiębiorstwa rozpoczęli produkcję armatury przemysłowej, nie mogli przypuszczać, że po przeszło 120 latach jednym z produktów Ursusa będzie autobus elektryczny. Spółka Ursus Bus koncentruje swoją działalność na ekologicznym transporcie publicznym. Skąd zrodził się pomysł inwestowania w sektor elektromobilności? Autobusy to część tradycji firmy. Przed wybuchem drugiej wojny światowej w zakładach Ursusa produkowano tabor komunikacji miejskiej. Decyzja o rozpoczęciu produkcji autobusów była więc kontynuacją tradycji i zarazem strategii, polegającej na wejściu firmy w obszar elektromobilności. Ursus zawsze łączył w sobie tradycję z nowoczesnością. Na przestrzeni lat z taśm produkcyjnych Ursusa zjeżdżały nie tylko ciągniki, ale także sprzęt wojskowy. Firma jest w stanie dopasować się do bieżącego zapotrzebowania rynku i, oprócz podstawowej działalności, rozwijać się w innych segmentach.

»» W ubiegłym roku Pańska spółka

wygrała największy w Europie przetarg na 47 elektrycznych autobusów miejskich o długości 12 metrów. Dostawy mają być realizowane w bieżącym roku. Samorządy coraz częściej stawiają na rozwój bezemisyjnego transportu miejskiego. Jakim potencjałem dysponuje Ursus Bus, aby zmierzyć się z rosnącym zapotrzebowaniem na ekologiczne autobusy? Jesteśmy w pełni świadomi tego, jak kształtuje się zapotrzebowanie na autobusy elektryczne. Stale monitorujemy 6 l ENERGIA elektryczna maj 2018

rynek i kreujemy go, prowadząc własne programy, takie jak organizacja komunikacji publicznej w Złotowie. Wspólnie z władzami miasta stworzyliśmy tam plan

Obecnie mamy do czynienia z błędnym kołem. Nie mamy dużej liczby samochodów, ponieważ nie mamy właściwej infrastruktury, a właściwa infrastruktura nie powstaje, ponieważ w Polsce jest zbyt mało samochodów elektrycznych. Na szczęście, dzięki zaangażowaniu władz krajowych, powstają kompleksowe programy, które mogą rozwiązać ten problem. jej rozwoju. Jesteśmy w stałym kontakcie z rządowymi instytucjami koordynującymi i pobudzającymi sektor elektromobilności.

Dzięki współpracy z wieloma przedsiębiorstwami z różnych branż, skupionymi w stworzonym przez nas Konsorcjum Polski E-Bus, jesteśmy w stanie przygotować ofertę dopasowaną do najbardziej wymagających potrzeb władz samorządowych.

»»

Czy Ursus Bus zamierza wejść ze swoim produktem również na rynki zagraniczne? Zdecydowanie tak. Skutecznie prowadzimy ekspansję zagraniczną na rynku maszyn rolniczych i ten sam model biznesowy chcielibyśmy powtórzyć w przypadku autobusów. Po umocnieniu pozycji na rodzimym rynku zamierzamy startować w przetargach organizowanych poza granicami kraju. Naszym atutem jest rewolucyjny model autobusu wodorowego, który może doskonale sprawdzić się w krajach Europy Zachodniej. Autobusy zasilane ogniwami wodorowymi mają zdecydowanie większy zasięg, jednak problemem tego rozwiązania w Polsce jest brak sieci do ładowania wodorem.

»»

Skoro już o tym mowa, rozwój autobusów elektrycznych wiąże się oczywiście z rozwojem infrastruktury do ich ładowania. Jakie wyzwania, z punktu widzenia producenta pojazdów elektrycznych, stoją w tym kontekście przed operatorami sieci dystrybucyjnych, którzy muszą zapewnić dostawy energii, oraz producentami infrastruktury do ładowania? Niestety, obecnie Polska nie dysponuje dobrą i rozbudowaną infrastrukturą dopasowaną do możliwości i szybkości rozwoju transportu elektrycznego. Jednym z wyzwań z pewnością może być odpowiednie

Zdjęcie: Ursus SA

ROZMOWA MIESIĄCA

Karol Zarajczyk, prezes URSUS SA

ustawodawstwo. Przyjęta ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych nie wyczerpuje tematu. Jest wiele kwestii, które wciąż wymagają regulacji prawnych. Na przykład, w jednym mieście może funkcjonować kilka różnych systemów ładowarek, ponieważ każdy z producentów autobusów stosuje inne rozwiązania techniczne, co uniemożliwia stworzenie jednego, spójnego systemu zasilania pojazdów. Brakuje również zachęt i kampanii informacyjnych, które przekonają do inwestowania w rozbudowę sieci stacji ładowania. Obecnie mamy do czynienia z błędnym kołem. Nie mamy dużej liczby samochodów, ponieważ nie mamy właściwej infrastruktury, a właściwa infrastruktura nie powstaje, ponieważ w Polsce jest zbyt mało samochodów elektrycznych. Na szczęście, dzięki zaangażowaniu władz krajowych, powstają kompleksowe programy, które mogą rozwiązać ten problem.

»»

Największą rolę pojazdy elektryczne będą odgrywać najprawdopodobniej w transporcie miejskim, głównie z powodu obniżenia poziomu zanieczyszczeń i hałasu. Jak, Pana zdaniem, będzie wyglądał transport publiczny w naszym kraju za kilkanaście lat? Pomimo obecnych problemów, z którymi stykamy się na co dzień, bez wątpienia będzie to transport elektryczny.

Nie ma co do tego wątpliwości. Poszczególne europejskie stolice jasno określiły, że chcą ograniczyć lub całkowicie wyeliminować ruch pojazdów spalinowych, szczególnie w centrach miast. Kluczową kwestią będzie tu na pewno rozwój infrastruktury do ładowania baterii oraz stacji do ładowania wodorem. Kiedy uporamy się z tym problemem, znikną wszelkie bariery hamujące rozwój elektromobilności.

»» Podczas tegorocznych targów

Poznań Motor Show wiele dyskusji poświęconych było elektromobilności. Zaprezentował Pan m.in. plany produkcji w pełni elektrycznego samochodu dostawczego. Kiedy ona ruszy? Czy przewiduje Pan, że elektryczne auta dostawcze szybko zastąpią na ulicach miast te z silnikiem spalinowym? Pojazd jest obecnie w fazie testów przedhomologacyjnych. Po uzyskaniu wszelkiej niezbędnej dokumentacji produkcja zostanie uruchomiona w ciągu kilku miesięcy. Jeżeli wziąć pod uwagę rosnącą świadomość ekologiczną społeczeństwa oraz skalę wsparcia administracji rządowej w promowaniu napędu elektrycznego, to wizja zastąpienia pojazdów spalinowych elektrycznymi staje się bardzo realna i to w perspektywie najbliższych lat. W dodatku opracowany przez nas projekt ELVI

będzie mógł zostać dopasowany do indywidualnych potrzeb klienta. Tył pojazdu będzie mógł pełnić funkcję cysterny, kontenera czy chłodni. Ta wszechstronność daje nam dużą przewagę i szansę na szybkie zaistnienie na rynku.

»» Dziękuję za rozmowę.

Rozmawiał Wojciech Tabiś

Karol Zarajczyk, prezes URSUS SA Jest absolwentem Wyższej Szkoły Przedsiębiorczości i Zarządzania im. L. Koźmińskiego w Warszawie. Ukończył również studia podyplomowe The Executive Training Programme (stypendium Komisji Europejskiej) na następujących uczelniach: SDA Bocconi School of Management in Milan, The School of Oriental and African Studies University of London, Sciences Po Paris, Waseda University Tokyo. Prezesem zarządu Ursus SA jest od 2013 roku. Wcześniej m.in. pełnił funkcję członka Rady Nadzorczej Bioenergia Invest SA. W latach 2009 – 2014 był również prezesem Ursus Sp. z o.o., a równocześnie w latach 2009 – 2013 – wiceprezesem i dyrektorem ekonomiczno-finansowym Ursus SA.

maj 2018 ENERGIA elektryczna l

RYNEK I REGULACJE

Pierwsze kroki rynku mocy

Wraz z początkiem 2018 roku zaczęło się w Polsce wdrażanie rynku mocy. Do pierwszych aukcji już blisko, bo są wyznaczone przez ustawę na ostatnie miesiące tego roku. Z obecnych regulacji wynika, że z czasem rola operatorów systemów dystrybucyjnych na tym rynku będzie rosła. IRENEUSZ CHOJNACKI

Rynek mocy to mechanizm finansowy, który w uproszczeniu ma pozwolić utrzymać w systemie elektroenergetycznym istniejące elektrownie oraz pobudzić budowę nowych, a tym samym zapobiec powstaniu deficytu mocy, zagrażającemu ciągłości dostaw energii. Po latach dyskusji na temat celowości jego wprowadzenia w naszym kraju powstały odpowiednie ramy regulacyjne i ruszyły prace wdrożeniowe tego mechanizmu. Pierwszym kamieniem milowym tego procesu było wejście w życie ustawy o rynku mocy, co stało się 18 stycznia 2018 roku. Niedługo później, bo 7 lutego 2018 roku, Komisja Europejska zgodziła się na polski rynek mocy, a także na stosowanie mechanizmów zdolności wytwórczych w kilku innych krajach. Z uwagi na różnice zdań pomiędzy Radą Unii Europejskiej a Parlamentem Europejskim (o czym na zakończenie artykułu), nie ma jeszcze pewności, jak w Unii Europejskiej będą ostatecznie regulowane mechanizmy zdolności wytwórczych, ale to nie wstrzymuje wdrażania rynku mocy w Polsce. Prezes URE wydał 30 marca 2018 roku decyzję zatwierdzającą regulamin rynku mocy. Uczynił to po przeprowadzeniu postępowania administracyjnego oraz po otrzymaniu postanowienia ministra energii z 29 marca, uzgadniającego regulamin rynku mocy. Ta decyzja otworzyła drzwi do następnego etapu prac wdrożeniowych, czyli przeprowadzenia certyfikacji ogólnej jednostek wytwórczych 8

l ENERGIA elektryczna maj 2018

do rynku mocy, co odbywa się właśnie na podstawie regulaminu rynku mocy. Certyfikacja ogólna rozpoczęła się 3 kwietnia. Mieli do niej obowiązek przystąpić wszyscy właściciele jednostek fizycznych wytwórczych istniejących, których moc osiągalna brutto jest nie mniejsza niż 2 MW. Także ci, jak informował URE, którzy nie są objęci obowiązkiem uzyskania na wytwarzanie energii elektrycznej koncesji, udzielonej przez Prezesa URE. – Obecnie, w ramach mechanizmu rynku mocy, trwa proces certyfikacji ogólnej, który zakończy się 29 maja. Poprzedza on fazę certyfikacji do aukcji głównych mocy na okresy dostaw w latach 2021 – 2023. Na tym etapie wdrażania ustawy o rynku mocy OSD pełnią rolę techniczną, ale niezwykle istotną. Do ich obowiązków należy zweryfikowanie, czy podmioty przyłączone ich sieci, które złożyły wnioski o wpis do rejestru rynku mocy, m.in. prawidłowo zdefiniowały się jako jednostki rynku mocy i prawidłowo wskazały punkty pomiarowe, czyli miejsca styku swoich jednostek z siecią – wyjaśnia Marek Duk, kierownik Wydziału Certyfikacji i Aukcji Rynku Mocy Polskich Sieci Elektroenergetycznych. – To jest bardzo ważne, zwłaszcza dla późniejszych rozliczeń. Poprawność identyfikacji wszystkich miejsc styku danej jednostki z siecią, w których energia może być przez tę jednostkę oddawana lub pobierana z sieci, będzie miała wpływ na prawidłowość późniejszych rozliczeń za wykonywanie obowiązku mocowego. Jest to kluczowe dla uniknięcia wątpliwości, w jakim stopniu

dana jednostka brała udział w dostarczaniu mocy do systemu w tzw. okresie zagrożenia – dodaje Marek Duk. Kiedy oddajemy artykuł do druku, proces certyfikacji ogólnej do rynku mocy jest już zaawansowany. 12 kwietnia 2018 roku PSE zakończyły przyjmowanie wniosków o wpis do rejestru rynku mocy w ramach certyfikacji ogólnej prowadzonej na podstawie ustawy z 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy. Były one przyjmowane w formie elektronicznej, poprzez dedykowany system teleinformatyczny, od 3 do 12 kwietnia 2018 roku. PSE poinformowały, że w wyznaczonym terminie złożono 1196 wniosków, z których 161 dotyczyło jednostek redukcji zapotrzebowania, a 1035 jednostek wytwórczych oraz magazynów energii. Warto zwrócić uwagę, że wśród zgłoszonych o wpis do rejestru rynku mocy była spora grupa jednostek planowanych. Wśród jednostek redukcji zapotrzebowania na moc zgłoszono 53 jednostki redukcji zapotrzebowania planowane, 67 jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania bez generacji wewnętrznej oraz 41 jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania z generacją wewnętrzną. W grupie jednostek fizycznych wytwórczych zgłoszono 900 jednostek fizycznych wytwórczych istniejących, w tym 619 jednostek OZE, 263 jednostki konwencjonalne i 18 magazynów energii oraz 135 jednostek fizycznych wytwórczych planowanych, w tym 54 jednostki OZE, 62 jednostki konwencjonalne i 19 magazynów energii.

RYNEK I REGULACJE Termin na weryfikację wniosków o wpis do rejestru rynku mocy przez OSD, wynikający z regulaminu rynku mocy, wyznaczono na 2 maja 2018 roku. Wdrażanie ustawy o rynku mocy nie wywołało, przynajmniej u niektórych operatorów, konieczności powoływania specjalnych zespołów czy departamentów. – W Enei Operator obowiązki w zakresie certyfikacji, a w przyszłości również przekazywania danych niezbędnych do obsługi rynku mocy, realizuje istniejące już od dawna w spółce Biuro Usług Operatorskich w Departamencie Usług Operatorskich i Taryf. Jednostka ta jest wpierana przez inne jednostki organizacyjne w przypadku konieczności pozyskania dodatkowych danych i informacji niezbędnych do właściwej weryfikacji wniosków – mówi Danuta Tabaka, rzecznik Enei Operator. Podmioty, które zostaną wpisane do rejestru rynku mocy podczas pierwszej certyfikacji ogólnej, będą miały prawo do udziału w certyfikacji do aukcji głównych na okres dostaw przypadający na lata 2021 – 2023, które odbędą się w listopadzie i grudniu 2018 roku. OSD nie wezmą udziału w certyfikacji do aukcji głównych, która zacznie się 5 września, ale wcześniej będą miały do wykonania kolejne ważne zadanie. Według informacji uzyskanych w PSE, po zakończeniu certyfikacji ogólnej, do września te jednostki, które zostaną wpisane do rejestru rynku mocy i będą chciały wziąć udział w aukcjach, będą musiały uzyskać u swoich operatorów (OSD i OSP) potwierdzenia, że ich układy pomiarowe spełniają wymagania techniczne, niezbędne do prawidłowego rozliczania dostaw mocy w okresach zagrożeń. Oznacza to, że operatorzy będą musieli zweryfikować m.in. czy wszystkie układy pomiarowo-rozliczeniowe danej jednostki mogą dostarczać dane godzinowe i czy mogą je automatycznie przesyłać do operatorów. Z czasem rola OSD jako uczestników rynku mocy ma wzrastać. W kolejnych latach po 2018 roku na potrzeby następnych aukcji mocy też będą prowadzone certyfikacje ogólne do rynku mocy, a więc OSD będą stale zaangażowani w te procesy, a od 2020 roku zaczną pełnić rolę płatnika opłaty mocowej. – W kwestii pobierania opłaty planowana jest aktualizacja systemu bilingowego, a także konieczna będzie wymiana (do 1 października 2020 roku) układów pomiarowo-rozliczeniowych dla odbiorców

Tabela 1. Ramowy harmonogram procesów rynku mocy na rok 2018

3 kwietnia

rozpoczęcie certyfikacji ogólnej

29 maja

zakończenie certyfikacji ogólnej

5 września

rozpoczęcie certyfikacji do aukcji głównych na lata 2021 – 2023

31 października

zakończenie certyfikacji do aukcji głównych na lata 2021 – 2023

15 listopada

aukcja główna na rok 2021

5 grudnia

aukcja główna na rok 2022

21 grudnia

aukcja główna na rok 2023

Źródło: PSE

z grup taryfowych C1x (przyłączeni do sieci o napięciu do 1 kV i mocy umownej poniżej 40 kW, niebędący odbiorcami w gospodarstwie domowym) na układy pozwalające na rejestrację danych godzinowych wraz z układem transmisji danych – informuje Danuta Tabaka. PGE Dystrybucja, w związku z powstającą koniecznością wymiany wskazanych wyżej układów pomiarowo-rozliczeniowych, sygnalizowała potrzebę wprowadzenia do ustawy rynku mocy poprawki dotyczącej pobierania opłaty mocowej. Poprawka, na zasadność której wskazywała spółka, miałaby polegać na wyróżnieniu z grupy odbiorców energii elektrycznej (niebędących odbiorcami energii elektrycznej w gospodarstwie domowym) przyłączonych do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV i mocy umownej nie większej niż 40 kW oraz zmianie sposobu ustalania dla nich opłaty mocowej. – Zgodnie z proponowanym brzmieniem art. 70, stawka opłaty mocowej dla tych odbiorców ustalana byłaby jako stawka miesięczna zależna od mocy umownej, płatna za punkt poboru energii elektrycznej, wyrażona w złotych za kilowatogodzinę. Modyfikacja obecnego brzmienia przepisów pozwoli na obliczanie opłaty mocowej dla tej grupy odbiorców z zastosowaniem zainstalowanych już układów pomiarowo-rozliczeniowych, bez konieczności ich wymiany na układy umożliwiające rejestrację dobowo-godzinowego profilu poboru energii – uważa Adam Rafalski, rzecznik PGE Dystrybucja. Prace nad wdrażaniem w naszym kraju rynku mocy idą pełną parą, ale zarazem nie ma jeszcze pewności, jak ostatecznie będzie on wyglądał. Nie skończyły się

prace nad unijnym rozporządzeniem o wewnętrznym rynku energii, a to w jego projekcie znalazł się zapis uzależniający udział elektrowni w rynku mocy od spełnienia kryterium emisji na poziomie 550 kg CO₂/MWh, któremu ,,węglówki'' nie są w stanie sprostać. Rada UE przyjęła w grudniu minionego roku stanowisko negocjacyjne w sprawie przyszłych przepisów o wewnętrznym rynku energii. Jest ono dość łagodne dla energetyki węglowej w kontekście rynku mocy, bo daje możliwości jej wspierania nawet do 2035 roku. Natomiast europarlamentarzyści przyjęli rozwiązania dotyczące tzw. mechanizmów mocowych znacznie mniej korzystne dla węgla niż Rada UE. Zaproponowali m.in., żeby mechanizmy mocowe, w tym rynek mocy, mogły funkcjonować w UE maksymalnie przez pięć lat, licząc od 2020 roku, oraz skrócenie kontraktów mocowych do maksymalnie roku. Ostateczne rozwiązanie ustalone zostanie w ramach tzw. trilogu, czyli procedury, w której uczestniczą Parlament Europejski, Rada UE i Komisja Europejska. – Polska ustawa o rynku mocy weszła w życie i została zatwierdzona przez KE jako zgodna z rynkiem wewnętrznym, ale regulacje rozporządzenia o wewnętrznym rynku energii będą miały wpływ na ostateczny kształt rynku mocy w naszym kraju. Wydaje się, że kluczowe w tym zakresie będą przepisy przejściowe, tj. jaka będzie relacja nowych regulacji do funkcjonujących już mechanizmów mocowych, zatwierdzonych przez KE – mówi Piotr Ciołkowski, partner i lider zespołu regulacyjnego ds. sektora energetycznego w kancelarii CMS.

