Transformacja polskiej energetyki przyspiesza, napędzana rosnącym udziałem odnawialnych źródeł energii i koniecznością modernizacji infrastruktury przesyłowej. Coraz więcej firm i prosumentów inwestuje w OZE, ale masowy przyrost zdecentralizowanych źródeł rodzi poważne wyzwania dla tradycyjnie jednokierunkowej sieci elektroenergetycznej. O tym, dlaczego budowa inteligentnych sieci typu smart grid jest dziś kluczowa dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, jaką rolę odgrywa synchronizacja czasu w nowoczesnej infrastrukturze oraz jakie bariery wciąż stoją przed pełną transformacją, rozmawiamy z Tomaszem Widomskim z firmy Elproma – ekspertem od telemetrii, synchronizacji i bezpieczeństwa infrastruktury krytycznej.
Klaudia Ciesielska, Brandsit: Energetyka to ostatnio bardzo gorący temat. Podwyżki cen energii sprawiły, że coraz więcej osób i przedsiębiorstw zdecydowało się na rozwiązania OZE. Z jakimi wyzwaniami technologicznymi dla polskiej sieci energetycznej wiąże się taki wzrost ilości prosumentów energii?
Tomasz Widomski, Elproma: W chwili obecnej największym technologicznym wyzwaniem jest pilne uruchomienie inteligentnych dwukierunkowych sieci energetycznych smart grid. To wieloletni proces inwestycyjny, bardzo złożony w realizacji, ale jest dla naszego kraju absolutnie niezbędny. Bez smart grid nie uda się włączyć do sieci energetycznej silnie rozproszonego OZE, które wymaga utrzymania skalowalności, musi dawać szansę dalszej rozbudowy. To na tym zależy wszystkim prosumentom i inwestorom w OZE w Polsce. Co więcej, bez transformacji do smart grid, nie uda się skutecznie połączyć w jednej sieci, energetyki opartej o paliwa kopalniane, OZE, energetykę jądrową, którą planujemy. Wyzwaniem stało się to, jak to wszystko połączyć, jak zapewnić skalowalność i równomierne rozpowszechnianie produkowanej w tak wielu miejscach energii, jak zapewnić ją równomiernie wszystkim odbiorcom, jak zoptymalizować drogi dystrybucji aby były jak najkrótsze itp. W jaki sposób zorganizować te procesy, aby nie było nadmiarów jak i niedoborów energii. Wyjaśnię to na prostym porównaniu.
Problem nadmiaru dystrybuowanej trakcją energii można najprościej zilustrować porównując go do transportu drogowego jednokierunkową drogą główną, ponieważ obecna energetyka jest właśnie jednokierunkowa i działa w kierunku od elektrowni do odbiorcy. Na taką drogę nie można kierować dowolnie dużej liczby samochodów dojeżdżających drogami bocznymi (dojazdy reprezentują energie pochodzącą z OZE), ponieważ zablokują one ruch na głównej drodze, a to wyzwoli specjalne zabezpieczenia, zatrzymując cały ruch. Wówczas ustanie ruch, a to oznacza przerwę w dowozie osób, które spóźnią się do pracy. Taka przerwa zawsze więc skutkuje stratami finansowymi. W klasycznej energetyce, jakiej używamy, priorytet dystrybucji mają zawsze duże elektrownie. One muszą pracować, nie można ich zatrzymać, a więc muszą mieć wyższy od OZE priorytet korzystania z sieci przesyłowej. W takim przypadku OZE się wyłącza, ogranicza im produkcję i dostęp dostaw energii itp.
Z kolei, niedomiar w dystrybucji energii porównać można do konieczności pożyczenia samochodów z innych, niezależnych dróg, ponieważ trzeba je skierować na naszą główną drogę, aby nie zamarł na niej ruch i można było zapewnić dowóz na czas do pracy pewnej minimalnej liczby osób. Zgodzimy się, że ruch zmniejszy się wszędzie, zarówno na drodze głównej (tu jadą pożyczone samochody), jak i na innych drogach równoległych, skąd pożyczono samochody. Ważnym warunkiem jest, aby na żadnej z dróg, zarówno tej głównej, jak i tych pozostałych nie spadła częstotliwość jadących samochodów poniżej pewnego minimum (jakiś minimalny ruch musi pozostać). Jeżeli częstość jadących drogą samochodów spadnie do alarmowego minimum, ponownie zadziałają zabezpieczenia i zostanie wstrzymany ruch.
