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).