Zastosowanie systemu pomiarowego do wspomagania działań OSD na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej

Transkrypt

1 Zastosowanie systemu pomiarowego do wspomagania działań OSD na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej Autor: Arkadiusz Rutkowski ( Rynek Energii nr 2/2007) Słowa kluczowe: elektroenergetyka, rynek energii, systemy pomiarowe Streszczenie. Bardzo istotne znaczenie dla tworzącego się rynku energii elektrycznej w Polsce było zatwierdzenie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. W powyŝszym dokumencie zostały określone zasady, procedury zmiany sprzedawcy, zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych w sieci dystrybucyjnej. Określenie procedur i zasad zapoczątkowało proces poszukiwania nowych sposobów pozyskiwania danych pomiarowo-rozliczeniowych oraz budowy systemów pomiarowych. 1. WSTĘP Od kilku lat rynek energii elektrycznej w Polsce podlega sukcesywnym zmianom. Jednym z podstawowych celów tych zmian jest liberalizacja sektora energetycznego zmierzająca do prawnego wydzielenia Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) oraz Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD). Wydzielenie OSP stało się faktem, natomiast prawne wydzielenie OSD jest obecnie realizowane i budzi wiele kontrowersji. Kolejna faza budowy liberalnego rynku energii elektrycznej zakłada wprowadzenie zasad konkurencji w zakupie i sprzedaŝy energii elektrycznej. Efektem tych zmian ma być prawne wydzielenie OSD oraz Spółek Obrotu. Nowy model rynku energii zakłada równieŝ powstanie nowego podmiotu - Operatora Pomiarów (OP). Na chwilę obecną Operator Systemu Dystrybucyjnego będzie pełnił na obszarze swojego działania funkcję Operatora Pomiarów [4]. Do podstawowych funkcji Operatora Pomiarów powinny naleŝeć działania z zakresu pomiaru energii elektrycznej, akwizycji danych pomiarowo-rozliczeniowych i obsługi systemu wspomagającego dystrybucję. Rozwiązanie takie przedstawiono na rys. 1. Pozyskiwanie danych pomiarowo-rozliczeniowych na potrzeby tworzonego rynku energii będzie wymagało od OSD rozwoju istniejących narzędzi informatycznych. Zakup oraz rozbudowa systemów pomiarowych będzie duŝym wyzwaniem dla firm oferujących rozwiązania dla rynku energii elektrycznej.

2 2. SYSTEMY POMIAROWE NA RYNKU HURTOWYM Rynek energii elektrycznej wymaga od wszystkich podmiotów w nim uczestniczących stosowania nowoczesnych narzędzi informatycznych, wspierających ich działalność handlowo - techniczną. Potrzeba pozyskiwania przez OSD kompletnych i wiarygodnych danych pomiarowo - rozliczeniowych z obiektów rozproszonych, stwarza konieczność posiadania niezawodnego sytemu pomiarowego odpowiednio zarządzanego, administrowanego i eksploatowanego. Mając to na uwadze, w 2001 r. wdroŝono w LUBZEL SA system pomiarowy espim - system do wspomagania dystrybucji energii elektrycznej firmy WINUEL SA, słuŝący do obsługi rynku hurtowego. System espim zintegrowano z systemami pomiarowymi innych producentów oraz systemami tego samego producenta. Rozwiązanie takie przedstawiono na rys. 2. Stworzenie odpowiedniego modelu przebiegu informacji między systemami rynkowymi pozwala sprawnie zarządzać i rozliczać się ze wszystkimi Operatorami Systemów Dystrybucyjnych oraz Operatorem Systemu Przesyłowego. Dzięki takiemu powiązaniu systemu pomiarowego espim z innymi systemami rynkowymi, pozyskiwanie oraz przekazywanie danych pomiarowo - rozliczeniowych z rozproszonych obiektów odbywa się w sposób niezawodny. Akwizycja, zarządzanie, weryfikacja danych pomiarowo-rozliczeniowych moŝe być bez większych problemów wykorzystana przez OSD przy wyborze nowych sys

