ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES

Transcription

1 E L E K T R O I N { T I T U T M I L A N V I D M A R I n [ t i t u t z a e l e k t r o g o s p o d a r s t v o i n e l e k t r o i n d u s t r i j o L j u b l j a n a ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES Študija št. 2031/II Ljubljana, april 2010

2

3 E L E K T R O I N { T I T U T M I L A N V I D M A R I n [ t i t u t z a e l e k t r o g o s p o d a r s t v o i n e l e k t r o i n d u s t r i j o L j u b l j a n a ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES Študija št. 2031/II Direktor: Ljubljana, april 2010 dr. Boris ŽITNIK univ. dipl. inž. el.

4 ELEKTROIN{TITUT MILAN VIDMAR SI Ljubljana, Hajdrihova 2 tel (0) fax (0) Oddelek za vodenje in delovanje elektroenergetskih sistemov Elektroinštitut Milan Vidmar, Vse pravice pridržane. Nobenega dela dokumenta se brez poprejšnjega pisnega dovoljenja avtorja ne sme ponatisniti, razmnoževati, shranjevati v sistemu za shranjevanje podatkov ali prenašati v kakršnikoli obliki ali s kakršnimikoli sredstvi. Objavljanje rezultatov dovoljeno le z navedbo vira. iv

5 Izvajalec: Naročnik: ELEKTROINŠTITUT MILAN VIDMAR Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo Ljubljana, Hajdrihova 2 SODO d.o.o. Maribor, Minařikova ulica 5 Številka pogodbe: 46/2009 Številka študije: Naslov študije: Nosilec pogodbe izvajalca: Izdelovalci študije: Spremljevalci: Obseg študije: 2031/II Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije (AMI) v slovenskem distribucijskem EES drugi del Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el. Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el. Gregor Omahen, univ. dipl. ekon. dr. Janko Kosmač, univ. dipl. inž. el. Matjaž Osvald, univ. dipl. inž. el. mag. Igor Podbelšek, univ. dipl. inž. el. dr. Ivan Šmon, univ. dipl. inž. el. 77 strani Datum izdelave: april 2010 v

6

7 POVZETEK Drugi del študije podaja povzetek rezultatov prvega dela, opredelitev uporabnikov sistema, minimalne in dodatne tehnične zahteve, pregled kadrovskih zahtev, terminski načrt izvedbe in problematiko financiranja naložbe. Drugi del služi kot osnova za nadaljnje korake pri izvedbi naložbe priprava razpisne dokumentacije in priprava za dejansko praktično izvedbo projekta (kadri, finančna sredstva). Ključne besede: napredno merjenje, napredna merilna infrastruktura, energetska informacijska infrastruktura, AMI, AMM, AMR, sistemski števec, pametni števec, učinkovita raba energije, upravljanje s porabo, DSM, upravljanje rabe energije pri končnih uporabnikih ABSTRACT Analysis of the effects of Advanced Metering Infrastructure on Slovenian distribution power system The second part of the study provides a summary of the results of the first part, the definition of system users, minimum and additional technical requirements, human resources, the schedule of implementation and funding of investments. Study serves as a basis for further progress in the implementation of investment - preparation of tender documents and preparing for the actual practical implementation of the project (human and financial resources). Keywords: smart metering, Advanced Metering Infrastructure, AMI, AMM, AMR, smart meter, energy end-use efficiency, demand side management, DSM vii

8

9 Predmet: ŠTUDIJSKA NALOGA Naslov naloge: Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije (AMI) v slovenskem distribucijskem EES Utemeljitev naloge: Napredni sistemi za merjenje porabe energije (AMM - Advanced Metering Management - sistemi) ponujajo veliko več od samega merjenja in posredovanja merilnih podatkov o porabi električne energije. S svojimi dodatnimi funkcijami predstavljajo eno od osnovnih energetskih informacijskih infrastrukturnih tehnologij (AMI - Advanced Metering Infrastructure), ki med drugimi omogoča: delovanje resnično konkurenčnih in transparentnih trgov z energijo, učinkovito rabo energije, razvoj inovativnih energetskih storitev, izvedbo in delovanje elektroenergetskih sistemov bodočnosti (SmartGrids), nadzor nad porabo drugih energentov (zemeljski plin, toplota) in vode. AMI sistemi so namenjeni predvsem za merjenje in upravljanje porabe gospodinjstev in poslovnih odjemalcev na široki potrošnji, se pa lahko določene funkcionalnosti uporabljajo tudi pri ostalih odjemalcih. Evropska unija (EU) si je postavila strateške cilje glede učinkovite rabe končne energije in zmanjševanja emisij toplogrednih plinov. Predvsem zaradi klimatskih sprememb so marca 2007 ministri EU pozvali države članice k uresničitvi "3x20" cilja, ki vsebuje: zmanjšanje porabe energije za 20% do leta 2020; zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 20% do leta 2020 in povečanja deležev obnovljivih virov za 20% do leta Prihodnje direktive EU s področja energetike bodo zagotovo usmerjene k doseganju teh visoko zastavljenih ciljev. AMI sistemi lahko veliko pripomorejo k uresničitvi le-teh, saj omogočajo: varčevanje z energijo, oziroma učinkovitejšo rabo le-te; upravljanje s porabo, kar ima za posledico zmanjševanje konične moči, boljši izkoristek in posledično manjšo uporabo okolju obremenjujočih virov električne energije; osnovno merilno infrastrukturo za učinkovito vključevanje mikrogeneracijskih naprav (na primer fotovoltaike) v električno omrežje. Vsaka naložba je smiselna le, če so koristi, ki jih z njo pridobimo, večje od stroškov naložbe. Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema je zato nujna. V njej je treba obravnavati prehod iz današnje situacije, kjer nimamo AMI števcev, v stanje, kjer so vsi odjemalci ix

10 opremljeni s sistemskimi števci. Prav tako je treba določiti vpliv teh sistemov na učinkovito rabo energije in zmanjšanja izpustov toplogrednih plinov. Nekaj večjih AMI projektov: v Evropi sta na sistem AMM že prešli Italija (poslovna odločitev podjetja ENEL) in Švedska (zakonsko predpisan s strani vlade). Trenutno prehod na vzpodbudo regulatorja poteka na Nizozemskem, kmalu pa se ji bosta pridružili tudi Velika Britanija in Francija. Program: I. faza: Analiza učinkov 1. Pregled in analiza obstoječega stanja števčnih meritev v slovenskem distribucijskem EES; 2. Analiza obstoječih AMI v slovenskem distribucijskem EES; 3. Tehnične in tehnološke zahteve za sistem AMI; 4. Analiza EU in slovenske zakonodaje, ki opredeljuje napredno merjenje in morebitne potrebne spremembe zakonodaje; 5. Postavitev tehničnih kriterijev za AMI: prenosni telekomunikacijski mediji, potrebne kapacitete za prenos podatkov in druge zahteve (točnost, razpoložljivost, zanesljivost), vključitev odčitavanja drugih energentov in vode (»multi-utility«), informacijska varnost in zaščita podatkov, vključitev v centralni merilni sistem, vključitev v sistem vodenja, aplikacije krmiljenja odjema (DSM / DR); 6. Pregled primernih tehničnih rešitev; 7. Uporaba AMI sistema (vodenje odjema - DSM/DR), informiranje odjemalcev, uporaba za odčitavanje porabe drugih energentov in vode, ); 8. Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema AMI ter postavitev kriterijev za uvajanje; 9. Izbira primernega modela za slovenski DEES; 10. Ocena okoljskih učinkov (zmanjšanje porabe, nižji izpusti CO 2, ). II. faza: Projekt vpeljave AMI v slovenski DEES 1. Opis izbrane tehnologije; 2. Opredelitev uporabnikov sistema AMI; 3. Združljivost z obstoječimi sistemi (merilni centri in centri vodenja) in morebitne potrebne prilagoditve obstoječih centrov in druge infrastrukture 4. Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta; 5. Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja; 6. Ocena potrebnih finančnih sredstev. x