Autor jest dziennikarzem Magazynu Gospodarczego ,,Nowy Przemysł’’ oraz portalu wnp.pl maj 2018 ENERGIA elektryczna l

RYNEK I REGULACJE

Wdrażanie rozporządzenia RODO w energetyce (część 2)

Uprawnienia podmiotów danych

25 maja zacznie obowiązywać rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 z 27 kwietnia 2016 roku, w skrócie RODO (Rozporządzenie Ogólne o Ochronie Danych Osobowych). Dotyczy ono ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych oraz swobodnego przepływu takich danych. ADAM FRĄCKOWIAK, KRZYSZTOF KARŁOWICZ WKB Wierciński, Kwieciński, Baehr sp.k. Na podstawie przepisów RODO, klientom OSD przysługuje szereg uprawień. Pierwszym z nich jest prawo do informacji, czyli uzyskania od administratora danych informacji w zakresie określonym w art. 13 i 14 RODO (zakres informacji różni się w zależności od uzyskania informacji bezpośrednio od klienta lub od podmiotu trzeciego). Informacji udziela się: • w momencie gromadzenia informacji (jeśli pozyskane od klienta); • w rozsądnym terminie (jeśli pozyskane od podmiotu trzeciego): ʱʱ najpóźniej w ciągu miesiąca albo ʱʱ jeśli dane mają być stosowane do komunikacji – najpóźniej przy pierwszej takiej komunikacji. Kolejnym uprawnieniem jest prawo dostępu do danych, czyli prawo do uzyskania od administratora potwierdzenia, czy przetwarzane są dane osobowe, a jeżeli tak – uzyskania dostępu do nich oraz do dodatkowych informacji. Informacje takie dotyczyć mogą, na przykład, celu i zakresu przetwarzania oraz planowanego okresu przechowywania danych osoby, której dotyczą. Niniejszy tekst jest drugim z cyklu artykułów poświęconych wdrażaniu RODO w energetyce. Zagadnienie będzie kontynuowane w kolejnych wydaniach „Energii Elektrycznej”. 10 l ENERGIA elektryczna maj 2018

Osobie, której dane dotyczą, przysługuje także prawo do sprostowania danych, czyli żądania niezwłocznego sprostowania danych osobowych, które są nieprawidłowe z uwzględnieniem celów przetwarzania. Osoba, której dane dotyczą, może także żądać uzupełnienia niekompletnych danych osobowych, w tym poprzez przedstawienie dodatkowego oświadczenia. Zgodnie z „prawem do bycia zapomnianym”, odbiorca może żądać niezwłocznego usunięcia danych, jeżeli m.in. nie są one już niezbędne dla celów, w których zostały zebrane, osoba cofnęła zgodę, na której opiera się przetwarzanie, lub dane były przetwarzane niezgodnie z prawem. W praktyce uprawnienie to, choć szeroko komentowane, będzie miało zastosowanie głównie w przypadku dostawców usług elektronicznych, mediów społecznościowych. Prawo do ograniczenia przetwarzania danych przysługuje we wskazanych w RODO przypadkach, np. gdy osoba, której dane dotyczą, kwestionuje prawidłowość danych osobowych – na okres pozwalający administratorowi sprawdzić ich prawidłowość. Warto pamiętać także o prawie do przenoszenia danych, czyli prawie do otrzymania w ustrukturyzowanym,

powszechnie używanym formacie, nadającym się do odczytu maszynowego, danych osobowych dostarczonych administratorowi i przesłania ich innemu administratorowi, jeśli przetwarzanie odbywa się na podstawie zgody lub umowy i w sposób zautomatyzowany. Prawo do sprzeciwu wobec przetwarzania danych, w tym profilowania – jeżeli wykorzystywane jest do celów marketingu bezpośredniego, przysługuje osobie, której dane dotyczą nieodpłatnie i w każdym momencie. Obowiązkiem administratora danych jest poinformowanie podmiotu danych o rozpoczęciu profilowania oraz że takie profilowanie się odbywa i przysługuje przeciwko niemu sprzeciw.

Bezpieczeństwo danych Zgodnie z art. 32, administrator zobowiązany jest do zapewnienia odpowiedniego stopnia bezpieczeństwa i ciągłej ochrony danych osobowych. Wymogi te spełnione muszą być za pomocą wdrożenia odpowiednich środków technicznych i organizacyjnych. Administrator zobowiązany jest do zapewnienia poufności, integralności, dostępności i odporności systemów i usług przetwarzania za pomocą adekwatnych środków technicznych i organizacyjnych.

RYNEK I REGULACJE Przy ocenie, czy dane środki są adekwatne, bierze się więc pod uwagę skalę przetwarzana i rodzaje danych osobowych, a także możliwości finansowe podmiotu odpowiedzialnego. Administrator powinien przy tym przeprowadzać regularne testy skuteczności środków technicznych i organizacyjnych, mających zapewnić bezpieczeństwo przetwarzania. Jednym ze środków zabezpieczających jest pseudonimizacja danych osobowych. RODO definiuje pseudonimizację jako przetworzenie danych osobowych w taki sposób, aby nie można ich było już przypisać konkretnej osobie, której dane dotyczą, bez użycia dodatkowych informacji, pod warunkiem, że takie dodatkowe informacje są przechowywane osobno i są objęte środkami technicznymi i organizacyjnymi uniemożliwiającymi ich przypisanie zidentyfikowanej lub możliwej do zidentyfikowania osobie fizycznej. Pseudonimizacja jest procesem odwracalnym. Zaszyfrowane dane powinny być możliwe do odszyfrowania za pomocą odpowiednich narzędzi, będących w posiadaniu administratora. Zgodnie z wytycznymi Grupy Roboczej Art. 29 ds. Ochrony Danych, niezależnego organu doradczego w sprawach z zakresu danych osobowych, pseudonimizacja może odbywać się pod postacią: • szyfrowania kluczem tajnym – pozwala on na utajnienie oraz odczytanie zbioru danych; odczytanie zaszyfrowanych danych jest możliwe tylko za pomocą tego klucza; • tokenizacji – jest to technika szyfrowania jednokierunkowego, polegająca na zastąpieniu fragmentów danych ciągiem losowych liczb; zaszyfrowane informacje stają się nieczytelne dla osób postronnych; • skracania – zabieg ten polega na skróceniu wybranych wartości, w wyniku czego ich odczytanie bądź odczytanie ich znaczenia jest niemożliwe. Wywiązywanie się z powyższych obowiązków wykazać można, na przykład, poprzez stosowanie zatwierdzonego kodeksu postępowania lub zatwierdzonego mechanizmu certyfikacji.

Inspektor ochrony danych Inspektor Ochrony Danych Osobowych (IOD) wyznaczany powinien być na podstawie kwalifikacji zawodowych, a w szczególności wiedzy fachowej na temat prawa i praktyk w dziedzinie ochrony danych.

RODO przewiduje określenie statusu IOD tak, aby zapewnić jego niezależność w strukturze administratora. IOD nie może więc otrzymywać instrukcji dotyczących wykonywanych zadań, nie może być odwołany ani karany za wypełnianie zadań oraz ma podlegać bezpośrednio najwyższemu kierownictwu przedsiębiorstwa.

Jednym ze środków zabezpieczających jest pseudonimizacja danych osobowych. RODO definiuje pseudonimizację jako przetworzenie danych osobowych w taki sposób, aby nie można ich było już przypisać konkretnej osobie, której dane dotyczą, bez użycia dodatkowych informacji, pod warunkiem, że takie dodatkowe informacje są przechowywane osobno i są objęte środkami technicznymi i organizacyjnymi uniemożliwiającymi ich przypisanie zidentyfikowanej lub możliwej do zidentyfikowania osobie fizycznej. Pseudonimizacja jest procesem odwracalnym. Zobowiązane do powołania IOD są m.in. administratorzy lub podmioty przetwarzające, których główna działalność polega na operacjach przetwarzania, które ze względu na swój charakter, zakres lub cele wymagają regularnego i systematycznego monitorowania osób, których dane dotyczą – na dużą skalę. Wydaje się, że ta przesłanka znajdzie zastosowanie

w przypadku OSD, czego konsekwencją będzie obowiązek powołania IOD. Zgodnie z art. 39 RODO, inspektor ochrony danych zobowiązany będzie do: • informowania administratora, podmiotu przetwarzającego oraz pracowników, którzy przetwarzają dane osobowe, o obowiązkach spoczywających na nich na mocy RODO oraz innych przepisów Unii Europejskiej lub państw członkowskich o ochronie danych i doradzanie im w tym zakresie; • monitorowania przestrzegania RODO, innych przepisów UE lub państw członkowskich o ochronie danych oraz polityki administratora danych lub podmiotu przetwarzającego w dziedzinie ochrony danych osobowych, w tym podział obowiązków, działań zwiększających świadomość, szkoleń personelu uczestniczącego w operacji przetwarzania oraz powiązanych z tym audytów; • udzielania na żądanie zaleceń co do oceny skutków oraz monitorowanie ich wykonania w przypadku, gdy administrator danych przed rozpoczęciem przetwarzania zobowiązany jest do przeprowadzenia oceny skutków planowanych operacji przetwarzania dla ochrony danych; • współpracy z organem nadzorczym; • pełnienia funkcji punktu kontaktowego dla organu nadzorczego w kwestiach związanych z przetwarzaniem, w tym z uprzednimi konsultacjami, w przypadku, gdy ocena skutków pod kątem przetwarzania niosłaby duże zagrożenia dla podmiotu danych, gdyby administrator nie przedsięwziął środków w celu zminimalizowania tego ryzyka, oraz w stosownych przypadkach prowadzenia konsultacji we wszystkich innych sprawach.

Rejestr czynności przetwarzania Art. 30 RODO nakłada na administratorów nowy obowiązek prowadzenia rejestru czynności przetwarzania danych osobowych. Taki rejestr, prowadzony w formie papierowej lub elektronicznej, powinien zawierać: • nazwę administratora i dane kontaktowe, • cele przetwarzania, • opis kategorii osób i kategorii danych, • kategorie odbiorców, • gdy ma to zastosowanie, informacje o przekazaniu danych do państwa trzeciego, maj 2018 ENERGIA elektryczna l 11

Zdjęcie: Sicov, Adobe Stock

RYNEK I REGULACJE

Unijne rozporządzenie dotyczące ochrony danych osobowych wchodzi w życie 25 maja 2018 roku. W krajach wspólnoty znane jest jako GDPR, w Polsce jako RODO

• planowane terminy usunięcia poszczególnych kategorii danych, • ogólny opis technicznych i organizacyjnych środków bezpieczeństwa. Również podmiot przetwarzający prowadzi rejestr czynności w zakresie danych powierzonych (dane kontaktowe podmiotu przetwarzającego, kategorie przetwarzań, przekazanie danych do państwa trzeciego, opis technicznych i organizacyjnych środków bezpieczeństwa).

Incydenty naruszenia RODO definiuje naruszenie danych osobowych jako naruszenie bezpieczeństwa prowadzące do przypadkowego lub niezgodnego z prawem zniszczenia, utracenia, zmodyfikowania, nieuprawnionego ujawnienia lub nieuprawnionego dostępu do danych osobowych przesyłanych, przechowywanych lub w inny sposób przetwarzanych. Zgodnie z art. 33, takie naruszenie powinno zostać zgłoszone organowi nadzorczemu w ciągu 72 godzin. W przypadku, gdy zgłoszenie naruszenia przekazane będzie organowi nadzorczemu po upływie 72 godzin, administrator danych zobowiązany będzie dodatkowo do wyjaśnienia przyczyn takiego opóźnienia. W obliczu naruszenia o dużej skali przesłanie organowi 12 l ENERGIA elektryczna maj 2018

nadzorczemu wszystkich informacji dotyczących incydentu może być niemożliwe. W takim przypadku dopuszczalne jest przesyłanie informacji sukcesywnie. Dosyłanie brakujących informacji powinno jednak obywać się bez zbędnej zwłoki. Administrator jest zwolniony z obowiązku zgłoszenia naruszenia w przypadku, w którym jest mało prawdopodobne, żeby skutkowało ono ryzykiem naruszenia praw lub wolności osób fizycznych. Z tego powodu niezbędna jest świadomość skali naruszeń oraz jednolitej, obiektywnej oceny ryzyka i potencjalnych szkód. W celu usprawnienia procesu decyzyjnego należy wdrożyć odpowiednie środki techniczne oraz organizacyjne umożliwiające szybką reakcję i podjęcie właściwych działań związanych z naruszeniem. Ponadto, zgodnie z art. 34 RODO, administrator zobowiązany jest bez zbędnej zwłoki poinformować osobę fizyczną, której dane dotyczą o naruszeniu ochrony danych osobowych, jeżeli powoduje ono wysokie ryzyko naruszenia praw lub wolności tej osoby. Powiadomienie to ma na celu umożliwienie podjęcia przez podmiot danych niezbędnych działań zapobiegawczych w celu zminimalizowania strat. Administrator zwolniony będzie z powyższego obowiązku w przypadku, gdy wdrożono odpowiednie środki techniczne

i organizacyjne, takie jak szyfrowanie, uniemożliwiające odczyt osobom nieuprawnionym, bądź administrator zastosował następnie środki eliminujące prawdopodobieństwo wysokiego ryzyka naruszenia praw lub wolności osoby, o której mowa powyżej, albo gdyby wymagało to niewspółmiernie dużego wysiłku. Alternatywą w takim przypadku jest obowiązek wydania publicznego komunikatu bądź zastosowanie podobnego środka informacyjnego. RODO samo w sobie nie określa kryteriów mogących pomóc w ocenie ryzyka i procesie decyzyjnym mającym na celu określenie, czy naruszenie powinno być zgłoszone. Ogólne postanowienia i podejście do realizacji procesów w tym zakresie zawierają wytyczne Grupy Roboczej dotyczące oceny skutków dla ochrony danych (DPIA) oraz ustalenia, czy przetwarzanie „z dużym prawdopodobieństwem może powodować wysokie ryzyko”, do celów rozporządzenia 2016/679. Dodatkowo RODO wymaga, aby prowadzona była szczegółowa dokumentacja dotycząca naruszeń danych osobowych. Musi ona zawierać opisanie incydentu, jego skutki oraz jakie działania zaradcze podjęto. Ma to na celu umożliwienie organowi nadzorczemu weryfikację przestrzegania postanowień zawartych w dyrektywie. n

PTPIREE I LEGISLACJA

Działania PTPiREE w obszarze regulacji prawnych w kwietniu 2018 roku L.p.

