Zastosowania automatycznego odczytu liczników AMR i AMM w systemach z rozproszoną generacją energii

Współczesne zasady sterowania pracą elektrowni w systemie elektroenergetycznym uwzględniają obecność rozproszonych źródeł energii elektrycznej, wykorzystujących odnawialną energię pierwotną. Poziom generowanej mocy sprawia, że zasilają one odbiorców lokalnego rynku energii. Dane z układów zdalnego (automatycznego) odczytu liczników pozwalają operatorom bilansować moc generowaną przez źródła zasilające mikrosieć.

Systemy zdalnego odczytu liczników (AMR – Automated Meter Reading) oraz zaawansowanego zarządzania zebraną w ten sposób informacją (AMM – Advanced Metering Management) stanowią istotny podsystem informatyczny, decydujący o jakości pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Organizacje albo osoby fizyczne zarządzające substancją mieszkaniową, spełniające równocześnie rolę pośrednika w zakupie energii dla użytkowników końcowych, mogą optymalizować poziomy zapotrzebowanej mocy i energii (czyli koszty energii), korzystając z danych generowanych przez układy AMR. Aktualizacja danych po stronie odbiorcy, który może być również dostawcą energii, ma istotne znaczenie w układach z rozproszoną generacją energii (DEG – Distributed Energy Generation).

System pomiarowy i wspomagający decyzje administratora lokalnego rynku energii (LRE) musi być zautomatyzowany i kompatybilny z systemami wyższych poziomów zarządzania. Na najniższym poziomie KSE – u odbiorcy – wymagany jest stosowny system pomiarowy oraz zdolność do rekonfigurowania torów zasilania i sterowania zasilaniem wybranych grup odbiorników. Możliwości wykorzystania struktury pomiarowej po stronie odbiorców końcowych, z uwzględnieniem dostawy energii z mikrosieci, przedstawiono w końcowej części artykułu.

Dla KSE rynek lokalny, umiejscowiony jako jego podsystem – w części samowystarczalny energetycznie – jest układem, który musi być monitorowany w sposób szczególny. Wymaga to zintegrowania systemów IT (Information Technology), zmieniających się obecnie w układy ICT (Information & Communication Technology), obsługujących układ lokalny z systemem IT operatora KSE. 

Z rysunku 1 (zdjęcie główna artykułu) wynika, iż źródłem danych – oprócz systemów SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) – są również urządzenia do zdalnego odczytu liczników [1, 9, 17], które ewoluują do postaci systemów AMI (Advanced Metering Infrastructure) – zaawansowanej struktury pomiarowej, instalowanej u końcowych odbiorców energii. Dane z systemów SCADA służą przede wszystkim operatorom danego układu sieciowego. 

Powiązania między poszczególnymi poziomami zarządzania układami przesyłowo-rozdzielczymi a także sposób pozyskiwania informacji o stanie systemu oraz o przebiegu procesu dostawy energii zostaną scharakteryzowane w dalszej części artykułu. Zakres funkcji, jakie mogą pełnić systemy AMR i AMI (Automated Metering Infrastructure) oprócz zdalnego odczytu zużycia energii, obejmuje przetwarzanie zebranych informacji, które pozwalają określić charakterystykę danego odbiorcy przemysłowego albo grupy odbiorców indywidualnych oraz reagować w sposób dynamiczny na procesy zmierzające do zbilansowania mocy zapotrzebowanej z generowaną. Można je określić jako:

• profilowanie obciążeń – ustalanie mocy maksymalnej i charakteru zmienności obciążenia w ciągu doby,
• zdalne przełączanie taryf, 
• zdalne kontrolowanie stanu liczników,
• kontrolę obciążenia, w tym przekroczeń przez odbiorcę poziomu mocy umownej.

Na poziomie sieci dystrybucyjnej (również rozdzielczej czy przesyłowej) istotną rolę w punkcie dostawy energii elektrycznej pełnią systemy pomiarowo-rozliczeniowe, dzięki którym uzyskuje się bieżącą informację o stanach przepływu energii. Informacja ta jest również wykorzystywana w celach optymalizacji, np. wygładzania krzywych obciążenia SE (systemu elektroenergetycznego) [19, 21].