11 Kazalo UVOD OPIS IZBRANE TEHNOLOGIJE Funkcionalnosti sistema Izvajanje poslovnih funkcij Izvajanje tehnoloških funkcij Minimalne funkcionalne zahteve Tehnični kriteriji za sistem Metrološke zahteve Oprema merilnih mest Komunikacijske zahteve Performančne zahteve Informacijska varnost in zaščita podatkov Interoperabilnost Življenjska doba Sinhronizacija ure Arhitektura sistema Merilna mesta Koncentratorji Komunikacijsko omrežje Merilni center Povzetek OPREDELITEV UPORABNIKOV SISTEMA AMI Odjemalci Sistemski operater distribucijskega omrežja Dobavitelji električne energije Regulator Dobavitelji plina, vode in daljinske toplote Ponudniki naprednih energetskih storitev ZDRUŽLJIVOST Z OBSTOJEČIMI SISTEMI (MERILNI CENTRI IN CENTRI VODENJA) IN MOREBITNE POTREBNE PRILAGODITVE OBSTOJEČIH CENTROV IN DRUGE INFRASTRUKTURE Merilni centri v distribucijskih podjetjih xi

12 3.2 Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Povezava s sistemom vodenja Potrebne prilagoditve obstoječih merilnih centrov in centrov vodenja PROJEKT UVEDBE SISTEMA AMI V SLOVENSKI DISTRIBUCIJSKI EES Ključne faze poteka projekta Faza 1: načrtovanje Faza 2: preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti Faza 3: Priprava razpisne (tenderske) dokumentacije Faza 4: Izvedba razpisov in podpis pogodb Faza 5: Masovna uvedba (roll out) Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta Vodenje projekta Zamenjave števcev in montaže koncentratorjev ter kontrolnih števcev Kadri v merilnem centru OCENA POTREBNIH FINANČNIH SREDSTEV Povzetek rezultatov ekonomske analize stroškov in koristi Pregled investicijskih izdatkov in stroškov delovanja sistema naprednega merjenja Koristi sistema AMI Ekonomska upravičenost sistema Financiranje naložbe Vzpodbude za učinkovito in varčno rabo električne energije Povišanje omrežnine Najem merilne opreme ZAKLJUČKI LITERATURA xii

13 Kazalo slik Slika 1.1: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode Slika 1.2: Komunikacijske zahteve za sistem Slika 1.3: Zasnova AMI sistema Slika 1.4: Energetska informacijska infrastruktura Slika 1.5: Ecometer primer hišnega energetskega prikazovalnika Slika 3.1: Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Slika 3.2: Povezava s sistemom vodenja Slika 4.1: Časovnica izvajanja projekta uvedbe sistema AMI Slika 5.1: Deleži posameznih investicijskih izdatkov Slika 5.2: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega omrežja Slika 5.3: Neto vpliv na omrežnino v primeru najema in primeru nakupa naprednega sistema merjenja xiii

14 Kazalo tabel Tabela 1.1: Okvirne kom. performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator) Tabela 4.1: Število potrebnih zamenjav števcev na leto Tabela 4.2: Ocena števila potrebnih montaž v TP Tabela 4.3: Ocenjene ure za vsa montažerska dela Tabela 4.4: Potrebno število monterjev in koordinatorjev dela Tabela 4.5: Potrebno število inženirjev v merilnem centru za potrebe AMI Tabela 5.1: Investicijski izdatki na merilno mesto, na leto in skupaj Tabela 5.2: Skupne (nediskontirane) vrednosti posameznih vrst stroškov v fazi delovanja sistema naprednega merjenja Tabela 5.3: Skupni prihranki sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega omrežja (nediskontirano) Tabela 5.4: Koristi dobaviteljev električne energije Tabela 5.5: Vrednostni obseg naložb in lastna sredstva (vsi zneski v tisoč ) posameznih distribucijskih podjetij Tabela 5.6: Vrednostni dolgoročni načrt naložb (v tisoč ) za obdobje med 2009 in Tabela 5.7: Potrebna sredstva za naložbo v sistem naprednega merjenja (v tisoč ) brez stroškov financiranja xiv

15 SEZNAM KRATIC ADSL AES AGEN-RS AMI AMM AMR AMS APN ARSE ASCII BPL BS B2B CATV CEN CENELEC CIM COSEM CPE CRM CSDMP CSMA/CD DA Asymmetrical Digital Subscriber Line Advanced Encription Standard Agencija Republike Slovenije za energijo, glej tudi ARSE Advanced Metering Infrastracture, napredna merilna infrastruktura, tudi napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMM in AMS) Advanced Metering Management, npr. AMM sistem, napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMI in AMS) Automatic (oz. Automated) Meter Reading, npr. AMR sistem, sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov Advanced Metering System, napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMI in AMM) Access Point Name; uporablja se pri GPRS Agencija Republike Slovenije za energijo, glej tudi JARSE ANSI Standard Code for Information Interchange, ameriški standard za izmenjavo podatkov v znakovni (tekstni) obliki Broadband over Power Line (1) bilančna skupina; (2) base station, slo. bazna postaja Business to Business Cable Television, npr. CATV network, omrežje kabelske televizije Comité Européen de Normalisation Comité Européen de Normalisation Électrotechnique Common Information Model Companion Specification for Energy Metering Centralna procesna enota Customer Relations Management Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Carrier Sense Multiple Access / Collision Detection, način dostopa do kumnikacijskega kanala Distribution Automation xv