W smart grid, czeka nas cywilizacyjna zmiana całego systemu dystrybucji i zarządzania transportem energii elektrycznej. Używając wcześniejszego porównania, czeka nas budowa nowego systemu dróg pozwalających na dwukierunkowy ruch. Potrzebne będą dojazdy, rozjazdy i bezkolizyjne krzyżówki. Stworzyć trzeba skróty dojazdowe i opaski głównych dróg łączących. Wszystko to musimy zbudować tak, aby transport odbywał się zawsze najkrótszą drogą i bez zniszczenia dotychczasowej sieci dystrybucji.
Wyzwaniem jest więc zaplanowanie procesu transformacji energetycznej i bezpieczne przeprowadzenie go, aby państwo przeszło z energetyki jednokierunkowej (jaką mamy dzisiaj) do energetyki programowalnej dwukierunkowej.
“W chwili obecnej największym technologicznym wyzwaniem jest pilne uruchomienie inteligentnych dwukierunkowych sieci energetycznych smart grid. To wieloletni proces inwestycyjny, bardzo złożony w realizacji, ale jest dla naszego kraju absolutnie niezbędny.”
K. C.: W jednej z rozmów z naszą Redakcją stwierdził Pan, że polskie sieci czeka wyzwanie w postaci transformacji do sieci rozproszonych. Zwracał Pan wówczas uwagę na problemy związane z koniecznością synchronizacji. Od tamtej pory minęły dwa lata. Jakie zmiany zaobserwował Pan w tym zakresie w polskiej energetyce? Czy coś się zmieniło?
T. W.: W ciągu ostatnich dwóch lat polska energetyka zrobiła postęp we wdrożeniach inteligentnych odczytów smart-metering, ale nadal czeka nas zmierzenie się z głównym wyzwaniem, jakim jest budowa inteligentnych sieci smart grid. Automatyzacja odczytów jest etapem wstępnym i zawsze wyprzedza budowę zasadniczego smart-grid. Często błędnie uważamy, że smart-metering i smart-grid nie są ze sobą powiązane. To nieprawda. Najczęściej nie zdajemy sobie sprawy, że automatyzacja odczytów smart-metering daje bardzo dużo ważnych informacji, wykorzystywanych w przyszłości w smart-grid. W początkowym okresie wdrożeń, smart-metering sprowadza się do automatyzacji procesu rozliczeń bilingowych. Dla takich celów synchronizacja jest specjalnie potrzebna. Dla tak rozumianego smart-metering ważniejsza jest rola urzędowych wzorców czasu. Czas, podobnie jak jednostki innych miar, w tym: wolt, metr czy kilogram, podlegają nadzorowi państwa. I podobnie jak czas – muszą być znormalizowane. W Polsce obowiązuje ustawa definiująca urzędowe wzorce czasu. Używanie nieprawidłowego czasu w pomiarach zużycia energii (kWh) ma w konsekwencji wymiar finansowej straty. Nadzór nad polskim wzorcem czasu UTC(PL) sprawuje Główny Urząd Miar. Polska skala UTC(PL) należy obecnie do jednej z najlepszych na świecie. Krajowe wzorce atomowe z GUM posiadają bardzo wysoką wagę (współczynnik jakości) w grupie wszystkich zegarów atomowych na świecie, jakie nadzoruje Międzynarodowe Biuro Miar i Jakości BIPM w Sevres pod Paryżem.
Zautomatyzowane odczyty smart-metering, stosowane do potrzeb bilingowych, nie muszą być wykonywane często. Automatyczny odczyt zastępuje coraz częściej pracę inkasenta. Natomiast, z chwilą, gdy smart-metering używany jest jako wsparcie smart-grid, sytuacja staje się zupełnie inna.
Tu znaczenie synchronizacji wzrasta wraz z rozszerzeniem smart-metering o funkcje bieżącego raportowania zużycia energii do systemu zarządzania smart-grid. Bieżące śledzenie stanu liczników w czasie rzeczywistym pozwala kreować krótkoterminowe trendy zapotrzebowania, a na ich podstawie bardzo trafnie przewiduje zużycie, jakie za chwilę nastąpi. To zupełnie nowy wymiar prognozowania, pozwalający systemowi smart-grid skuteczniej zarządzać produkcją i dystrybucją energii elektrycznej. System zarządzający dba też, aby droga od wytworzenia energii do jej odbiorcy była zawsze jak najkrótsza. To minimalizuje straty przesyłu, a więc ostatecznie obniża też cenę energii elektrycznej, która w dodatku jest wytwarzana wyłącznie w takiej ilości jaka może być odbierana i zużyta. Energia przesyłana na duże odległości jest w dużym stopniu bezpowrotnie tracona jako tzw. moc bierna. Nie można jej użyć, ale za jej wytworzenie trzeba zapłacić. Cena bezużytecznej mocy biernej jest automatycznie wliczona do naszych rachunków i nie mamy na to wpływu. Dzięki dobrze zsynchronizowanemu smart grid ceny energii elektrycznej będą najmniejsze z możliwych dzięki optymalizacji produkcji i dystrybucji.
