Napredna mjerna infrastruktura – osnov za inteligentnu mrežu

Pametna mreža uključuje razne vrste pametnih uređaja i funkcije poput pametnih brojila, širokopojasnih i distribuiranih aplikacija, inteligentnih sistema koji pružaju jeftine i efikasne operacije na svim nivoima. Djeluje kao distribuirana platforma za pametne uređaje povezane međusobno pomoću napredne mjerne infrastrukture (AMI). Potrošači električne energije (pametne kuće, komercijalni potrošači, industrija) komuniciraju sa elektroenergetskim mrežnim operatorom koristeći dvosmjerni komunikacioni kanal za trgovinu energijom u pametnoj mreži.

Naš svevremenski i sveprostorni genij Nikola Tesla je zadužio čovječanstvo patentima koji su bitno izmijenili tok istorije u periodu nakon njihovog pronalaženja. Jedan od eksperimenata, koji nažalost nije praktično primijenjen, je i bežični prenos električne energije velikih snaga. Na ovom pronalasku, veliki genij je radio prvo u Kolorado Springsu, a zatim u svojoj laboratoriji na Long Ajlendu u Njujorku, tragajući za načinima bežičnog prenosa električne energije i obezbjeđenja njene dostupnosti svima. Upravo je ovaj detalj, kad je postao jasan njegovim finasijerima, u prvom redu bankaru J.P. Morganu, bio dovoljan da uskrati dalju podršku Tesli, jer nije bio siguran kako će utrošak nečega što bude opštedostupno moći da se mjeri i naplaćuje, odnosno kako da se time trguje.

Bez obzira na tehnološki progres koji je nastao tokom XX vijeka u oblasti mjerenja električne energije, usavršavanjem brojila i mjernih grupa, trgovina električnom energijom i dalje dominantno počiva na tačnosti mjerenja ove robe. Ovo uostalom i nije ništa novo. Svaka količina robe kojom se prometuje mora biti izmjerena i to sredstvom koje je u potpunosti usklađeno sa metrološkim pravilima u odnosnoj oblasti.

Korišćenje električne energije, kao najplemenitijeg oblika energije kojeg savremeni čovjek poznaje, danas mora biti tretirano na poseban način. Savremeno doba, industrijalizacija, kompjuterizacija svih proizvodnih i uslužnih procesa, temelji se na sigurnom i kvalitetnom snabdijevanju električnom energijom. U prethodnim decenijama se smatralo, a tako je bilo zapisano i u relevantnim pravilima koja su regulisala odnose između potrošača i isporučioca električne energije, da je snabdijevanje električnom energijom uredno ako je ono uglavnom neprekidno i sa naponom i frekvencijom u tolerantnim granicama. Takva gledišta su omogućavala komotan odnos isporučioca prema potrošačima, ali i potrošača prema mreži (isporučiocu). U uslovima neoptimizovane proizvodnje, jeftine nabavke energije iz drugih izvora, nečinjenja supstitucije električne energije drugim energentima gdje god je to moguće, došlo se do svijesti da je električna energija (makar kod nas), sve samo ne ono što u osnovi jeste – roba, koja kao i svaka druga roba ima svoju cijenu, koju diktira tržište, ali koja za tu svoju cijenu mora da ima i određeni nivo kvaliteta koji nudi (Direktiva Evropske komisije-Product Liability (85/374/EEC)).

Tačnost mjerenja količine električne energije i snage, ali i mjerenje kvantifikatora kvaliteta isporučene električne energije je vitalni interes svakog savremenog učesnika na energetskom tržištu koji električnu energiju isporučuje krajnjem potrošaču.

Pored ovog, sada već tradicionalnog stremljenja mrežnih operatora i snabdjevača, da raspolažu tačnim podacima o isporučenoj energiji i snazi, sveprisutni rapidni razvoj tehnologija, podstaknut potrebom za većom energetskom efikasnošću, smanjenjem emisija GHG, distribuiranom proizvodnjom iz OIE, skladištenjem energije i nizom drugih zahtjeva, mijenja paradigmu distributivne mreže. Distributivna mreža, umjesto tradicionalne u kojoj su tokovi snaga isključivo usmjereni od prenosne mreže ka krajnjem potrošaču, postaje mreža koja sada dobija atribut „dvosmjerne“ mreže, i zbog svoje kompleksne topologije, kad je upravljanje njome u pitanju, nije manje zahtjevna od prenosne mreže.

