INTELIGENTNE POMIARY FAKTY I MITY

Transkrypt

1 Nr I (II) Rynek Energii Str. 1 INTELIGENTNE POMIARY FAKTY I MITY Stanisław NIWIŃSKI, Wojciech OSTROWSKI INNSOFT Sp. z o.o. Słowa kluczowe: inteligentne pomiary, zdalny odczyt danych, hurtownia danych pomiarowych Co to są inteligentne pomiary i skąd się wzięły? Czy nazwa dobrze oddaje istotę zagadnienia? RozwaŜania historycznoetymologiczne. Czy smart metering to po prostu masowy odczyt zdalny? Iluzje i prawdziwa rola smart metering u. Powody wprowadzania smart meteringu. Czy inteligentny licznik moŝe mieć wpływ na świadomy i oszczędny pobór energii? Czy jest sens, aby licznik sterował poborem? Jakie korzyści moŝe rzeczywiście przynosić smart metering, a jakie są zasługą smart grid? Przegląd rozwiązań smart meteringu w Europie. Praktyczne aspekty wdraŝania systemów masowego odczytu zdalnego. Przegląd metod akwizycji danych. Problemy skali w systemach informatycznych. Centralne repozytoria odczytowe. Przetwarzanie danych. Obszary wykorzystania. Podsumowanie, czyli nie wiedzieliśmy, Ŝe mówimy prozą i cudze chwalimy a swego nie znamy. 1. WSTĘP Wybór tematu tegorocznego referatu był w zasadzie dość prosty. W wyniku przyjęcia przez Parlament Europejski III pakietu liberalizacyjnego rynku gazu i energii w kwietniu 2009, do roku 2020 aŝ 80 proc. odbiorców końcowych w poszczególnych państwach członkowskich (w zaleŝności od uwarunkowań gospodarczych) powinno mieć zapewniony dostęp do inteligentnych systemów pomiarowych zuŝycia energii. W naszej polskiej skali oznacza to, Ŝe tzw. inteligentne pomiary dotyczyć powinny około 13 mln odbiorców. OstroŜnie szacując koszty wymiany takiej liczby liczników na ok. 100 Euro od sztuki, otrzymujemy liczby świadczące o tym, Ŝe rozmawiamy o jednym z bardziej znaczących projektów najbliŝszych lat. Tym bardziej naleŝy rozsądnie podchodzić do tematu i nie budować na nim nieodpowiedzialnych wizji, z którymi autorzy referatu mają coraz częściej do czynienia. Wizje te nawiązują do dość niefortunnego tłumaczenia słowa smart jako inteligentny. Próbowaliśmy znaleźć takie znaczenie w kilku słownikach. Bez skutku. Inteligencja (no moŝe oprócz tej sztucznej) odnosi się do człowieka, do jego umiejętności kojarzenia faktów i adaptacji do nowych, nieprzewidywalnych warunków. Co ma inteligencja do pomiarów, nawet tych trochę bardziej złoŝonych, naprawdę trudno dociec. Wspomniane wizje są ukierunkowane głównie na dodatkowe wykorzystanie liczników energii elektrycznej do sterowania poborem po stronie odbiorcy. Licznik taki po otrzymaniu cen energii decydowałby, czy włączyć lub wyłączyć jakiś odbiornik energii. Pomijając kwestie prawne, pomysł wydaje się mało realny technicznie i ekonomicznie. Co gorsza wprowadza zamęt i sprowadza powaŝny temat na futurologiczne manowce. 2. DEFINICJA Według powszechnie dostępnej definicji, smart meter to po prostu elektroniczny licznik energii elektrycznej lub innego medium, posiadający moŝliwość rejestracji bardziej szczegółowych informacji o zuŝyciu tegoŝ medium. Zazwyczaj, choć nie jest to warunek konieczny, licznik taki pozwala na transport zgromadzonych informacji w sposób zdalny lub jak kto woli telemetryczny. W warunkach Rynku Energii w Polsce, ta bardziej szczegółowa informacja o zuŝyciu, wg autorów referatu, powinna zawierać: a) 15 minutowy profil obciąŝenia, b) stany w strefach i moce maksymalne (od tego naleŝy jednak stopniowo odchodzić, poniewaŝ informacja ta jest zawarta równieŝ w profilu), c) zdarzenia takie jak zaniki napięcia oraz jego faz, próby tzw. sabotaŝu (zewnętrzne pola magnetyczne, otwarcie obudowy), d) parametry jakościowe (opcjonalnie, dla większych odbiorców). A jak mają się do definicji smart meteringu pojęcia szeroko uŝywane przy okazji omawiania tego tematu, takie jak: AMR (Automatic Meter Reading), AMM (Automatic Meter Management) i AMI (Advanced Meters Infrastructure). OtóŜ sprawa nie jest prosta. Stosunkowo najłatwiej jest z AMR. Jest to po prostu zestaw wszystkich środków technicznych umoŝliwiających ręczny (inkasencki) lub zdalny odczyt liczników elektronicznych. AMM to trochę lepszy AMR, polegający na zdalnym zarządzaniu