Charakterystyka podsystemu generacji rozproszonej

Moce jednostkowe urządzeń wytwórczych w elektrowniach wykorzystujących rozproszone źródła energii pierwotnej (DER – Dispersed Energy Resources) nie są porównywalne z mocami dużych elektrowni systemowych. Jednak rodzaj źródła energii pierwotnej, której dostępność (podaż) wyznaczają najczęściej warunki meteorologiczne, stawia te elektrownie w grupie źródeł, które muszą być rezerwowane. Pracują one wtedy, kiedy istnieją odpowiednie warunki, a ze względu na koszt generowanej energii umieszczone są w warstwie podszczytowej wykresu obciążenia systemu – podobnie jak większość mniej ekonomicznych elektrowni energetyki zawodowej.

Elektrownie – zwłaszcza wiatrowe – mogą znacząco (czasem w sposób nieprzewidywalny) oddziaływać na pracę KSE. Przyczyną tego jest nieokreśloność sił natury, nasłonecznienia (elektrownie fotowoltaiczne i kolektory ciepła) [1, 6, 8] oraz prędkości wiatru i czasu pracy (elektrownie wiatrowe). Moce zainstalowane w farmach wiatrowych osiągają dziesiątki megawatów [5], które przy braku odpowiedniego wiatru wykorzystuje się na poziomie (0–0,1) Pn ich mocy znamionowej. 

Przedstawiony na rysunku 1 schemat głównego toru przesyłu energii, w jej postaci elektrycznej, ilustruje jednocześnie powiązania między poszczególnymi poziomami zarządzania i sposób pozyskiwania informacji o stanie systemu i procesu dostawy energii. Widoczna jest przerwa w torze komunikacyjnym między odbiorcami końcowymi a poziomem sterowania przesyłem i generacją energii elektrycznej. Obecnie jest ona likwidowana dzięki wprowadzaniu systemów automatycznego odczytu liczników AMR [1, 9, 12, 17, 24]. Rysunek 1 ilustruje zasadnicze powiązania toru przesyłu energii (w postaci prądu elektrycznego) z informacją, która pozwala na bezpieczne i ekonomiczne sterowanie procesami dostawy tej energii.

Biorąc pod uwagę łańcuch przyczynowo-skutkowy, odbiorca końcowy decyduje o wartości poziomu mocy generowanej w elektrowniach, nie jest jednak w żaden sposób zorientowany w tym, że w określonych sytuacjach, wskutek załączenia zasilania swoich odbiorników, powoduje zdecydowany wzrost kosztu generowania i dostawy energii elektrycznej. Przyczyną jest brak informacji zwrotnej (i toru do przesłania tej informacji) między odbiorcą a dostawcą energii, podczas gdy przepływ ten istnieje pomiędzy pozostałymi elementami toru przesyłu energii – od jej źródła począwszy [6, 12, 15, 18, 19].

Główną zasadą generacji rozproszonej jest wykorzystanie lokalnych zasobów energetycznych (o odpowiedniej koncentracji energii) i tym samym generowanie energii elektrycznej jak najbliżej odbiorcy, co jednocześnie umożliwia obniżenie strat przesyłowych.

Bilansowanie mocy i energii zapotrzebowanej przez odbiorcę przyłączonego do mikrosieci jest dokonywane przez zmianę mocy generowanej zgodnie z wymaganiami odbiorców. W mikrosieci zasoby mocy regulacyjnej są w naturalny sposób ograniczone, co wymusza zmiany zasad sterowania urządzeniami wytwórczymi współpracującymi w tej sieci [6, 15] oraz – jeżeli jest to możliwe – zmiany profili odbiorców energii na rynku lokalnym [19, 21].