Synchronizacja jest też używana do badań diagnostycznych samej trakcji. Pozwala ona z dużą dokładnością wskazać miejsca narażone na awarie jeszcze zanim do nich dojdzie. Bada się to wpuszczając do trakcji specjalny impuls testowy oraz mierząc precyzyjnie czas i charakterystykę odpowiedzi trakcji. W taki sposób, z dużą dokładnością uzyskuje się zarówno położenie miejsca narażonego na awarię, jak i określa rodzaj degradacji samej trakcji. Dalsza naprawa wymaga oczywiście ingerencji człowieka.
„Dzięki dobrze zsynchronizowanemu smart grid ceny energii elektrycznej będą najmniejsze z możliwych dzięki optymalizacji produkcji i dystrybucji.”
Do klasycznej jednokierunkowej sieci dystrybucji energii, trudno jest dodawać nowe źródła OZE w dużych ilościach. Energetyka nie lubi bowiem ani nadmiarów, ani niedoborów energii. Ponieważ przesyłanie energii ma techniczne ograniczenia, priorytet dostępu uzyskują zawsze klasyczne elektrownie, których bloki produkcyjne nie mogą być zatrzymane. Zarówno nadprodukcja energii, jak i jej niedomiar są bardzo niedobre – wręcz niebezpieczne, mogą prowadzić do poważnych awarii, w tym do blackoutu. Każda przerwa w dostawie energii elektrycznej przynosi stratę finansową, ale blackout jest szczególnie niebezpiecznym społecznie zjawiskiem i zawsze zostawia stratę widoczną w PKB państwa. Tego boją się wszyscy, ponieważ długoterminowy brak energii niesie daleko idące konsekwencje zarówno gospodarcze, jak i społeczne, co stanowi realne zagrożenie dla stabilności gospodarczej w regionie, a nawet w państwie.
W odróżnieniu od klasycznej dystrybucji jednokierunkowej, w smart grid prąd jest przekazywany w obu kierunkach i mogą one się dynamicznie zmieniać. Zaczynają obowiązywać zasady podobne do działania przepływu informacji w Internecie, ale w dwie strony popłynie obok informacji również energia elektryczna. Nie będzie ona płynąć jednocześnie, ale przełączana systemem nadzoru WAMS (Wide Area Monitoring System). Tak można tworzyć również połączenia omijające miejsca awarii trakcji. System zarządzania WAMS pozwala optymalizować trasy przepływów poprzez włączanie/wyłączanie/ograniczanie produkcji OZE. Dzięki specjalnemu „miękkiemu” przełączaniu trakcji, połączenia są realizowane niezauważalnie, a cena jednostkowa tak dostarczanej energii powinna być najmniejsza. Dzieje się tak, ponieważ smart grid równoważy produkcję energii z jej konsumpcją i robi to zawsze na bieżąco. Ustanawia zbilansowaną produkcję odpowiadającą bieżącemu zapotrzebowaniu wszystkich odbiorców sieci. Dzięki inteligentnym odczytom smart-metering system zna te potrzeby bardzo dobrze. To jednak nie wszystko.
Do bieżącej oceny stanu energetycznego dużego regionu służą specjalne rozproszone sensory PMU (ang. Phasor Measurement Unit) wyposażone w lokalne zegary. Muszą one być bardzo precyzyjnie zsynchronizowane z dokładnością 1μs, ponieważ pomiary kontrole są znakowane czasem i przesyłane do systemu centralnego WAMS. Monitorowanie zakłada, że informacje pozostałe po filtracji danych PMU (odsiewane są np. dane, które docierają z nieakceptowalnym opóźnieniem) z dużym prawdopodobieństwem odzwierciedlają faktyczny stan energetyczny całego regionu. Dopiero takie dane są uwzględniane i brane są pod uwagę wraz z informacjami prognozowania ze smart-meteringu. Bazując na danych, centralny system zarządzania WAMS prognozuje sytuację dla kolejnej chwil przyszłości, wydając do specjalnych urządzeń IED (ang. Inteligent Electronic Device) instrukcje sterowania trakcją. Tak powstaje zmienna w czasie, dynamiczna struktura przesyłu energii w smart grid, której stabilność szczególnie zależy właśnie od dokładnego czasu i synchronizacji.
We wnętrzu infrastruktury szkieletowej smart grid synchronizacja PMU i IED jest krytyczna.Aby zapewnić dokładną wspólną domenę czasu w skali całego państwa, potrzebne są zaawansowane technologie satelitarne i sieciowe. Polska dysponuje takimi rozwiązaniami, a firmy takie jak Elproma (www.elpromatime.com , www.teleorigin.com) posiadają wieloletnie praktyczne doświadczenie wdrożeń telemetrii i synchronizacji do najnowocześniejszych infrastruktur smart grid Azji – kontynentu, który zdecydowanie najszybciej wdraża smart grid.