16 DB DCV DLC DLMS DMZ DO DSM DSMR EDIFACT EE EES ELES ERP ES ETSI EU EZ FAT FFD FTTH GPRS GPS GSM HAN HES IIS IKT ISDN ISM JARSE Data Base, podatkovna baza Distribucijski center vodenja Distribution Line Carrier = Low Voltage PLC Device Language Message Specification Demilitarization Zone, varnostno območje (demilitarizirana cona) Distribucijsko omrežje Demand Side Management, slo. upravljanje s porabo Dutch Smart Meter Requirements Electronic Data Interchange For Administration, Commerce, and Transport Električna energija, elektroenergetski Elektroenergetski sistem Javno podjetje Elektro-Slovenija d.o.o. Enterprise Resources Planning Evropski svet European Telecommunications Standards Institute Evropska unija Energetski zakon Factory Acceptance Test, preizkušanje v tovarni Full Function Device Fiber To The House (optično vlakno do vsake hiše) General Packet Radio Services Global Positioning System Global System for Mobile communications Home Area Network Head End System Integriran informacijski sistem Informacijsko-komunikacijske tehnologije Integrated Services Digital Network Industrial, Scientific and Medical radijska frekvenčna območja Javna agencija Republike Slovenije za energijo xvi

17 LAN Local Area Network LON Local Operation Network, LonWorks omrežna platforma, LonTalk komunikacijski protokol MDM/R MDMS MUC M2M NN NSD NSV OBIS OFDM OMS OT PLC PPP PSTN RF RFD RS RS 232, 485 RTP RTU RV SAT SCADA SIST SIT SMTP SMS Meter Data Management Repository Meter Data Management System Multi-Utility Communication Controler Machine to Machine Nizka napetost Notranja stopnja donosa Neto sedanja vrednost Object Identification System Orhtogonal Frequency-Division Multiplexing Outage Management System Organizator trga (v Sloveniji je to Borzen d.o.o.) Power Line Carrier Point to Point Protocol Public Switched Telelphone Network Radio Frequency Reduced Function Device Republika Slovenija Standard za serijsko povezavo preko fizičnega priključka Razdelilna transformatorska postaja Remote Terminal Unit Razpršeni vir (mikrogeneracija) Site Acceptance Test, preizkušanje na lokaciji Supervisory Control And Data Acquisition, slo. sistem za daljinski nadzor in vodenje Slovenski inštitut za standardizacijo Site Integration Test Simple Message Transfer Protocol Short Message Service xvii

18 SN SODO SOPO SQL TCP/IP TK TP UMTS VN VPN WAN Srednja napetost Sistemski operater distribucijskega omrežja Sistemski operater prenosnega omrežja Structured Query Language Transmission Control Protocol/Internet Protocol Telekomunikacije Transformatorska postaja Universal Mobile Telecommunications System Visoka napetost, visokonapetostni Virtual Private Network, virtualno zasebno omrežje Wide Area Network, krajevno oz. medkrajevno računalniško omrežje Wi-Fi Brezžična lokalna računalniška omrežja, ki temeljijo na IEEE WiMAX xdsl XML Worldwide Interoperability for Microwave Access, brezžična omrežja, ki temeljijo na IEEE Različne Digital Subscriber Line tehnologije (ADSL, VDSL,...) Extensible Markup Language xviii

19 UVOD Merjenje električne energije predstavlja eno pomembnejših funkcij distribucijskega elektroenergetskega omrežja. Obsega zajem, obdelavo in posredovanje obračunskih merilnih podatkov o odjemu in proizvodnji električne energije. Ti podatki so osnova za delovanje poslovnega sistema distribucije in trga električne energije. Obračun porabljene električne energije poteka danes pretežno na osnovi podatkov, pridobljenih z enkrat-letnim ročnim popisom obračunskih števcev pri večini odjemalcev na gospodinjskem odjemu in široki potrošnji. Tak način zajemanja podatkov ne ustreza več današnjim zahtevam: je počasen in drag, možne so napake pri odbirkih stanj zaradi človeškega faktorja, ne omogoča plačevanja računov za električno energijo po dejanski mesečni porabi, ne omogoča zajemanja podatkov o odjemu v obračunskem obdobju, ki bi bilo usklajeno z obračunskim obdobjem nakupa, niti ne omogoča zajemanja podatkov o številu in trajanju prekinitev oskrbe, ki so osnova za zakonsko predpisano spremljanje kakovosti oskrbe končnim odjemalcem. Posodobitev obstoječega sistema za merjenje, zajem, obdelavo in posredovanje obračunskih merilnih podatkov zato predstavlja enega od prioritetnih začetnih korakov v postopku preoblikovanja poslovnih procesov distribucije. Tehnologija merjenja porabe električne energije pri končnih odjemalcih v svetu in pri nas doživlja korenit tehnološki preskok. Že od začetka devetdesetih let prejšnjega stoletja ročno odčitavanje obračunskih števcev električne energije nadomeščajo sistemi za daljinsko odčitavanje števcev - AMR (Automated Meter Reading) sistemi. Ti omogočajo periodično ali sprotno na zahtevo izvedeno avtomatizirano daljinsko odčitavanje števčnih podatkov in obremenilnih diagramov, varno shranjevanje in obdelavo teh podatkov v merilnem centru, kjer so ti podatki nato na voljo za obračun porabe električne energije in za druge nadaljnje obdelave. S tem omogočajo obračun električne energije po dejanski porabi. Z dodajanjem naprednih funkcij, sistemi za daljinsko odčitavanje števcev preraščajo v napredne sisteme za daljinsko odčitavanje števcev. Ti poleg standardnih AMR funkcij omogočajo še: daljinsko priklapljanje in izklapljanje uporabnika, daljinsko omejevanje priključne moči uporabnika, dinamično nastavljanje tarif, sprotno povratno informacijo porabniku o višini njegove porabe in s tem možnost varčevanja, daljinsko krmiljenje odjema uporabnika, ugotavljanje, lociranje in preprečevanje komercialnih izgub, 1