Sterowanie zespołem elektrowni w mikrosieci wyznaczają następujące właściwości trybu generacji DG (Dispersed Generation):

• dla celów lokalnej optymalizacji obciążeń źródeł (ERO) i automatycznego sterowania pracą rozproszonych źródeł energii elektrycznej są potrzebne charakterystyki odpowiednie dla mieszanego typu źródeł [6, 15],
• obciążenie sieci rynku lokalnego (mikrosieci) jest w dużym stopniu niesymetryczne, na skutek istnienia jednofazowych odbiorników i źródeł energii DG,
• układy magazynujące energię ES (Energy Starge) dla celów utrzymania równowagi dynamicznej oraz magazyny energii (w tym superkondensatory) odgrywają istotną rolę w sterowaniu i eksploatacji źródeł na rynku lokalnym,
• część energii elektrycznej wprowadzana wewnątrz rynku (w mikrosieci) pochodzi z niesterowalnych, ze względu na naturalne i narzucone ograniczenia [2, 6] źródeł (np. elektrownie wiatrowe czy słoneczne),
• ekonomika generowania energii elektrycznej zależy od przyjętej polityki energetycznej dla danego obszaru zasilania,
• idea dywersyfikacji źródeł wiąże się z koniecznością zastosowania generacji w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła dla lokalnych odbiorców (tym samym w sezonie grzewczym ogranicza to dowolność zmian obciążenia elektrycznego po stronie źródeł),
• poziom jakości i pewności dostaw w mikrosieci zależy w głównej mierze od sztywności połączenia sieci lokalnej z KSE oraz zastosowanych urządzeń FACTS (Flexible AC Transmission System) – elastyczny system przesyłu prądu przemiennego (AC – Alternating Current).

Informacja z układu AMR jako lokalny sygnał sterujący

Typowy przebieg zmienności chwilowego obciążenia mocą czynną P_dt dla domu jednorodzinnego, wyposażonego w ogrzewanie akumulacyjne i przepływowy podgrzewacz wody, zarejestrowany w sierpniu, przedstawiono na rysunku 2. Przebieg zmienności obciążenia (w odstępach jednominutowych) uzyskano z wykorzystaniem rejestratora mikroprocesorowego i fotoelektrycznego układu detekcji obrotów tarczy typowego licznika indukcyjnego energii elektrycznej. Obecnie tego typu dane można uzyskać z wyjść impulsowych liczników elektronicznych. Dynamikę zmian mocy pobieranej przez analizowanego odbiorcę określa przedział ΔPdt={2, 25} kW.

Charakterystyczną cechą tego obciążenia jest wywołany uruchomieniem przepływu wody wzrost chwilowej mocy pobieranej Pdt do wartości szczytowej wynoszącej 25 kW. Moc ta pobierana jest przez przepływowy podgrzewacz wody przez kilka minut. Moc o wartości poniżej 3 kW pobierana jest przez piece akumulacyjne sterowane termostatem, pozostała moc służy do zasilania włączonych odbiorników, typowych dla gospodarstwa domowego i pracujących zgodnie z przyzwyczajeniami odbiorcy energii.

Rys. 2. Profil zmienności obciążenia odbiorcy posiadającego przepływowy podgrzewacz wody
i ogrzewanie akumulacyjne

Zainstalowanie systemu AMR po stronie odbiorcy energii oraz systemu zarządzającego po stronie dostawcy/pośrednika umożliwia pozyskanie informacji źródłowej dla celów optymalizacji kosztu zakupu energii dla grupy odbiorców. Tworzy się w ten sposób jeden z systemów IT do bilingu – w tym przypadku końcowych odbiorców energii. Działania te można rozszerzyć na dowolny rodzaj mediów dostarczanych odbiorcom z użyciem liczników jako urządzeń pomiarowych do rozliczania kosztów dostawy [14, 20, 24]. Podstawowy zakres działania systemu AMR – biling – można rozszerzyć o dodatkowe funkcje, związane z procesami sterowania. Zarządzanie energią po stronie odbiorcy jest klasycznym działaniem systemu DSM (Demand Side Management), czyli generowaniem opcji popytowo-podażowych w relacji dostawca-odbiorca końcowy albo hurtowy.