Transformacja do smart grid to proces wieloletni, trwa kilka dekad, wymaga hierarchizacji wdrożeń, ponieważ nie wszystko uda się zrealizować w jednym kroku. Pewne eksperymenty tzw. miękkiego przełączania IED już w Polsce trwają z udziałem niektórych operatorów. Z pewnością, bardzo ważne jest, aby mechanizm ten działał bardzo sprawnie pomiędzy operatorami energii. Ma to duży wpływ na poprawę bezpieczeństwa energetycznego całego państwa.
K. C.: Ostatnio wspomniał Pan, że zaktualizował Pan raport dla krajowych instytucji w kwestii smart grid. Co zawiera aktualizacja? Z czego wynika jej potrzeba?
T. W. :Aktualizacje dotyczą studium wykonalności budowy smart grid. Projekt musi uwzględniać najnowsze zmiany paradygmatu cyberbezpieczeństwa w nowych realiach geopolitycznych. To niezbędne dla stabilności infrastruktury szkieletowej smart grid. Tu katalizatorem wszystkich urządzeń jest precyzyjny czas i synchronizacja. Dzisiaj wiemy więcej niż dwa lata temu na temat tego, jak budować taki bezpieczny fundament pod infrastrukturę szkieletową smart grid, od czego zaczynać, jak grupować zadania, jak rozłożyć prace w czasie, które z nich można zrównoleglić, ile to kosztuje itp. To bezcenna wiedza oparta na doświadczeniach z projektów, jakie prowadziliśmy wcześniej na świecie.
Elproma dysponuje unikatowym, praktycznym doświadczeniem synchronizacji smart grid na bardzo dużą skalę. To głównie dzięki udziałowi w projekcie DEMETRA Horizon 2020, gdzie uzyskaliśmy bardzo wysokie noty ekspertów. Obecnie wiemy, że precyzyjna synchronizacja jest fundamentalna dla stabilności i cyberbezpieczeństwa silnie rozproszonego smart grid. Rozumiemy, na czym polega atak „Time Synchronization Attack” na nowej generacji Synchrofazory PMU, które wymagają zgodności synchronizacji poniżej 1μs. Potrafimy temu zapobiegać. Udział naszych ekspertów w międzynarodowych forach dotyczących tej trudnej kwestii daje nam dzisiaj narzędzia oraz niezbędne zaplecze inżynierskie. – udział ekspertów Elpromy w pracach DG Energy (2017-2018), czy ostatni akredytowany udział w spotkaniach szczebla ITU-R WP-7A (2020-2023). Warto podkreślić, że Polska delegacja dostarczyła ważną dla stabilności smart grid kontrybucję ITU-R WP-7A, grupy która pracuje bezpośrednio przy ONZ w Genewie. Polscy eksperci bezbłędnie wytypowali, wskazali oraz opisali zagrożenia, jakie niesie tzw. nieciągłość skali czasu UTC dla smart grid i całego Przemysłu 4.0, czyli problem obsługi nadmiarowychsekund przestępnych (ang. leap seconds).
Praca Polaków została bardzo wysoko oceniona przez delegacje innych państw. Po raz pierwszy w stuletniej historii ITU, polski głos był nie tylko słyszany, ale też odegrał znaczącą rolą zmian do rekomendacji ITU. Niebawem ukaże się w ITU-News polska publikacja opisująca wkład delegacji KPRM. Ze streszczeniem podmiotu kontrybucji Polski do ITU można się zapoznać na stronach PTI i PIIT.
“Po raz pierwszy w stuletniej historii ITU, polski głos był nie tylko słyszany, ale też odegrał znaczącą rolą zmian do rekomendacji ITU.”
Wracając do synchronizacji. Synchrofazory, jak sama nazwa wskazuje, muszą synchronicznie (jednocześnie) mierzyć fazę w wielu odległych od siebie miejscach rozproszonego smart grid.
Dlatego bezpieczna i precyzyjna synchronizacja jest tak bardzo ważna, a jej zaburzenie stanowi istotne zagrożenie dla cyberbezpieczeństwa. Synchronizacja w smart grid stanowi bardzo istotną część infrastruktury szkieletowej, musi być dobrze zaprojektowana już na samym początku. Stanowi też widoczny procent inwestycji backbone smart grid. Uzyskanie stabilnych dostaw wspólnego wzorca czasu UTC na tak dużym obszarze kraju jest bardzo trudnym technicznie zadaniem, bo nie wystarczy tu po prostu użycie zwykłego GPS lub innych systemów GNSS.