3 3. SYSTEMY POMIAROWE NA RYNKU LOKALNYM System pomiarowy dla odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej musi zapewnić niezawodną obsługę procesów rynkowych w celu zwiększenia konkurencyjności świadczonych usług, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa danych pomiarowo - rozliczeniowych. KaŜdy Operator Systemu Dystrybucyjnego pełniący funkcję Operatora Pomiarów na obszarze swojego działania będzie posiadał własną specyfikę organizacyjną, dlatego system powinien być konfigurowany tak, aby dostosować go do potrzeb i wymagań danego klienta. Powiązanie systemu pomiarowego z innymi systemami informatycznymi wykorzystywanymi do obsługi rynku energii elektrycznej pozwala na sprawne wdroŝenie procedur obiegu dokumentów i informacji oraz jego komunikacji z otoczeniem rynkowym. Przykładowe powiązanie systemu pomiarowego z innymi systemami słuŝącymi do obsługi rynku lokalnego energii przedstawiono na rys. 3. Budowa sytemu pomiarowego na potrzeby rynku lokalnego jest procesem złoŝonym i czasochłonnym. Aby uzyskać efekt poŝądany konieczna jest rozbudowa istniejących systemów pomiarowych i dostosowanie do nowych potrzeb. Inwestycja powinna być poprzedzona analizą systemu oraz spełniać nie tylko bieŝące, ale przyszłe wymagania rynku energii elektrycznej. Sam zdalny odczyt liczników nie rozwiąŝe problemu. Problemu pozbywamy się po zastosowaniu systemu AMR (z ang. automatyczny odczyt liczników energii) lub AMM (z ang. automatyczne zarządzanie licznikami energii). Podane systemy składają się z liczników energii elektrycznej wyposaŝonych w modemy/ moduły komunikacyjne, koncentratora, oprogramowania do odczytu. Realizacja odczytu danych pomiarowo-rozliczeniowych systemu AMM moŝe być realizowana przy wykorzystaniu następujących metod odczytu: transmisja z zastosowaniem drogi radiowej krótkiego zasięgu - polega na odczycie danych pomiarowo-rozliczeniowych za pomocą nadajnika radiowego zainstalowanego przy liczniku energii elektrycznej, transmisja z zastosowaniem sieci zasilającej (PLC) - polega na komunikacji z licznikiem energii elektrycznej poprzez samą sieć zasilającą nn. Sygnał transmisji danych jest nakładany" na częstotliwość sieciową 50 Hz, odpowiednio modulowany i wysyłany do licznika energii elektrycznej, transmisja przez Internet - polega na wykorzystaniu standardowego programu przeglądarki internetowej lub poczty elektronicznej, transmisja z zastosowaniem łącza telefonicznego polega na wykorzystaniu łącza stałego lub komutowanego, transmisja po telefonii komórkowej GSM/GPRS - polega na zastosowaniu modemów specjalizowanych GSM/GPRS [1]. Spośród tych systemów najczęściej stosowanymi rozwiązaniami na rynkach krajowych oraz zachodnich są systemy dla których pozyskiwanie danych pomiarowo-rozliczeniowych realizowane jest przy wykorzystaniu GSM/GPRS, PLC lub drogi radiowej. Rozwiązanie takie przedstawiono na rys. 4.