20 delovanje števcev na predplačilni način, merjenje nekaterih parametrov kakovosti električne energije, daljinsko diagnostiko delovanja števca, dodatno daljinsko odčitavanje števcev drugih energentov (zemeljski plin, toplota, hlad) in vode. V Evropi ponekod že poteka tehnološki prehod na napredno merilno tehnologijo tudi na področju merjenja odjema gospodinjskih odjemalcev. Uporabljene tehnične rešitve sistemov ter dinamike njihovega uvajanja so od države do države različne, saj so zelo različna tako zakonska in ekonomska okolja kot tudi vgrajena merilna oprema ter kulture in tradicije. Kot prvi sta praktično v celoti prehod na napredne sisteme uvedli naša soseda Italija in Švedska. V vseh ostalih državah Evropske Unije potekajo različni pilotni in testni projekti. Ponekod z več števci (denimo Francija), spet drugje z manjšim številom (denimo Avstrija). Tudi v Sloveniji je v zadnjih letih prišlo do velikega vzpona na področju uvajanja naprednih sistemov merjenja. Od manjših, tako rekoč butičnih, pilotnih projektov so vsa podjetja prešla na večje projekte, Elektro Gorenjska pa ima že izdelan načrt prehoda na sistem naprednega merjenja za vse gospodinjske odjemalce. Merilna tehnologija za potrebe sistemov naprednega merjenja je že dozorela. Na voljo so tudi dovolj kakovostne, zanesljive in ekonomične rešitve komunikacijskih povezav do vsakega izmed izredno številnih gospodinjskih odjemalcev. Kljub temu pri vseh teh tehnologijah poteka še naprej zelo intenziven razvoj novih ali izboljšanih rešitev v smeri povečevanja zanesljivosti ter zniževanja stroškov proizvodnje in uporabe na osnovi natičnih (plug-in) izvedb števcev, samodejnega konfiguriranja komunikacijskih poti, na IP protokolu zasnovanih komunikacij ter številnih drugih novih pristopov. Del navedenih tehnoloških rešitev je že usklajen z obstoječimi mednarodnimi standardi, del pa predstavljajo nestandardne lastne rešitve posameznih proizvajalcev. AMR sistemi na področju odjemalcev z merjenjem moči - odjemalcev s priključno močjo 41 kw in več, kjer so obvezni 15 minutni podatki o porabi, niso vprašljivi, zato se bomo v študiji osredotočili le na odjemalce brez merjenja moči - s priključno močjo manjšo od 41 kw, pri katerih je zakonsko predpisano odčitavanje le enkrat letno. Evropska direktiva 2009/72 od držav članic zahteva, da do leta 2012 izvedejo analizo vseh stroškov in koristi sistema in opredelijo, katera oblika sistema je izvedljiva v državi članici. Do leta 2020 naj bi bilo s pametnimi števci (oziroma s sistemom AMI) opremljenih vsaj 80 % vseh odjemalcev. V tuji literaturi se za sisteme naprednega merjenja uporabljata kratici AMM (Advanced Metering Management) in AMI (Advanced Metering Infrastructure). Določeni viri 2

21 uporabljajo kratico AMI v primeru, ko uporabimo sistemske števce še za zajem merilnih podatkov drugih energentov in vode. V tej študiji bomo uporabljali kratico AMI. Še nekaj besed o merilnih napravah za merjenje porabe električne energije, ki jih imenujemo kar števci: delimo jih na indukcijske in statične (elektronske). Podmnožica statičnih števcev so sistemski števci (tudi pameni števci, ang. smart meters), ki omogočajo vsaj naslednje funkcionalnosti: AMR števec: daljinsko odčitavanje, AMM števec: + možnost omejevalnika moči in odklopnika, AMI števec: + možnost priključitve števcev drugih energentov in vode (multi-utility). Sistem naprednega merjenja pomeni ključno izboljšavo v distribucijskih omrežjih, saj v prvi vrsti predstavlja osnoven in nujno potreben element za nadgradnjo klasičnega koncepta omrežja v naprednega (SmartGrids), poleg tega pa omogoča številne prihranke pri delovanju in vzdrževanju obstoječega omrežja ter številne nove inovativne energetske storitve. 3

22 1 Opis izbrane tehnologije 1.1 Funkcionalnosti sistema Izvajanje poslovnih funkcij Daljinski zajem podatkov o porabljeni/predani energiji Obračunski merilni podatki so osnova za delovanje poslovnega sistema distribucije in trga električne energije. V nekaterih državah (na primer Švedska) zakonodaja že zahteva prehod na obračun na osnovi mesečnih odčitkov (obračunavanje po dejanski porabi), v prihodnje pa je za pričakovati take smernice tudi s strani EU direktiv. Učinkovito mesečno odčitavanje se praktično lahko izvede le z AMR/AMM/AMI sistemi, ki pa poleg obračunskih podatkov nudijo še dosti več, saj omogočajo intervalno registracijo porabljene/predane energije na primer vsakih 15 minut, kar nam omogoča registracijo dnevnih obremenilnih diagramov (load profiles). V prihodnosti je pričakovati množično uporabo mikrogeneracijskih enot (kogeneracijskih naprav, fotovoltaike, ), ki bodo priključene na NN distribucijsko omrežje. Razmere v omrežju bodo dosti bolj dinamične in spremljanje pretokov energije tudi na NN bo zelo koristno. Stanje tehnike spremljanja v kvazi realnem času (npr. z resolucijo 15 minut) praktično še ne omogoča, saj so ta trenutek ozko grlo komunikacije (najpogosteje uporabljeni PLC in GPRS imata premajhno pasovno širino in sistemske zmogljivosti), vendar sinhronizirana ura v sistemskih števcih omogoča vsaj naknadno (off line) analizo Lokalni prikaz podatkov Sprotno obveščanje končnega uporabnika o njegovi porabi, tarifah in cenah, je pogoj za učinkovito upravljanje s porabo in za varčevanje z energijo. Najpogosteje uporabljene tehnične možnosti za informiranje uporabnika so: uporaba energetskega hišnega prikazovalnika, ki se priključi neposredno na sistemski števec, uporaba prikazovalnika na samem sistemskem števcu, uporaba spletnega portala, distribucija informacij preko TV sprejemnika. Slednji dve možnosti zahtevata prenos informacij najprej do centra in posredovanje le-teh naprej, kar predstavlja zaenkrat še problem zaradi zahteve po dokaj intenzivni dvosmerni 4

23 komunikaciji med merilnim mestom in centrom, prvi dve možnosti pa sta izvedeni lokalno in omrežja ne obremenjujeta. Je pa uporaba spletnega portala zelo koristna za spremljanje porabe na dnevnem, tedenskem in mesečnem nivoju. Uporaba prikazovalnika na sistemskem števcu ni najbolj primerna, saj so le-ti običajno nameščeni izven bivalnih prostorov, poleg tega so prikazovalniki na števcih precej omejeni kar se tiče prikazovanja kompleksnejših informacij. Direktni informacijski kontakt med uporabnikom in distributerjem predstavlja velik informacijski potencial tudi za razvoj novih storitev Daljinski odklop/priklop uporabnika in omejevalnik moči Sistemski števci so lahko opremljeni z odklopnikom in omejevalnikom moči in tako omogočajo: daljinski odklop in priklop uporabnika (prekinitev in ponovna vzpostavitev oskrbe v primeru neplačil; začasni odklop,...), omejevalnik moči (zakupljena moč, dodatna omejitev v primeru krize v sistemu, omejitev na zagotovljeno raven nujne oskrbe, ). Odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem je naprava, ki glede na vrsto priključka eno ali tripolno loči uporabnikove naprave od distribucijskega omrežja [46]. Kot naprava za omejevanje toka, ki je izvedena kot nastavljivi omejevalnik toka, se uporabi odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem, ki za ta namen izvaja meritve veličin in v primeru prekoračitve mejnih vrednosti izklopi odklopnik. Vsak izklop in ponovni vklop odklopnika mora biti v števcu ustrezno zabeležen s časovno značko [46] Infrastruktura za upravljanje s porabo (Demand Side Management / Demand Response, DSM/DR) Upravljanje s porabo (DSM - Demand Side Management) je širok pojem, ki zajema: učinkovito rabo energije (energijsko učinkovitejši aparati, razsvetljava, ), DR (Demand Response) sistemske storitve, kot na primer: - nižanje konice, - izravnavanje diagrama, DSB (Demand Side Bidding) tržne storitve: - nižanje porabe v času visokih cen prodaja električne energije na trgu, - nudenje terciarne rezerve. Predvsem DR in DSB sta zanimiva za uporabo pri odjemalcih, ki so povezani v sistem AMI. Ena od glavnih zahtev za njuno izvedbo je prav sposobnost sistemskega števca, da omogoča 5