Ataki na Synchrofazory PMU smart grid przeprowadza się z użyciem specjalnych urządzeń do zagłuszania sygnałów GNSS (ang. jamming) i do fałszowania sygnału satelitarnego (ang. GPS spoofing). To zdecydowanie prostsze niż włamywanie się do wewnętrznych systemów energetycznych. To właśnie w tych kwestiach aktualizujemy dane w raportach. Wiele doświadczeń jest też wymienianych między nami, a innymi firmami w branży, w tym również z firmami, z którymi na co dzień konkurujemy.
K. C.: Jakie dostrzega Pan bariery, jeśli chodzi o rozwój smart grids w Polsce?
T. W.: Konieczna jest poprawa świadomości społecznej na temat tego, czym jest smart grid oraz pozyskanie społecznej akceptacji i poparcia dla jego budowy. Bez smart grid nie rozwiną się na masową skalę samochody elektryczne ani tym bardziej pojazdy napędzane wodorem, ponieważ produkcja wodoru na masową skalę zależy od niskiej ceny energii elektrycznej oraz rozproszenia jej źródeł, a taki warunek spełnia jedynie smart grid. To jednak najmniejszy problem. Niestety, bez smart grid ceny energii elektrycznej będą nadal wzrastać, wzrosną awarie i przerwy w dostawach energii. To znajdzie odzwierciedlenie w PKB państwa. Nie będziemy się rozwijać w takim tempie, w jakim moglibyśmy. W konsekwencji – Polska zmniejszy swoją międzynarodową konkurencyjność. To z kolei ma wpływ na inwestycje, miejsca pracy, a więc ogólnie na poziom życia w naszym kraju. Istotne jest więc przełamanie błędnych stereotypów myślenia, strachu przed innowacją, również przed, w jakimś sensie, eksperymentem, który niesie transformacja energetyczna do smart grid.
„Musimy zacząć od lepszego społecznego rozumienia, że OZE to nie smart grid – a jedynie jego część, ale bez smart grid nie można dołączać dużej liczby nowych OZE do sieci przesyłowej.”
Musimy zacząć od lepszego społecznego rozumienia, że OZE to nie smart grid – a jedynie jego część, ale bez smart grid nie można dołączać dużej liczby nowych OZE do sieci przesyłowej. Najwyższa pora nie mylić też smart meteringu ze smart grid. W Polsce mamy bardzo dobrze rozwijający się smart-metering, ale jedynie w profilu automatyzacji odczytu liczników dla celów bilingowych.
Potrzebne jest teraz rozszerzenie smart-meteringu o nowe funkcje ciągłego bieżącego monitorowania odczytów, które do przyszłego smart grid dostarczą informację o bieżącym trendzie zużycia energii. To realizowane jest z pomocą telemetrii M2M, i taki proces rozszerzenia może być sprawnie przeprowadzony w Polsce już dziś. Rozszerzony smart-metering pozwoli systemowi WAMS sterować produkcją energii elektrycznej dopasowaną do bieżącego zapotrzebowania rynku.
“Najwyższa pora nie mylić smart meteringu ze smart grid. W Polsce mamy bardzo dobrze rozwijający się smart-metering, ale jedynie w profilu automatyzacji odczytu liczników dla celów bilingowych.”
W przypadku OZE, wprowadzenie ograniczeń w produkcji energii jest bardzo łatwe, podczas gdy w klasycznej energetyce zatrzymanie turbiny wytwarzającej energię jest niemożliwe. Zrozumienie tego powinno przekonywać, że zbilansowanie rozproszonej skalowalnej produkcji OZE proporcjonalnie do jej bieżącego zapotrzebowania daje bardzo duże oszczędności finansowe – płacimy tylko za tę energię, która jest wytwarzana i zużyta. Jeżeli dodamy kwestię optymalnego zarządzania dystrybucją tak, aby skrócić do minimum drogę od wytworzenia energii do jej zużycia, to właśnie trzymamy w ręku recepturę na obniżenie cen energii elektrycznej i to nieważne, z czego ona jest wytwarzana.