Obszar działań

Dokumenty i efekty prac

Projekt nowelizacji ustawy o OZE

• Druk sejmowy nr 2412 – projekt

Projekt rozporządzenia w sprawie prawnej kontroli metrologicznej

• Pismo MPiT w sprawie konsultacji – 23.04.2018 • Projekt rozporządzenia w sprawie prawnej kontroli metrologicznej – 26.03.2018 • Uzasadnienie projektu rozporządzenia MPiT w sprawie PKM

Projekt nowelizacji Prawa telekomunikacyjnego

• Uchwała Senatu z 16.04.2018

Projekt ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji

• Projekt ustawy – wersja z 16.03.2018 • Stanowisko PTPiREE do projektu ustawy

Opodatkowanie gruntów pod liniami

• Projekt zmian w ustawach dotyczący podatków od gruntów pod liniami – 24.04.2018 • Uzasadnienie do projektu zmian w ustawach dotyczących podatków • Projekt Oceny Skutków Regulacji

Projekt rozporządzenia MPiT w sprawie określenia obszaru działania i siedzib okręgowych urzędów miar

• Pismo MPiT w sprawie konsultacji – 25.04.2018 • Projekt rozporządzenia MPiT – 18.04.2018 • Uzasadnienie projektu rozporządzenia MPiT

Projekt nowelizacji ustawy o OZE 26 marca trafił do Sejmu rządowy projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE) i niektórych innych ustaw (o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz Prawo budowlane). Zaproponowane zmiany w przepisach wprowadzają m.in. nowe brzmienia definicji, w tym: hybrydowej instalacji OZE, instalacji OZE, małej instalacji czy mikroinstalacji. Najistotniejsze – z punktu widzenia OSD – zmiany w projekcie dotyczą mikroinstalacji, tj. polegają na zwiększeniu ich dopuszczalnej mocy zainstalowanej z 40 kW do 50 kW oraz na zmianie definicji instalacji hybrydowej. PTPiREE przygotowało zwięzłe propozycje zmian do projektu, które przekazano na ręce przewodniczącego podkomisji.

Projekt rozporządzenia w sprawie prawnej kontroli metrologicznej 24 kwietnia opublikowano projekt rozporządzenia Ministra Przedsiębiorczości i Technologii w sprawie prawnej kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych. PTPiREE zaproszono do udziału w konsultacjach publicznych. Po analizie zapisów przekazane zostało stanowisko PTPiREE.

Projekt nowelizacji Prawa telekomunikacyjnego W kwietniu w Senacie rozpatrywana była rządowa nowelizacja Prawa telekomunikacyjnego (przy udziale przedstawiciela PTPiREE). Ustawa, w kształcie przyjętym

przez Sejm 22 marca, zawierała zapisy istotne także z punktu widzenia energetyki, zgodnie z którymi częstotliwość 450 MHz zostanie przekazana podmiotowi wskazanemu przez ministra energii. Poprawki przyjęte w Senacie w tym zakresie mają jedynie charakter porządkujący. Rozpatrzenie uchwały Senatu zaplanowano na 8 maja, podczas posiedzenia sejmowej Komisji Cyfryzacji, Innowacyjności i Nowoczesnych Technologii.

Projekt ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji PTPiREE uczestniczyło w konsultacjach publicznych opublikowanego 5 kwietnia na stronach Rządowego Centrum Legislacji projektu ustawy i promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Ustawa określa mechanizmy i instrumenty wspierające wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji oraz zasady wydawania gwarancji pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Z punktu widzenia OSD, najistotniejszy jest rozdział 7 ustawy dotyczący opłaty kogeneracyjnej i zasad jej poboru. Opłatę tę pobiera OSP, natomiast OSD pełni funkcję płatnika opłaty kogeneracyjnej, na takich zasadach jak opłatę OZE. Komentarz PTPiREE dotyczył głównie zagwarantowania uwzględnienia w taryfach OSD kolejnego obowiązku poboru opłaty

kogeneracyjnej, a także obaw przed znacznym wzrostem opłat dystrybucyjnych dla odbiorców. Ponadto uwagi miały charakter redakcyjny i doprecyzowujący.

Zagadnienie opodatkowania gruntów Lasów Państwowych pod liniami elektroenergetycznymi Kontynuowano kompleksowe prace i uzgodnienia związane z próbą uregulowania zagadnienia opodatkowania gruntów nienależących do spółek elektroenergetycznych, na których posadowione są sieci elektroenergetyczne. Resort energii w uzgodnieniu z Ministerstwem Środowiska opracował projekt zmian w ustawie o podatku rolnym, ustawie o podatkach i opłatach lokalnych oraz ustawie o podatku leśnym. Projekt podlegał redakcyjnym zmianom. Wersję z 24 kwietnia, po akceptacji Biura Prawnego Ministerstwa Energii, skierowano do rozpatrzenia przez Komitet Stały Rady Ministrów.

Projekt rozporządzenia MPiT w sprawie określenia obszaru działania i siedzib okręgowych urzędów miar Pod koniec kwietnia PTPiREE zaproszono do konsultacji publicznych projektu rozporządzenia Ministra Przedsiębiorczości i Technologii w sprawie określenia obszaru działania i siedzib okręgowych urzędów miar.

Biuro PTPiREE Poznań, 30 kwietnia 2018 roku maj 2018 ENERGIA elektryczna l 13

PARAGRAF W SIECI

Rubrykę, poświęconą zagadnieniom prawnym w energetyce, redagują: mec. Katarzyna Zalewska-Wojtuś z Biura PTPiREE i mec. Przemysław Kałek z Kancelarii Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy sp.k. Rozporządzenie Rady Ministrów o opłacie koncesyjnej 8 maja do konsultacji publicznych skierowano projekt rozporządzenia Rady Ministrów (RM) w sprawie współczynników i sposobu pobierania opłaty koncesyjnej. Stanowi on wykonanie delegacji zawartej w ustawie Prawo energetyczne (Pe). Poprzedzony był rozporządzeniem RM z 5 maja 1998 roku w sprawie sposobu pobierania przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki corocznych opłat wnoszonych przez przedsiębiorstwa energetyczne, którym udzielono koncesji. Na podstawie art. 102 ustawy o rynku mocy z dniem wejścia w życie projektowanego rozporządzenia poprzednie traci moc. Nowy dokument ma określać szczegółowy zakres informacji w sprawie opłaty koncesyjnej, których może żądać Prezes URE, oraz sposób ich przekazania przez przedsiębiorstwa energetyczne. Zgodnie z projektem, „przedsiębiorstwo energetyczne, na żądanie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przekazuje szczegółowe informacje w sprawie opłaty koncesyjnej, w zakresie dotyczącym podstaw oraz prawidłowości jej obliczenia, przesyłając potwierdzone za zgodność z oryginałem kopie dokumentów księgowych, rejestrów, zestawień oraz sprawozdań finansowych potwierdzających wysokość osiągniętego przychodu ze wskazanego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki rodzaju działalności koncesjonowanej”. Co do formy – mogą być one przekazywane elektronicznie, opatrzone kwalifikowanym podpisem elektronicznym albo podpisem potwierdzonym profilem zaufanym ePUAP, na elektroniczną skrzynkę podawczą Prezesa URE. Dokonano również zmian w zakresie terminu wniesienia opłaty – z 31 marca na 15 kwietnia. Zgodnie z uzasadnieniem, późniejszy termin ma umożliwić obliczanie opłaty w oparciu o sporządzone już sprawozdania finansowe. Wskazano 14 l ENERGIA elektryczna maj 2018

dotyczącym podstaw

W tabeli zostały zmodyfikowane współczynniki opłat (dokonano ich obniżenia o 0,0001, co łącznie ze zmianą minimalnej i maksymalnej opłaty koncesyjnej dokonanej ustawą o rynku mocy, ma na celu zniwelowanie nierówności w zakresie obciążeń poszczególnych grup koncesjonariuszy). Ponadto zamieszczono w niej nowe rodzaje działalności koncesjonowanej, wynikające z nowelizacji Pe, tj. skraplanie gazu ziemnego i regazyfikację skroplonego gazu ziemnego, magazynowanie lub przeładunek paliw ciekłych, obrót paliwami ciekłymi lub gazem ziemnym z zagranicą oraz przesyłanie dwutlenku węgla. Rozporządzenie miałoby wejść w życie po upływie 14 dni od ogłoszenia.

oraz prawidłowości jej

Podatki na gruntach leśnych

również wprost, że opłatę wnosi się w roku następującym po roku powstania obowiązku jej wniesienia.

„Przedsiębiorstwo energetyczne, na żądanie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przekazuje szczegółowe informacje w sprawie opłaty koncesyjnej, w zakresie

obliczenia, przesyłając potwierdzone za zgodność z oryginałem kopie dokumentów księgowych, rejestrów, zestawień oraz sprawozdań finansowych potwierdzających wysokość osiągniętego przychodu ze wskazanego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki rodzaju działalności koncesjonowanej”. Do projektu zaproponowano dwa załączniki: 1. wzór formularza opłaty wnoszonej przez przedsiębiorstwo energetyczne, któremu udzielono koncesji, 2. tabela współczynników opłat.

Znany i szczególnie dotkliwy w ostatnim czasie jest problem opodatkowania gruntów leśnych pod liniami w kontekście kwalifikacji gruntu i stosowanych stawek podatkowych. Za korzystne należy uznać rozstrzygnięcie SKO z kwietnia, które przekazało sprawę określenia podatku od nieruchomości za lata 2012 – 2017 do ponownego rozpatrzenia, wskazując organowi pierwszej instancji m.in., że samodzielnej podstawy decyzji nie mogą stanowić wyroki sądów administracyjnych, które pozostają ,,w oderwaniu od ustalonego w sprawie stanu faktycznego", a organ podatkowy powinien wnikliwie ocenić zapisy umów w świetle możliwości prowadzenia działalności leśnej, bądź jej braku i wnikliwie uzasadnić swoje stanowisko. Na zakończenie SKO wskazało, że ,,dopiero (…) jednoznaczne ustalenie, że wynikający z umowy sposób korzystania z gruntów przez spółkę energetyczną wyłącza prowadzenie na gruncie działalności leśnej może stanowić podstawę ustalenia podatku od nieruchomości w najwyższej stawce".

Zdjęcie: Adobe Stock

PARAGRAF W SIECI

Do Sejmu trafił rządowy projekt ustawy o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa

Posiedzenie Sądu Najwyższego

Przerwanie biegu zasiedzenia

Na 5 czerwca 2018 roku Sąd Najwyższy (SN) wyznaczył termin posiedzenia w sprawie pytania prawnego odnośnie do możliwości uzyskania służebności ex lege. SN udzieli odpowiedzi na zadane pytania: „1. Czy uzyskanie na własność przez przedsiębiorstwo państwowe urządzeń przesyłowych, posadowionych na nieruchomościach należących wówczas do Skarbu Państwa, na podstawie ustawy z dnia 20 grudnia 1990 roku o zmianie ustawy o przedsiębiorstwach państwowych (Dz.U. z 1991 roku, nr 2, poz. 6) spowodowało uzyskanie przez to przedsiębiorstwo z mocy prawa – jako prawa związanego z własnością urządzeń – służebności gruntowej o treści odpowiadającej służebności przesyłu obciążającego te nieruchomości? 2. W przypadku udzielenia odpowiedzi negatywnej na powyższe pytanie, czy przedsiębiorstwo przesyłowe, jako posiadacz służebności gruntowej o treści odpowiadającej służebności przesyłu, pozostawało w dobrej czy w złej wierze oraz w jakiej dacie rozpoczął się bieg terminu zasiedzenia tej służebności na rzecz tego przedsiębiorstwa?". Rozstrzygnięcie tych kwestii będzie niezwykle istotne z punktu widzenia sieciowych przedsiębiorstw energetycznych.

14 kwietnia SN podjął uchwałę (sygn. akt III CZP 100/17) o następującej treści: „Wytoczenie powództwa o wydanie nieruchomości przez osobę niebędącą jej właścicielem przeciwko posiadaczowi samoistnemu nie przerywa biegu zasiedzenia przez niego własności tej nieruchomości”. Uchwałę tę wydano w sprawie, w której powództwo wytoczył użytkownik wieczysty. Jego prawo zostało następnie zakwestionowane i unieważnione z mocą wsteczną. Orzeczenie to zawęża zatem krąg podmiotów legitymowanych do skutecznego występowania przeciwko przedsiębiorstwom sieciowym w sposób przerywający bieg terminu zasiedzenia.

Cyberbezpieczeństwo Do Sejmu trafił rządowy projekt ustawy o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa (druk nr 2505). Implementuje ona dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/1148 z 6 lipca 2016 roku w sprawie środków na rzecz wysokiego wspólnego poziomu bezpieczeństwa sieci i systemów informatycznych na terytorium Unii Europejskiej (Dz. Urz. UE L 194 z 19.07.2016, str. 1) i reguluje organizację krajowego systemu cyberbezpieczeństwa oraz zadania i obowiązki podmiotów wchodzących w jego skład.

Krajowy system cyberbezpieczeństwa ma zapewnić cyberbezpieczeństwo na poziomie krajowym, w tym niezakłócone świadczenie usług kluczowych i usług cyfrowych. Do pierwszej kategorii zaliczane jest dostarczanie energii elektrycznej. Ustawa wprowadza pojęcie operatora usługi kluczowej, czyli podmiotu świadczącego z wykorzystaniem systemów informacyjnych usługę kluczową, w przypadku której incydenty bezpieczeństwa teleinformatycznego mogłyby mieć istotny wpływ na jej świadczenie. Operatorem takiej usługi zostanie przedsiębiorstwo energetyczne uznane za takie w drodze decyzji ministra właściwego do spraw energii. Szczegółowy wykaz usług kluczowych ustali Rada Ministrów w rozporządzeniu.

Ochrona danych osobowych 10 maja Sejm uchwalił ustawę o ochronie danych osobowych, która służy stosowaniu rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 z 27 kwietnia 2016 roku w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych i w sprawie swobodnego przepływu takich danych oraz uchylenia dyrektywy 95/46/WE, tzw. RODO. Ustawa ma wejść w życie 25 maja 2018 roku razem z RODO. n

maj 2018 ENERGIA elektryczna l 15

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Ensto Phase Balancer jako skuteczny środek do obniżania strat sieciowych i poprawy ochrony przeciwporażeniowej w liniach napowietrznych niskiego napięcia W każdej sieci elektroenergetycznej energia wprowadzona do określonej jej części jest zawsze większa od energii z tej części sprzedanej. Różnica między tymi energiami to straty energii, które od wielu już lat podlegają pomiarom i obserwacjom. Straty te nazywa się ,,stratami bilansowymi''. Można je podzielić na: techniczne i handlowe. W sieci elektroenergetycznej, która jest złożona z wielu elementów, straty techniczne energii są nieuniknionym i stałym zjawiskiem ubocznym związanym z dystrybucją energii elektrycznej. MAREK OZOROWSKI ENSTO POL

Każdy element sieci ma rezystancję; przepływający prąd wytwarza ciepło, tym samym powodując stratę części przesyłanej energii. W izolacji pozostającej pod napięciem również powstają straty energii. Największe wartości strat występują w sieciach niskiego napięcia (nn) . W sieciach nn, mimo przeważającej liczby przyłączy trójfazowych, dominują odbiorniki jednofazowe, które przede wszystkim przyczyniają się do powstawania asymetrii napięć. Ona z kolei przyczynia się do wzrostu strat podczas dystrybucji energii elektrycznej, a także do wzrostu strat w transformatorach rozdzielczych średniego napięcia na niskie napięcie (SN/nn). Znajomość strat technicznych w sieci elektroenergetycznej jest ważna z punktu widzenia oceny parametrów pracy sieci, w szczególności tych regulowanych prawem [1] i normalizacją [2], oraz z punktu widzenia podejmowania działań zmierzających do ograniczania strat. Oprócz parametrów sieci elektroenergetycznej, regulacji prawnej i normalizacyjnej podlega także ochrona przed porażeniem prądem elektrycznym. Artykuł stanowi skrót referatu zaprezentowanego na VIII Konferencji NaukowoTechnicznej ,,Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych'', Wrocław, 21-22 marca 2018 roku.

16 l ENERGIA elektryczna maj 2018 | Artykuł Sponsorowany

Na rynku urządzeń elektroenergetycznych kilka lat temu pojawił się Ensto Phase Balancer. Jest to urządzenie do obniżania strat w sieci nn, poprzez symetryzację prądów obciążenia. Oprócz symetryzacji prądów obciążenia, obniża również rezystancję pętli zwarcia obwodu, w którym jest zainstalowany i tym samym poprawia ochronę przed porażeniem prądem elektrycznym.