Prisustvo OIE značajno mijenja sistemsku topologiju odozgo prema dolje, gdje se sa koncepta nekoliko velikih proizvodnih jedinica u mreži prelazi u decentralizovanu strukturu koja sadrži brojne distribuirane OIE. Ova nova sistemska struktura predstavlja izazove za stabilnost mreže, ne samo zbog dvosmjernog protoka snage već i zbog nestabilne prirode vremenski zavisnih OIE-a. Da bi se suočili sa ovim izazovima, uvedeni su napredni IKT uređaji  za automatsku kontrolu, nadzor i upravljanje elektroenergetskim sistemom, što u konceptualnom smislu predstavlja pametnu mrežu. Pametna mreža je električna mreža koja integriše ponašanje i radnje svih povezanih entiteta. Postoje tri vrste entiteta; generatori koji proizvode električnu energiju; potrošači koji troše električnu energiju; i oni koji mogu i jedno i drugo, odnosno prosjumeri ili proizvođači-kupci. Zajedno, ovi entiteti stvaraju peer-to-peer mrežu kako bi osigurali efikasnu distribuciju električne energije; održavaju niske gubitke i visok nivo kvaliteta isporuke, ali i sigurnost snabdijevanja električnom energijom (EU teh. platforma,2010, https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0202:FIN:EN:PDF ).

Pametna mreža

Integracija savremenih informacionih tehnologija (IT) u ukupnoj elektroenergetici (proizvodnja, prenos, distribucija ali i potrošnja u tradicionalnim i pametnim kućama) dovelo je do revolucionarnog progresa poznatog kao pametna mreža (PM). Koristeći ove tehnologije, cjelokupnim radom ekosistema pametne mreže, u oblasti proizvodnje električne energije, prenosa, distribucije i isporuke do krajnje potrošnje, efikasno se i veoma pouzdano upravlja. Pametna mreža uključuje razne vrste pametnih uređaja i funkcije poput pametnih brojila, širokopojasnih i distribuiranih aplikacija, inteligentnih sistema koji pružaju jeftine i efikasne operacije na svim nivoima. Djeluje kao distribuirana platforma za pametne uređaje povezane međusobno pomoću napredne mjerne infrastrukture (AMI). Potrošači električne energije (pametne kuće, komercijalni potrošači, industrija) komuniciraju sa elektroenergetskim mrežnim operatorom koristeći dvosmjerni komunikacioni kanal za trgovinu energijom u pametnoj mreži.

Pametna mreža obezbeđuje korišćenje energije na čistiji i efikasniji način. Time se vazduh održava čistijim, niže su emisije GHG. Pametna mreža znatno poboljšava energetsku efikasnost i već revolucionarno determiniše našu energetsku budućnost. Pametna električna mreža transportuje električnu energiju od dobavljača do potrošača koristeći digitalnu tehnologiju sa dvosmjernom komunikacijom za kontrolu uređaja u kućama potrošača što direktno utiče na uštedu energije, smanjenje troškova i povećanja pouzdanosti i transparentnosti. Pametna mreža uključuje inteligentni sistem za nadzor koji prati raspodjelu struje i energije u sistemu. Takođe uključuje sposobnost integrisanja obnovljive električne energije, poput sunca i vjetra u tačkama priključenja potrošača. Za potrošačke objekte opremljene solarnim panelima i / ili vJetroturbinama, može se obezbijediti utrošak energije u nivou proizvedene čime se obezbJeđuje neto nulta emisija GHG.

Pametne mreže takođe trasiraju i novi razvojni put ka većem osnaživanju potrošača i obezbjeđuju značajno veći nivo kontrolabilnosti svih mrežnih entiteta, kako sa strane proizvodnje tako i sa potrošačke strane.

Ovi sistemi podrazumijevaju rad sa mnoštvom podataka, u velikom obimu i ličnih podataka kad su krajnji korisnici u pitanju, te se izričio zahtijeva očuvanje integriteta ovih podataka.

Pametna mreža predstavlja neuporedivo tehnološki napredniji sistem nego što je to tradicionalna elektroenergetska mreža. To je zapravo sistem koji obezbjeđuje efikasno i pouzdano korišćenje energetskih resursa. Za razliku od tradicionalne mreže, pametna mreža inkorporira veliki broj senzora koji daljinski komuniciraju međusobom ili sa udaljenim kontrolnim centrom razmjenjujući informacje i doprinoseći poboljšanju efikasnosti sistema u cjelini.

Ovi senzori omogućavaju komunikaciju između kućnih aparata, operativnih djelova mreže i generatora električne energije priključenih na mrežu, optimizujući njihov rad, sinhronizujući potrebu angažovanja svakog mrežnog elementa tačno tada kada je to potrebno, obezbjeđujući optimalnost automatizacije, nadzora i daljinskog upravljanja svim mrežnim elementima. Kako pametna elektroenergetska mreža uključuje veliki broj ugrađenih senzora za generisanje podataka; ključna pitanja su gdje u mreži obrađivati i analizirati podatke i kako izvršiti analizu. Evolucija proizvodnje električne energije iz OIE i priključenje ovakvih izvora na distributivnu mrežu, uz snažni razvoj tehnologije koja podržava registrovanje dvosmjernog protoka energije ali i obezbjeđuje brzu dvosmjernu komunikaciju između elemenata mreže otvara put za izgradnju inteligentne električne mreže. Inteligentni elektronski uređaji (Intelligent Electronic Devices – IED) instalirani u mreži neprekidno međusobno razmjenjuju podatke. Količina podataka koja je očekivana na nivou instaliranih 50.000 pametnih brojila i koja sa centralnim serverom komuniciraju svakih petnaest minuta, generišu okvirno 200TB podataka dnevno. Upravljanje velikom količinom podataka generisanih pametnom mrežnom infrastrukturom je prilično veliki izazov. Jedan od mogućih načina upravljanja velikom količinom podataka je instalacija centralnog procesora koji može komunicirati sa senzorima prisutnim u čitavom sistemu. Postoje određeni izazovi koji su povezani sa ovim pristupom, poput prekomjerne upotrebe mreže za protok podataka i velikog vremena potrebnog za razmjenu podataka između senzora i centralnog procesora. Uzimajući u obzir ove faktore, istraživači predlažu distribuiranu obradu podataka generisanih u pametnim mrežama.