4 Doświadczenia zdobyte podczas eksploatacji systemu espim wskazują na to, Ŝe dla uŝytkownika szczególnie waŝne jest monitorowanie pracy stanu urządzeń wchodzących do systemu oraz kontrola źródeł wytwarzania energii na poddanym bilansowaniu obszarze. Zasób takiej wiedzy pozwala uzyskać komplet informacji o zrealizowanych przepływach. Aby dane gromadzone przez podsystem akwizycji mogły być wystawione na serwerach FTP muszą wcześniej być odpowiednio przygotowane i sprawdzone. Przygotowanie danych do celów rozliczeniowych obejmuje zarówno ich agregację jak i weryfikację. Zbieranie oraz zarządzanie pomiarami energii elektrycznej w ramach usługi dla tworzonego rynku energii elektrycznej dla odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej musi przebiegać bardzo sprawnie, z niemalŝe 100% pewnością. W chwili obecnej moŝna powiedzieć, Ŝe w ramach obsługi rynku hurtowego system espim wykorzystywany jest z powodzeniem w LUBZEL SA. Akwizycja danych pomiarowych do obsługi rynku hurtowego moŝe być przy wykorzystaniu istniejących rozwiązań informatycznych zastosowana do obsługi rynku lokalnego. Propozycję akwizycji danych pomiarowo-rozliczeniowych dla rynku lokalnego przedstawiono na rys. 5.

5 Pełna kontrola nad danymi pozyskiwanymi od odbiorców rozliczanych w grupach taryfowych B, C, G w LUBZEL SA, moŝe być realizowana przy wykorzystaniu raportów sprawdzających w module OHT oraz Generatorze raportów, które dostępne są w obecnie eksploatowanej wersji systemu espim. 4. KOSZTY POMIARÓW Pozyskiwanie i archiwizowanie danych pomiarowo-rozliczeniowych stanowi bardzo istotny aspekt rynku energii elektrycznej. Komunikacja z licznikiem jest droga i ma bardzo duŝe znaczenie z następujących powodów: stanowi kluczowy element interfejsu pomiędzy Odbiorcą, OSD, Sprzedawcą, stanowi kluczowy element procesu rozliczeń zarówno na rynku lokalnym jak i hurtowym, wpływa na metody umoŝliwiające gromadzenie danych oraz stanowi istotny czynnik techniczny dla kontroli sieci elektroenergetycznej. W momencie kiedy OSD stawiany jest przed wyborem nowych metod odczytu pomiaru od odbiorcy przyłączonego do sieci dystrybucyjnej zaczynają się pojawiać koszty odczytów, okresowe wymiany, instalacja, konserwacja itp. W większości krajów właściciele sieci rozdzielczej odpowiedzialni są za zapewnienie przeprowadzenia odczytów oraz za archiwizowanie danych pomiarowo-rozliczeniowych, posiadają rozwiązania polegające na przekazaniu zlecenia prac związanych z obsługą licznika innej firmie zajmującej się pomiarami, zlecenia innej firmie instalacji licznika, a nawet moŝliwość stania się właścicielem licznika energii elektrycznej. W takim przypadku koszty pomiarów uwzględniane są jako koszty uzasadnione w taryfie przesyłowej. W innych przypadkach odpowiedzialność za pozyskiwanie danych pomiaroworozliczeniowych ponoszą inne podmioty, a koszty pomiarów są wyłączane z taryfy przesyłowej. W rezultacie w zaleŝności od struktury rynku, odbiorcy otrzymują jeden rachunek od przedsiębiorstwa dostarczającego energię elektryczną i drugi od przedsiębiorstwa zajmującego się eksploatacją sieci rozdzielczej, który często obejmuje opłaty za usługi pomiarowe. Przyjęcie wariantu z jednym rachunkiem oznacza, Ŝe przedsiębiorstwo dostarczające energię elektryczną będzie płaciło przedsiębiorstwu przesyłowemu oraz rozdzielczemu za wykorzystanie ich systemów w celu dostarczenia energii elektrycznej odbiorcom [1]. Rynek energii elektrycznej w Polsce będzie zmierzał w podobnym lub innym kierunku. Natomiast OSD w najbliŝszym czasie będzie ponosił wysokie koszty transmisji dla nowo przyłączanych odbiorców do systemów pomiarowych. Obecnie liczniki energii elektrycznej