Budowa i opis działania symetryzatora Ensto Phase Balancer Ensto Phase Balancer jest urządzeniem do symetryzacji prądów obciążenia w sieci nn. Posiada wbudowany transformator trójfazowy o uzwojeniach połączonych w zygzak, znanych od kilkudziesięciu lat dzięki powszechnemu stosowaniu w transformatorach rozdzielczych średniego napięcia na niskie (SN/nn). Urządzenie zainstalowane w sieci, w przypadku asymetrii prądów obciążenia, redukuje asymetrię prądów od strony zasilania. Głównym powodem instalacji urządzeń jest zwykle redukcja asymetrii napięć i wahań napięć (także migotania światła), powodowanych przez odbiory niesymetryczne (głównie jednofazowe), a także odbiory niespokojne w głębi sieci. Duży wpływ niesymetrycznych i niespokojnych obciążeń na wartości napięć

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Rys. 1. Dobowy wykres rozkładu napięć fazowych (odchyłki od Un w %) przed instalacją (a) i po instalacji (b) urządzenia Phase Balancer

fazowych można zaobserwować przede wszystkim w długich obwodach linii napowietrznych nn. Jak znaczny jest wpływ urządzenia na symetryzację napięć fazowych, można zaobserwować na wykresach (rysunki 1 a i b) rozkładu napięć fazowych z rzeczywistej instalacji w Rosji. Korzyścią, wynikającą z symetryzacji prądów obciążenia i symetryzacji napięć, jest zmniejszenie strat obciążeniowych w przewodach fazowych, w przewodzie ochronno-neutralnym oraz w transformatorze. Dodatkowe korzyści wynikające z instalacji symetryzatora Ensto Phase Balancer to [3]: ʱʱ zmniejszenie rezystancji pętli zwarcia – poprawa skuteczności działania ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym; ʱʱ zmniejszenie zawartości wyższych harmonicznych napięcia; ʱʱ zmniejszenie poziomu migotania światła (w instalacjach testowych osiągano ponaddwukrotne zmniejszenie poziomu migotania światła). Urządzenie Ensto Phase Balancer (fot. 1) przyłączane jest do obwodu nn równolegle w wybranym punkcie. W miejscu instalacji musi być spełniony warunek skutecznej ochrony przed porażeniem. Urządzenie posiada wbudowany transformator trójfazowy umożliwiający przesunięcie fazowe prądów płynących przez transformator i redukcję asymetrii prądów od strony zasilania. Symetryzacja prądów fazowych od strony zasilania automatycznie powoduje symetryzację napięć w miejscu instalacji urządzenia. Symetryzator przyłączony jest do sieci poprzez rozłącznik bezpiecznikowy. Uzwojenia transformatora regulacyjnego (obwody mocy) przyłączane są przez stycznik sterowany za pomocą układów sterowania. Urządzenie przyłączone do sieci pracuje całkowicie autonomicznie. Wyposażone jest w szereg zabezpieczeń, które powodują automatyczne odłączenie uzwojeń transformatora regulacyjnego od sieci w przypadku wystąpienia określonych zdarzeń, np. nadmiernego wzrostu temperatury uzwojeń

Fot. 1. Urządzenie Ensto Phase Balancer

transformatora regulacyjnego, zaniku napięcia jednej lub więcej faz lub gdy napięcia fazowe mieszczą się poza zakresem 170260 V. Po ustaniu przyczyny odłączenia, urządzenie automatyczne powraca do pracy [3]. Jego uproszczony schemat elektryczny pokazano na rysunku 2. Urządzenie jest zabezpieczone również od zwarć i przeciążeń, poprzez zastosowanie wkładek bezpiecznikowych. W przypadku przepalenia co najmniej jednej wkładki samoczynnie odłączy uzwojenia transformatora regulacyjnego od sieci. Samoczynnie też przyłączy uzwojenia transformatora regulacyjnego do sieci (ze zwłoką 30 s) po wymianie przepalonych wkładek bezpiecznikowych na nowe. Dla ułatwienia oceny pracy przez użytkownika urządzenie wyposażono w lampki sygnalizacyjne. Sposób ich świecenia lub migotania określa stan (pracy, odłączenia na skutek działania zabezpieczeń, trwałego odłączenia), w jakim znajduje się urządzenie. Migotanie lampki sygnalizuje kod zakłócenia. Urządzenie wyposażone jest dodatkowo m.in. w port RS232 (MODBUS RTU), który umożliwia komunikację z nim, w tym możliwość integracji z systemem SCADA i (lub) dowolnym narzędziem użytkownika poprzez stosowny modem. Modem komunikacyjny nie jest przedmiotem dostawy. Artykuł Sponsorowany | maj 2018 ENERGIA elektryczna l 17

28..30

26..28

24..26

22..24

20..22

18..20

16..18

14..16

12..14

10..12

8..10

6..8

4..6

2..4

0..2

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Rys. 4. Procentowy rozkład wartości prądu symetryzującego Isn w A, w ciągu dob Redukcję strat w przewodzie neutralnym można obliczyć ze wzoru:

Redukcję strat w przewodzie neutralnym można obliczyć ze wzoru:

ΔE = ∑ Isn2 x R x Δtn

gdzie: Isn – wartość prądu z przedziału czasowego n (do obliczeń przyjęto n = 1 gdzie: Isn – wartość prądu z przedziału czasowego n (do obliczeń R – rezystancja przewodu neutralnego od miejsca instalacji urządzenia do przyjęto n = 1-10), transformatora (do obliczeń przyjęto w uproszczeniu, że jest to połowa im R – rezystancja przewodu neutralnego od miejsca instalacji urząpętli zwarcia i że ma ona wyłącznie składową czynną), dzenia do transformatora (do obliczeń przyjęto w uproszczeniu, Δtn – procentowy czas w ciągu doby n-tej wartości prądu obciążenia. iż jest to połowa impedancji pętli zwarcia i że ma ona wyłącznie

Wyliczona w oparciu o powyższe składową czynną), dane redukcja strat w przewodzie neutralnym ok. 1,1 kWh na dobę okołoczas 404wkWh rocznie. Δtn – czyli procentowy ciągu doby n-tej wartości prądu obciążenia. Redukcja strat również wystąpi przewodach fazowych. Przystrat założeniu, Wyliczona ww oparciu o powyższe dane redukcja w prze- że prąd fazy najbardziej obciążonej, jest symetrycznie rozdzielony na dwie fazy wodzie neutralnym wynosi ok. 1,1 kWh na dobę, czyli pozostałe około strat w przewodach fazowych 404 kWh rocznie. będzie równa co najmniej połowie strat w prz ochronno-neutralnymRedukcja przy strat niewielkich prądach fazowych. W tym również wystąpi w przewodach fazowych. Przyprzypadku redukcja strat obciążeniowych wyniesie około 600 kWh rocznie. założeniu, że prąd odjęty od fazy najbardziej obciążonej jest syRys. 2. Uproszczony schemat elektryczny Ensto Phase Balancer W analizowanym metrycznie przypadkurozdzielony średni prąd był stosunkowo na symetryzujący dwie pozostałe fazy, redukcja strat niewielki W innych instalacjach średni byłstrat 2, a nawet w przewodach fazowych będzieprąd równasymetryzujący co najmniej połowie Ocena redukcji strat obciążeniowych w przewodach na testowanych większy, co przyw przewodzie zbliżonymochronno-neutralnym rozkładzie prąduprzysymetryzującego daje reduk niewielkich prądach faskutek zastosowania symetryzatora Ensto Phase Balancer obciążeniowych od 2,4 do rocznie. zowych. W 5,4 tym MWh przypadku łączna redukcja strat obciążeniowych

wyniesie około 600 kWh rocznie. Dokładne obliczanie strat obciążeniowych jest niezwykle trudne asymetrii obciążenia w sieciach nn prąd symetryzujący był W analizowanym przypadku średni ze względu na zmienność obciążenia w czasie i Ocena kwadratową zastosunkowo niewielki (5,95 A). W innych testowanych instalacjach leżność wartości strat od prądu obciążenia. Nie można więc liczyć Przy pomiarach obciążeń w wybranych miejscach sieci nn spółki dystr średni prąd symetryzujący był dwu-, a nawet trzykrotnie większy, strat w oparciu o uśrednione wielkości prądu obciążenia. Przy zakoncentrują się przede wszystkim na krzywej obciążenia i wartościach maksy co przy zbliżonym prądu symetryzującego reduk-z tym dos akceptowaniu pewnego przybliżenia jest to możliwe w oparciu obciążenia, i minimalnych a mniejrozkładzie na asymetrii obciążenia. W daje związku cję strat obciążeniowych 2,4 do 5,4uzyskać MWh rocznie. o wartości średnie prądu w krótkich interwałach czasowych. Takie dane z rejestracji prądów fazowych, aodtrudniej pomiary prądu płynące obliczenie zaprezentowano poniżej, w oparciu oprzewód pomiary wykoochronno-neutralny. W tab. 1 zamieszczono wyniki pomiarów prądów f nane podczas instalacji testowego urządzenia w Polsce. Ocena asymetrii obciążenia w sieciach w kilku punktach pomiarowych wybranych sieci nn nn uzyskane z jednej ze Urządzenie zainstalowano w głębi sieci, gdzie impedancja dystrybucyjnych w Polsce. Wyniki pomiarów przedstawiają wartości mak pętli zwarciowej wynosiła około 0,9 Ω. Podczas testów mierzono Przyprądów pomiarach obciążeń wwwybranych miejscach fazach sieci nn spółki minimalne i średnie obciążenia poszczególnych z okresu pomi prąd symetryzujący w punkcie neutralnym urządzenia. Można dystrybucyjne koncentrują się przede wszystkim na krzywej ob(styczeń - luty). W oparciu o dane o wartościach średnich prądu w poszczególnyc przyjąć, że jest to prąd, który dzięki zastosowaniumożna urządzenia nie ciążenia i wartościach maksymalnych i minimalnych obciążenia, w przybliżeniu obliczyć wartość średnią prądu w przewodzie neutralnym popłynął przez przewód ochronno-neutralny do transformatora, a mniej na asymetrii obciążenia. W związku z tym dostępne są dazostał bowiem odjęty od fazy najbardziej obciążonej i rozdystryne z rejestracji prądów fazowych, a trudniej uzyskać pomiary prąbuowany na dwie pozostałe. du płynącego przez przewód ochronno-neutralny. W tabeli 1 zaProcentowy rozkład wartości prądu symetryzującego (z dobomieszczono wyniki pomiarów prądów fazowych w kilku punktach wej rejestracji) zamieszczono na rysunku 3. Wartość średnia dobopomiarowych wybranych sieci nn uzyskane z jednej ze spółek wa prądu symetryzującego wyniosła 5,95 A. dystrybucyjnych w naszym kraju. Wyniki pomiarów przedstawiają

30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00

Rys. 3. Procentowy rozkład wartości prądu symetryzującego Isn w A w ciągu doby

Rys. 4. Procentowy rozkład wartości prądu symetryzującego Isn w A, w ciągu doby.

18 l ENERGIA elektryczna 2018 | Artykułneutralnym Sponsorowanymożna Redukcję strat wmaj przewodzie

obliczyć ze wzoru:

ΔE = ∑ Isn2 x R x Δtn

32+

30..32

28..30

26..28

24..26

22..24

20..22

18..20

16..18

14..16

12..14

10..12

8..10

6..8

4..6

2..4

0..2

0,00

TECHNIKA I TECHNOLOGIE wartości maksymalne, minimalne i średnie prądów obciążenia w poszczególnych fazach z okresu pomiarowego (styczeń-luty). W oparciu o dane o wartościach średnich prądu w poszczególnych fazach można w przybliżeniu obliczyć wartość średnią prądu w przewodzie neutralnym (ostatnia kolumna tabeli 1). Jest to jednak tylko przybliżona ocena, gdyż nie uwzględnia rzeczywistych rozkładów czasowych obciążenia i przesunięć fazowych w poszczególnych fazach. Tabela 1. Pomiary prądów obciążenia w wybranych miejscach sieci nn Wartości prądów (A) Wartości z pomiarów L1

Punkt pomiarowy 1

Punkt pomiarowy 2

Punkt pomiarowy 3

Punkt pomiarowy 4

Minimum

10,3

4,3

15,3

Średnia

36,0

24,7

37,1

Maksimum

91,8

75,5

80,7

Minimum

17,4

12,0

8,2

Średnia

57,2

38,4

47,7

Maksimum

121,1

103,0

113,4

Minimum

34,7

33,0

23.8

Średnia

94.5

80,7

79,3

Maksimum

186,8

153,2

179,2

Minimum

15,6

21,5

16,9

Średnia

88,3

106,8

107,5

Maksimum

218,9

259,9

250,9

Szac. PEN

11,8

16,6

14,5

19,0

Oszacowane wielkości średnie prądu obciążenia mieszczą się w przedziale 10-20 A, zatem w powyższych przypadkach zastosowanie symetryzatora powinno przynieść znaczną redukcję strat obciążeniowych rzędu kilku MWh rocznie.

Poprawa ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym po przyłączeniu Ensto Phase Balancera w obwodach nn Ensto Phase Balancer jest urządzeniem, które oprócz tego, że samo podlega ochronie, przyczynia się do poprawy ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym obwodu za miejscem przyłączenia symetryzatora. Dzieje się tak za sprawą równoległego połączenia uzwojenia symetryzatora z uzwojeniem transformatora rozdzielczego SN/nn i przewodami lub kablami obwodu do miejsca przyłączenia. Pomiary wykonane w jednym z obwodów potwierdziły skuteczność działania symetryzatora w zakresie poprawy ochrony przez porażeniem prądem elektrycznym. Wyniki zestawiono w tabeli 2. Sposób przyłączenia pokazano na rysunku 4. Tabela 2. Wyniki pomiarów pętli zwarcia przed i po przyłączeniu Ensto Phase Balancer do obwodu niskiego napięcia [D] Impedancja pętli zwarcia

Prąd zwarciowy

Przed instalacją symetryzatora

1,3 Ω

176 A

Po instalacji symetryzatora

0,79 Ω

290 A

Rys. 4. Schemat poglądowy przyłączania Ensto Phase Balancer do obwodu niskiego napięcia

Ensto Phase Balancer może być montowane jako tymczasowy środek poprawy ochrony przed porażeniem do czasu rozwiązania problemu poprzez nakłady inwestycyjne. Ponieważ urządzenie pracuje automatycznie oraz jest zabezpieczone rozłącznikiem bezpiecznikowym z wkładkami bezpiecznikowymi mocy, aby wykorzystać je do doboru środków ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym w obwodzie za miejscem przyłączenia symetryzatora, przy uwzględnieniu wypadkowej rezystancji pętli zwarcia obwodu i symetryzatora, niezbędne jest monitorowanie jego działania, np. poprzez utrzymanie komunikacji przy wykorzystaniu modułu komunikacyjnego i najprostszego sterownika. Biorąc pod uwagę wyniki oceny stanu technicznego sieci niskiego napięcia przeprowadzanej co pięć lat przez spółki dystrybucyjne, w szczególności dane dotyczące obwodów, w których nie spełnione są wymagania w zakresie ochrony przed porażeniem, Ensto Phase Balancer może być urządzeniem, które w skuteczny sposób poprawi warunki ochrony przed porażeniem do poziomu wymaganego przepisami.

Podsumowanie • Urządzenie zainstalowane w sieci, w przypadku asymetrii prądów obciążenia, automatycznie redukuje asymetrię prądów od strony zasilania i znakomicie zmniejsza asymetrię napięć fazowych i wahania napięcia w głębi sieci (rysunek 1). Ponadto w sposób istotny redukuje migotania światła. • Wyniki pomiarów prądów fazowych w wybranych miejscach sieci (tabela 1) wskazują na znaczny udział obciążeń niesymetrycznych występujących w sieciach nn. Zastosowanie w tych przypadkach symetryzatora może przynieść znaczną redukcję strat obciążeniowych w przewodach fazowych i ochronno-neutralnym od strony zasilania oraz redukcję strat w uzwojeniach transformatora rozdzielczego SN/nn. • Urządzenie Ensto Phase Balancer może być montowane jako tymczasowy środek poprawy ochrony przed porażeniem do czasu rozwiązania problemu poprzez nakłady inwestycyjne. n

Literatura 1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U.2007.93.623 z późn. zm.), 2. PN-EN 50160:2010P+2015-02P Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych, 3. ENSTO PHASE BALANCER. Regulator asymetrii obciążenia sieci nn. PB50A-3P-200ADV. Dokumentacja techniczno-ruchowa. Wersja z 28.11.2017 roku, 4. EnstoPhaseBalancer – szczegółowe walory produktu, ENERGETAB 2017. Artykuł Sponsorowany | maj 2018 ENERGIA elektryczna l 19

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

System BiSun w TAURON Dystrybucja

Analiza różnicy bilansowej energii elektrycznej Podstawą efektywnego prowadzenia działań mających na celu minimalizację różnicy bilansowej w sieci elektroenergetycznej jest rzetelna wiedza na temat majątku sieciowego oraz pomiarów. Możliwość posiadania danych pomiarowych zapewniona jest w TAURON Dystrybucja poprzez Centralną Bazę Pomiarową, w której przechowywane są przesyłane z liczników energii dane. Korzysta z nich Moduł Bilansujący CBP. DARIUSZ JEZIORNY

BARBARA KASZOWSKA, ANDRZEJ WŁÓCZYK

TAURON Dystrybucja SA

Politechnika Opolska

Aplikacja ta umożliwia tworzenie bilansów dla obszarów, ciągów i stacji z założoną maksymalną jednogodzinową rozdzielczością na poziomach napięć WN, SN i nN w zależności od posiadanych punktów pomiarowych. Bilanse te umożliwiają dokładne śledzenie zmian RB dla okresów rocznych, sezonów, miesięcy, tygodni, doby i poszczególnych godzin. Interesująca, ze względu na prowadzenie działań optymalizujących, jest informacja o poziomie strat technicznych i handlowych w obserwowanym obszarze. Aplikacja MB CBP ich nie dostarcza. Informacje takie dostępne są w systemie BiSun, który dokonuje obliczeń w oparciu o dane statystyczne. W TD postanowiono wykorzystać te dane do wsparcia informacji pozyskiwanych z aplikacji MB CBP dla obliczeń dotyczących tylko analizy RB na obszarach. W zakresie ciągów liniowych i stacji zrezygnowano obecnie z tego wsparcia. Ewentualne prace podjęte zostaną po ocenie pozyskanych wyników obszarowych. Współpracę obu systemów przedstawiono na rysunku 1. W systemie BiSun przygotowywane są zestawy współczynników, które dla poszczególnych oddziałów TD i poziomów napięć będą dokonywać wyodrębnienia z RB strat handlowych. Obecnie 20 l ENERGIA elektryczna maj 2018

Rys. 1. Zakładany model współpracy systemów CBP-SZMS-BiSun

prace obejmują poziom WN, który niestety jest pod tym względem trudny do analizy. Zakłada się w najbliższym czasie

rozszerzenie tych analiz na napięcie średnie, gdzie ze względu na wyższy poziom RB oczekuje się wyników lepiej

TECHNIKA I TECHNOLOGIE charakteryzujących dany obszar. Dokładność i wiarygodność otrzymanych danych końcowych w odniesieniu do analiz opartych na danych pomiarowych wspartych obliczeniami statystycznymi będzie zależeć od stopnia odzwierciedlenia stanu rzeczywistego strat handlowych przez pozyskany zestaw współczynników z systemu BiSun.