Kolejna bariera to zapasowe centra przechowywania energii. Są potrzebne w celu przeciwdziałania skutkom awarii i bilansowaniu dystrybucji. Sporo dziś mówi się o stacjach opartych o ogniwa chemiczne. Są one bardzo efektywne, ale też nieprzyjazne środowisku pod kątem późniejszej utylizacji. Mniej wspomina się o możliwości, jakie daje nam naturalna ziemska grawitacja. Do realizacji grawitacyjnego banku energii elektrycznej potrzebne są dźwigi i ciężkie bloki do przestawiania. Ilekroć chcemy zachować nadmiar energii wytworzonej w smart gridi, zlecamy dźwigowi podniesienie z ziemi bloku i ułożenie go wysoko na innych. Podnosząc blok w górę, dźwig wykonuje pracę przeciw sile grawitacji i w tym celu sam zużywa energię. Nie jest ona tracona bezpowrotnie i większa jej część pozostaje skumulowana w położonym teraz na wysokości bloku. Gdy chcemy odzyskać energię i wyprodukować prąd, wtenczas opuszczany jest samoczynnie w dół blok, który napędza prądnicę i generuje (odzyskuje grawitacyjnie) energię elektryczną. W ten sposób przechowywać można energię elektryczną bardzo długoterminowo. Jeszcze inną metodą przechowywania energii elektrycznej w smart grid są samochody elektryczne. Okazuje się, że choć same wymagają stacji szybkiego ładowania, to mogą przeznaczyć kilkanaście procent tak naładowanej energii innym, działając jak mobilny powerbank i przewożąc energię elektryczną z miejsca w miejsce. Oczywiście, aby proces ten miał wymiar na skalę przemysłową, musi na rynku znajdować się odpowiednia liczba pojazdów elektrycznych – te z kolei wymagają smart grid dla organizacji systemu szybkiego ładowania itd.
K. C.: Jaki wpływ na nasze sieci energetyczne ma sytuacja wojny na Ukrainie?
T. W.: Polska, podobnie jak inne kraje region,u wyciągają wnioski z wydarzeń w Ukrainie. Celowe niszczenie infrastruktury energetycznej stało się elementem wojny. W pewnym sensie właśnie takie doświadczenia uczą, że energetyka powinna być rozproszona, mieć wiele niezależnych zróżnicowanych źródeł wytwarzania energii elektrycznej, a także dwukierunkowy system jej dystrybucji, który pozwoli omijać miejsca uszkodzeń spowodowanych wojną.
Ale nie tylko wojna doświadcza. Kilka lat wcześniej obserwowaliśmy wdrożenia smart grid w wybranych krajach Azji. Zauważyliśmy, że wiele krajów wdraża smart grid po to, aby przeciwdziałać przerwom w dostawie energii spowodowanymi trzęsieniami ziemi, destrukcją wulkanów, żywiołami, takimi jak huragany, skutkami tsunami itp. Natura dwukierunkowego przesyłu energii elektrycznej smart grid pozwala tworzyć routing, jaki znamy z transmisji danych w Internecie, pozwala na przekierowania przesyłu energii na inne drogi i obejścia. To bardzo pragmatyczne podejście wzmacniające bezpieczeństwo energetyczne państwa.
„W pewnym sensie właśnie takie doświadczenia uczą, że energetyka powinna być rozproszona, mieć wiele niezależnych zróżnicowanych źródeł wytwarzania energii elektrycznej, a także dwukierunkowy system jej dystrybucji, który pozwoli omijać miejsca uszkodzeń spowodowanych wojną.”
Dlatego w smart grid często inwestują państwa mniej zamożne i dopiero rozwijające swoją energetykę, tzn. takie, w których nie wszyscy obywatele mają dostęp do elektryczności. To państwa Azji, wybrane kraje Afryki i Ameryki Południowej. Prawdopodobnie podobną drogę wybierze po wojnie Ukraina, aby odbudować swoją infrastrukturę. Polskie Sieci Energetyczne i operatorzy mają już duże doświadczenie w telemetrii M2M i smart-meteringu, więcmogą się takim doświadczeniem dzielić w przyszłości z Ukrainą, co byłoby korzystne dla rozwoju obu gospodarek i współpracy regionalnej.
K. C.: Jak oceniłby Pan ogólny poziom cyberbezpieczeństwa naszych sieci energetycznych? Od jakich czynników zależy?
T. W.: To zależy, jak zdefiniować wektory zagrożeń. Z jednej strony, zdecydowanie stary rodzaj obecnej energetyki jest mniej podatny na najnowsze zagrożenia, jakim jest destabilizacja poprzez rozsynchronizowanie. Takie zagrożenia, jak Time Synchronisation Attack są szczególnie groźne dla nowego smart grid. Z drugiej strony, dobrze zorganizowany fundament synchronizacji czasu w smart grid zapewnia mu dużą odporność na atak, a rozproszona architektura dywersyfikuje ryzyka, jakie ma centralna produkcja oraz dystrybucja energii. Ktoś mógłby rzec „kij ma dwa końce”, ale zdecydowanie doświadczenia innych państw pokazują, że przed smart grid nie można uciekać i trzeba zmierzyć się z wyzwaniem jej wdrożenia. O inne, bardziej klasyczne rodzaje zagrożeń cybernetycznych dla energetyki proszę pytać ekspertów ds. cyberbezpieczeństwa tego sektora.