2 Str. 2 Rynek Energii Nr I (II) licznikami (zmiany parametrów, zmiany taryfy). Natomiast AMI to wyŝszy stopień wtajemniczenia AMR, czyli odczyt liczników, które autorzy pojęcia nazywają smart meters. I tu koło się zamyka. Czyli nie wiadomo, czy zdalny odczyt licznika to AMR, czy moŝe jeśli licznik jest trochę bardziej smart to juŝ mamy do czynienia z AMI. 3. CEL Nieco łatwiej zrozumieć o co chodzi w smart meteringu jeŝeli spojrzy się na niego od strony celu jego stosowania. Jakiś cel przyjmowania pakietów liberalizacyjnych przez Parlament Europejski przecieŝ musi być. Złośliwi powiedzą, Ŝe celem jest zamach na kasę. Ale w tym przypadku zalety stosowania liczników elektronicznych i ich zdalnego odczytu bronią decyzji parlamentarzystów. Oto najwaŝniejsze z nich: a) dokładny odczyt odbiorców bez potrzeby prognozowania i późniejszej korekty faktur, b) dokładne, zgodne z wymaganiami Rynku Energii, bilansowanie systemu, zapewniające prawidłowe przeniesienie kosztów bilansowania na podmioty odpowiadające za bilansowanie, c) dokładniejsze planowanie zapotrzebowania na energię elektryczną, d) wykrywanie nielegalnych poborów czyli minimalizacja strat handlowych, e) moŝliwość dokładnego wyznaczenia róŝnicy bilansowej dla OSD, f) moŝliwość dostosowania taryf dystrybucyjnych i cenników energii do rzeczywistych zachowań klientów, g) moŝliwość analizowania rzeczywistych rozpływów w sieci w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw i właściwego planowania rozwoju sieci, h) zapewnienie warunku podstawowego do rozwoju tzw. smart grids (niestety tłumaczonego jako inteligentne sieci). Większość z powyŝszych zalet znosi bariery dla wolnego obrotu energią na rynku. Klienci płacą bowiem za rzeczywiste zuŝycie energii, podmioty biorące udział w dostawie energii do klienta ponoszą rzeczywiste koszty a właściwe planowanie zapotrzebowania, planowanie rozwoju sieci i ograniczenia strat przyczynia się do zmniejszania kosztów i zwiększania pewności dostaw. A zatem dodając do siebie załoŝenia pakietu, definicje i cele postawmy tezę: dostęp do inteligentnych systemów pomiarowych dla 80% odbiorców końcowych, to potęŝne przedsięwzięcie (a raczej przedsięwzięcia), które polegać będą na: a) wymianie ponad 13 mln liczników u odbiorców na układy pozwalające na rejestrację profili 15 oraz zdarzeń, zachowujące parametry pomiarowe w czasie z moŝliwością zdalnej łączności, b) wdroŝenie systemów akwizycji danych z wymienionych liczników, c) wdroŝenie systemów przetwarzania i udostępniania danych pomiarowych dla uprawnionych podmiotów na rynku. W tym momencie nasuwa się pytanie jak to wszystko finansować. Wydaje się, Ŝe model finansowania jest jeden. Koszt uzasadniony w taryfie dystrybucyjnej. Model ten implikuje powstanie tego rodzaju infrastruktury pomiarowo informatycznej w ramach OSD i wyklucza raczej forsowany przez URE pierwszy projekt niezaleŝnego operatora pomiarów (NOP). I chyba dobrze. Bo cała wiedza, infrastruktura pomiarowa, zasoby ludzkie oraz obowiązki prawne są po stronie operatorów systemów dystrybucyjnych. 4. TROCHĘ PRAKTYKI W poprzednim rozdziale przedstawiliśmy trzy najwaŝniejsze według nas aspekty przedsięwzięcia zmierzającego do spełnienia zaleceń Parlamentu Europejskiego. W powszechnej opinii wymiana liczników nie jest przedsięwzięciem technologicznym a jedynie logistycznym i finansowym. Autorzy podzielają ten pogląd. Niemiej jednak doświadczenia w pracy zawodowej uczą, Ŝe bardzo łatwo kupić liczniki, które zupełnie nie nadają się do omawianych celów. Najczęstsze przypadki dysfunkcji tych urządzeń to niestabilność czasowa metody pomiarowej oraz nieprzystosowanie do transmisji pakietowej (długie paczki danych, timeouty transmisyjne). Prawdziwym wyzwaniem technicznym jest akwizycja danych, zwłaszcza z tak wielu punktów (liczników) oraz ich przetwarzanie i udostępnianie. Analiza licznych dyskusji na temat wdraŝania smart meteringu prowadzi do wniosku, Ŝe akwizycja danych spędza sen z powiek osobom odpowiedzialnym za decyzje. Przyjrzyjmy się zatem jakimi metodami jesteśmy w stanie pozyskiwać dane z liczników. Na potrzeby niniejszego artykułu autorzy wprowadzili podział na: a) metody bezpośrednie zaliczamy do tej grupy wszystkie środki słuŝące do bezpośredniej, zdalnej transmisji danych