System do obliczeń strat sieciowych w TD – perspektywa rozwoju Moduł obliczeniowy do obliczeń strat energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej spółki w zakresie całego obszaru, jak i w podziale na jednostki biznesowe lub oddziały, wykorzystuje dane i współczynniki aktualizowane w cyklach miesięcznych (dane) oraz rocznych (współczynniki). Pomimo zautomatyzowania procesu wprowadzania danych do bazy danych bezpośrednio ze sprawozdań G10.x, stosując dedykowane „szablony” pozwalające na dostosowanie bieżącego formatu arkuszy *.xls do standardu zaimplementowanego w bazie danych oraz opracowanych formularzy do przetwarzania i walidacji zbiorów współczynników na etapie gromadzenia danych charakteryzujących sieć, proces jest czasochłonny. Na rysunku 2 przedstawiono schemat blokowy systemu uzupełniony

Moduł obliczeniowy do obliczeń strat energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej spółki w zakresie całego obszaru, jak i w podziale na jednostki biznesowe lub oddziały, wykorzystuje dane i współczynniki aktualizowane w cyklach miesięcznych (dane) oraz rocznych (współczynniki).

o elementy minimalizujące niezbędny czas na przygotowanie zbiorów danych i współczynników. System obliczeniowy jest wyposażony w bazę danych do zarządzania wszystkimi zbiorami danych, istotnymi z punktu widzenia modułu obliczeniowego i wizualizacji oraz interfejsy dodawania danych i współczynników. W zakresie przygotowania współczynników obliczeniowych zostanie wykorzystany System Zarządzania Majątkiem Sieciowym, wymagający implementacji dedykowanego interfejsu łączącego oba systemy. Istotny pozostaje fakt, że ingerencja w tym zakresie nie wpływa na obecny standard przechowania danych wejściowych, współczynników i algorytmów obliczeniowych. Zmiana źródła danych obliczeniowych ze standardu G10.x na dane zawarte w CBP może spowodować znacznie większe nakłady. Na ich wielkość będzie miał wpływ przede wszystkim cel, jaki będzie postawiony. Najmniej inwazyjnym zabiegiem pozostaje bezpośrednia zmiana źródła danych obliczeniowych. Jedyna zmiana, którą należy przewidzieć, będzie dotyczyła pobierania danych ze sprawozdania G10.5 – ogólne informacje o sieci, których nie przechowuje się w CBP. Jednak nakłady inwestycyjne mogą być niewspółmierne z minimalizacją kosztów obsługi.

Rys. 2. System obliczeń strat w sieci dystrybucji energii – perspektywa rozwoju maj 2018 ENERGIA elektryczna l 21

đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; ďż˝1â&#x201E;&#x17D;ďż˝ modelami sieci elektroenergetycznej. transformatorĂłw SN/nN oraz wyniki obliczeĹ&#x201E; testowych. 4 W dalszej czÄ&#x2122;Ĺ&#x203A;ci przedstawiono wybrane zagadnienia w zakresie a straty energii czynnej w przedziale 15-minutowym: przystosowania oprogramowania, algorytmĂłw obliczeniowych, parametryzacji 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; TECHNIKA I TECHNOLOGIESN/nN oraz wyniki obliczeĹ&#x201E; testowych. 2 â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 = 2 đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; 3.transformatorĂłw Ewolucja algorytmĂłw parametryzacji sieci, đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; STRATY ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH StÄ&#x2026;d straty energii wstrat transformatorach agregacji danych obliczeniowych i obliczeĹ&#x201E; energii w analizowanym przedziale czasu sÄ&#x2026; rĂłwne

k â&#x20AC;&#x201C; numer transformatora, i numer przezaangaĹźowania w przygotowanie danych Zdecydowanie bardziej atrakcyjne 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; algorytmĂłw obliczeniowych, co wymusi dostosowanie zbiorĂłw opisujÄ&#x2026;cych elementy dziaĹ&#x201A;u czasowego, obliczeniowych, szczegĂłlnie tych, ktĂłre sÄ&#x2026; jest peĹ&#x201A;ne wykorzystanie danychalgorytmĂłw CBP, po3. Ewolucja parametryzacji sieci, 2 â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; = â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; ďż˝ 2 đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; Obliczenia metodami statystycznymi đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;=1 energii ,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; ďż˝ đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; sieci dystrybucyjnej. Konieczna rĂłwnieĹź asocjacja miejscâ&#x2C6;&#x2020;Ppomiaru z đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 zaleĹźne odbÄ&#x2122;dzie poziomĂłw obciÄ&#x2026;ĹźeĹ&#x201E; oraz legajÄ&#x2026;ce na uĹźyciuagregacji danych profilowych â&#x20AC;&#x201C; straty mocy czynnej obliczone danych obliczeniowych i obliczeĹ&#x201E; stratczaenergii tr SN/nN 15 modelami sieci elektroenergetycznej. gdzie: sĂłw trwania i wystÄ&#x2122;powania â&#x20AC;&#x201C; rejestracji zliczanej w okresach piÄ&#x2122;tnana scharakteryzowane podstawie pomiaru energii Zasady obliczeĹ&#x201E; strat metodami bazujÄ&#x2026;cymi na obciÄ&#x2026;Ĺźenia statystyce sÄ&#x2026; w w okresie W dalszej czÄ&#x2122;Ĺ&#x203A;ci przedstawiono wybrane zagadnienia w zakresie đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; â&#x20AC;&#x201C; liczba pomiarĂłw, â&#x20AC;&#x201C; liczba transformatorĂłw, stominutowych energii przez elektronicz15 đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; minut, Obliczenia metodami statystycznymi wielu publikacjach, m.in.oprogramowania, [4].szczytowego. Modele obliczeniowe poszczegĂłlnych urzÄ&#x2026;dzeĹ&#x201E; przystosowania obliczeniowych, parametryzacji đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; â&#x20AC;&#x201C; algorytmĂłwdla numer transformatora, đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;grup numer przedziaĹ&#x201A;usÄ&#x2026; czasowego, DysponujÄ&#x2026;c danymi CBP, proces moĹźne licznikirĂłĹźne. energii Metoda wyposaĹźone w Ĺ&#x201A;Ä&#x2026;cza â&#x2C6;&#x2020;P â&#x20AC;&#x201C; znamionowe straty mocy w uzwoobliczania strat energii metodÄ&#x2026; statystycznÄ&#x2026; zostaĹ&#x201A;a przedstawiona w [6]. Cu obliczone na podstawie transformatorĂłw SN/nN oraz wyniki obliczeĹ&#x201E; testowych. â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; straty mocy czynnej đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 obliczeĹ&#x201E; strat metodami bazujÄ&#x2026;cymi na statystyce sÄ&#x2026; scharakteryzowane w pomiaru energii w ok na zautomatyzowaÄ&#x2021;. transmisji Praktyczne danych.Zasady Tym rodzajem licznijeniach transformatora, wykorzystanie metody wymaga wyznaczenia rĂłĹźnychgrup wspĂłĹ&#x201A;czynnikĂłw 15 poszczegĂłlnych minut, wielu publikacjach, m.in. Modele obliczeniowe dla urzÄ&#x2026;dzeĹ&#x201E; sÄ&#x2026; kĂłw objÄ&#x2122;to sieci rozdzielcze WN oraz SN [4].transformatorĂłw. E15,i,k mocy â&#x20AC;&#x201C; zaangaĹźowania energia czynna obciÄ&#x2026;ĹźajÄ&#x2026;ca k-ty â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ??śđ??śđ??śđ??ś â&#x20AC;&#x201C; znamionowe straty w uzwojeniach transformatora, parametryzujÄ&#x2026;cych zbiory Wymaga to duĹźego w rĂłĹźne. Metoda obliczania strat energii metodÄ&#x2026; statystycznÄ&#x2026; zostaĹ&#x201A;a przedstawiona w [6]. 3. energii Ewolucja algorytmĂłw parametryzacji sieci, na podstawie pomiaru w stacjach transformator, w i-tym przedziale czasoObliczenia metodami dokĹ&#x201A;adnymi đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ â&#x20AC;&#x201C; energia czynna obciÄ&#x2026;ĹźajÄ&#x2026;ca k-ty transformator, w i-tym przed 15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; przygotowanie danychdanych obliczeniowych, szczegĂłlnie tych, ktĂłrerĂłĹźnych sÄ&#x2026; zaleĹźne od poziomĂłw Praktyczne wykorzystanie metody wymaga wyznaczenia wspĂłĹ&#x201A;czynnikĂłw agregacji obliczeniowych i obliczeĹ&#x201E; strat energii transformatorowych SN/nN po stronie wym, rĂłwna: zÂ zastosowaniem danych CBP 2 2 obciÄ&#x2026;ĹźeĹ&#x201E; oraz czasĂłwzbiory trwania i wystÄ&#x2122;powania Wymaga obciÄ&#x2026;Ĺźenia = ďż˝đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; + đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸w czasowym, rĂłwna: đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; parametryzujÄ&#x2026;cych transformatorĂłw. toszczytowego. duĹźego zaangaĹźowania đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; . nN. Docelowo pomiarem objÄ&#x2122;te bÄ&#x2122;dÄ&#x2026; DysponujÄ&#x2026;c danymi CBP proces moĹźe zostaÄ&#x2021; zautomatyzowany. Obliczenia metodami statystycznymi przygotowanie obliczeniowych, tych, ktĂłre sÄ&#x2026; zaleĹźne od poziomĂłw wszystkie stacje SN/nN oraz danych odbiorcy Obliczenia stratszczegĂłlnie energii czynnej realizuje obciÄ&#x2026;ĹźeĹ&#x201E; oraz czasĂłw trwania i wystÄ&#x2122;powania obciÄ&#x2026;Ĺźenia szczytowego. W rejestrowane powyĹźszych wzorach obliczeniowych pomiÄ&#x2122;to wpĹ&#x201A;yw napiÄ&#x2122;cia zasilajÄ&#x2026; Zasady obliczeĹ&#x201E; na statystyce sÄ&#x2026; scharakteryzowane wwzorach przyĹ&#x201A;Ä&#x2026;czeni do sieci SN. W obszarze sieci strat W powyĹźszych obliczeniosiÄ&#x2122; metodami w oparciu bazujÄ&#x2026;cymi o dane perioObliczenia metodami dokĹ&#x201A;adnymi z zastosowaniem danych CBP oraz temperatury. wielu publikacjach, m.in. [4]. Modele obliczeniowe dla poszczegĂłlnych grup urzÄ&#x2026;dzeĹ&#x201E; sÄ&#x2026; napiÄ&#x2122;cia zasilajÄ&#x2026;ceDysponujÄ&#x2026;c danymi CBP proces moĹźe zostaÄ&#x2021; zautomatyzowany. nN dostÄ&#x2122;pne sÄ&#x2026; rejestracje dokonywane wych pomiÄ&#x2122;to wpĹ&#x201A;yw dycznie w odstÄ&#x2122;pach piÄ&#x2122;tnastominuto4.â&#x20AC;&#x201C; Interfejs Bi-Sun â&#x20AC;&#x201C; statystycznÄ&#x2026; CBP na przykĹ&#x201A;adzie obliczeĹ&#x201E; strat NaleĹźy stwierdziÄ&#x2021;, Ĺźe wykorzystanie danych CBP bardzo pozytywnie wpĹ&#x201A;yn rĂłĹźne. Metoda obliczania stratprzez energii metodÄ&#x2026; zostaĹ&#x201A;a przedstawiona w [6]. przez liczniki grup taryfowych C2x oraz goooraz temperatury. wych liczniki bilansujÄ&#x2026;ce (LB). Obliczenia strat energii czynnej realizuje siÄ&#x2122; w StÄ&#x2026;d oparciu dane rejestrowane jakoĹ&#x203A;Ä&#x2021; wynikĂłw obliczeĹ&#x201E; strat energii. W analogiczny sposĂłb wyznacza siÄ&#x2122; straty e Praktyczne wykorzystanie metody wymaga wyznaczenia rĂłĹźnych wspĂłĹ&#x201A;czynnikĂłw w transformatorach SN/nN Obliczenia metodami z zastosowaniem danych CBP w wybranych obszarach â&#x20AC;&#x201C; liczniki AMI. dokĹ&#x201A;adnymi NaleĹźy stwierdziÄ&#x2021;, Ĺźe wykorzystanie Ĺ&#x203A;rednie straty mocy czynnej w transforperiodycznie w odstÄ&#x2122;pach 15 minutowych przez liczniki bilansujÄ&#x2026;ce LB.i SN/SN. StÄ&#x2026;dwĹ&#x203A;rednie biernej, rĂłwnieĹź w transformatorach WN/SN parametryzujÄ&#x2026;cych zbiory transformatorĂłw. Wymaga to duĹźego zaangaĹźowania PiÄ&#x2122;tnastominutowy okres pomiarudanych po- obliczeniowych, danych od CBPpoziomĂłw bardzo pozytywnie wpĹ&#x201A;ynie matorze sÄ&#x2026; rĂłwne: przygotowanie szczegĂłlnie ktĂłre sÄ&#x2026;wymaga zaleĹźne straty Obliczenia mocy czynnej w transformatorze sÄ&#x2026; rĂłwne:CBP strat energii czynnejsystemĂłw realizuje siÄ&#x2122;tych, oparciu o dane rejestrowane Integracja iwBi-Sun zastosowania rozwiÄ&#x2026;zaĹ&#x201E;, ktĂłre nie zwala na przyjÄ&#x2122;cie zasad obliczeĹ&#x201E; i analiz na jakoĹ&#x203A;Ä&#x2021; wynikĂłw obliczeĹ&#x201E; strat energii. 2 obciÄ&#x2026;ĹźeĹ&#x201E;woraz czasĂłw trwania i wystÄ&#x2122;powania obciÄ&#x2026;Ĺźenia szczytowego. â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ periodycznie odstÄ&#x2122;pach 15 minutowych przez liczniki bilansujÄ&#x2026;ce LB. StÄ&#x2026;d Ĺ&#x203A;rednie đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś centralnej 15 spowodujÄ&#x2026; zakĹ&#x201A;ĂłceĹ&#x201E; w dziaĹ&#x201A;aniu bazy pomiarowej. Znaczenie wiarygodnoĹ&#x203A;ci = đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 2 zautomatyzowany. (1) BISUN odpowiednich dla pomiarĂłw ciÄ&#x2026;gĹ&#x201A;ych. KoW analogiczny sposĂłb wyznacza siÄ&#x2122; straty DysponujÄ&#x2026;c danymi CBPâ&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; proces zostaÄ&#x2021; 58 moĹźe INTEGRACJA SYSTEMU DO ANALIZY RĂ&#x201C; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 1 2 straty mocy czynnej w transformatorze sÄ&#x2026; 15 rĂłwne: đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; ďż˝ â&#x201E;&#x17D;ďż˝ zawartych w niejBdanych sÄ&#x2026; kluczowe podczas wykorzystania w zakresie bilingowania i lejnym atutem licznikĂłw elektronicznych energii biernej, rĂłwnieĹź w transformatoILANSOWEJ... 42 â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15 raportowania. Obliczenia metodami dokĹ&#x201A;adnymi z zastosowaniem danych CBP a stratydwukierunkowa energii czynnej w przedziale 15-minutowym: jest rĂłwnoczesna rejerach WN/SN i SN/SN. â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; (1) 15 = đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 2 1 2 đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; ďż˝ â&#x201E;&#x17D;ďż˝zoptymalizowany pod kÄ&#x2026;tem poziomu wykorzystania Opracowany interfejs zostaĹ&#x201A; stracja przepĹ&#x201A;ywu mocy biernej. Dyspozya straty energiirealizuje czynnej siÄ&#x2122; w przedziale 4w oparciu o dane rejestrowane Obliczenia strat energii czynnej serwera bazy danych. PowiÄ&#x2026;zanie poszczegĂłlnych elementĂłw przedstawiono na 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śliczniki a straty energii czynnej w przedziale 15-minutowym: cja czasem pomiaru zperiodycznie duĹźÄ&#x2026; rozdzielczoĹ&#x203A;ciÄ&#x2026; piÄ&#x2122;tnastominutowym: Interfejs BiSun-CBP 2 w odstÄ&#x2122;pach 15 minutowych bilansujÄ&#x2026;ce LB. StÄ&#x2026;d Ĺ&#x203A;redniena przykĹ&#x201A;adzie â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ =przez đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; (2) siÄ&#x2122; asocjacjÄ&#x2122; đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;W đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą tym đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 po 2 đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 rysunku 4. celu pobraniu danych technicznych z SZMS wykonuje đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; straty moĹźe byÄ&#x2021; wykorzystana domocy ocenyczynnej rzeczy- w transformatorze sÄ&#x2026; rĂłwne: đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; stratmodule w transformatorach SN/nN 2 punktĂłw pomiarowych CBP wđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś stworzonym doobliczeĹ&#x201E; tego celu â&#x20AC;&#x17E;asocjacji CBP_SZMSâ&#x20AC;?. 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15 đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; przedziale 2 StÄ&#x2026;d straty energii w transformatorach w analizowanym czasu sÄ&#x2026; rĂłwne: wistej rezystancji elementu, uwzglÄ&#x2122;dniaâ&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; = (1) â&#x2C6;&#x2018; â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ = đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ (2) 2 đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 2 đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 2 đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; 1 đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; ďż˝ â&#x201E;&#x17D;ďż˝ Kierowane do bazy đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;zapytanie SQL prowokuje ich đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; jÄ&#x2026;cej wspĂłĹ&#x201A;czynniki temperaturowe. JeĹ&#x203A;li Integracja wybranie systemĂłw wĹ&#x201A;aĹ&#x203A;ciwych CBP i BiSun danych, wy4 wstÄ&#x2122;pnÄ&#x2026; obrĂłbkÄ&#x2122; w zakresie umoĹźliwiajÄ&#x2026;cym bezpoĹ&#x203A;rednie obliczenie strat energii w StÄ&#x2026;d straty energii w transformatorach w analizowanym przedziale czasu sÄ&#x2026; rĂłwne: a straty energii czynnej w przedziale 15-minutowym: 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; liczniki zostanÄ&#x2026; skonfigurowane do jedmaga zastosowania rozwiÄ&#x2026;zaĹ&#x201E;, ktĂł2 â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; â&#x2C6;&#x2018;wđ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ = ďż˝ đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ ďż˝ (3) pojedynczym transformatorze lub transformatorach w wybranym obszarze. 2 đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;=1 đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; , đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; noczesnego pomiaru oraz rejestracji naStÄ&#x2026;d straty energii w4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; re nie spowodujÄ&#x2026; zakĹ&#x201A;ĂłceĹ&#x201E; w dziaĹ&#x201A;aniu đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;transformatorach đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śzostaÄ&#x2021; 2wykorzystane do parametryzowania analizowanej obliczeĹ&#x201E; mogÄ&#x2026; â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ = 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; (2) đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; 2 đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 2 đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; piÄ&#x2122;Ä&#x2021; i obciÄ&#x2026;ĹźeĹ&#x201E; w poszczegĂłlnych fazach,â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ wWyniki analizowanym przedziale czasu sÄ&#x2026; centralnej bazy pomiarowej. đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 gdzie: đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; â&#x2C6;&#x2018; â&#x2C6;&#x2018; ďż˝ đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A; đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;wyznaczania (3) Znacze2 đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; = đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;=1 đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1do ,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; ďż˝ grupy urzÄ&#x2026;dzeĹ&#x201E; oraz bezpoĹ&#x203A;rednio strat technicznych sieciach. đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; dostÄ&#x2122;pna đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; bÄ&#x2122;dzie moĹźliwoĹ&#x203A;Ä&#x2021; wyznaczenia rĂłwne: nie wiarygodnoĹ&#x203A;ci zawartych w niejwdaStÄ&#x2026;d straty energii w transformatorach w analizowanym przedziale czasu sÄ&#x2026; rĂłwne: â&#x20AC;&#x201C; liczba pomiarĂłw, đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;celu â&#x20AC;&#x201C; liczba transformatorĂłw, NiezaleĹźnie od wykonywanych obliczeĹ&#x201E;, wyniki powinny zostaÄ&#x2021; zapisane w gdzie: rzeczywistych (upĹ&#x201A;ywo- transformatora, đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; numer przedziaĹ&#x201A;u czasowego, nych jest kluczowe dla bilingowania bazach đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; â&#x20AC;&#x201C; strat porzecznych numer odpowiednio: w zakresie obliczeĹ&#x201E; strat energii â&#x20AC;&#x201C; w CBP oraz wartoĹ&#x203A;ci wspĂłĹ&#x201A;czynnikĂłw 4â&#x2C6;&#x2122;â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; â&#x20AC;&#x201C; liczba pomiarĂłw, đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; â&#x20AC;&#x201C; liczba transformatorĂłw, đ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??śđ??ś,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; 2 wych, jaĹ&#x201A;owych). i raportowania. â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; â&#x2C6;&#x2020;đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸czynnej = â&#x2C6;&#x2018;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; ďż˝ 2na podstawie (3)okresie đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153; đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;=1Bi-Sun. đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;=1 đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; ďż˝ pomiaru energii w â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; 15 - straty mocy obliczone obliczeniowych w bazie đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; â&#x20AC;&#x201C; tego rozwiÄ&#x2026;zania numer Zastosowanie ma transformatora, đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013; numer przedziaĹ&#x201A;u czasowego, Opracowany interfejs zoptymaligdzie: PrzykĹ&#x201A;adowe wyniki obliczeĹ&#x201E; strat zamieszczono 1. DotyczÄ&#x2026; 15 minut, â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; - wpĹ&#x201A;yw straty czynnej obliczone na podstawie pomiaru wtablicy okresie jednak zdecydowanie wiÄ&#x2122;kszy na mocy zowano energii pod w kÄ&#x2026;tem poziomu wyko- strat w đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; đ?&#x2018; â&#x20AC;&#x201C; 15 liczba pomiarĂłw, đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC;đ?&#x2018;&#x20AC; â&#x20AC;&#x201C; liczba transformatorĂłw, transformatorze SN/nN o mocy 630kVA i Î&#x201D;P = 6,2kW, zasilajÄ&#x2026;cym odbiorcĂłw Cu â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192; â&#x20AC;&#x201C; znamionowe straty mocy w uzwojeniach transformatora, đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ??śđ??śđ??śđ??ś architekturÄ&#x2122; istniejÄ&#x2026;cego rzystania serwera bazy danych. Po15 minut, đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; â&#x20AC;&#x201C; sytemu. Koniecznumergdzie: transformatora, đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;energiÄ&#x2026; numer przedziaĹ&#x201A;u czasowego, komunalnych. Poza transformowanÄ&#x2026; podano wskaĹşniki statystyczne, ktĂłre đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ â&#x20AC;&#x201C; energia czynna obciÄ&#x2026;ĹźajÄ&#x2026;ca k-ty transformator, w i-tym przedziale na bÄ&#x2122;dzie 15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; zmiana i algorytmĂłw wiÄ&#x2026;zanie poszczegĂłlnych elementĂłw N â&#x20AC;&#x201C; liczba pomiarĂłw, â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ??śđ??śđ??śđ??ś â&#x20AC;&#x201C;metod straty mocy w uzwojeniach â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;/đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x203A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2020; - potencjalnie straty mocy czynnej obliczone na podstawietransformatora, pomiaru energii w okresie 15 znamionowe mogÄ&#x2026; zostaÄ&#x2021; wykorzystane podczas parametryzacji transformatorĂłw do obliczeniowych, co â&#x20AC;&#x201C;wymusi dostosowaprzedstawiono na rysunku 3. W tym M â&#x20AC;&#x201C; liczbaobciÄ&#x2026;ĹźajÄ&#x2026;ca transformatorĂłw, đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; energia czynna k-ty transformator, w i-tym przedziale 15 minut, 2 statystycznymi. 2 obliczeĹ&#x201E; strat energii metodami = + đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ . czasowym, rĂłwna: đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ ďż˝đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ 15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; transformatora, đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; nie zbiorĂłw opisujÄ&#x2026;cych â&#x2C6;&#x2020;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x192;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ??śđ??śđ??śđ??ś â&#x20AC;&#x201C;elementy sieci znamionowe straty mocy w uzwojeniach 2 2 + đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; czasowym, rĂłwna: obciÄ&#x2026;ĹźajÄ&#x2026;ca đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; = ďż˝đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸ dystrybucyjnej. Konieczna rĂłwnieĹź đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;bÄ&#x2122;dzie â&#x20AC;&#x201C; energia czynna k-ty transformator, w. i-tym przedziale đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; asocjacja miejsc pomiaru energii z mode2pomiÄ&#x2122;to2 wpĹ&#x201A;yw napiÄ&#x2122;cia zasilajÄ&#x2026;cego W powyĹźszych czasowym, wzorach rĂłwna: obliczeniowych + đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?đ?&#x2018;?,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; . đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; = ďż˝đ??¸đ??¸đ??¸đ??¸đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;đ?&#x2018;&#x153;,15,đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2013;,đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC;đ?&#x2018;&#x2DC; lami sieci elektroenergetycznej.