AMI – preduslov za tranziciju na pametnu mrežu

Ipak, da bi jedan distributivni mrežni operator mogao da planira tranziciju na pametnu mrežu, neophodno je da prvo realizuje projekat napredne mrežne infrastrukture. Mjerenje električne energije danas je direktno povezano sa potrebom tačnog, sinhronizovanog, planiranog i efikasnog registrovanja svih promjena stanja koja opisuju potrošnju električne energije i snage i drugih električnih parametara na mjernim mestima u cijelom EES. To se jednako odnosi na mjerenje u tačkama pristupa krajnjeg potrošača na distributnu mrežu na svim naponskim nivoima, ali i na pristupne tačke ODS na mrežu operatora prenosnog sistema i pristupne tačke svih proizvodnih objekata na čiju god mrežu oni bili priključeni i o kom god se naponskom nivou radilo. Posebno se primjena naprednih mjernih sistema ogleda u obavezi ODS da priključi kupca-proizvođača, čije priključenje nije moguće bez instalacije brojila električne energije sa četvorokvadrantnim mjerenjem.

Tradicionalni mjerni sistemi se karakterišu odsustvom mogućnosti mjerenja električne energije u višekvadrantnom režimu i odsustvom komunikacije u realnom vremenu sa akvizicionim centrom. Samoprijavljivanje ili samodetekcija kvara ili neovlašćenog pristupa mjernom mestu je isključena. Upravljanje opterećenjem i promjena tarifa u realnom vremenu u tradicionalnoj mreži su nemogući.

Pametni mjerni sistemi smatraju se sistemima za mjerenje snage sledeće generacije, koji su revolucionarna verzija postojećih električnih mreža. AMI je integrisani sistem pametnih brojila, sistema za upravljanje podacima i komunikacionih mreža koji omogućavaju dvosmjernu komunikaciju između energetskog operatora (mrežnih operatora, operatora mjerenja, snabdjevača) i kupaca. Dakle, korišćenjem AMI sistema moguće je i upravljanje mrežnim sistemom za isporuku električne energije kojim se može ne samo uspostaviti kupoprodajni odnos i omogućiti ili ograničiti isporuka električne energije, već i pratiti energetski profili potrošača, upravljati tarifnim sistemom ili upravljati pojedinačnim uređajima kupca u uslovima tako definisanih prava mrežnog operatora. Od vrste komunikacionog kanala zavisi brzina odziva na datu komandu u sistemu.

Od stepena razvijenosti AMI sistema direktno ili indirektno zavise inteligentno upravljanje mrežom, upravljanje zahtjevima koji dolaze sa strane potrošača, integracija OIE i skladišta energije, koncept pametnig gradova, pametnih tehnologija u  komunalnoj sferi kao i penetracija punionica za elektrišna vozila i time penetracija koncepta e-mobility.

AMI sistem je platforma koja podržava mjerenje, prikupljanje i analizu potrošnje energije i istu komunicira sa uređajem za mjerenje energije. Vitalni element AMI sistema su pametna brojila koja podržavaju razne funkcije poput mjerenja potrošnje električne energije kupaca u različitim vremenskim intervalima, praćenje stanja uključivanja i isključivanja električne energije i mjerenje svih kvantifikatora kvaliteta isporuke električne energije. Pametna brojila prenose ove podatke energetskom operatoru na obradu, analizu i obračun.

Razne funkcionalnosti pametnih brojila uključuju kvantitativna mjerenja, komunikaciju, kontrolu i kalibraciju, upravljanje napajanjem, sinhronizaciju i prikaz.

Integracija podataka AMI sistema sa drugim informacionim i upravljačkim sistemima, uključujući geografske informacije i sisteme za upravljanje prekidima, omogućava mrežnim operatorima da kreiraju detaljne mape prekida; ovo pomaže krajnjim korisnicima da dobiju promptno saznanje o napretku aktivnosti na ponovnom uspostavljanju usluge.