3 Nr I (II) Rynek Energii Str. 3 pomiarowych z licznika do systemu. Środki te są wykorzystywane głównie dla duŝych i średnich odbiorów w grupach taryfowych A, B i C2x. NaleŜą do nich: łącza stałe, telefonia PSTN, telefonia GSM/CSD, GPRS sieci LAN i WAN. b) metody pośrednie wszystkie metody z pośrednią koncentracją danych pomiarowych np. w lokalnych koncentratorach danych lub urządzeniach przenośnych. Metody te są wykorzystywane w masowych odczytach w grupach taryfowych C1x oraz G. NaleŜą do nich: odczyt inkasencki wykorzystujący połączenie tradycyjnej metody obchodowej z nowoczesnymi urządzeniami przenośnymi (np. programowalnymi typu PSION, lub konstrukcjami własnymi typu popularnego w kraju urządzenia mreader). Urządzenia przenośne mogą łączyć się zarówno poprzez interfejsy standardowe (RS, sonda optyczna) jak i coraz częściej przez radio lub WiFi (wtedy inkasent moŝe podróŝować np. samochodem i odczytywać liczniki, które są w zasięgu urządzenia), lokalna koncentracja danych wykorzystująca lokalne urządzenia do odczytu liczników poprzez PLC, radio, sieć LAN lub WiFi. Dalsza droga transmisji moŝe być róŝnorodna, zarówno bezpośrednia, opisana w punkcie a) jak i inkasencka, lokalne systemy akwizycji danych budowa struktury hierarchicznej akwizycji danych. Systemy lokalne wykorzystywać mogą wszystkie opisane powyŝej metody i komunikować się z system nadrzędnym poprzez sieci LAN i WAN. Opisana systematyka jest przedstawiona na Rys. 1. W tym miejscu warto podkreślić zalety zupełnie niedocenianej metody odczytów inkasenckich, które ogólna definicja AMR, a nawet AMI, w pełni dopuszcza. Są zasoby ludzkie, marszruty, systemy informatyczne od lat zarządzające inkasentami i ich trasami. RóŜnica polega jedynie na oprogramowaniu urządzenia przenośnego, z którym chodzi inkasent. Co więcej, inkasent moŝe równie dobrze odczytywać lokalne urządzenia koncentrujące dane z liczników, co w znaczący sposób zwiększa ilość (czytaj częstotliwość) odczytów. A w tak zwanym międzyczasie koszty urządzeń transmisyjnych i koszty samej transmisji będą sukcesywnie spadać, co w sposób ewolucyjny doprowadzi do zastąpienia starej, ale ciągle skutecznej metody. Trzecim elementem układanki są systemy do przechowywania i przetwarzania pozyskanych z liczników danych. Musimy tu oczywiście wspomnieć o podstawowych funkcjach tych systemów. chociaŝby dlatego, Ŝe to duŝa część naszego Ŝycia zawodowego. A więc: a) Systemy do przechowywania danych pomiarowych smart meteringu to nic innego jak tematyczne hurtownie danych. Szczególnie waŝną rolą odgrywa w nich proces znany jako ETL (extract, transform and load). Ujmując rzecz w skrócie dane, niezaleŝnie od ich źródła pochodzenia, powinny być zapisywane w takiej samej formie. b) Systemy powinny posiadać wbudowane mechanizmy do uciąglania i ukrzywiania danych. Rozumiemy przez to obsługę procesu wymiany licznika przechowującego tylko stany na licznik typu smart z rejestracją profilu. Systemy powinny równieŝ przechowywać standardowe profile zuŝycia. Nie jest to metoda specjalnie przyszłościowa, ale z braku lepszej musi póki co wystarczyć do symulacji (wspomnianego ukrzywiania) danych 15 minutowych. c) Systemy powinny bazować na jednolitej identyfikacji pomiaru poprzez jego lokalizację (Punkt Poboru Energii) a nie poprzez odbiorcę czy licznik. Tak jak baza odbiorców nie jest w zasadzie niezbędna, tak informacja o licznikach, czyli baza licznikowa jest koniecznym składnikiem systemu.

