Digitalizacja systemów ciepłowniczych staje się koniecznością ze względu na rosnące wyzwania związane z potrzebą ich modernizacji i rozbudowy o takie elementy, jak układy kogeneracji, kotły na biomasę, farmy solarne czy magazyny ciepła. Choć technologie te pomagają zmniejszyć ślad węglowy, jednocześnie istotnie podnoszą stopień skomplikowania całego systemu. 

Zarządzanie tak złożoną infrastrukturą staje się wyzwaniem z kilku powodów:

• Zróżnicowane koszty i dynamika źródeł ciepła. Nowe źródła energii mają różny koszt jej wytworzenia oraz skrajnie odmienną bezwładność – od kilku minut dla kogeneracji do wielu godzin dla kotłów węglowych.
• Zależność od warunków pogodowych. Niesterowalne źródła energii elektrycznej (fotowoltaika czy turbiny wiatrowe) którą zechcemy wykorzystać do produkcji ciepła, czy cieplnej (farmy solarne) są niestabilne i zależne od pogody.
• Zmienność cen klasycznych nośników energii. Efektywne zarządzanie wymaga uwzględniania bieżących cen na rynku.
• Wymogi regulacyjne. Konieczność spełnienia określonego udziału OZE w miksie energetycznym systemu ciepłowniczego.

Potrzebne jest elastyczne podejście, które zapewniają zaawansowane systemy informatyczne. Umożliwiają one analizę ogromnej ilości danych generowanych np. przez setki węzłów w sieci ciepłowniczej, co jest niezbędne do optymalizacji produkcji, zapewnienia ciągłości dostaw i redukcji strat ciepła.

Główne działania w ramach digitalizacji

Digitalizacja sieci ciepłowniczych to znacznie więcej niż informatyzacja biura czy wymiana rur. To kompleksowe wdrożenie rozwiązań IT, IoT (ang. Internet of Things, Internet Rzeczy) i zaawansowanej analityki – jeden, spójny, inteligentny ekosystem. Kluczowym elementem tego systemu jest ciągły, zautomatyzowany przepływ informacji, który pozwala podejmować decyzje na podstawie rzeczywistych danych.

Proces digitalizacji obejmuje m.in.:

1. monitoring w czasie rzeczywistym (Infrastruktura IoT) – czujniki mierzą temperaturę, ciśnienie, przepływy, wykrywają anomalie i przesyłają dane do centralnych platform analitycznych, 
2. zdalne sterowanie (Systemy SCADA/DMS) – umożliwia regulację parametrów sieci, szybkie reagowanie na zmiany, minimalizację strat i utrzymanie stabilności dostaw,
3. integrację danych – połączenie danych z różnych platform, np. GIS (dane przestrzenne), EAM (zarządzanie majątkiem) i CRM (dane o klientach), w celu uzyskania pełnego obrazu, 
4. stworzenie wirtualnego modelu sieci (ang. Digital Twin) – symulacja zachowania rzeczywistej sieci (tzw. cyfrowy bliźniak) pozwala testować scenariusze, planować inwestycje i przewidywać zagrożenia bez ingerencji w pracę systemu,  
5. predykcyjne (prognozowane) utrzymanie ruchu – dzięki analizie danych i algorytmom AI/ML można przewidywać awarie i planować serwisy, przechodząc od działań reaktywnych do prewencyjnych, 
6. wsparcie operacyjne w terenie – aplikacje mobilne, pulpity GIS i zautomatyzowane harmonogramowanie zadań wspierają dyspozytorów i brygady serwisowe w szybszym i skuteczniejszym reagowaniu, 
7. integrację z magazynami energii i OZE – cyfrowe zarządzanie pracą magazynów ciepła i węzłów hybrydowych, co pozwala efektywniej wykorzystywać energię z odnawialnych źródeł.

Efekty wdrożenia digitalizacji

Pełna digitalizacja systemu ciepłowniczego – od czujników IoT, przez SCADA i Digital Twin, po predykcyjne utrzymanie – umożliwia: bieżące monitorowanie i automatyczne dostosowywanie parametrów pracy sieci; szybkie reagowanie na awarie i minimalizację przerw w dostawach; redukcję strat ciepła i emisji dwutlenku węgla; zwiększenie bezpieczeństwa dostaw oraz komfortu odbiorców; elastyczne reagowanie na zmiany cen energii i wymogi regulacyjne.