24 uporabo dinamičnih tarif in beleženje 15-minutnih obremenilnih diagramov. Dinamične tarife so namreč eno izmed glavnih sredstev za dosego ciljev DR in DSB. Zainteresirani odjemalci se bo preko tržno zanimivih paketov oskrbe aktivno vključili v upravljanje z rabo končne energije. Tisti, ki bodo pripravljeni prilagajati svojo porabo, ali svojo mikroproizvodnjo, razmeram na trgu z električno energijo oziroma razmeram v elektroenergetskem sistemu, si bodo s tem lahko bistveno znižali stroške oskrbe z električno energijo. Informacijska povezava s svojim distributerjem bo za končnega uporabnika ključnega pomena, saj bo preko nje dobil potrebne informacije o stanju sistema, o tarifah, cenah, ipd. Vendar se lahko veliko naredi že s preprostim obveščanjem odjemalcev (na primer s pošiljanjem obvestil preko SMS, da bo naslednji dan ob določeni uri višja tarifa, ipd.). Ne smemo namreč pozabiti, da moramo v primeru gospodinjskih odjemalcev nasloviti veliko število odjemalcev, da relativno male posamezne potenciale za zmanjšanje porabe agregiramo. Stroški izvedbe ukrepov morajo biti zato čim manjši. Pri tržno pogojenem upravljanju s porabo lahko obveščamo za dan vnaprej, kar nam odpira kar nekaj možnosti za komuniciranje z odjemalci. Možno komuniciranje z odjemalci je naslednje: obveščanje preko SMS, uporaba energetskega hišnega prikazovalnika, ki se priključi neposredno na sistemski števec, uporaba signalnih naprav na samih aparatih, uporaba spletnega portala, distribucija informacij preko TV sprejemnika, idr. Seveda se moramo vprašati katera bremena v gospodinjstvu so morebiti sploh na voljo, ko je treba zmanjšati porabo. To so predvsem: električno ogrevanje, hlajenje klime (AC), priprava sanitarne tople vode, gospodinjski aparati (pralni,sušilni in pomivalni stroji, pečica,...) razsvetljava, v prihodnosti: električni avtomobil! Izvedba ukrepov upravljanja s porabo je lahko: s posredovanje uporabnika, ko določene naprave sam izključi ali ne vključi in avtomatska. Ena izmed rešitev avtomatskega odziva na ukrep upravljanja s porabo je tale: če so števci opremljeni z odklopnikom je možen scenarij naslednji: sistemski števec dobi signal "Code 6

25 Red", da je treba porabo znižati. Števec v tem primeru zniža nastavljeno vrednost omejevalnika moči na za tak primer prednastavljeno vrednost (npr. iz 7kW na 3kW). Če poraba presega novo nastavljeno vrednost limite, števec uporabnika odklopi. Ponoven priklop je možen s pritiskom na tipko na sistemskem števcu. Seveda je pred tem treba zmanjšati porabo, sicer bo števec ponovno izvedel odklop. Tak ukrep je primeren za izvajanje sistemske storitve razbremenjevanja omrežja in se mora izvesti čim hitreje in v zadosti velikem obsegu. Boljša rešitev je vsekakor povezava s hišno avtomatizacijo, kar omogočalo selektivno upravljanje z bremeni (na primer izklop samo ogrevanja, ipd.). Poudarimo, da se dobri rezultati lahko dosežejo z dobrim odnosom do uporabnika, dobrim informiranjem, dobrimi tarifnimi sistemi in ustreznimi paketi oskrbe Podpora predplačniškemu sistemu Prednost AMI sistemov je tudi v možnosti daljinskega upravljanja s predplačniškim sistemom. Sistem omogoča daljinsko spremljanje kredita, daljinsko polnjenje, ponovni priklop, ipd Merjenje porabe in drugih veličin ostalih energentov (multi-utility) Elektrika seveda ni edini energent, ki se uporablja v gospodinjstvih, zato je dobro razmišljati tudi o možnosti priklopa merilnikov veličin ostalih energentov. To so predvsem zemeljski plin, toplota/hlad in pitna voda. Na sistemski števec se lahko priključijo tudi števci drugih energentov in vode. Tako lahko izkoristimo že vzpostavljeno informacijsko infrastrukturo tudi za prenos teh merilnih podatkov, hkrati pa je to priložnost za novo storitev prodaje teh odčitkov. 7

26 Slika 1.1: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode Izvajanje tehnoloških funkcij Detekcija izgub, kraj in goljufij v omrežju Z uporabo kontrolnih števcev v TP in merjenjem odjema pri uporabnikih ob enakih časovnih intervalih, kar sistem AMI omogoča, je možno izmeriti izgube in zaznati morebitne kraje in goljufije. Ustrezna programska oprema, ki operira nad bazami podatkov merilnega centra, lahko sama zazna prekomerna odstopanja od običajne situacije in v obliki alarmov opozori operaterja o nastali situaciji Odkrivanje napak Sistem za nadzor AMI infrastrukture v obliki alarmov javlja morebitne izpade sistemskih števcev ali koncentratorjev. Upravljalec omrežja je tako hitro seznanjen z napakami in lahko prej ukrepa. Zelo hitro se lahko odkrije tudi morebitni okvarjen ali poškodovan števec Napovedovanje porabe Dnevni obremenilni diagrami, ki se shranjujejo v baze podatkov, so pogoj za sisteme napovedovanja porabe, ki za izračun napovedi rabijo podatke o porabi iz preteklosti. AMI sistemi omogočajo shranjevanje obremenilnih diagramov za vse uporabnike, kot tudi seveda diagrame kontrolnih števcev v TP. S tehnikami za brskanje po podatkih - podatkovnim rudarjenjem (data mining) in ustreznimi programskimi operacijami je možno izdelati 8