Napredni mjerni sistemi, zbog sposobnosti da, kao djelovi odnosno periferije računarskog sistema koji uključuje hardver, softvere i baze podataka, omogućavaju potpunu kontrolu u ovoj tehničkoj oblasti. Naročit značaj ovi mjerni sistemi imaju u kontroli upotrebe električne energije, kontroli pristupa mjernom mjestu, detekciji poremećaja, upravljanju opterećenjem i upravljanju tarifnim sistemom.

Gubici električne energije su u ODS izuzetno izražen problem. Iskustva zemalja u kojima je implementiran sistem AMI pokazuje vrlo značajno smanjenje gubitaka električne eenergije, naročito u uslovima dominantne zastupljenosti tradicionalnih elektromehaničkih brojila na mjernim mestima, ali i brojila novije generacije hibridnog tipa (elektronska brojila ili brojila sa indukcionim mjernim sistemom i elektronskim sistemom za registraciju stanja po tarifnim stavovima). Koji god od ovih tradicionalnih sistema bio implementiran, on ne omogućava bilo kakvu prediktivnu ili kontrolnu radnju operatora distributivnog sistema sa daljine i sve aktivnosti se svode na posjetu ovlaštenih zaposlenih prilikom fizičkog obilaska mjernog mesta. Obično se takve posjete završe zapisnikom u kojem se konstatuje neregularnost, bez mogućnosti preciznog detektovanja trenutka kad se neregularnost desila. Sve ovo doprinosi da, pod uslovom da se radi o lojalnim zaposlenicima i o korektno napisanom zapisniku o kontroli mjernog mjesta, ODS u daljem pravnom postupku ima jako male šanse na uspjeh i naplatu štete uzrokovane krađom električne energije. Ukoliko se i ne radi o krađi, već jednostavno o kvaru brojila, pod uslovom da se isto očitava redovno najmanje jednom mjesečno, šteta koju trpi ODS je opet u nivou odnosa u tom mjesecu utrošene električne energije i energije utrošene u uporednom prethodnom periodu.

Brojilo električne energije koje se instalira u sistemu AMI treba da ima najmanje sledeće funkcionalne karakteristike:

  • digitalno multifunkcionalno brojilo, modularno, sa komunikacionim interfejsom;
  • mjerenje i registrovanje električne energije, trenutno angažovane snage, faznih struja, redosljeda napona i drugih električnih veličina;
  • superiornu tačnost (klasa tačnosti neuporedivo veća od klase tradicionalnih brojila)
  • memorisanje mjernih podataka i događaja (kvarova);
  • predavanje, po nalogu, memorisanih podataka centralnom serveru, posredno ili neposredno upotrebom komunikacionog sistema;
  • izvršavanje kontrolno-upravljačkih akcija iz komandnog centra: ograničenje raspoložive angažovane snage, daljinsko isključenje i uključenje prekidača brojila, daljinsko podešavanje tarifnog plana, upravljanje mikro mrežom itd;
  • podržava višetarifni sistem i efikasne izmjene tarifnog plana;
  • detekcija neovlašćenih manipulacija brojilom;
  • detekcija kvarova;
  • monitoring kvaliteta napajanja (tehničkih kvantifikatora kvaliteta u skladu sa relevantnim međunarodnim standardom);
  • dvosmjerna komunikacija.

Arhitektura AMI sistema podrazumijeva sledeće:

  • brojilo;
  • koncentrator podataka (opciono);
  • komunikacionu mrežu;
  • komunikacioni centar sa serverom;
  • radne stanice;
  • komercijalni sistem (biling sistem, sistem korisničke podrške…).

Komunikacioni centar, u kojem je smješten server, treba da obezbijedi automatsko prikupljanje, obradu i arhiviranje mjernih podataka dobijenih sa mjernih mjesta kod svih potrošača i iz brojila u TS SN/NN svih trafo reona. Dobijene podatke Upravljački centar treba da dostavlja Biling sistemu snabdjevača radi automatske obrade računa.

