Kriittisen infrastruktuurin tilannetietoisuus

Tutkimuksen päätavoitteena oli luoda lähtökohta kriittisen infrastruktuurin laaja-alaiseen toimivuuden arviointiin ja tilannetietoisuuden muodostamiseen erityisesti sähkö- ja tietoliikenneverkkojen osalta. Tarkastelussa huomioitiin sekä yksittäisen infrastruktuurijärjestelmän operaattorin tilannetietoisuusvaatimukset että laaja-alaisempi usean infrastruktuurisektorin kattava, pelastustoimen tarkoituksiin soveltuva kokonaiskuva. Tutkimus sähkönjakelu- ja tietoliikenneverkoista sekä pelastustoimesta suurhäiriötilanteessa pohjautui sekä haastattelutietoon että kirjallisuusselvitykseen tietoliikenne- ja sähkönjakeluverkkojen teknologioiden, käytön ja palvelujen kehityksestä. Teemahaastatteluilla kerättiin tietoa eri toimijoiden menettelytavoista suurhäiriön hallinnassa sekä teknisistä ratkaisuista verkkojen korjauksissa ja hallinnassa. Samalla selvitettiin toimijoiden välisiä kytkentöjä suurhäiriötilanteissa sekä kerättiin arvioita vuoteen 2030 mennessä tapahtuvista muutoksista. Tutkimuksen toisessa vaiheessa kehitettiin simulointimallit sähkönjakelu- ja tietoliikenneverkoista sekä nykytilanteessa että vuonna 2030. Simulointien perusteella säävarma sähköverkko ja akkuvarmistus parantavat koko infrastruktuurin toimintavarmuutta. Taajamien ulkopuolella säävarma sähköverkko parantaa kuitenkin asukkaiden sähkönsaannin varmuutta tehokkaammin kuin matkaviestinverkkojen sähkönsyöttöä. Sähkönjakelun uusina uhkina esille nousevat kyberhyökkäykset ja muut laajat laiteviat, koska sähköverkkojen verkkoautomaation ja etäohjauksen määrä kasvaa. Haastattelu- ja simulointitulosten lisäksi raportissa esitellään myös tilannekuvavaatimuksia ja suosituksia infrastruktuurin kestävyyden parantamiseksi

SmartNet : H2020 project analysing TSO–DSO interaction to enable ancillary services provision from distribution networks

This study presents an overview of the results obtained during the first year of the SmartNet project, which aims at comparing possible architectures for optimised interaction between transmission system operator (TSOs) and distribution system operator (DSOs), including exchange of information for monitoring as well as acquisition of ancillary services (reserve and balancing, voltage regulation, congestion management), both for local needs and for the entire power system. The results concerning TSO–DSO coordination schemes, market design and information and communication technology (ICT) architectures are shown along with the layout of the three technological pilot projects

TSO-DSO coordination and market architectures for an integrated ancillary services acquisition : the view of the SmartNet project

The energy world is facing major challenges as fossil fuel generation is replaced with renewable generation, which is often characterised by variable behaviour. This increases the need for resources to be used to guarantee frequency stability, congestion management, voltage regulation and power quality. At the same time, an increasing number of flexible demand and storage systems is located at distribution level. These resources could potentially be available to provide network services if they are aggregated effectively. To achieve this, however, the roles of the diverse network stakeholders – transmission systems operators (TSOs), distribution systems operators (DSOs) and aggregators – should be reshaped. In tandem with this, the way real-time electricity markets are organised also needs to be adapted to reflect the new operating environment. The project SmartNet (smartnet-project.eu/) compares five different TSO-DSO interaction schemes and different real-time market architectures with the aim of finding out which one could deliver the best compromise between costs and benefits for the system. An ad-hoc-developed platform is used to carry out simulations on three benchmark countries – Italy, Denmark and Spain Conclusions are drawn on possible regulatory gaps both at European and national level. A Cost-Benefit Analysis (CBA) is implemented to compare the costs needed to implement the five TSO-DSO coordination schemes (e.g. to improve the system ICT) with the benefits drawn by the system. In this way, the SmartNet project aims at answering the following key questions: how should real-time markets be optimally organised for enabling flexible generation and load to provide their contribution to system services? which interaction scheme between a TSO and a DSO would prove the most efficient one? What concrete economic benefits could the system draw from this? what is the trade-off between these benefits and the extra costs for ICT deployment to implement these new schemes? what regulatory impact could all of this have on the present European and national regulation? which technological solutions could make it possible to realise a seamless monitoring and control of distributed energy resources (DERs), typically located in distribution? The present paper summarizes the achievements of SmartNet during the first two project years. Main focus is on the set-up of the simulation platform and on the modelling of the different components (transmission and distribution networks, ancillary services markets, aggregation processes, system regulations). The main information related to the expected 2030 Italian scenario (which will be object of simulation and cost-benefit analysis assessment later in the project) will be provided together with some preliminary reflections on ICT constraints and regulatory implications