oraz temperatury. W powyĹźszych wzorach obliczeniowych pomiÄ&#x2122;to wpĹ&#x201A;yw napiÄ&#x2122;cia zasilajÄ&#x2026;cego NaleĹźy stwierdziÄ&#x2021;, Ĺźe wykorzystanie danychpomiÄ&#x2122;to CBP bardzo pozytywnie wpĹ&#x201A;ynie na oraz temperatury. W powyĹźszych wzorach obliczeniowych wpĹ&#x201A;yw napiÄ&#x2122;cia zasilajÄ&#x2026;cego EwolucjajakoĹ&#x203A;Ä&#x2021; algorytmĂłw wynikĂłw obliczeĹ&#x201E; Ĺźe strat energii. W analogiczny sposĂłb wyznacza siÄ&#x2122; straty energii NaleĹźy stwierdziÄ&#x2021;, wykorzystanie danych CBP bardzo pozytywnie wpĹ&#x201A;ynie na oraz temperatury. parametryzacji sieci, agregacji NaleĹźy stwierdziÄ&#x2021;, Ĺźe energii. wykorzystanie danych CBP bardzowyznacza pozytywniesiÄ&#x2122; wpĹ&#x201A;ynie biernej, rĂłwnieĹź wobliczeĹ&#x201E; transformatorach WN/SN i SN/SN. jakoĹ&#x203A;Ä&#x2021; wynikĂłw strat W analogiczny sposĂłb stratynaenergii wynikĂłw obliczeĹ&#x201E; strat energii. W analogiczny sposĂłb wyznacza siÄ&#x2122; straty energii biernej,jakoĹ&#x203A;Ä&#x2021; rĂłwnieĹź w transformatorach WN/SN i SN/SN. danych obliczeniowych i obliczeĹ&#x201E;

strat energii

biernej, rĂłwnieĹź w transformatorach WN/SN i SN/SN.

58 Obliczenia metodami58statystycznymi BILANSOWEJ ...

BILANSOWEJ BILANSOWEJ ... ... Zasady obliczeĹ&#x201E; strat metodami bazujÄ&#x2026;cymi na statystyce scharakteryzowano w wielu publikacjach (m.in. [4]). Modele obliczeniowe dla poszczegĂłlnych grup urzÄ&#x2026;dzeĹ&#x201E; sÄ&#x2026; rĂłĹźne. SposĂłb obliczania strat energii metodÄ&#x2026; statystycznÄ&#x2026; przedstawiono w [6]. Praktyczne wykorzystanie metody zakĹ&#x201A;ada wyznaczenia rĂłĹźnych wspĂłĹ&#x201A;czynnikĂłw parametryzujÄ&#x2026;cych zbiory transformatorĂłw. Wymaga to duĹźego

22 l ENERGIA elektryczna maj 2018

INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RĂ&#x201C;ĹťNICY IINTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RĂ&#x201C;ĹťNICY NTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RĂ&#x201C;ĹťNICY

Rys. 3. Schemat dziaĹ&#x201A;ania interfejsu CBP-BiSun dziaĹ&#x201A;ania interfejsu CBP â&#x20AC;&#x201C; Bi-Sun Rys. 4. Schemat

TECHNIKA I TECHNOLOGIE Tabela. Wyniki obliczeń strat energii w transformatorze o mocy 630 kVA lp.

N pom

Ec min

Eb min

Ec max

Eb max

E sr

Ec var

Eb var

E var

ΔE

kWh

kVarh

kVA

kVA2

kWh

kVarh

kWh

kVarh

kVA

kWh2

kVarh2

kVAh2

kVAh

data

17-10-01

2138

576,00

234,14

54822,00

14,00

2,00

32,00

11,00

23,35

28,91

5,27

32,14

3,43

17-10-02

3038

1092,00

362,12

131132,00

13,00

2,00

54,00

26,00

33,74

182,65

54,93

229,67

8,19

17-10-03

3368

1233,00

396,95

157571,00

16,00

3,00

62,00

27,00

37,46

199,78

48,36

240,75

9,85

17-10-04

3200

1099,00

372,55

138793,00

16,00

3,00

53,00

24,00

35,35

160,31

45,43

198,18

8,67

17-10-05

3247

1110,00

383,00

146689,00

16,00

2,00

59,00

24,00

35,87

197,31

55,66

244,15

9,17

17-10-06

3369

1167,00

398,87

159096,00

15,00

2,00

61,00

26,00

37,28

217,31

63,52

270,59

9,94

17-10-07

2812

856,00

321,70

103490,00

16,00

2,00

56,00

25,00

30,73

108,42

33,57

135,21

6,47

17-10-08

2365

597,00

257,68

66398,00

15,00

2,00

39,00

12,00

25,46

39,14

7,41

43,76

4,15

17-10-09

3277

1068,00

385,71

148775,00

15,00

2,00

59,00

23,00

36,00

214,41

49,08

256,26

9,30

17-10-10

3324

1070,00

391,70

153428,00

14,00

2,00

59,00

24,00

36,49

224,87

53,12

269,82

9,59

celu po pobraniu danych technicznych z SZMS wykonuje się asocjację punktów pomiarowych CBP w stworzonym do tego celu module „asocjacji CBP_SZMS”. Kierowane do bazy zapytanie SQL prowokuje wybranie właściwych danych, ich wstępną obróbkę umożliwiającą bezpośrednie obliczenie strat energii w pojedynczym transformatorze lub w transformatorach w wybranym obszarze. Wyniki obliczeń można wykorzystać do parametryzowania analizowanej grupy urządzeń oraz bezpośrednio do wyznaczania strat technicznych w sieciach. Niezależnie od celu wykonywanych obliczeń, wyniki powinny zostać zapisane w bazach CBP – w zakresie obliczeń strat energii oraz BiSun – wartości współczynników obliczeniowych. Przykładowe wyniki obliczeń strat zamieszczono w tabeli. Dotyczą strat w transformatorze SN/nN o mocy 630kVA i ΔPCu = 6,2kW, zasilającym odbiorców komunalnych. Poza energią transformowaną, podano wskaźniki statystyczne, które potencjalnie mogą zostać wykorzystane podczas parametryzacji transformatorów do obliczeń strat energii metodami statystycznymi.

Podsumowanie W artykule przedstawiono prowadzone działania zmierzające do zwiększenia efektywności spółki dystrybucji energii elektrycznej, poprzez ograniczenie strat sieciowych w identyfikowanych

obszarach za sprawą zwiększenia dokładności obliczeń. Obecne możliwo-

Wyniki obliczeń można wykorzystać do parametryzowania analizowanej grupy urządzeń oraz bezpośrednio do wyznaczania strat technicznych w sieciach. Niezależnie od celu wykonywanych obliczeń, wyniki powinny zostać zapisane w bazach CBP – w zakresie obliczeń strat energii oraz BiSun – wartości współczynnikow obliczeniowych. ści techniczne pozwalają na automatyzację procesu modelowania sieci w oparciu o bieżące dane techniczne

charakteryzujące sieć rozdzielczą i obciążenia sieci. Pomimo dostępu do danych, trudność mogą stanowić różnorodne systemy nimi zarządzające. Przedstawiony materiał nie wyczerpuje tematyki automatyzacji procesu obliczeń strat sieciowych, jednak upatruje się, że celem nadrzędnym będzie pełna automatyzacja bez powiększania arsenału systemów obliczeniowych.

Literatura

1. Jeziorny D., Kaszowska B., Włóczyk A.: Zastosowanie programu bilansowania strat energii BiSun do wspomagania podejmowania decyzji w spółkach dystrybucyjnych, ,,Rynek Energii'' nr 1(VIII) 2013, 2. Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Modelowanie sieci dystrybucyjnej do obliczeń strat energii wspomagane systemem zarządzania majątkiem sieciowym. Materiały konferencyjne „Straty (...)”, Kołobrzeg 2016, 3. Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Integracja danych pomiarowych i systemu zarządzania majątkiem sieciowym do obliczeń strat energii elektrycznej. Rynek energii elektrycznej. Rozwój i eksploatacja. Monografie – Politechnika Lubelska, Lublin 2017, 4. Praca zbiorowa (pod red. J. Kulczyckiego): Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych, PTPiRE 2009, 5. Jeziorny D., Kaszowska B., Włóczyk A.: Integracja systemu BiSun do analizy różnicy bilansowej z systemem SZMS w TAURON Dystrybucja SA, ,,Energia Elektryczna'', kwiecień 2018, 6. Kaszowska B., Włóczyk A.: Agregacja wolumenu strat energii elektrycznej w transformatorach dla zadanych obszarów i przedziałów czasowych, ,,Rynek Energii'' nr 2 (99) 2012. maj 2018 ENERGIA elektryczna l 23

INNOWACJE I STARTUPY

Elektromobilność bez problemów

Dwa słupki na wynos, proszę! Od dwóch lat elektromobilność jest wszędzie. Telewizja, prasa, radio informują nas co chwilę o nowościach z rynku, a tegoroczne premiery w Genewie „salonowych”, a nie – jak do tej pory – koncepcyjnych, samochodów pokazują, że tama już pękła. JAKUB TABĘDZKI

Jako praktyk elektromobilności, zajmujący się zagadnieniem już cztery lata (czyli dwa razy dłużej niż atakuje nas ona przy otwieraniu lodówki), z ponad 120 tys. km zrobionych przez Polskę w ciągu ostatnich czterech lat samochodem elektrycznym (jeśli teraz nie ma ładowarek, to proszę sobie wyobrazić jak bardzo nie było ich w 2015 roku!) postanowiłem trochę odczarować mity dotyczące tej dziedziny. Dokładniej te z obszaru infrastruktury do ładowania. Na temat mitów o autach pozwolę sobie stwierdzić tylko tyle, że mój ,,elektryk'' po przejechaniu 75 tys. km przez trzy lata doznał degradacji baterii o ,,całe'' 3 proc., czyli 1 proc. rocznie. Ta wartość jest symboliczna, bo spadek zasięgu o 3,5 km na 12 miesięcy jest naprawdę pomijalny. Wróćmy więc do ładowania „elektryków“.