Im wcześniej przedsiębiorstwo ciepłownicze wdroży spójną architekturę danych i automatyzację procesów, tym szybciej odczuje wymierne korzyści – zarówno ekonomiczne, jak i środowiskowe. Digitalizacja to inwestycja w przyszłość ciepłownictwa, w której inteligentne sieci staną się fundamentem bezpiecznego, niskoemisyjnego i efektywnego dostarczania ciepła.

Dofinansowanie digitalizacji sieci ciepłowniczych z funduszy unijnych

Przeprowadzając digitalizację sieci, dostawcy ciepła systemowego mogą otrzymać wsparcie z programu „Digitalizacja Sieci Ciepłowniczych”. Nabór w programie został wydłużony o trzy miesiące, odbywa się w trybie ciągłym i potrwa do 31 grudnia br. lub do wyczerpania środków. Formy wsparcia: dotacja i/lub pożyczka. Wnioski należy składać wyłącznie elektronicznie – przez Generator Wniosków o Dofinansowanie (GWD). 

Kto i na co może otrzymać dofinansowanie?

1. Budowa i/lub przebudowa systemów automatyki, telemetrii i telemechaniki – wdrożenie nowoczesnych narzędzi i rozwiązań IT/OT służących m.in. do nadzoru, sterowania, monitorowania oraz analizy parametrów jakościowych i ilościowych pracy systemu ciepłowniczego oraz przesyłu ciepła/chłodu, a także lokalizacji awarii.  
2. Instalacje OZE wytwarzające energię wyłącznie na potrzeby urządzeń związanych z systemem telemetrii i telemechaniki – elementem instalacji OZE może być magazyn energii, pod warunkiem zintegrowania go ze źródłem OZE. 
3. Wykorzystanie ciepła odpadowego ze sterowni pracującej na potrzeby zarządzania siecią ciepłowniczą pracującą w warunkach wysokosprawnej kogeneracji – elementem projektu może być przyłączenie do sieci przesyłowej.

Inwestycja objęta dofinasowaniem musi wynikać z audytu ex-ante, czyli wstępnej analizy finansowej przeprowadzanej przed wdrożeniem projektu, która ocenia koszty i potencjalne korzyści (regulamin audytu jest dostępny tutaj). 

Digitalizacja w praktyce

O inwestycje związane z digitalizacją systemów i sieci zapytaliśmy przedsiębiorstwa ciepłownicze w całej Polsce. Dostawcy, choć zajęci przygotowaniami do nowego sezonu grzewczego, dla czytelników „Magazynu Ciepła Systemowego” znaleźli czas, by podzielić się informacjami o zrealizowanych, prowadzonych i planowanych projektach. Dziękujemy!

Bełchatów. W październiku 2024 roku PEC Bełchatów podpisał umowę z NFOŚiGW na dofinansowanie digitalizacji sieci ciepłowniczej (50 proc. dotacja, 50 proc. pożyczka). 

Zakres projektu: doposażenie 130 własnych węzłów cieplnych w system zdalnego sterowania i odczytu danych; doposażenie 2022 własnych i obcych węzłów cieplnych w automatyczne zawory różnicy ciśnień z ograniczeniem przepływu; modernizacja systemów IT wraz z graficznym interfejsem wizualizacji systemu ciepłowniczego, dostosowanych do wymagań Ustawy o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa; montaż systemu zdalnego odczytu danych z liczników ciepła rozmieszczonych na terenie miasta. Koszt projektu – około 5,6 mln zł. Planowany termin zakończenia inwestycji – 31 grudnia 2029 roku. 

Braniewo. MPEC w Braniewie w 2018 roku uruchomił Elektroniczne Biuro Obsługi Klienta (eBOK). Zamontowano także 330 centralek telemetrycznych umożliwiających monitoring, analizę i sterowanie parametrami sieci. Obecnie spółka realizuje drugi etap projektu: monitorowanie efektywności zużycia ciepła przez odbiorców w eBOK; rozbudowa systemu nadzoru telemetrycznego o zdalną obsługę użytkowników; montaż 517 zestawów urządzeń pomiarowych z modułem telemetrycznym.