W kwestii możliwości manipulowania czasem, Elproma od dawna współpracuje i wymienia doświadczenia z innymi branżowymi podmiotami na całym świecie. Bardzo dobrze pokazuje to przykład wspólnej petycji, jaką w 2022 roku skierowała Elproma wspólnie z grupą OCP-TAP (liderem grupy jest Facebook, a znaleźć tu może wszystkie firmy sektora IT takie jak: Google, Microsoft, AWS, Intel, NVIDIA, Oracle, SAP i wiele innych) w formie pisma, jakie skierowaliśmy bezpośrednio do samego Dyrektora ITU-R – pana Mario Maniewicza. Zgłoszony problem omówiony został podczas posiedzeń ITU (grupa WP-7A) w Genewie przy ONZ w latach 2021-2022. Stał się też przedmiotem pierwszej w historii ITU kontrybucji naszego kraju, o czym już wspominałem wcześniej w tym wywiadzie.
Jednym z mniej zauważonych przez rynek działań prewencyjnych dot. poprawy cyberbezpieczeństwa, jakie podjęła samodzielnie Polska jest budowa systemu dystrybucji polskiego czasu urzędowego siecią komputerową Internet i radiową 225kHz z Solca Kujawskiego. Projekt o nazwie eCzasPL prowadzony jest przez Główny Urząd Miar RP. Będzie on dostarczał w przyszłości urzędowy czas polski do wszystkich infrastruktur krytycznych, w tym również, mam nadzieję, do energetyki smart grid.
K. C.: Wróćmy do synchronizacji czasu. Dlaczego jak tak istotna dla innych infrastruktur krytycznych?
T. W.: Synchronizacja jest potrzebna wszędzie tam, gdzie występuje architektura rozproszona, a taką architekturę ma dziś każda infrastruktura krytyczna, nie tylko energetyka smart grid. Rozproszona jest infrastruktura telekomunikacji 5G, rozproszona jest chmura do której sukcesywnie migruje przemysł.
Z natury, rozproszony jest cały Przemysł 4.0, do którego ewoluuje światowa gospodarka i wszystko to wymaga synchronizacji. Czas pełni tu funkcję dyrygenta orkiestry całych systemów oddalonych, ale zależnych od siebie wzajemnie. W takiej architekturze, mamy do czynienia z przetwarzaniem równoległym skoordynowanym czasowo (ang. Time Coordinated Computing) i wiele elementów pomiarów oraz sterowania musi pracować w czasie rzeczywistym – a więc na bieżąco i z minimalnymi opóźnieniami (ang. low-latency networking). Technika coraz częściej stosuje uczenie maszynowe (ML – ang. Machine Learning) oraz sztuczną inteligencję (AI – ang. Artifical Intelligence) w podejmowaniu decyzji uwarunkowanych w czasie. Widzimy to bardzo dobrze wszędzie tam, gdzie pojawia się zarządzanie oparte na predykcyjnym mechanizmie przewidywania kolejnych chwil działania całej infrastruktury, dostosowując sterowanie do prognozy.
„Czas pełni tu funkcję dyrygenta orkiestry całych systemów oddalonych, ale zależnych od siebie wzajemnie.”
Przenosząc zarządzanie infrastrukturą krytyczną do sieci i chmury, zmieniliśmy jednocześnie paradygmat cyberbezpieczeństwa. Kilka lat temu, świat zrozumiał, że współczesne zagrożenia cybernetyczne będą skupiać się na próbach destabilizacji działania całych infrastruktur krytycznych. Okazuje się, że zamiast łamać szyfry i włamywać się do sieci wewnętrznej, prościej jest ją destabilizować poprzez zaburzenie właśnie synchronizacji i czasu w coraz bardziej rozproszonej architekturze infrastruktury krytycznej. Ponadto manipulując czasem, można zaburzyć chronologię zdarzeń zapisywanych w dziennikach LOG. Traci się wtenczas bezpowrotnie szansę analizy błędów i ustalenia przyczyny awarii lub celowego ataku. Dziś zmianie ulega spostrzeganie cyberbezpieczeństwa, a ataki hackerskie klasy „Time synchronization attack” i „Time delay attack” są jednymi z najbardziej prawdopodobnych i najniebezpieczniejszych dla silnie zautomatyzowanej i uzależnionej od GPS gospodarki każdego rozwijającego się państwa.