Mit 1 – słupków muszą być tysiące Po pierwsze – miejskie auta mogą w dużej części obyć się bez nich. Samochód elektryczny sprzedawany dzisiaj ma około 200 km nominalnego zasięgu. To coś jak mały benzyniak palący 5 l/100 km. Wszyscy wiemy, że ten ostatni tyle nie pali, więc i zasięg ,,elektryka'' jest realnie mniejszy, niemniej jednak nadal oscyluje w okolicy 130 km (a zimą nawet 100 km). Ile by go nie było, 90 proc. aut jeżdżących po mieście jest w stanie 24

l ENERGIA elektryczna maj 2018

załadować się do pełna nocą ze zwykłego gniazdka i cały dzień jeździć aż do ponownej wizyty w garażu, bo średni dzienny przebieg takiego wozu to około 50 km. A jeśli ktoś nie ma domku lub nie porozumiał się ze wspólnotą na ładowanie samochodu w garażu? To często ma swoje miejsce pracy, w którym pojazd stoi wystarczająco długo, żeby pobierając 3 kW naładować się do pełna. Oczywiście są jeszcze osoby mieszkające w blokach czy kamienicach i to właśnie głównie im potrzebne są punkty ładowania. Ponieważ z samochodem elektrycznym jest czasem tak, jak z baterią do smartfona – nigdy nie wiadomo, kiedy przyda się więcej, więc część kierowców, ,,ładujących się'' w domu, też chętnie ze słupka na chwilę skorzysta przy okazji np. załatwiania czegoś w mieście, ale w większości przypadków bez tego można się obyć. Po drugie – w trasie samochody elektryczne ładują się inaczej niż tankują auta spalinowe. Ze względu na czas, nikt nie ,,ładuje się'' do pełna, a kierowca uzupełnia prąd dokładnie w takiej ilości, żeby dojechać. Ba! Często jest tak, że kalkuluje planując trasę, czy lepiej jest jechać wolniej, ale nie zatrzymywać się na ładowanie, czy może jednak pojechać szybciej i ,,ładować się''. Te kalkulacje mają dziś w sobie element ryzyka, bo w głowie kierowcy czai

się wiele pytań. Czy podany prąd naprawdę będzie taki, jak deklarowany i ładowanie potrwa tyle, ile zaplanowano? Czy miejsce do tego będzie dostępne?

Mit 2 – zrobimy przetarg, kupimy słupek (albo sto) i jakoś to będzie Kierowcy samochodów elektrycznych nie liczą na „jakoś”. Oni oczekują jakości. A na czym ona polega? Na pewności, że jak przyjadą, to będą mogli ,,naładować się''. Znam ludzi, którzy jadąc z Bydgoszczy do Warszawy chcieli tego dokonać w Płocku. Tam ktoś postanowił zrobić „jakoś“ i wymyślił, że jedyny w promieniu 150 km słupek będzie tylko dla klientów sklepu i to w godzinach jego otwarcia. Skutkowało to tym, że po ich przyjeździe do miasta już nie działał, a dalszą podróż rzeczeni odbyli na lawecie. Co zresztą, jak się można domyślić, skutecznie zniechęciło ich do dalszych prób podróżowania ,,elektrykiem'' przez nasz piękny kraj. Z czego wynika zatem pewność ładowania u posiadacza e-samochodu? Otóż z kilku prostych czynników: 1. Słupki muszą być zarządzane w sieci. Dostępne dla użytkownika przez aplikację mobilną, bo wszyscy mają dosyć „gry w pokera“ kilkoma kartami RFID, służącymi do ich uruchamiania, po jednej dla każdego

INNOWACJE I STARTUPY z usługodawców. Punkt ładowania ma być po to dostępny online, żeby kierowca mógł – planując swoją trasę i miejsca ładowania – sprawdzić, czy jest w ogóle dostępny i ewentualnie zarezerwować go dla siebie w określonych godzinach, dlatego że fakt istnienia nawet sprawnego słupka to połowa sukcesu. Drugą połową jest jego dostępność w momencie podjechania. Bowiem, jeśli użytkownik zaplanował przerwę na ładowanie przy słupku, przy którym nie ma miejsca, bo ,,ładuje się'' ktoś inny – będzie on musiał pojechać dalej do kolejnego, o ile ma jeszcze zasięg, albo poczekać, aż miejsce się zwolni. 2. Nie ma nic gorszego niż „zastawiony” słupek. Chociaż kierowcy samochodów elektrycznych nie wpadliby na pomysł podjechania na stację paliw i zaparkowania na kilka godzin przed dystrybutorem, ich odpowiednicy z aut spalinowych zachowują się w ten sposób nagminnie, zastawiając słupki. Często, nawet świadomi problemu braku miejsc do ładowania, użytkownicy ,,elektryków'' podłączają auto i zostawiają je na wiele godzin po tym, jak skończył się pobór prądu. Ten problem też musi być rozwiązany przez kogoś zajmującego się na co dzień stacjami ładowania, poprzez automatyczne blokady składane za pomocą przycisku w aplikacji, którego użyje kierowca samochodu elektrycznego w momencie, gdy podjedzie ,,ładować się'' albo jeśli trzeba przez lawetę, którą też ktoś musi wezwać. 3. Kierowca, w razie problemów, powinien mieć możliwość zwrócenia się o pomoc. Słupek musi być więc obsługiwany ,,24/7'' przez infolinię, która nie powie „dziękujemy za zgłoszenie, już za tydzień wyślemy technika“, tylko podejmie fachową interwencję, zresetuje punkt ładowania, a jeśli będzie trzeba, pomoże w problemach z kontem klienta i uruchomi ładowanie zdalnie. 4. Żeby obsługa mogła to wszystko zrobić, słupek musi być skomunikowany z resztą świata. Dlatego trzeba użyć specjalnych sterowników, kart SIM łączących go ze specjalistycznym systemem OCPP. Poza tym konieczne jest jego regularne serwisowanie, a w wypadku awarii pod telefonem powinien czuwać zespół ludzi, którzy są w stanie ,,24/7'' dojechać do punktu

ładowania i naprawić go (co nie jest skomplikowane, bo jego technologia jest na poziomie wiedzy absolwenta technikum energetycznego) lub wymienić elementy sterowania, a w najgorszym przypadku sam słupek. I to wszystko w ciągu maksymalnie kilku godzin od zgłoszenia awarii po to, aby kierowcy uważali miejsce ładowania i dostawcę tej usługi za wiarygodnego, a nie takiego, przez którego trzeba wzywać lawetę.

Inwestycja w budowę i serwis infrastruktury ładowania musi być opłacalna. Spółki OSD, realizując zobowiązania, które nakłada na nie ustawa, potrzebują pewności, że elektromobilność nie będzie dla nich obciążeniem finansowym, niepokrytym kosztem, którym finalnie będą musieli obciążyć wszystkich klientów – konsumentów energii elektrycznej. Ponieważ przez najbliższe lata ładownie ,,elektryków'' nie będzie miało skali gwarantującej przychody przewyższające koszty związane z inwestycjami, projekty takie potrzebują systemowego wsparcia.

Mit 3 – prąd do samochodów elektrycznych powinien być za darmo Celowo napisałem w poprzednim paragrafie „usługa ładowania”, dlatego że wszystkie wymienione powyżej komponenty kosztują, i to słono. Zapewnienie słupkowi komunikacji, serwisu, licencji na system operatorski z aplikacjami mobilnymi, opłacenie pracowników infolinii, księgowości, zespołu utrzymania infrastruktury... To wszystko wymaga niemałych pieniędzy. Realnie „utrzymanie słupka w ruchu“ to kilkaset złotych miesięcznie. I nie mówimy tu jeszcze nawet o prądzie, który kierowca załaduje, a przecież samo przyłącze niesie za sobą dodatkowo koszty mocy zamówionej, każdej kilowatogodziny, zarówno samej w sobie, jak i opłaty do OSD za jej dostarczenie. Widziałem już przetargi, w których poza kosztem zakupu i instalacji słupka zapomniano nie tylko o tym, że trzeba go utrzymać, ale również o tym, iż ktoś za prąd zużyty musi zapłacić. To właśnie stąd biorą się „uniokoszmarki“, które widuję czasem jeżdżąc po kraju. Uzyskano dotację na słupek podczas budowy biurowca czy obiektu użyteczności publicznej, ale prąd kosztuje. Stoi więc dumnie słupek, z tym, że odłączony, bo pobranie opłat, jeśli w ogóle możliwe, niesie za sobą konieczność poniesienia kosztów ,,utrzymaniowych'', o których pisałem wyżej. Ponieważ nikt ich jednak nie przewidział, lepiej taką ładowarkę odłączyć albo zamknąć za bramą „do celów badawczych”. Wracając do teorii prądu za darmo, poszedłbym nawet śmielej i stwierdził, że benzyna też powinna być za darmo. W zasadzie to dlaczego ktoś, zadający sobie trud wybudowania stacji benzynowej, chciałby nie dość, że pokryć koszty jej budowy, utrzymania i pensji pracującego tam personelu, ale jeszcze na niej zarobić? Skandal! A tak poważnie, to prąd do samochodów elektrycznych nie powinien być za darmo. Nie powinien też być w cenie prądu w domu czy nawet w firmie – ponieważ budowa, utrzymanie i konserwacja infrastruktury, a także zapewnienie obsługi klienta kosztuje. Więc jeśli ktoś będzie chciał mimo tego rozdawać prąd za darmo, to będzie należało zastanowić się, czy to aby nie nosi znamion nieuczciwej konkurencji. maj 2018 ENERGIA elektryczna l 25

Zdjęcie: archiwum autora

INNOWACJE I STARTUPY

Prąd do samochodów elektrycznych nie powinien być za darmo

Mit 4 – ustawa o elektromobilności rozwiąże wszystkie problemy, a OSD i operatorzy z radością wybudują infrastrukturę W moich rozmowach z przedstawicielami OSD i operatorów obie strony jasno podkreślają, że inwestycja w budowę i serwis infrastruktury ładowania musi być opłacalna. Spółki OSD, realizując zobowiązania, które nakłada na nie ustawa, potrzebują pewności, że elektromobilność nie będzie dla nich obciążeniem finansowym, niepokrytym kosztem, którym finalnie będą musieli obciążyć wszystkich klientów – konsumentów energii elektrycznej. Ponieważ przez najbliższe lata ładownie ,,elektryków'' nie będzie miało skali gwarantującej przychody przewyższające koszty związane z inwestycjami, projekty takie potrzebują systemowego wsparcia. Poprzednie zdanie szczególnie polecam samorządowcom, którzy rozmawiali ze mną i dzielili się pomysłem „przetargów“ na miejsca w centrum, przy których ktoś wybuduje słupek. Jeden punkt ładowania 22 kW z instalacją to wydatek około 20 tys. zł. Koszt jego utrzymania – kilkaset złotych miesięcznie. Samochodów elektrycznych jest obecnie w Polsce około dwa tysiące, a większość z nich ładuje się w domu. Warto dodać, że gdy jeden z dostawców wprowadził opłaty za ładowanie, 26

l ENERGIA elektryczna maj 2018

podniosły się głosy, że to absurd, a fakt, iż prąd nie jest za darmo zniechęca do ,,elektryków'', co dopełnia obrazu rynku, na którym zarobić na ładowaniu po prostu przez najbliższe lata się nie da. Konieczna jest także efektywna współpraca pomiędzy poszczególnymi OSD a miastami w sprawie konsultacji miejsc ładowania. Aglomeracje powinny omawiać takie lokalizacje z kierowcami ,,elektryków''. To oni najlepiej wiedzą, gdzie przydałyby się słupki. Oczywiście istnieje po stronie OSD ryzyko problemu z zapasem mocy w niektórych takich punktach, ale można by to rozwiązać dając np. OSD 40 proc. więcej miejsc do wyboru niż wskazane przez użytkowników e-samochodów jako najlepsze. Są już na rynku firmy zajmujące się elektromobilnością, które są w stanie dostarczyć samorządom usługę ,,słupka w abonamencie'', zdejmując z nich wszystkie problemy z jego posiadania wynikające. W tym ten związany z kosztem prądu wydanego za darmo. Bo mało kto zdaje sobie sprawę, że trzy-cztery ładowania auta dziennie to dwa-trzy tysiące złotych rozdane za darmo. Podczas gdy abonament, w którym zawarte są wszystkie wydatki – od kupienia ładowarki, przez jej serwis i zarządzanie nią – to koszt nawet dziesięciokrotnie mniejszy, bo zaczynający się od 300-400 zł miesięcznie. Bez problemów, bez dodatkowych obowiązków, za przewidywalną cenę.

Wyspecjalizowane firmy mają też rozwiązania pozwalające połączyć siły samorządu oraz lokalnych (bądź i globalnych) przedsiębiorców tak, by miasto udostępniło miejsca, a wzmiankowani przedsiębiorcy zapłacili za koszty utrzymania słupka w zamian za reklamę na nim i postawienie go blisko ich sklepu czy piekarni. Przecież, jak ktoś ,,ładuje się'', to musi w tym czasie coś ze sobą począć, więc wejdzie i zrobi zakupy, dając przedsiębiorcy zarobić. Zastanawiając się nad rozwojem infrastruktury ładowania, warto więc pamiętać, że są inne rozwiązania niż „kupić w przetargu i mieć problem”. Samo nabycie usługi ,,ładowarki w abonamencie'' też można poprowadzić w trybie przetargu (a pierwsze kilkanaście słupków na próbę, czy to działa, i w prostszych trybach). Bo dla samorządu sieć ładowania, jeśli już w ogóle musi się nią zajmować, powinna być taką samą usługą jak sprzątanie ulicy. Czymś, co trzeba, wypada i należy dostarczyć mieszkańcom, ale czym nie należy zajmować się samemu. Aby zjeść kilka tabliczek czekolady nie buduje się od razu fabryki, więc aby dostarczyć mieszkańcom kilka słupków nie trzeba stawać się operatorem.

Autor jest praktykiem elektromobilności, prezesem zarządu Enegive Infrastruktura Sp. z o.o. – firmy dostarczającej kompleksowe rozwiązania w tej dziedzinie.

WYDARZENIA W BRANŻY

– Długofalowa polityka energetyczna musi doprowadzić do zabezpieczenia dostaw energii elektrycznej i stabilności systemu – powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas X Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach. Wydarzenie trwało od 14 do 16 maja. Podczas wystąpienia pt.: „Strategia dla polskiej energetyki” Krzysztof Tchórzewski zaznaczył, że zasadniczą kwestią dla sektora energetycznego w Polsce jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, które opiera się na dwóch filarach: stabilności dostaw i zrównoważonym rozwoju wszystkich źródeł wytwórczych. – Odpowiedzią na te potrzeby jest zapewnienie wystarczającej zdolności infrastruktury do wytwarzania energii elektrycznej, jej przesyłu i dystrybucji oraz stabilny poziom dostaw gazu i paliw na rynku krajowym – dodał. Minister podkreślił rolę budowania bezpieczeństwa energetycznego kraju i znaczenie aspektu środowiskowego w energetyce. – Chcę zapewnić, że bezpieczeństwo energetyczne jest wyznacznikiem linii negocjacyjnej na wszystkich polach energetycznej współpracy międzynarodowej. Głośno mówimy o naszych priorytetach, prezentujemy alternatywne bądź komplementarne propozycje wraz z racjonalną argumentacją, a także uświadamiamy naszym partnerom, jak długą drogę musieliśmy przejść, aby być w tym miejscu, w którym jesteśmy – zaznaczył. Minister Tchórzewski wziął również udział w panelu dyskusyjnym „Energetyka

Zdjęcia (x2): Enea

X Europejski Kongres Gospodarczy

W kongresie aktywny udział wzięli przedstawiciele OSD

w Europie. Dylematy i wyzwania”, podczas którego uwypuklił znaczenie nowych regulacji pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” dotyczących m.in. rynków mocy, aktywizacji odbiorców czy regulacji cen, które będą miały znaczący wpływ na funkcjonowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i możliwość zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. – Polska dynamicznie się rozwija, rośnie zapotrzebowanie na energię, jednocześnie istniejące rezerwy mocy są niewystarczające. Dlatego niezbędne będzie powstanie nowych źródeł i modernizacja istniejących, aby zapewnić stabilność dostaw odpowiadającą zwiększonemu popytowi. Staje się to możliwe dzięki naszej ustawie o rynku mocy – mówił. W kongresie aktywny udział wzięli również przedstawiciele OSD. Sesje tematyczne, w których poruszono zagadnienia dystrybucji energii elektrycznej, to m.in.:

Kongres był okazją do spotkań i dyskusji. Na zdjęciu od lewej: Grzegorz Tobiszowski – sekretarz stanu w ministerstwie energii, Andrzej Kojro – prezes Enea Operator, Krzysztof Tchórzewski – minister energii