27 karakteristične diagrame za določene skupine odjemalcev s podobno strukturo porabe in tako vnesti v matematične modele za napovedovanje dodatna znanja, ki napoved izboljšajo Analize omrežja in upravljanje s sredstvi Shranjeni podatki, ki jih sistem AMI nudi, lahko služijo za najrazličnejše analize, ki pomagajo pri vzdrževanju obstoječega omrežja in načrtovanju širitev le-tega. Stanje vseh v sistem povezanih naprav je vedno ažurno, zato AMI sistem z ustrezno informacijsko podporo omogoča učinkovit nadzor in upravljanje s sredstvi (števci, koncentratorji,...), ki so del tega sistema Spremljanje kakovosti oskrbe z električno energijo Naloga elektroenergetskega sistema je kakovostna oskrba odjemalcev. Pri tem imamo v mislih komercialno kakovost, zanesljivost oskrbe in kakovost napetosti. AMI sistemi izboljšajo komercialno kakovost: z natančnimi mesečnimi računi po dejanski porabi, kar pomeni manj reklamacij, hitrejša rešitev reklamacij in razbremenitev klicnih centrov, z možnostjo hitre detekcije izpadov in posledično hitrega odziv vzdrževalcev, z možnostjo hitrega in učinkovitega postopka menjave dobavitelja. Ti sistemi omogočajo natančno spremljanje zanesljivosti oskrbe, saj pri vsakem končnem odjemalcu beležijo vse izpade in upade napetosti. Nekateri sistemski števci omogočajo meritev nekaterih parametrov kakovosti napetosti, kot so na primer: velikost napetosti (podnapetost, nadnapetost; možnost nastavljanja mej za avtomatsko alarmiranje) frekvenca THD, idr. Sistem AMI omogoča prenos vseh teh informacij v nadrejene informacijske sisteme Menjava dobavitelja AMI sistemi omogočajo hitro zamenjavo dobavitelja obračunski podatki so na voljo za vsak dan, z informacijskega vidika pa pomeni zamenjava dobavitelja to, da se novemu dobavitelju omogoči dostop do podatkov njegovega novega uporabnika. 9

28 Daljinski preizkus števca, parametriranje in nadgradnja programske opreme Sistemske števce lahko preko omrežja vedno preizkusimo, parametriramo ali pa nadgradimo njihovo programsko opremo Prikaz porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spletnega portala Podatki, ki jih AMM sistem zagotavlja, se lahko na primeren način predstavijo uporabniku v obliki storitev spletnega portala. Osnova so seveda podatki o porabljeni energiji, razne statistične obdelave, priporočila za varčno rabo energije glede na podatke, informacija o kakovosti oskrbe, ipd. Zainteresirani uporabnik lahko te podatke izkoristi za izboljšanje energetske učinkovitosti svojega gospodinjstva. 1.2 Minimalne funkcionalne zahteve Vsaka dodatna funkcionalnost ima običajno svojo dodatno ceno, zato je pomembno definirati minimalni nabor funkcionalnosti, ki bi jih naj sistem nediskriminatorno zagotavljal vsakemu uporabniku, oziroma udeležencu. Za vsako funkcionalnost je priporočljiva skrbna analiza stroškov in koristi. Priporoča se sledeč nabor minimalnih funkcionalnosti: daljinsko odčitavanje števcev, registracija 15-minutnih obremenilnih diagramov (load profiles); min. pomnilnik za 40 dni, dostop do podatkov na zahtevo za udeležence na trgu, možnost dinamičnih tarif, daljinsko upravljanje števca (preizkus, parametriranje in nadgradnja programske opreme), informacija o trenutnih tarifah, možnost priklopa števcev drugih energentov, krmilni odklopnik v sistemskem števcu ali možnost namestitve odklopnika, spremljanje kakovosti dobave (prekinitve in upadi napetosti), točna ura in sinhronizacija časa, detekcija zlonamernih posegov v števec. Dobro je definirati časovni interval za obremenilne diagrame. V primeru električne energije je dobro imeti 15 minutne podatke, ali pa vsaj urne. Trg zemeljskega plina bo tudi slej ko prej zahteval pogostejše podatke kot pa dnevne odčitke in je v prihodnje dobro računati na potrebo po urnih podatkih. Za daljinsko toploto in vodo ta trenutek zadostujejo dnevni odčitki. 10

29 Pomembno je tudi, da je namestitev števca kar se da enostavna in hitra. Težiti je treba k temu, da se vsako merilno mesto obišče le enkrat - ob montaži, oziroma ob zamenjavi. 1.3 Tehnični kriteriji za sistem Metrološke zahteve Sistemski števci vključeni v AMI morajo seveda meriti v zahtevanem razredu točnosti ter ustrezati še drugim zahtevam iz standardov SIST EN [38] in SIST EN [38]. Zahtevan razred točnosti za merjenje delovne moči za gospodinjstva je razred A. Rok za redno overitev sistemskih števcev (statičnih števcev) je 12 let, lahko pa se podaljša na 16 let, če statistično pomemben vzorec števcev pri meroslovnem nadzoru izpolnjuje predpisane zahteve [40]. Za uporabnike omrežja, ki se jim obračunska moč ne meri, torej tudi za vse gospodinjske odjemalce, je zahteva le po merjenju prejete delovne energije, SONDO [46] pa dodatno zahtevajo tudi indikacijo smeri pretoka energije. Ker pa danes večina števcev omogoča štirikvadrantno merjenje (prejem, predaja, delovna energija, jalova energija) je smiselno za AMI dati prednost tistim števcem, ki štirikvadrantno merjenje omogočajo in jih tudi temu ustrezno parametrirati seveda, če so cenovo sprejemljivi. Proizvajalci večinoma ponujajo števce, ki merijo delovno energijo v razredu točnosti B, kar je še natančneje kot je zahtevano Oprema merilnih mest Oprema in izvedba merilnega mesta mora biti skladna s prilogo»tipizacija merilnih mest«, ki je del sistemskih obratovalnih navodil za distribucisjko omrežje (SONDO) [46]. Merilna oprema, ki se lahko uvrsti v tipizacijo, mora izpolnjevati sledeče zahteve [46]: podatki organizirani po podatkovnem modelu OBIS (OBject Identification System), po standardu SIST , protokol aplikacijskega nivoja DLMS/COSEM (SIST EN 62056), merilna točnost za široko potrošnjo: po SIST EN , razred A, prikazovalnik z OBIS identifikacijskimi kodami, ustrezen krmilni odklopnik (podpoglavje»ostale naprave«v SONDO [46]), komunikacijski vmesnik kompatibilen z obstoječo programsko opremo merilnega centra, koncentrator merilnih podatkov kompatibilen s sistemom merjenja električne energije, v katerega se vključuje. Sistemski števci električne energije morajo po SONDO [46] izpolnjevati naslednje minimalne tehnične zahteve: 11