Wdrożenie e-usług w obu etapach zostało dofinansowane z programu „Warmia i Mazury rejonem zjednoczonej Europy”. Projekt współfinansowany z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego oraz budżetu państwa w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Warmia i Mazury” na lata 2014– 2020 oraz 2021–2027. Całkowity koszt obu etapów projektu: 4,47 mln zł, z czego łączna wysokość dofinansowania: 2,97 mln zł.

Brodnica. Od września 2024 roku PEC Brodnica prowadzi modernizację 360 węzłów ciepłowniczych. Po zakończeniu inwestycji możliwe będzie lepsze zarządzanie ich pracą, wczesne wykrywanie awarii węzłów i sieci ciepłowniczych, a także wizualizacja pracy węzłów w programie Globe Tree. Inwestycja jest realizowana ze środków własnych przedsiębiorstwa. Planowane zakończenie prac to jesień 2026 roku.

Bytom. Obecny system ciepłowniczy PEC Bytom pozwala na nadzór, sterowanie i programowanie pracy zarówno sieci ciepłowniczej, jak i węzłów cieplnych. Większość liczników ciepła ma możliwość zdalnego odczytu. Zastosowane przez spółkę źródła wyspowe, dzięki systemowi inteligentnego zarządzania ciepłem, umożliwiają uelastycznienie procesu dostawy ciepła. Spółka opracowuje dalszą automatyzacją pracy infrastruktury ciepłowniczej oraz rozwoju systemu poprawy komfortu cieplnego dla odbiorców. Dzięki programowalnym głowicom termostatycznym oraz systemowi nadzoru i sterowania pracą instalacji odbiorczej klienci będą mieli jeszcze większą możliwość wpływu na zużycie ciepła w swoich mieszkaniach. 

PEC Bytom przygotowuje się do złożenia wniosku dla projektu pn. „Digitalizacja sieci ciepłowniczych PEC Sp. z o.o. w Bytomiu”. Jego realizacja pozwoli na rozwój automatyzacji systemu dostawy ciepła. 

Gliwice. Cyfryzacja sieci prowadzona przez PEC Gliwice dotyczy ponad 1,6 tys. węzłów cieplnych i blisko 3 tys. układów zdalnego sterowania i regulacji. Planowane zyski ekologiczne to m.in. zmniejszenie zużycia energii końcowej o blisko 11 tys. GJ rocznie oraz redukcja emisji dwutlenku węgla o ponad 1600 ton w skali roku. Koszt całej digitalizacji sieci wynosi ponad 14 mln zł. Spółka w maju br. podpisała umowę z NFOŚiGW na 7 mln zł, resztę kwoty wyłoży ze środków własnych. Ze względu na zakres inwestycji, planowany termin jej zakończenia to koniec 2029 roku.

Gniezno. PEC Gniezno realizuje obecnie projekt modernizacji systemu nadzoru i automatyki w węzłach cieplnych związany z wdrożeniem kompleksowego rozwiązania obejmującego sprzęt i oprogramowanie. W rozdzielniach ciepła zostaną zainstalowane bateryjne moduły telemetryczne do odczytu liczników ciepła, a w węzłach cieplnych – sieciowe moduły telemetryczne. System będzie wspierał wizualizację i odczyt danych oraz zdalną możliwość zmian nastaw na regulatorze węzła cieplnego przesyłu i dystrybucji ciepła. Całość zostanie zintegrowana z serwerowym systemem, umożliwiając pełen nadzór nad urządzeniami i analizę danych, docelowo dzięki algorytmom prognozującym zapotrzebowanie na ciepło, system zoptymalizuje pracę sieci, zmniejszając temperatury zasilania i powrotu, co ograniczy straty, zwiększy efektywność i zredukuje emisję dwutlenku węgla.  