4 Str. 4 Rynek Energii Nr I (II) Rys. 1.

5 Nr I (II) Rynek Energii Str. 5 d) Bardzo waŝnym elementem procesu przetwarzania danych jest ich weryfikacja. Ze względu na skalę zagadnienia proces ten powinien być moŝliwie jak najbardziej zautomatyzowany, a uŝytkownik informowany tylko o brakach w danych. Dodatkowo, system powinien podpowiadać metodę dalszego postępowania: ponowny odczyt danych, substytucja danych. e) Dane, ze względu na ich późniejsze wykorzystanie głównie w procesach rozliczeniowych powinny być wersjonowane, to znaczy rejestracji powinny podlegać wszystkie znaczące dla procesu rozliczeniowego zmiany w danych. f) Systemy powinny same przetwarzać dane na potrzeby ich dalszego udostępnienia. Klasycznym przykładem takiego przetwarzania jest agregacja do Miejsc Bilansowania. Autorzy nie wyobraŝają sobie przesłania np. miliona profili do innego systemu a następnie ich sumowania. g) Systemy powinny posiadać jak najbardziej standardowe interfejsy do udostępniania danych dla systemów zewnętrznych. Twórcy systemów powinni w tym miejscu przyswoić sobie idee związane z SOA. Głównymi odbiorcami danych są systemy bilingowe zarówno dystrybucji jak i obrotu. PowyŜsze cechy to w zasadzie biblia projektantów systemów. A moŝe nawet truizmy. W tym miejscu chcieliśmy jednak uświadomić wszystkim jedną, wydawałoby się oczywistą, cechę tych systemów. Jak juŝ wynika z postawionego w jednym z rozdziałów celu, budujemy system na kilka milionów danych profilowych o rozdzielczości 15 minutowej. Daje to danych na rok dla jednego profilu. W istniejących przy systemach bilingowych bazach odczytowych przy naprawdę optymistycznych załoŝeniach zapisywanych jest 12 odczytów na rok. Jak łatwo policzyć system bilingowy na 1 milion odbiorców zapisuje do bazy taką ilość odczytów jak hurtownia danych smart meteringu dla 343 liczników profilowanych. Niby proste obliczenie, a jaki zadziwiający wynik. 5. PRZEGLĄD ROZWIĄZAŃ I CO Z TEGO WYNIKA W zasadzie wszystkie kraje unijne przygotowują się do wprowadzenia pakietu liberalizacyjnego i ogłaszają do kiedy będą gotowe. Najbardziej zaawansowane wydają się być Włochy i Szwecja i ich najwięksi operatorzy tj. Enel i Vattenfall. Obydwaj operatorzy stosują podobne technologie, tj. liczniki połączone z koncentratorami przez PLC i dalszą komunikację przez sieć WAN (IP). Liczby, zwłaszcza we Włoszech są zawrotne. Ostatnio mówi się juŝ o 27 mln odbiorców. Opisy funkcji systemów są równieŝ imponujące. Zdalna zmiana planów taryfowych, moŝliwość przekonfigurowania liczników w tryb pre-paid i z powrotem, moŝliwość ograniczenia pobieranej mocy. Natomiast niepokoją trochę w tym świetle wystąpienia przedstawicieli firm na seminariach i konferencjach w naszym kraju. Ostatnio przedstawiciel szwedzkiego dystrybutora stwierdził, Ŝe osiągnięto cel podstawowy, tj. comiesięczny odczyt zuŝycia wszystkich odbiorców. Czy jest to juŝ smart metering lub AMI, czy teŝ dopiero AMR? 6. PODSUMOWANIE NiezaleŜnie od wątpliwości cele polityki liberalizacyjnej zostały postawione i musimy zacząć szukać środków na ich realizację. Sytuacja nie wydaje się być zła. ChociaŜ daleko nam do Włochów czy Szwedów, to wydaje się, Ŝe moŝemy być mądrzejsi o ich i własne doświadczenia. A tych posiadamy wcale niemało. Praktycznie wszyscy dystrybutorzy potrafią podać termin inteligentnego opomiarowania grup taryfowych A, B i C2x. RównieŜ wszyscy dystrybutorzy prowadzą programy pilotaŝowe masowego odczytu liczników u odbiorców z grup G i C1x. Większość dystrybutorów rozwija oprogramowanie słuŝące do przechowywania i przetwarzania danych pomiarowych (w czym