30 vgrajen standardni vmesnik za zajem merilnih podatkov in parametriranje, vgrajena sistemska ura, indikator fazne nesimetrije ali napake pri priključitvi, indikacija smeri pretoka električne energije, merjenje in registracija parametrov kakovosti dobave, pomnilnik registriranih vrednosti za zadnjih 40 dni, prikaz izmerjenih veličin in ostalih parametrov na prikazovalniku, serijski komunikacijski vmesnik ali integrirana komunikacijska naprava Komunikacijske zahteve Večina funkcionalnosti sistemskih števcev je izvedljiva le s povezavo števca z drugimi napravami, oziroma udeleženci na trgu z energijo. Komunikacijske zahteve so zato ključnega pomena, saj v informacijskem smislu omogočajo izvedbo tržnega modela. V prvem delu študije [50] smo opisali nizozemski model, ki je opisan v tehničnem priporočilu NTA-8130 [41] in v dokumentih Dutch Smart Meter Requirements (DSMR) [42], ter model OPEN meter [44]. Za slovenske razmere izhajamo iz nizozemskega modela - komunikacijske zahteve za sistem prikazuje slika 1.2. Komunikacijske poti potekajo preko vnaprej definiranih komunikacijskih vmesnikov. Njihov pomen je sledeč: P1 vmesnik za povezavo z drugimi moduli, oziroma napravami priključenimi na omrežje hišnih naprav (HAN). Komunikacija je enosmerna v smeri sistemski števec proti modulom. P2 vmesnik za povezavo števcev ostalih energentov (plin, voda, toplota, ). Možno je priključiti od enega do štiri števce. P3 vmesnik za komunikacijo s strežnikom centralnega sistema dostopa (CAS Central Access Server - sistem centralnega dostopa do podatkov). Dvosmerna komunikacija. P4 vmesnik za dostop pooblaščenih uporabnikov CAS. Dvosmerna komunikacija. Ta komunikacija je na višjem nivoju, npr. na nivoju merilnega centra! P0 vmesnik za povezavo naprav za lokalno konfiguracijo in nadzor števca (npr. ročna sonda za odčitavanje, če daljinski nadzor ni mogoč; priklop naprave za konfiguriranje, ipd.). 12

31 Slika 1.2: Komunikacijske zahteve za sistem. Za sistemski števec je nujno definirati vsaj dva komunikacijska vmesnika. Če povzamemo DSMR, sta to: P2 za priključitev števcev porabe ostalih energentov in vode in P3 za komunikacijo z merilnim centrom oziroma višjim nivojem. Dodatno sta zaželena še: P1 za povezavo do hišnih naprav - na začetku bo to verjetno hišni prikazovalnik z energetskimi informacijami, v prihodnje pa je treba računati na priklop na omrežje hišnih naprav (HAN), P0 lokalni vmesniki za konfiguriranje in nadzor. Na nivoju sistema definiramo še: P4 vmesnik za dostop do podatkov na višjem nivoju na nivoju centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov, ki bo skupna vstopna točka na nivoju SODO Performančne zahteve Za doseganje predvidenih učinkov se morajo določena opravila, kot na primer odčitavanje števcev, reakcija na signal "Code Red", pošiljanje komande za odklop, ipd., izvršiti v zadostnem obsegu in zadosti hitro. Performančne zahteve so seveda odvisne od izbranih tehničnih rešitev. Kljub temu podajamo v tabeli 1.1 okvirne vrednosti glede na trenutno stanje tehnike, oziroma dobavljivost opreme (upoštevajoč uporabo PLC in GPRS tehnologij) in gostoto največ 300 števcev na koncentrator. Pri meritvah performančnih zahtev je treba 13

32 definirati minimalno število merilnih mest na katerih se meritve izvajajo. Minimalno število naj bo vsaj 200, meritve pa se naj izvedejo v stabilnem sistemu, torej v sistemu, kjer so odpravljene znane motnje, ipd. Tabela 1.1: Okvirne komunikacijske performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator) Opravilo Dnevno odčitavanje števcev (dva obračunska registra, 15-minutni obremenilni diagrami en kanal) Dnevno odčitavanje dnevnika dogodkov Odčitavanje posameznega števca na zahtevo (intervalni podatki) Izvršitev komande v posameznem števcu (odklop/priklop, nastavitev nove limite,...) Izvršitev komande za skupino števcev (spreminjanje nastavitev, nastavitev nove limite,...) Reakcija na signal "Code Red" za naslovljeno skupino števcev Zahteve 99% števcev 16h po začetku cikla 99,9% števcev 24h po začetku cikla 99% števcev 16h po začetku cikla 99,9% števcev 24h po začetku cikla 30 minut za mesec dni intervalnih podatkov 5 minut 90% števcev 30 minut 99,9% števcev 8ur 90% števcev 10 minut 99% števcev 20 minut V primeru TP z velikim številom merilnih mest (> 300) pričakujemo slabše performanse, zato je treba zahteve omiliti in v primeru nedoseganja le-teh sprejeti dodatne ukrepe, npr. povečati časovni interval obremenilnih diagramov (urni diagrami namesto četrturnih). Dodatno zvišanje performans je moč doseči tudi z uporabo ustreznega MDMS sistema, ki na primer v primeru kasnitve podatkov samodejno prekine trenutne aktivnosti koncentratrojev in sproži branje manjkajočih podatkov na zahtevo, ali pa nastavi cikle branja večkrat na dan (s tem se prenaša manjša količina podatkov na cikel) Informacijska varnost in zaščita podatkov AMI ne omogoča le nadzor nad porabo energije, temveč omogočajo tudi določene akcije, kot je na primer odklop uporabnika, ipd. Zato mora biti poudarek na informacijski varnosti sistema še toliko večji. Za vsako napravo v sistemu, ki je priključena na omrežje, mora biti zagotovljena: avtentikacija, avtorizacija, kriptirana povezava, integriteta prenosa podatkov, detekcija poskusa vdora ali goljufije. 14