  • Upravljački centar treba da permanentno, ili po zahtjevu korisnika, nadgleda  rad sistema, i alarmira, posebno u slučaju neovlašćene akcije (intervencije) na brojilima.
  • Iz Kontrolnog centra se po nalogu snabdjevača vrši daljinsko isključenje brojila u slučaju duga potrošača za preuzetu energiju, ili po nalogu drugog subjekta, npr. ODS, kod prekoračenja odobrene snage. Takođe, iz Kontrolnog centra se daju i nalozi za softversko otključavanje prekidača na brojilu potrošača nakon uplate duga ili otklanjanja drugog nedostatka.
  • U lokalnim jedinicama ODS mogu postojati radne stanice za pristup podacima i aplikacijama Kontrolnog centra sistema.
  • Što se tiče softvera jedinstvenog Kontrolnog centra ODS, on mora obezbjeđivati sledeće najvažnije funkcionalnosti i osobine:
    • daljinsko sakupljanje obračunskih podataka iz periferne opreme (koncentratori, brojila) kao i arhiviranje i razmjenu obračunskih podataka;
    • mogućnost daljinskog parametrizovanja periferne opreme (npr.promjena tarifnih programa, sinhronizacija vremena);
    • slanje komandi perifernoj opremi u realnom vremenu (mogućnost upravljanja potrošnjom isključenjem termičkih aparata ili limitiranja ukupne potrošnje kao i daljinskog isključenja potrošača);
    • omogućavanje procesuiranja i validacije obračunskih podataka kao i kreiranje različitih izvještaja;
    • izvršavanje različitih vrsta analiza (npr. gubici, kvalitet isporuke električne energije, krive opterećenja, bilans energije i snage itd.);
    • kompatibilnost sa različitim tipovima brojila i komunikacionih modula odnosno različitih vrsta komunikacija (PSTN,GSM,GPRS), da bi se obezbijedilo uključivanje u sistem više tipova i proizvođača brojila koji podržavaju standardne interfejse i protokole;
    • mogućnost direktne povezanosti sa sistemima drugih proizvođača korištenjem razmjene podataka na WEB baziranim protokolima (TCP-IP,PPP,FTP) – putem razmjene XML fajlova, kako bi se garantovala interoperabilnost sa drugim aplikacijama;
    • baza podataka u pouzdanom softverskom okruženju
    • modularnost radi jednostavnog dodavanja novih funkcionalnosti sistema kao i proširivost na cjelokupni mrežni konzum i
    • obezbjeđuje interoperabilnost sa sistemom za obračun (Bilingom Snabdijevanja).

Interoperabilnost

Interoperabilnost je posebno senzitivan zahtjev. Pojam interoperabilnost je zapravo karakteristika sistema kojom se obezbjeđuje da sistemi različitih proizvođača rade harmonizovano kao integralni sistem. Kod savremenih AMI sistema interoperabilnost između uređaja proizvedenih od strane različitih proizvođača se tokom poslednje dvije decenije postepeno razvijala. Prvi sistemi za daljinsko očitavanje pametnih brojila i upravljanje potrošnjom bili su lišeni ove mogućnosti, tako da sistemi proizvedeni od strane različitih proizvođača nisu mogli da rade zajedno. Ova činjenica je predstavljala ograničenje koje nije dozvoljavalo da ODS intenzivno strateški razvija napredne merne sisteme, jer bi takav pristup uvodio ODS u zavisnost daljih nabavki opreme samo od jednog proizvođača.

Ovo ograničenje se naročito odnosilo na vrstu komunikacionog protokola koja je uslovljavala nabavku istih brojila i koncentratora, a često ili gotovo isključivo, vezivala mjernu opremu sa jednim jedinstvenim proizvođačem sofvera za upravljanje sistemom. Donekle se ovaj problem prevazilazio na način što su ODS nabavljale sisteme za daljinsko očitavanje pametnih brojila od nekoliko različitih proizvođača, čiji su sistemi koristili različite strukture podataka i različite komunikacione protokole, da bi ih potom integrisali na serverskom nivou. Ovaj način integracije je podrazumijevao implementaciju serverskog softvera koji je vršio obradu podataka nezavisno prikupljenih od različitih sistema. Sledeći korak u prevazilaženju pomenutog ograničenja se ogledao u definisanju struktura podataka i komunikacionih protokola od strane ODS, uz istovremeni zahtjev proizvođačima da proizvedu sisteme za daljinsko očitavanje brojila u skladu sa tim protokolima. Tada je bilo omogućeno da uređaji proizvedeni od strane različitih proizvođača međusobno komuniciraju i rade na istim transformatorskim reonima i u istoj mreži. Na kraju je prepoznata potreba jedinstvene standardizacije strukture podataka i komunikacionih protokola, što bi obavezivalo na primjenu sve proizvođače sistema za daljinsko očitavanje pametnih brojila. Tako su definisane specifikacije na globalnom nivou, koje su omogućile razvoj sistema za daljinsko očitavanje brojila koji posjeduju svojstvo pune interoperabilnosti. Ova standardizacija je obezbedila značajne uštede za ODS koje koriste sisteme za daljinsko očitavanje brojila, jer su održavanje i zamjena uređaja različitih proizvođača u okviru sistema postala mnogo jednostavnija i jeftinija.

Interoperabilnost obezbjeđuje mogućnost jednostavnijeg i jeftinijeg organizovanja sistema AMI, smanjuje troškove zamjene brojila i ostalih komponenti sistema, smanjuje vrijeme potrebno za ponovne obuke zaposlenih operatera sistema i omogućava konkurenciju proizvođača opreme i time nižu nabavnu cenu elemenata sistema.

U postupku implementacije AMI sistema, bez obzira na vrstu komunikacionog kanala koji se koristi u sistemu, neophodna pretpostavka je dobro topološko definisanje mreže i lociranje mjernih mesta, uz jednoznačnu definisanost pripadnosti mjernog mesta transformatoru sa kojega se svaki od potrošača napaja.

Komunikacioni sistem

Arhitektura AMI sistema podrazumijeva izgradnju komunikacionog sistema kao dijela integralnog AMI sistema.