autorzy referatu mają niemały udział). Natomiast postęp technologiczny, malejące koszty urządzeń i środków transmisji oraz ich coraz wyŝsza jakość mogą znacząco wpłynąć na koszty realizacji przedsięwzięcia w Polsce. Powinniśmy przy tym wszyscy, a zwłaszcza decydenci, zwrócić uwagę na nasz krajowy potencjał w tej dziedzinie i wykorzystać tę szansę w procesie rozwoju naszego kraju tak, aby zminimalizować niebezpieczeństwo poniesienia olbrzymich nakładów finansowych na przewymiarowane kosztowo i nie ułatwiające pracy Operatora Sieci Dystrybucyjnej systemy, które będą działały same dla siebie.

6 Str. 6 Rynek Energii Nr I (II) LITERATURA [1] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. [2] Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych wszystkich OSD. [3] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne ; z późniejszymi poprawkami, stan prawny na dzień 11 marca 2010r. [4] Stanisław Niwiński, Wojciech Ostrowski Podział zadań OSD i Sprzedawcy Energii w zakresie obsługi klienta ; XV KNT REE 09, maj [5] Stanisław Niwiński, Wojciech Ostrowski Wybrane aspekty problemu prognozowania róŝnicy bilansowej w świetle nowych zadań OSD ; XIV KNT REE 08, maj [6] Stanisław Niwiński, Wojciech Ostrowski Nowe zadania operatora systemu dystrybucyjnego ukierunkowane na obsługę rynku detalicznego wymagające wsparcia informatycznego ; XIII KNT REE 07, 9-10 maja [7] Stanisław Niwiński, Wojciech Ostrowski Nowe zadania Spółek Dystrybucyjnych w procesie uwalniania Rynku Energii Elektrycznej ; XII KNT REE 06, kwietnia SMART METERING FACTS AND MYTHS Key words: smart metering, AMR, metering data warehouse Summary. Why smart metering in Polish language is translated as inteligentne pomiary? Does the term reflect the substance of the problem accurately? Historical and etymological ponderings. Is smart metering simply AMR? (AMM? AMI?) Illusions and the true role of smart metering. Reasons for introducing smart metering. Will an smart meter have an impact on informed and economical consumption of energy? Does it make sense for the meter to control energy consumption? What benefits are there to be gained from smart metering and which benefits derive from the smart grid? A review of smart metering solutions in Europe. Practical aspects of implementation of mass remote meter reading systems. Review of data acquisition methods. Problems of scale in IT systems. Central data repositories. Data processing. Areas of application. Summary, or have we been speaking prose all our life without knowing it? and is the grass always greener on the other side? Stanisław Niwiński. Pełnomocnik Zarządu ds. SprzedaŜy w INNSOFT Sp. z o. o.. Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Warszawskiej (dyplom z wyróŝnieniem) i Studiów Podyplomowych z Informatyki w Instytucie Matematycznym PAN. Projektant i twórca wdroŝonych systemów automatyzacji badań wyrobów elektrotechnicznych, posiadacz patentów oraz autor i współautor publikacji i referatów z dziedziny zastosowań systemów informatycznych w przemyśle elektrotechnicznym i energetyce. Wojciech Ostrowski. Pełnomocnik Zarządu ds. Strategii i Rozwoju w INNSOFT Sp. z o. o. Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Warszawskiej (praca magisterska 1992) oraz University of Kent at Canterbury (praca magisterska 1992). Główny projektant i twórca systemów pomiarowych, handlowych i komunikacyjnych INNSOFT Sp. z o. o. do obsługi Rynku Energii (m.in. SKOME, innsure, innwire/ur). Autor oraz współautor wielu referatów prezentowanych na konferencjach dotyczących Rynku Energii w Polsce (m.in. REE, APE, SIwE).