Polskie serwery Elpromy są uznawane w świecie i stanowią przykład nowoczesnego podejścia w cyberbezpieczeństwie IT i OT, w tym również energetyki. W dużym stopniu nasz kraj kreuje światowy rynek synchronizacji i mamy tu duże osiągnięcia. Warto wspomnieć o projekcie White Rabbit CERN, który stworzyło dwóch polskich inżynierów Politechniki Warszawskiej, z czego jeden z nich pracował przez wiele lat w Elpromie. Dziś zaproponowany przez Elpromę standard wymiennych modułów GNSS został podchwycony i zastosowany w rozwiązaniach CLOUD firm Facebook i pozostałych członków OCP-TAP. Warto też podkreślić, że serwery Elpromy uzyskały w ostatnim roku kodyfikację NATO i używa ich kilka armii sił zbrojnych NATO w Europie. To ważne, że produkty polskie, stosowane w NATO mogą być używane, jednocześnie wspierając bezpieczeństwo infrastruktur krytycznych, w tym smart grid.
“Współczesne zagrożenia cybernetyczne będą skupiać się na próbach destabilizacji działania całych infrastruktur krytycznych poprzez zaburzenie właśnie synchronizacji i czasu.”
K. C.: Jako Elproma, od wielu lat zajmujecie się problemem synchronizacji czasu w infrastrukturach krytycznych na całym świecie. Jak na przestrzeni lat wyglądało podejście do tego tematu w Polsce i na świecie?
T. W.: Polska nie należy do awangardowej grupy prekursorów wdrożeń najnowszych technologii informatycznych. Jako kraj reprezentujemy bardziej zrównoważony model wdrażania najnowszych technologii, które najczęściej docierają do nas importowane z zagranicy. Dlatego sprzedaż serwerów Elpromy w Polsce nigdy nie była i nie jest łatwa. Nadal pozostajemy firmą z ponad 90% eksportem własnych wyrobów. Powiedziałbym, że firmy jak Elproma od trzydziestu lat istnienia na wolnym rynku z konsekwencją i cierpliwością budują polską markę będącą zarazem wizytówką polskiej myśli technicznej na świecie. Mamy jednak również bardzo duże wdrożenia do infrastruktur krytycznych w Polsce. Np. w 2008 roku, Elproma wdrożyła w Polskiej Agencji Ruchu Powietrznego bardzo pionierski, jak na owe czasy, duży system synchronizacji. Do dziś system ten jest referencyjnym wzorem, z którego korzystają inne państwa. Na początku 2023 roku a więc równo 15 lat od czasu wdrożenia do PAŻP, otrzymaliśmy bardzo miłą informację o wyborze naszego projektu i urządzeń do systemu zarządzania ruchem lotniczym przez kraj uznawany za jednego ze światowych lidera w segmencie cyberbezpieczeństwa. To dla nas zaszczyt, ale też bardzo duże wyzwanie, z którym mam nadzieję poradzimy sobie wzorowo.
Na pewno na wyróżnienie zasługuje z pewnością projekt eCzasPL Głównego Urzędu Miar. To trzeci w świecie po amerykańskim NIST i brytyjskim NPL, system dystrybucji czasu urzędowego światłowodem mający stworzyć redundantną alternatywę dla wzorców satelitarnych GNSS. Mamy nadzieję, że rozwiązanie eCzasPL poprawi bezpieczeństwo i stabilność pracy wszystkich krajowych infrastruktur krytycznych, IT w administracji publicznej i krajowego biznesu.
Tomasz Widomski (ELPROMA), absolwent Informatyki Politechniki Warszawskiej. Ukończył studia podyplomowe w Głównej Szkole Handlowej w Warszawie. Przedsiębiorca, założyciel i pierwszy wieloletni Prezes Zarządu spółki ELPROMA – obecnie członek jej Rady Nadzorczej. Zasiada w radach nadzorczych spółek giełdowych GPW. Współtworzył markę ELPROMA-TIME produkującą znane w świecie polskie serwery czasu. Kierował polskim zespołem w projektach CERN White Rabbit, GSA DEMETRA Horizon2020, gdzie powstała naziemna usługa dystrybucji czasu urzędowego dla Przemysłu4.0 i nowoczesnych sieci TSN. Uczestnik projektu GIANO Horizon2020 budowy pierwszego europejskiego odbiornika czasowego GALILEO z kryptograficzną autentykacją anty-spoofingową nadawaną z poziomu satelitów. Pełni funkcje krajowego konsultanta ds. metrologii czasu przy Głównym Urzędzie Miar RP. Doradzał zespołom roboczym ds. cyber-bezpieczeństwa w grupach DG-ENERGY i DG-CONNECT dla Komisji Europejskiej. Jako uczestnik grup OCP (Open Computer Project) doradzał ekspertom firm Facebook i NVIDIA. Specjalizuje się w wąskim obszarze cyberbezpieczeństwa związanego z synchronizacją infrastruktur krytycznych: kryptografii kwantowej QKD, energetyki rozproszonej smart-grids, telekomunikacji 5G, zautomatyzowanego sektora finansowego HFT i przemysłu 4.0.