Ovaj sistem treba da omogući dvosmjernu komunikaciju između brojila instalisanog na mjernom mjestu i kontrolnog centra sistema, direktno ili posredstvom koncentratora podataka. Ako se koriste koncentratori podataka, oni se instaliraju u posebnim mjernim ormarima u trafostanicama SN/NN, sa zadatkom da prikupljaju mjerne podatke od brojila i da ih prosljeđuju kontrolnom centru. U tom slučaju se može kao komunikacioni kanal koristiti niskonaponska mreža kojom se električna energija isporučuje krajnjem potrošaču (DLC – Distribution Line Carrier). Ovaj prenosni put je relativno jednostavan, jeftin i ima zadovoljavajući nivo zaštite od neovlašćenog pristupa. Ipak, u ovakvom konceptu je izraženo prisustvo šumova koji mogu značajno ometati prenos  podataka između brojila i koncentratora ili čak potpuno brojilo učiniti nevidljivim za koncentrator, privremeno dok se izvori šumova ne otklone.

Paradoks je što niskonaponska mreža može biti sasvim tehnički ispravna i može zadovoljavati sve tehničke uslove za sigurnu i pouzdanu isporuku električne energije, a da u isto vrijeme bude potpuno neupotrebljiva za komunikaciju brojila sa koncentratorom podataka. Najčešće ovakve situacije iziskuju dodatna i ponekad značajna ulaganja u održavanje mreže kako bi se ona mogla koristiti kao pouzdan komunikacioni kanal. Te aktivnosti održavanja se uglavnom odnose na pregled i intervencije na svim spojevima na kojima se mogu javiti iskričava pražnjenja i topla mjesta koja su izvor visokofrekventnih šumova. Ukoliko se i pored sprovednih aktivnosti na održavanju mreže i svih spojeva ne mogu eliminisati šumovi, neophodno je posebnim tehnikama i instrumentima tražiti mesto izvora šuma i otkloniti ga. Stalno unapređivanje kompetencija osoblja u ovoj oblasti je izuzetno naglašeno.

Za komunikaciju između koncentratora i kontrolnog centra sistema se koristi javni mobilni GSM/GPRS sistem. Puna permanentna dostupnost brojila kao perifernog hardvera centralnog sistema postiže se upotrebom brojila opremljenih modemom sa karticom koja obezbeđuje online pristup centralnog servera svakom brojilu. Tada je moguće u svakom trenutku i u najkraćem vremenu transferisati podatke iz svih registara u brojilu (stanja tarifnih registara, registara snaga u sva četiri kvadranta, profila potrošnje u relativno dugom istorijskom periodu – svakako ne kraćem od dužine obračunskog perioda, kvantifikatora kvaliteta električne energije na mjestu mjerenja, parametara pouzdanosti isporuke i broja i dužine prekida isporuke) kao i upravljanje prekidačem integrisanim u samom brojilu kojim se može ograničiti isporuka električne energije ali i upravljati mikro mrežom ukoliko je takav koncept projektovan.

Obezbjeđenje dovoljne učestanosti očitavanja mjernih podataka i njihov pouzdan transport u bazu operatora mjerenja stvara potrebne uslove za adekvatnije planiranje energetskih potreba potrošača i optimalniju upotrebu mrežnih i proizvodnih resursa. Takođe, podaci o kvalitetu napona i pouzdanosti isporuke se mogu koristiti za dobijanje bolje slike o stanju mreže i karakteristikama potoršača, u kom smislu se može bolje planirati razvoj i ojačanje mreže.

Izbor komunikacionih puteva i primjena žičanog, bežičnog ili DLC prenosa treba vršiti u zavisnosti od konkretnih uslova pri tehničkoj realizaciji sistema, a zasnovano na odgovarajućem strateškom dokumentu.

Nadzor nad sistemom njerenja – kontrola bilansa energije

Pored ugradnje brojila kod krajnjih kupaca, brojila je potrebno ugraditi na svim mjernim mjestima razmjene i puta energije kroz mrežu (razmjenska mjerenja, transformatori, dalekovodi, OIE itd.)

Ovakav koncept omogućava potpunu i sveobuhvatnu energetsku analizu i praćenje gubitaka i relevantnih kvantifikatora kvaliteta i pouzdanosti isporuke energije na svakoj izolovanoj lokaciji ili segmentu mreže, čime je omogućeno pravovremeno i ciljano angažovanje potrebnih resursa u pravcu smanjenja gubitaka i poboljšanja parametara isporuke.

Pametne mreže treba da obezbijede pogodnosti za potrošače i doprinesu povećanju energetske efikasnosti. U tom smislu je neophodno da povezivanje pametnih mjernih sistema bude zasnovano na standardizovanim interfejsima opremljenim alatima orijentisanim ka potrošačima koji kombinuju podatke o potrošnji sa informacijama o troškovima, podstičući interesovanje potrošača da razmišljaju o efikasnoj i optimalnoj upotrebi energije.