Przebieg pokazany na rysunku 2 potwierdza możliwość wykorzystania licznika energii do pomiaru mocy średniej w przedziale czasu równym okresowi rejestracji wartości chwilowych przyrostów pobranej energii. Czas uśredniania ustawiany jest przez operatora systemu AMR w przedziale {1; 60} minut [1, 9, 17]. 

Informacja o poziomie mocy pobieranej jest wykorzystywana do regulacji współczynnika wyrównania zmienności obciążenia. Wymaga to jednak uprzedniego przystosowania instalacji odbiorczej – wydzielenia obwodów zasilania grup odbiorników oraz zamontowania aparatów sterujących pracą odbiorników energii (nie tylko w postaci prądu elektrycznego). Realizuje się to w danym obiekcie, tworząc inteligentne instalacje. Typowymi rozwiązaniami zintegrowanymi instalacji są systemy LCN, Konnex [10, 13], a w zakresie opomiarowania poboru mediów energetycznych opracowania i rozwiązania przedstawione w literaturze [1, 9, 12, 17, 24].

Rys. 3. Struktura systemu wspomagającego decyzję wyboru taryfy z wykorzystaniem danych z systemu AMR

Bez układów pomiarowych ograniczenie poboru mocy można zrealizować przez sterowanie obwodem zasilania, np. instalacji oświetleniowej uaktywnianej po zmierzchu albo w okresie dużego zachmurzenia czujnikiem wykrywającym ruch (obecność osoby w oświetlanej strefie) w trybie oświetlenia nadążnego. 

Zmianę profilu odbiorcy można zrealizować na kilka sposobów. Jednym z nich jest możliwość przesunięcia momentu włączenia zasilania danego odbiornika (albo grupy odbiorców). Ten sposób stosuje się głównie w odniesieniu do odbiorców przemysłowych [19, 21].

W systemie rozliczania przedpłatowego za pobraną energię, układ wyłącznika zasilania jest wbudowany do struktury licznika jako integralny moduł wykonawczy.

Informacje rejestrowane w AMR dla celów bilingowych, po dodatkowym przetworzeniu, można gromadzić w bazie danych, która pozwala wyznaczyć profil odbiorcy. W dalszym etapie przetwarzania zbiór tych informacji pozwala utworzyć bazę wiedzy, która wspomaga podejmowanie decyzji związanych z optymalnym doborem taryfy dla danego odbiorcy końcowego [21] oraz procesami zarządzania energią na rynku lokalnym oraz ogólnie w KSE [3, 4]. 

Podsumowanie

Aktualizacja informacji niezbędnej do prowadzenia ruchu krajowego systemu elektroenergetycznego (a tym samym również rynków lokalnych) jest dokonywana w cyklach, których czas trwania wyznaczany jest funkcją danego układu, spełnianą w systemie zarządzania pracą KSE. W odniesieniu do strategii sterowania pracą źródeł rozproszonych, zakres i objętość strumienia informacji gromadzonej jako funkcja dodatkowa w systemie AMR na poziomie decydenta/operatora jest wyznaczony koniecznością optymalizacji pracy źródeł o ograniczonej produkcji – elektrowni wodnych, elektrociepłowni oraz elektrowni wiatrowych i słonecznych – fotowoltaicznych. 

W podsystemach – rynkach lokalnych – tworzących mikrosieć, z rozproszoną generacją energii, niezbędny jest system IT optymalizujący pracę źródeł, uwzględniający jednocześnie specyfikę pracy i ograniczenia źródeł lokalnych oraz KSE. 

Instalacje zasilające odbiorniki energii u odbiorcy końcowego, należące do grupy instalacji inteligentnych, po zainstalowaniu systemu AMR umożliwiają optymalizację kosztów pobranej energii. Dla systemów AMR jest to funkcja dodatkowa, typowa dla systemów AMM i AMI.