odbiorców w gospodarstwach domowych są najczęściej odczytywane raz lub dwa razy w roku. W warunkach funkcjonującego prawa odbiorców do zmiany sprzedawcy taka częstotliwość odczytów moŝe okazać się niewystarczająca. Wymagane jest dokonanie odczytu licznika w dniu zmiany sprzedawcy. JeŜeli jest to dodatkowy odczyt, poza rutynowym terminem, pojawia się kwestia opłaty za dodatkowy odczyt. MoŜliwych jest kilka rozwiązań: odbiorca płaci za odczyt (co moŝe zniechęcać do zmiany sprzedawcy poza terminem odczytu), sprzedawca płaci za odczyt (później i tak przenosi ten koszt na odbiorców), Operator Pomiarów ponosi koszty odczytów w ramach działalności regulowanej (odbiera je poprzez przychody zatwierdzone w taryfie), odbiorca sam odczytuje licznik i zgłasza Operatorowi Pomiarów (co moŝe prowadzić do niezamierzonych lub umyślnych pomyłek), stan licznika jest określany szacunkowo, na podstawie tzw. standardowych profili zuŝycia stosowanych w rozliczeniach między stronami zaangaŝowanymi w dostawę energii do odbiorców, odbiorca jest wyposaŝony w licznik z rejestratorem zuŝycia w poszczególnych okresach rozliczeniowych (np. godzinowych). Jako docelowe zalecane jest to ostatnie rozwiązanie. Dokładne pomiary zuŝycia energii elektrycznej nie tylko ograniczą liczbę potencjalnych błędów i reklamacji, ale równieŝ umoŝliwią sprzedawcom dostosowanie ofert cenowych do indywidualnych potrzeb odbiorców. Ci ostatni z kolei, dzięki zróŝnicowaniu cen w poszczególnych okresach roku i doby mogą świadomie racjonalizować zuŝycie energii.

6 ZwaŜywszy jednak, Ŝe wymiana liczników dla wszystkich odbiorców potrwałaby kilka lat, przejściowo naleŝy przyjąć rozwiązania oparte na danych szacunkowych. 5. PODSUMOWANIE Ponad 15 milionów rodzin w Polsce uzyska prawo wyboru sprzedawcy energii elektrycznej. Wraz z otwarciem rynku energii elektrycznej nastąpi prawne wydzielenie dwóch podmiotów: Spółki Obrotu i OSD. KaŜdy z odbiorców będzie mógł kupować energię elektryczną od dowolnie wybranego Sprzedawcy. Aby tak się stało OSD będzie musiał dostosować systemy pomiarowe do wymogów jakie stawia rynek energii elektrycznej. Wymagania dotyczące operatorów rynku w zakresie systemów pomiarowych będą ciągle się rozwijały, wraz z zachodzącymi zmianami na rynku energii elektrycznej oraz zapotrzebowaniem na nowe funkcjonalności ze strony samych uŝytkowników systemu. Przedstawione propozycje dotyczące wykorzystania systemu pomiarowego przez Operatora Sytemu Dystrybucyjnego pełniącego funkcję Operatora Pomiarów nie są kompletne, a jedynie przedstawiają problem związany z powstaniem nowych struktur operatorskich. Tworzenie ich niewątpliwie wymaga duŝego wsparcia teleinformatycznego. Przemyślane i sprawdzone rozwiązania oparte na rynkach zachodnich mogą wspomóc tempo rozwoju rynku energii elektrycznej. Odpowiednio dobrane systemy AMM wykorzystujące automatyczne zarządzanie licznikami energii elektrycznej pozwolą na: - automatyczny odczyt danych pomiarowych energii dla odbiorców, - udostępnianie danych odczytowych odbiorcy, - monitorowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych, - informowanie o stanach awaryjnych sieci elektroenergetycznej, - obniŝenie kosztów odczytu, - bezpieczeństwo danych, - moŝliwość śledzenia godzinowych i dobowych profili obciąŝenia, - zwiększenie dokładności prognozowania zapotrzebowania obszarowego, - bilansowanie strat linii i transformatorów, - wskazanie obszarów o duŝym udziale nielegalnego poboru energii elektrycznej, - dane źródłowe dla systemów bilingowych, - profilowanie odbiorców, - analizę taryfową. DuŜą niewiadomą pozostaje sytuacja po 1 lipca 2007 r., czyli dniu, w którym odbiorcy rozliczani w grupie