Minimalni funkcionalni zahtjevi naprednih mjernih sistema

Svaki pametni sistem za mjerenje električne energije treba u osnovi da nudi sledeće funkcije:

  • Omogućiti kupcu očitavanja brojila ali i bilo kojoj trećoj strani koju odredi potrošač. Ova funkcionalnost je od suštinskog značaja u pametnom sistemu mjerenja, jer su direktne povratne informacije za potrošača od suštinske važnosti kako bi se osigurala ušteda energije na strani potrošnje. Ovo podrazumijeva funkcionalnosti koje omogućavaju upravljanje energijom u realnom odnosno skoro realnom vremenu, poput automatizacije kuće
  • Takođe je važno da pametni sistem za mjerenje bude u stanju da skladišti podatke o potrošnji kupaca u razumnom roku kako bi kupcu i bilo kojoj trećoj strani koju je potrošač odredio omogućio preuzimanje podataka o istoriji potrošnje. Ova funkcioanalnost direktno podstiče mogućnost lake promjene snabdjevača i transfera podataka na osnovu kojih je moguće dobro planirati energetske potrebe kupaca.
  • Ključne funkcionalnosti AMI sistema se odnose na akviziciju mjernih podataka, podržavanje dvosmjerne komunikacije zbog operativne integracije sa drugim sistemima radi održavanja i kontrole mjernog sistema. Od bitnog značaja je i obezbjeđivanje dovoljno čestog očitavanja brojila radi prikupljanja informacija koje su od značaja za planiranje razvoja i unapređenje rada mreže.

Sa komercijalnog aspekta snabdijevanja energijom napredni mjerni sistemi moraju da:

  • Podrže napredne tarifne sisteme. Pametni mjerni sistemi treba da uključuju unaprijed tarifni plan koji je moguće mijenjati, sinhronizovano vrijeme i daljinsku kontrolu tarifnih stavova. Ovo je direktno u vezi sa povećanjem energetske efikasnosti i kontrolom vršnog opterećenja
  • Omoguće daljinsko uključivanje / isključivanje krajnjeg kupca i / ili ograničenja isporuke energije ili nivoa snage
  • Obezbijede sigurnu komunikaciju odnosno transfer podataka, ali i zaštitu privatnosti podataka kupca
  • Omoguće sprječavanje i otkrivanje prevara
  • Omoguće četvorokvadrantno registrovanje energije i snage. Ova funkcionalnost je posebno od značaja za mreže sa OIE
  • U Republici Srbiji zakonsko rešenje predviđa da upravljanje mjernim sistemom vrše nadležni operatori sistema. Upravljanje sistemom merenja obuhvata najmanje:
    • Održavanje ispravnosti mjernog mjesta, odnosno brojila i svih pripadajućih uređaja koji su u funkciji mjerenja električne energije i snage na mjernim mjestima u mreži
    • Kalibracija brojila u skladu sa zakonom
    • Nabavku novih brojila i pripadajuće opreme mjernog mjesta, njihova zamjena ili opravka ukoliko je moguća
    • Razvoj novih mjernih sistema
    • Očitavanje brojila
    • Isporuka mjernih podataka nadležnom snabdjevaču radi fakturisanja i naplate

U evropskim elektroenergetskim sistemima postoji praksa organizovanja posebnog operatora koji se isključivo bavi upravljanjem mjernim sistemima i funkcionalno je odvojen od mrežnog operatora. Neki od njih pružaju integrisanu uslugu brige o kupcu, fakturisanja i ispostavljanja fakture, dok snabdjevač brine o komercijalnim pitanjima nabavke potrebne količine energije za svoje kupce i realizuje naplatu potraživanja na osnovu ispostavljene fakture kupcu. Ovako organizovani operatori mjerenja mogu imati ugovorni odnos sa više snabdevača, u kom slučaju mogu vrlo jednostavno da pružaju svima njima uslugu upravljanja promjenom snabdjevača u ime i za račun krajnjeg kupca, kada on to poželi i kada na to ima pravo u skladu sa ugovorom o kupovini električne energije i generalnom legislativnom u ovoj oblasti. Na ovaj način se mrežnim operatorima ostavlja u nadležnost isključivo briga o održavanju operativne spremnosti mreže tako da zadovolji kriterijume vezane za pouzdanost rada, sigurnost isporuke i održavanja potrebnog nivoa tehničkog kvaliteta isporučene električne energije, dok se sve ostale aktivnosti, među kojima su upravljanje mjernim sistemom, akvizicija i agregacija podataka, upravljanje odnosima sa kupcima, IT integracija pametnih sistema, upravljanje ugovorima sa kupcima itd, izmještaju u nadležnost operatora mjerenja. Operatori mjerenja obezbjeđuju podršku u dijelu usluge balansiranja i pomoćnih usluga. Na ovaj način je omogućeno da se operatori sistema bave svojim osnovnim poslom koji se tiče održavanja i upravljanja mrežom, a snabdjevači da se bave obezbjeđenjem električne energije kao robe.