Całkowity koszt kwalifikowany inwestycji wynosi 5,50 mln zł, z czego 2,75 mln zł stanowi dotacja, a 2,75 mln zł pożyczka ze środków NFOŚiGW.  

Hajnówka. PEC Hajnówka planuje: zakupić i wymienić 321 ciepłomierzy, modułów radiowych, 444 anteny do modułów radiowych, montaż 2 koncentratorów, 266 wodomierzy zładu; rozbudowę systemu stacjonarnego odczytu ciepłomierzy i wodomierzy zładu oraz wdrożenie systemu monitorowania i analizy sieci ciepłowniczej. Spółka w czerwcu br. podpisała umowę z NFOŚiGW o dofinansowanie. Przewidywany koszt projektu 1,13 mln zł/netto (50 proc. dotacja i 50 proc. pożyczka). 

Konin. W ramach naboru na dofinansowanie z NFOŚiGW digitalizacji sieci ciepłowniczych MPEC Konin planuje złożyć wniosek dotyczący m.in. wdrożenia sterowania i monitoringu dwóch komór ciepłowniczych.

Kutno. W latach 2018–2024 ECO Kutno wdrożyło monitoring parametrów pracy sieci i węzłów cieplnych w oparciu o modemy telemetryczne CONTROL SMART 500 i NP4. Efektem inwestycji jest redukcja zgłoszeń awarii węzłów cieplnych oraz zoptymalizowanie ich pracy. W grudniu ub.r. zakończono wdrożenie narzędzia do  projektowania Leanheat Network Online, które umożliwia wykonywanie analiz, m.in. do opracowania nowych tabel regulacyjnych o niższej temperaturze.   

W 2024 roku spółka złożyła wniosek do NFOŚiGW na dofinansowanie m.in. zakupu licencji i wdrożenia oprogramowania do zarządzania siecią LHN – Temperature Optimizer; rozbudowy telemetrii i telemechaniki węzłów cieplnych; rozbudowy systemu nadzoru sieci preizolowanych; rozbudowy i modernizacji systemu odczytu ciepłomierzy. Wniosek ma obecnie status „po pozytywnej ocenie formalnej”.

Międzyrzecz. Od 2024 roku ZEC Międzyrzecz wprowadza zdalny system monitowania i nadzoru pracy kotłowni gazowych. Wyposażono sześć kotłów w moduły umożliwiające za pomocą aplikacji mobilnej monitowanie parametrów pracy kotła, regulowanie poziomu jego obciążenia, a także informowanie o awariach. Kolejne kotły będą sukcesywnie podłączane do systemu. Inwestycje te są pokrywane ze środków własnych ZEC Międzyrzecz. 

W czwartym kwartale 2025 roku ZEC planuje połączenie wybranych fragmentów sieci ciepłowniczej wykonanej w technologii rur preizolowanych wyposażonych w systemy instalacji impulsowej w pętle o długości około 1 km. Pozwoli to zmniejszyć częstotliwość występowania awarii, a w przypadkach uszkodzeń i wycieków z sieci – szybsze ich lokalizowanie. Działanie to obejmie kolejne modernizowane sieci oraz wszystkie nowo wybudowane sieci. 

Na dofinansowanie modernizacji węzłów i sieci ciepłowniczych ZEC podpisał umowę z NFOŚiGW. Całkowity koszt realizacji projektu wynosi 4,47 mln zł, w tym koszt zadania dotyczącego wymiany sieci: 1,58 mln zł. Wysokość przyznanego dla ZEC dofinansowania do tego zadania to 1,05 mln zł. 

Radzyń Podlaski. Digitalizację sieci PEC w Radzyniu Podlaskim sukcesywnie przeprowadzał ze środków własnych. Sieć wymaga jednak rozwoju i modernizacji, dlatego też w najbliższych latach spółka planuje pozyskanie funduszy europejskich na tę inwestycję. 

Ropczyce. W 2022 roku PEC Ropczyce zastąpił dwie wymiennikownie grupowe czterdziestoma indywidualnymi węzłami cieplnymi, a na odcinku około 2,5 km dotychczasową sieć kanałową – dwuprzewodową siecią preizolowaną wysokoparametrową. Wykonano również system sterowania i monitorowania w oparciu o oprogramowanie SCADA ASIX. Wybudowana sieć telemetryczna umożliwia rejestrację wielu parametrów, jak również monitorowanie i sterowanie pracą systemu przez łącza www, GSM. 