,,Bezpieczeństwo infrastruktury krytycznej'', ,,Klastry energii'' czy ,,Elektromobilność''. Podczas dyskusji na temat infrastruktury krytycznej wskazano zagrożenia dla systemów zaopatrzenia w energię oraz pozostałych jej elementów, zapewniających funkcjonowanie gospodarki i państwa. Omówiono takie obszary ryzyka jak: cyberataki, akty terroru, awarie i katastrofy. Prezes spółki Enea Operator, Andrzej Kojro analizował wywołane przez nawałnice przypadki zniszczeń infrastruktury oraz procedury, które uruchomiono, aby je naprawić. Podkreślano rolę państwa w zapewnieniu bezpieczeństwa infrastruktury. Prezes spółki Tauron Dystrybucja oraz PTPiREE, Robert Zasina wskazał, że w ramach Towarzystwa operatorzy dystrybucyjni współpracują z Ministerstwem Energii i resortem środowiska nad rozwiązaniem kwestii podatkowych związanych z infrastrukturą krytyczną. Podczas panelu poświęconego klastrom energii, w którym wziął udział prezes spółki PGE Dystrybucja Wojciech Lutek, wymieniono się doświadczeniami ze wstępnej fazy ich funkcjonowania, podzielono się spostrzeżeniami o współpracy administracji państwowej, samorządów i biznesu. Debatowano również na temat potrzebnych regulacji dla energetyki rozproszonej. Dużym zainteresowaniem cieszył się także panel elektromobilności. Dyskutowano nad tempem rozwoju tego segmentu gospodarki, poruszono m.in. kwestie prawne i podatkowe, które promowałyby jego rozwój w krajach europejskich. Zastanawiano się, jakie zmiany regulacyjne wymusi rozwój elektromobilności w zakresie norm technicznych, systemów energetycznych i bezpieczeństwa. Skupiono się także na czynnikach, które kształtowałyby rozwój tego segmentu w naszym kraju. n maj 2018 ENERGIA elektryczna l 27

WYDARZENIA W BRANŻY

Pełnomocnik ds. prezydencji COP 24

Elektryczny car sharing w innogy Polska

Premier Mateusz Morawiecki 27 kwietnia powołał sekretarza stanu w Ministerstwie Energii Michała Kurtykę na stanowisko pełnomocnika ds. prezydencji COP 24. Coroczne sesje COP to najważniejsze wydarzenie międzynarodowych negocjacji klimatycznych. Gospodarzem tegorocznego spotkania jest Polska. Odbędzie się ono w grudniu 2018 roku w Katowicach. Konferencje Stron (Conferences of the Parties – COP) to najwyższy organ Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu (UNFCCC), uprawniony do sprawdzania realizacji jej postanowień. Polityka klimatyczna nabiera coraz większego znaczenia w polityce międzynarodowej, stąd prezydencję COP obejmuje odpowiednio umocowany przedstawiciel rządu. Ma on za zadanie m.in. organizację szczytu i wsparcie dialogu dotyczącego polityki klimatycznej. Na corocznych sesjach COP przedstawiciele wszystkich stron UNFCCC (196 państw i Unia Europejska) omawiają działania na rzecz ochrony klimatu, jakie mają zostać podjęte, oraz decyzje dotyczące funkcjonowania Konwencji Stron. Szczyt COP24 w Katowicach ma wynegocjować Pakiet Implementacyjny dla Porozumienia Paryskiego. Podjęte w jego trakcie działania wyznaczą światową politykę klimatyczno-energetyczną na kolejne lata. Równolegle do sesji COP odbędzie się wiele wydarzeń naukowych, społecznych, ale i komercyjnych. Będą one stanowiły fora prezentacji i wymiany pomysłów, innowacji, strategii oraz rozwiązań proekologicznych.

W kwietniu innogy Polska zakończyła pilotaż warszawskiego, w pełni elektrycznego car sharingu. Spółka podsumowała wyniki testów i analizuje możliwości wprowadzenia usługi na szerszą skalę. 21 lutego innogy Polska rozpoczęła w stolicy program pilotażowy nowej usługi elektrycznego innogy e-Car Sharingu. Warszawianie mogli korzystać z sześciu dostępnych aut. Dwa dodatkowe przekazano do wyłącznego użytku partnerowi biznesowemu innogy Polska. Według danych spółki, w trakcie trwania testów w aplikacji umożliwiającej wypożyczenie zarejestrowało się blisko 1,6 tys. osób, a samochody zasilane energią elektryczną wynajęto ponad tysiąc razy. Z informacji innogy Polska wynika, że auta elektryczne były wypożyczane głównie przez mężczyzn (96 proc. osób zarejestrowanych w aplikacji). Najdłuższy pokonany dystans przez jednego użytkownika to 150 km, a łącznie korzystający z usługi przejechali blisko 15 tys. km. – Wprowadzenie testowej oferty najmu aut z napędem elektrycznym było kolejnym krokiem innogy po budowie ogólnodostępnej sieci stacji ładowania w stolicy oraz rozszerzeniu oferty produktowej dla klientów biznesowych i indywidualnych z obszaru elektromobilności – mówi dr Maciej Chmieliński, menedżer odpowiedzialny za rozwój elektromobilności w innogy Polska. – Test dużo nas nauczył; obecnie analizujemy jego wyniki oraz model ekonomiczny dla usługi innogy e-Car Sharingu na szeroką skalę – dodaje. n

Konferencja PTPiREE

Oświetlenie dróg i miejsc publicznych Od 11 do 12 kwietnia 2018 roku w Wiśle odbywała się konferencja „Oświetlenie dróg i miejsc publicznych – sposoby zarządzania systemami oświetlenia”. Sponsorami tegorocznej, trzynastej jej edycj zostały: Schréder Polska Sp. z o.o., SPIE Elbud Gdańsk SA, CEZ ESCO Polska, APANET Green System Sp. z o.o., PBW OLMEX SA, AUTO POWER ELECTRONIC, THORN oraz CITUS Sp. z o.o. Podstawowym celem spotkania było poszerzenie wiedzy i wymiana doświadczeń przedsiębiorstw elektroenergetycznych oraz przedstawicieli samorządów lokalnych w zakresie budowy i eksploatacji oświetlenia drogowego, a także zaprezentowanie oferty firm specjalizujących się w tej dziedzinie. Głównymi zagadnieniami poruszanymi podczas konferencji były aspekty prawne, ekonomiczne oraz techniczne zarządzania oświetleniem dróg i miejsc 28

l ENERGIA elektryczna maj 2018

publicznych. Wiele czasu poświęcono także doświadczeniom eksploatacyjnym zebranym w wyniku prowadzonych prac modernizacyjnych, m.in. w Krakowie czy Starym Sączu. W jednym z referatów przedstawiono także możliwość integracji stacji szybkiego ładowania pojazdów elektrycznych z infrastrukturą oświetleniową. Na 230 uczestników debaty, blisko 100 reprezentowało samorządy, 30 energetykę, a pozostali to przedstawiciele środowisk naukowych oraz dostawcy rozwiązań oświetleniowych. Ci ostatni zorganizowali wystawę, na której 19 z nich prezentowało swoje dokonania. Tradycyjnie, oprócz możliwości zapoznania się z nowymi technikami, konferencja stała się miejscem dyskusji o uwarunkowaniach formalnoprawnych budowy i eksploatacji oświetlenia ulicznego oraz

Otwarcia konferencji dokonał dyrektor Biura PTPiREE Wojciech Tabiś

współpracy pomiędzy jednostkami samorządu terytorialnego a spółkami oświetleniowymi. Już teraz chcielibyśmy Państwa serdecznie zaprosić na jej kolejną, czternastą edycję, która odbędzie się w kwietniu 2019 roku. n

WYDARZENIA

Konferencja pod patronatem PTPiREE

Od 16 do 17 kwietnia w Gdańsku odbywała się VI edycja Ogólnopolskiego Szczytu Energetycznego – OSE Gdańsk 2018, poświęconego wyzwaniom stojącym przed rodzimą energetyką. Wydarzenie oficjalnie zainaugurował minister energii Krzysztof Tchórzewski. Szef resortu podkreślił, że nasz kraj stoi obecnie przed zasadniczymi wyzwaniami z zakresu energetyki, które muszą uwzględniać rosnące zapotrzebowanie gospodarki na energię z jednej strony. Z drugiej zaś istotne jest, aby przyszłe inwestycje uwzględniały politykę ochrony klimatu oraz redukcji emisji, realizowaną przez Unię Europejską. Debatę otworzyła sesja plenarna „Polska polityka energetyczna – priorytety unijne vs polskie cele strategiczne”. Jej początek zdominowały pytania o strategię bezpieczeństwa energetycznego Polski na tle innych krajów UE. Następnie omówiono inicjatywę Trójmorza jako platformę do współpracy w dziedzinie energetyki gazowej, transportu oraz gospodarki. Stanowiło to wstęp do dyskusji nad kierunkami partnerstwa w najbliższych latach: czy nasz kraj powinien bardziej kierować się w stronę Stanów Zjednoczonych, czy

Zdjęcia (x2): OSE Gdański

Szczyt energetyczny w Gdańsku Dyskusja panelowa m.in. z udziałem ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego, ministra środowiska Henryka Kowalczyka, prezesa URE Macieja Bando oraz innych zaproszonych gości

raczej Unii Europejskiej. Na koniec zaś odniesiono się do przyszłości OZE wobec zmian ustawodawczych, jak również wpływu polityki klimatycznej i surowcowej na politykę energetyczną. Interludium stanowiły gale wręczenia statuetek: Bursztyn Polskiej Energetyki 2018, przyznawanych osobom, instytucjom i firmom za szczególne osiągnięcia w rozwoju i bezpieczeństwie polskiej gospodarki i energetyki w kraju i zagranicą, oraz Fale Innowacji

Tematyka konferencji cieszyła się dużym zainteresowaniem uczestników

2018, w ramach konkursu „Laboratorium innowacyjności”. Po ceremoniach debaty toczono w dwóch równoległych blokach: „Strategia rozwoju polskiej energetyki – między polityką, bezpieczeństwem a biznesem”, „Współpraca energetyczna państw basenu Morza Bałtyckiego”, „Ciepło, kogeneracja i efektywność energetyczna – Polska bez smogu” oraz „Gospodarka 4.0 – energetyka i przemysł”, „Rynek energii elektrycznej, ropy i gazu – uwarunkowania dalszego rozwoju” i panel „Laboratorium innowacyjności – prezentacje innowacyjnych rozwiązań w przemyśle”. Interesująca dyskusja, zarówno pomiędzy uczestnikami paneli, jak i dzięki licznym pytaniom z sali, świadczy o dużym zainteresowaniu poruszonymi tematami. Stanowi ona punkt wyjścia do debaty w kolejnej edycji OSE, która dbędzię się wiosną przyszłego roku. Więcej szczegółów można znaleźć na stronie internetowej www.osegdansk.pl. Ogólnopolski Szczyt Energetyczny wspierało liczne grono firm oraz mediów. Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej było jednym z patronów honorowych tego wydarzenia. n maj 2018 ENERGIA elektryczna l 29

FELIETON

Z umiarem

Doktryna

Sporo wydarzyło się w polskiej energetyce w ostatnim ćwierćwieczu. Niestety nie wszystkie doświadczenia związane z kolejnymi jej transformacjami można zaliczyć do udanych. Wielu spośród zarządzających polską energetyką na początku lat dziewięćdziesiątych, jak też współtworzących pierwszą ustawę Prawo energetyczne, przechodzi powoli do lamusa. Warto byłoby zdążyć wykorzystać ich unikatową wiedzę oraz resztki aktywności zawodowej w publicznej debacie na temat doktryny energetycznej kraju. Skądinąd to właśnie oni optują za podjęciem takiej dyskusji. Jak dotąd bez skutku. Doktryna energetyczna powinna zawierać zbiór ogólnie uporządkowanych założeń i twierdzeń, teorii i koncepcji. Wskazane jest uwzględnić w niej najnowsze osiągnięcia nauki. Pokazywać cele i kierunki rozwoju polskiej energetyki oraz drogi dochodzenia do nich. Nie da się tego zrobić w oderwaniu od bieżącej sytuacji społeczno-gospodarczej. Warto jednakże podjąć starania, aby wywołać publiczną dyskusję w tym zakresie. Wciągnąć w nią jak najwięcej ekspertów i osób publicznych oraz pozyskać jak najszerszą akceptację społeczną dla wypracowanych konkluzji. Oczywiste stwierdzenia znajdą bez trudu swoje odzwierciedlenie w doktrynie. Każdy przytaknie powszechnej dostępności energii odpowiedniej jakości, przy akceptowanych społecznie kosztach oraz poszanowaniu środowiska naturalnego. Zaaprobuje konieczność znaczącej poprawy kondycji polskiej energetyki. Sprzyjać będzie to wzmacnianiu niezależności i międzynarodowej pozycji Polski, zrównoważonemu rozwojowi kraju, a zwłaszcza wzrostowi dobrobytu wszystkich obywateli i przyszłych pokoleń Polaków. Polska racja stanu wymaga, aby rozwój polskiej energetyki odbywał się ponad wszelkimi podziałami. Wprowadzanie istotnych zmian przez kolejne koalicje rządowe obciąża zbędnymi 30 l ENERGIA elektryczna maj 2018

»»» » Doktryna energetyczna powinna zawierać zbiór ogólnie uporządkowanych założeń i twierdzeń, teorii i koncepcji. Wskazane jest uwzględnić w niej najnowsze osiągnięcia nauki. Pokazywać cele i kierunki rozwoju polskiej energetyki oraz drogi dochodzenia do nich. Nie da się tego zrobić w oderwaniu od bieżącej sytuacji społecznogospodarczej. Warto jednakże podjąć starania, aby wywołać publiczną dyskusję w tym zakresie. kosztami nas wszystkich. Jakże wiele potrzeba rozwagi i konsekwencji! Nie ma alternatywy dla energetyki rynkowej. Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju wymaga jednakże zachowania obszarów regulowanych

bezpośrednio pod kontrolą państwa. Bezsporny pozostaje wzrost efektywności energetycznej gospodarki. Aczkolwiek doktryna nie może opowiadać się po stronie jakichkolwiek rozwiązań szczegółowych, czy też inne wykluczać. Trzeba natomiast mieć świadomość, że nie uda się uzyskać społecznego konsensu w pewnych kwestiach. Spektakularnym przykładem jest problem rozwoju energetyki jądrowej. Każdy z nas ma swoje własne poglądy, wiedzę, doświadczenia i lęki. Nawet eksperci potrafią mieć w różnych sprawach diametralnie skrajne opinie. Zdarzają się chociażby tacy, którzy twierdzą, że rozwój rozproszonej energetyki prosumenckiej nie wymaga rozwoju infrastruktury sieciowej. Kuriozalne. Problemów wartych podjęcia w debacie publicznej znajdą się dziesiątki. Zwłaszcza dotyczących większego zintegrowania energetyki z całą gospodarką kraju. Rozbudowania powiązań dostaw energii elektrycznej, ciepła i gazu z usługami szeroko rozumianej teleinformatyki. Roli samorządów w obszarze spójnego planowania całej lokalnej infrastruktury technicznej, w tym szczególnie energetycznej. Nie do pominięcia także jest temat pomocy państwa dla najuboższych w zakresie zagwarantowania im dostaw energii na minimalnym poziomie. Wiele tego. Zbliżają się wybory. Tej jesieni samorządowe. Przyszłej parlamentarne. Łatwiej wywoływać publiczne dyskusje. Podrzucać kandydującym pomysły. Może właśnie teraz jest najlepszy moment rozpoczęcia debaty nad doktryną energetyczną Polski. Zapewne podobna okazja nieprędko się powtórzy.

dr inż. Andrzej Nehrebecki

TERMINARZ

}} 24-25 maja 2018 r. MSZCZONÓW/ RADZIEJOWICE XX Spotkanie Techniczne Przedstawicieli Transportu OSD/OSP

PTPiREE »»Org.: Inf.: Sebastian Brzozowski

}}5 czerwca 2018 r. WARSZAWA

}}6 czerwca 2018 r. WARSZAWA

Szkolenie „Kodeks urbanistyczno-budowlany”

Szkolenie „Nadzór nad umowami o zaprojektowanie lub wybudowanie sieci”

PTPiREE »»Org.: Inf.: Kasper Teszner

tel. 61 846-02-10 teszner.k@ptpiree.pl

61 846-02-31 brzozowski@ptpiree.pl transport.ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Kasper Teszner

tel. 61 846-02-10 teszner.k@ptpiree.pl

}} 12-13 czerwca 2018 r. KOŁOBRZEG

}} 13-14 czerwca 2018 r. ŚWINOUJŚCIE

}}19-20 czerwca 2018 r. WARSZAWA

Konferencja„Pomiary i diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych”

Konferencja„Energetyczne wyzwania samorządów. Elektromobilność”

VII Konferencja„Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym”

PTPiREE »»Org.: Inf.: Justyna

Dylińska-Chojnacka tel. 61 846-02-32 dylinska@ptpiree.pl pomiary.ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Sebastian Brzozowski tel. 61 846-02-31 brzozowski@ptpiree.pl samorzad.ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

tel. 61 846-02-15 nowinska@ptpiree.pl oze.ptpiree.pl

}} 11-13 września 2018 r. BIELSKO-BIAŁA

}}17-18 października 2018 r. WISŁA

}}20-23 listopada 2018 r. WISŁA

ENERGETAB

Konferencja „Elektroenergetyczne linie napowietrzne i kablowe niskich i średnich napięć ”

XVII Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’18

ZIAD Bielsko-Biała SA »»Org.: Inf.: Monika Zmełty

tel. +48 33 813-82-31, Renata Chowaniec tel. +48 33 813-82-32

»»

Org.: PTPiREE Inf.: Karolina Nowińska tel. 61 846-02-15 nowinska@ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

tel. 61 846-02-15 nowinska@ptpiree.pl siwe.ptpiree.pl

maj 2018 ENERGIA elektryczna l 31