Ovakva organizaciona rješenja su poznata i u primjeni su naročito u Velikoj Britaniji i Njemačkoj, ali su operativna i u drugim evropskim sistemima (https://www.stromnetz.berlin , https://www.regiocom.com , https://www.sms-plc.com/corporate , https://www.inenco.com , itd). Ova rješenja povećavaju fokusiranost mrežnih operatora na funcionalnost mreže kao prirodnog monopoliste, dok se napredne IT tehnologijama u oblasti mjerenja, kao i razvojem komercijalnih kompetitivinih usluga bave tržišno orijentisane kompanije. Ovakvim pristupom se podstiče konkurencija u oblasti prodaje električne energije krajnjem kupcu i direktno povećava nivo kvaliteta usluge. Ovakve kompanije su fleksibilnije i spremnije da se bave inovatnim tehnologijama u oblasti upravljanja podacima klijenata i upravljanju ugovorima (MOP DC/DA – Meter Operator – Data Collection/Data Aggregation).

Izazovi za implementaciu projekta

Implementaciju naprednih mjernih sistema prati niz izazova koje valja na vrijeme opservirati i strateški ih tretirati. Činjenica da se radi o tranziciji sa tradicionalnog na savremeni način rada, sama po sebi gradi otpor kod znatnog broja učesnika ovog tranzicionog procesa. Kad se tome doda i nedovoljno znanje o sistemu koji namjeravamo da implementiramo, prostor za teorije različitog žanra, a često pogrešne, se značajno širi.

Uspostavljanje posvećene projektne organizacije za implementiranje projekta je imperativ. Ova organizacija treba da se stara da svi ciljevi koji se postavljaju budu realizovani kako je planirano i sa optimalnom upotrebom resursa.

Neophodno je verifikovati gubitake (%) i topologiju mjernih mjesta po odabranim transformatorskim reonima. Ovo zahtijeva da se jednoznačno odredi veza potrošača i njemu pripadajućeg transformatora SN/NN, ai i da se otkloni svaka sumnja u nivo početnih gubitaka u svakom od ovih reona, kako bi bilo moguće dalje pratiti progres projekta u ovom smislu.

Definisati sve funkcionalne zahtjeve koji su ODS-u od interesa. Najčešće sa ovim izazovom ODS nema problem, kao i sa izborom komunikacionog kanala, naročito ako se bira direktna komunikacija brojila sa centrom, bez koncentratora podataka u transformatorskim stanicama.

Ipak, ako se izabere NB-PLC tehnologija za komunikaciju smart brojila sa Neighborhood Network Access Point (NNAP—koncentrattorom podataka), treba biti svjestan problema stanja starih NN mreža, loših spojeva i svih drugih izvora šuma koji mogu da ugrožavaju komunikaciju brojila sa koncentratorom podataka. Tada treba očekivati izazove u dijelu održavanja NN mreža, upotrebe oprema za ispitivanje komunikacionih smetnji, posvećenost, lojalnost i obuka zaposlenih za AMI koji treba da vidljivost brojila u sistemu drže na visokom nivou (više od 95%).

Radi smanjenja rizika u vezi sa greškama prilikom masovnih zamjena brojila, neophodno je obezbijediti razvoj SW-a za masovni Roll-out, palm HW, donijeti dokumentovanu strategiju zamjene koja uključuje fotografisanje mjernih mjesta prije i nakon ugradnje itd.

Treba imati na umu da je u velikoj većini slučajeva neovlašćenog preuzimanja električne energije na sceni postojanje skrivenog provodnika priključenog na mrežu prije brojila. Bez izmještanja mjernih mjesta na granicu sa javnom površinom i obezbjeđenja jednostavne kontrole neprekidnosti priključnog voda, neće se dobiti nikakva korist u slučajevima gdje ovakva nepravilnost postoji.

Budući je ODS vlasnik mjernog mjesta neophodno je utvrditi kriterijume za zamjenu mjernih ormara, tabli i veza radi dovođenja svih mjernih mjesta u tehnički ispravno stanje. To podrazumijeva prethodnu posjetiu mjernom mjestu i jasno kreiranje radnog naloga za svaku pojedinačnu zamjenu, a što treba da bude podržano softverom gorepomenutim. Ovaj softvre treba da podrži i pouzdan transfer podataka u biling sistem pri zamjeni starih brojila. Neophodno je razviti takve kontrolne mehanizme, uz podršku ovog softvera kojima će se steći uvjerenje da će svaka nepravilnost pri zamjeni biti evidentirana i prijavljena.

Facebook
Twitter
LinkedIn
Email
Odštampaj

Ostavite odgovor

Vaša adresa e-pošte neće biti objavljena. Neophodna polja su označena *

Logo

Newsletter

Možda će Vam se svideti:

Logo

Energija Balkana

Newsletter

Nedeljni pregled vesti