Korzyści z inwestycji to: zmniejszenie awaryjności systemu ciepłowniczego, zmniejszenie strat wody i ciepła oraz ograniczenie przerw w dostawie mediów, podniesienie komfortu użytkowania systemu ciepłowniczego, zapewnienie wieloletniej eksploatacji nowoczesnych rozwiązań technologicznych przy minimalnym oddziaływaniu na środowisko. Na realizację prac uzyskano dotację ze środków Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podkarpackiego w wysokości 85 proc. wartości projektu. Całkowita wartość inwestycji wyniosła około 7 mln zł netto.

Siedlce. Przedsiębiorstwo Energetyczne w Siedlcach prowadzi obecnie prace związane z digitalizacją miejskiej sieci ciepłowniczej. Projekt zakłada: wymianę 92 pomp w węzłach cieplnych na nowoczesne urządzenia z systemem automatyki, umożliwiającym wymianę danych między pompą a sterownikiem PLC lub systemem SCADA OCS zainstalowanym w PE Siedlce; modernizację 21 węzłów cieplnych; montaż automatycznych regulatorów różnicy ciśnień z ograniczeniem przepływu dla 288 węzłów; wizualizację części sieci ciepłowniczej – przepompowni, 2 komór ciepłowniczych oraz 167 węzłów cieplnych; zastosowanie Systemu Inteligentnego Zarządzania Siecią dla trzech wybranych odcinków sieci. 

Spodziewane efekty ekologiczne to m.in. roczna oszczędność 2 697 GJ energii cieplnej (końcowej), zmniejszenie zużycia energii pierwotnej o ponad 2 966 GJ rocznie, zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o ponad 280 ton rocznie. Całkowity koszt przedsięwzięcia wynosi 6,1 mln zł. Model finansowania przewiduje podział po 50 proc. pomiędzy dotację i pożyczkę, tj. po ok. 2,5 mln zł na każdą formę wsparcia. Zakończenie prac jest planowane w trzecim kwartale 2027 roku.

Warszawa. Digitalizacja stołecznej sieci ciepłowniczej trwa od dziewięciu lat. W ub.r. rozpoczął się jej drugi etap pn. „Inteligentna Sieć Ciepłownicza (ISC) 2.0”. Inwestycja obejmie montaż blisko 6 tys. sterowników. Systemy zdalnego sterowania zapewnią optymalne funkcjonowanie  sieci ciepłowniczej w stolicy i oszczędność energii. 

Veolia Energia Warszawa otrzyma dofinansowanie z NFOŚiGW w wysokości blisko 31 mln zł. Całkowity koszt przedsięwzięcia wynosi niemal 65 mln zł. Zakończenie prac zaplanowano do końca 2027 roku.

Zduńska Wola. MSC w Zduńskiej Woli prowadzi prace związane z wymianą systemu automatyki na jednolity system odczytowy, tj. montaż: liczników ciepła, regulatorów pogodowych, urządzeń wykonawczych, modułów komunikacyjnych, regulatorów różnicy ciśnień, integratorów z oprzyrządowaniem, a także konfigurację serwera i stacji roboczych oraz wdrożenie oprogramowania.

Spółka zabudowuje instalację fotowoltaiczną o mocy 2550 Wp, umożliwiającą produkcję energii elektrycznej w ilości 2675 kWh/rok, która będzie wykorzystywana do zasilania serwera obsługującego projektowany system informatyczny. Instalacja zostanie wyposażona w przepływowy magazyn energii o pojemności 7,5 kWh.

Żywiec. Digitalizacja systemu ciepłowniczego w Żywcu jest prowadzona od około 2000 roku. Zdigitalizowane zostały sieci ciepłownicze,  sterowanie i monitoring parametrów z węzłów cieplnych, wszelkie niezbędna dane systemu ciepłowniczego. Inwestycje te MZEC „Ekoterm” finansował ze środków własnych.