taryfowej G (gospodarstwa domowe) nabędą uprawnienia do swobodnego wyboru sprzedawcy energii elektrycznej. Jeśli do tego czasu powstaną w pełnym i oczekiwanym wymiarze: Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych, Operatorzy Pomiarów oraz Przedsiębiorstwa Obrotu, to naleŝy się spodziewać wielu zmian w zakresie rozliczeń odbiorców. I tak, z jednej strony OSD i OP będą dąŝyły do tworzenia i rozwoju układów transmisji danych pomiarowych, systemu akwizycji oraz przetwarzania i zarządzania danymi pomiarowym. Z drugiej strony Przedsiębiorstwo Obrotu będzie dąŝyć do stanu, w którym rozliczenia za energię elektryczną będą prowadzone na podstawie dokładnych pomiarów jej zuŝycia. Przy realizacji oczekiwań Operatorów oraz Przedsiębiorstw Obrotu naleŝy liczyć się z duŝymi kosztami budowy infrastruktury technicznej dla odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. W chwili obecnej uwaŝa się, Ŝe naleŝy ponieść wydatek rzędu 750 zł na odbiorcę. Przy uwzględnieniu wszystkich odbiorców rozliczanych w grupie taryfowej G moŝna oczekiwać kwoty, która przyprawi nie jedną osobę o zawrót głowy. Problem opisany wyŝej został rozwiązany przez włoski ENEL, który podjął decyzję o kompleksowej wymianie liczników indukcyjnych na elektroniczne oraz instalowaniu koncentratorów umoŝliwiających automatyczną komunikację z nim [3].

7 LITERATURA [1] Derbis P.: Transmisja danych w układach pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej. Konferencja Pomiary i diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych, Piechowice, październik 2006 r [2] Gabryś M: Korzyści z zastosowania systemu odczytu liczników. III Krajowe Forum Odbiorców Energii, Warszawa, listopad 2006 r. [3] Gawin R.: Opomiarowanie odbiorców a liberalizacja rynku energii elektrycznej. Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki, Nr 6 (44), 2005 r. [4] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej dla Lubelskich Zakładów Energetycznych SA - część szczegółowa, bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi zatwierdzona r. przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. [5] Jamnik P., Cąber J., Potrzebka J.: Nowoczesne metody automatycznego odczytu liczników energii elektrycznej oraz ich automatycznego zarządzania. Konferencja Pomiary i diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych, Piechowice, październik 2006r. [6] Lubicki T.: O roli operatorów pomiarów na liberalizowanym rynku energii elektrycznej w Polsce. Energetyka, październik 2006 r. [7] Opracowanie: Pomiary, profile obciąŝenia oraz rozliczenia w warunkach nieregulowanego rynku. Eurelec-tric, Grupa robocza ds. taryf systemowych, marzec [8] Rakowski J.: Operator Systemu Dystrybucyjnego w procesie przemian polskiego rynku energii - wsparcie informatyczne. IV Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce, Mikołajki, listopada 2005 r. APPLICATION OF MEASUREMENT SYSTEM TO SUPPORT OSD (Distribution System Operator) ACTIVITY ON LIBERALIZED ELECTRIC ENERGY MARKET Key words: power industry, electric energy market, measurement systems Summary. The approval of (IRiESD) has been essential for electric energy market being created in Poland. The text specifies rules, procedures of changing the seller and principles of measurement data's accessibility in the distribution system. Determining procedures and rules has initiated the process of searching new ways of obtaining measurement and billing data as well as creating measurement systems. Arkadiusz Rutkowski, specjalista ds. systemów pomiarowych; a.rutkowski@lubzel.com.pl Lubelskie Zakłady Energetyczne SA, Wydział Eksploatacji Układów Pomiarowych ul. Garbarska 21, Lublin