33 Uporabiti je treba opremo, ki uporablja najmočnejše varnostne mehanizme glede na stanje tehnike in dobavljivost opreme. Ker vsaka zaščita z leti izgublja na moči, je treba zagotoviti, da se da programska oprema naprav daljinsko nadgrajevati in s tem držati nivo varnosti na največji možni ravni skozi vse življenjsko obdobje! Zelo dobro je treba definirati varnostno politiko sistema in jo tudi dosledno izvajati, vzdrževati, nadzorovati in nadgrajevati Interoperabilnost Interoperabilnost med opremo različnih proizvajalcev predvsem med sistemskimi števci in koncentratorji, je bila do nedavnega velik problem, saj zaradi hitrejšega razvoja sistemov naprednega merjenja od razvoja standardizacije na tem področju ni bila zagotovljena združljivost naprav različnih proizvajalcev. Problema se je dobro zavedala tudi Evropska komisija in je zato marca 2009 izdala Standardizacijski mandat M/441 [45], ki nalaga organizacijam CEN, CENELC in ETSI razvoj odprte arhitekture AMI sistema z uporabo standardiziranih protokolov, ki bodo zagotavljali interoperabilnost. Poleg tega so k razvoju interoperabilnosti resno pristopili tudi vodilni proizvajalci, predvsem zaradi zahtev po interoperabilnosti v tenderjih za velike projekte (na primer zahteva distribucije Francije ERDF po interoperabilnosti vsaj treh proizvajalcev, ki jim bodo dobavljali opremo). Primer so specifikacije IDIS, ki so nastale na pobudo treh vodilnih proizvajalcev za sisteme naprednega merjenja. Te specifikacije temeljijo na obstoječih mednarodnih standardih in so v skladu z združenjem DLMS-US. IDIS bo še to leto odprt za vse proizvajalce. Danes lahko torej že mirno zapišemo zahtevo, da je treba uporabiti opremo, ki omogoča interoperabilnost najmanj dveh proizvajalcev sistemskih števcev in pripadajoče opreme! Življenjska doba Življenjska doba sistema naprednega merjenja oziroma njegovih komponent je ključnega pomena za uspešno naložbo v ta sistem. Opazovano obdobje za analizo stroškov in koristi je namreč 20 let in vsaj toliko mora biti tudi življenjska doba. To je relativno veliko za elektronske naprave, ki uporabljajo sodobne informacijsko komunikacijske tehnologije. Kot prvo se pojavlja vprašanje kakovosti proizvodnje naprav od selekcioniranja vhodnih materialov, do vseh Q&A (Quality Assurance) postopkov v proizvodnji ter seveda postopkov FAT preizkusov. Vodilni proizvajalci iz Evrope in ZDA navajajo življenjsko dobo za svoje naprave 20 let. Seveda pa je garancijska doba običajno dosti dosti krajša. Nadalje se pojavlja vprašanje življenjske dobe TK omrežij. Ali bo mobilni operater na primer čez 20 let še vedno zagotavljal storitev GPRS? Nekateri proizvajalci nudijo zato sistemske števce z izmenljivimi moduli za komunikacijo, kar pomeni, da ni treba menjati celega števca 15

34 v primeru prehoda na drugo komunikacijo. Tukaj lahko izpostavimo tudi eno izmed prednosti tehnologij PLC, ki kot komunikacijski medij uporablja distribucijske energetske vode le-ti so v lasti distribucij in tako je tudi odločitev o uporabi primernih komunikacijskih tehnologij le v njihovih rokah Sinhronizacija ure Sinhronizacija ure je izredno pomembna. Vsi sistemski števci, koncentratorji in sistemi v merilnem centru, ki so vključeni v sistem AMI, morajo imeti sinhronizirano uro. Sinhronizacija mora biti urejena sistemsko in mora biti avtomatska. Števčne vrednosti s časovno značko morajo ustrezati minimalnim zahtevam standarda SIST EN in SIST EN Interne in eksterne ure merilnih naprav morajo ustrezati standardu SIST EN [46]. 1.4 Arhitektura sistema Arhitekturo AMI sistemov lahko v grobem razdelimo na tri nivoje. To so: merilna mesta opremljena s sistemskimi števci, komunikacijsko omrežje, merilni center. Slika 1.3 prikazuje zasnovo tipičnega AMI sistema Merilna mesta Čeprav je števec električne energije v izvedbi sistemskega števca (tudi pametnega števca, ang. smart meter) v večini AMI sistemov obravnavan kot osrednja naprava merilnega mesta, so informacijske potrebe povezane z merilnim mestom dosti večje kot samo zajemanje podatkov o porabi električne energije. 16

35 Merilno mesto Data M-Bus GSM / GPRS Plin Voda Merilni center (Informacijski sistemi) Komunikacijsko omrežje Merilno mesto S0 Koncentrator - xdsl - GSM / GPRS - PSTN - ISDN - ETHERNET Merilno mesto Plin Voda DLC M-Bus DLC Plin Voda Toplota NN omrežje Transformatorska postaja Slika 1.3: Zasnova AMI sistema. Merilno mesto danes vse bolj postaja energetska informacijska vstopna točka v gospodinjstva (slika 1.4), torej stičišče med uporabniki in njihovimi hišnimi napravami na eni, in distributerji, prodajalci in drugimi udeleženci na energetskem trgu, na drugi strani. Sistem naprednega merjenja tako lahko pomeni energetsko informacijsko infrastrukturo s katero je moč poleg električne energije nadzorovati in upravljati tudi druge energente in vodo. Slika 1.4: Energetska informacijska infrastruktura 17

36 Sistemski števci (pametni števci) Osnovni element merilnega mesta je sistemski števec (ang. smart meter). Natančno merjenje v predpisanih razredih točnosti je seveda pri obravnavi sistemov naprednega merjenja samoumevno. Pri obravnavi AMI sistemov se zato osredotočimo na dodatne funkcionalnosti. (Kot smo že omenili v prvem delu študije [50], nekatere rešitve predlagajo uporabo ločenega komunikacijskega vmesnika, ki opravlja te dodatne funkcionalnosti, sam števec pa skrbi le za merjenje primer take rešitve je naprava imenovana MUC Multi-Utility Communication Controler.) Kakorkoli, te funkcionalnosti so lahko naslednje: zmožnost varne komunikacije dvosmerne izmenjave podatkov z višjim nivojem (s sistemi za obdelavo in upravljanje s podatki), zmožnost komunikacije, oziroma posredovanje podatkov števcev ostalih energentov (multi-utility), možnost komunikacije s hišnimi napravami, intervalno (nastavljivi intervali, na primer 15, 30, 60, minut) shranjevanje merilnih vrednosti, ki jih je vedno možno daljinsko odčitati, pomnilnik za registrirane vrednosti vsaj za 40 dni, možnost daljinskega (opcija tudi lokalnega) odklopa in (ponovnega) vklopa, možnost daljinskega omejevanja, oziroma uravnavanja porabe, funkcija "Code red", možnost dinamičnih tarif, možnost daljinskega nastavljanja tarif, možnost predplačniškega sistema in pripadajoče upravljanje (daljinsko nalaganje kredita, preverjanje stanja, ipd.), avtomatska sinhronizacija ure (točen čas), možnost prikaza določenih informacij (poraba, cene, ipd.) na ločenem prikazovalniku - zaslonu, merjenje zanesljivosti oskrbe in nekaterih parametrov kvalitete napetosti možnost shranjevanja dogodkov (upadov, izpadov npr.), možnost daljinskega nadzora in upravljanja s števcem ter možnost avtodiagnostike, zmožnost sledljivosti posegov v števec in ustrezna zaščita dostopa. Sistemski števec lahko dopolnjuje dodaten hišni energetski prikazovalnik LCD zaslon, ki je nameščen v stanovanju in preko katerega je mogoče spremljati porabo in cene energije, ter druge pomembne informacije ( ). Tak prikazovalnik omogoča distributerjem, prodajalcem in drugim ponudnikom energetskih storitev, vzpostavitev dodatnega (informacijskega) odnosa s svojimi odjemalci kar lahko za sabo potegne še razne druge informacijske storitve. Z razvojem hišne avtomatike in povezave določenih naprav v gospodinjstvu na hišno omrežje (HAN) je treba računati na to, da se na to omrežje poveže tudi sistemski števec, kar omogoča 18