Systemy pomiarowe w inteligentnych sieciach Smart Grids

Inteligentne sieci energetyczne Smart Grids wymuszają postęp, w szczególności w układach pomiarowych. Ideą inteligentnych sieci Smart Grids jest komunikacja między wszystkimi uczestnikami rynku energii. Prowadzone prace służące rozwojowi inteligentnych sieci elektroenergetycznych w Polsce, mają obecnie na uwadze głównie aspekt metrologiczny związany z pomiarem mocy i analizą parametrów sieci. Na tym etapie daje się zauważyć, że innowacje dotyczą głównie aplikacji u odbiorców liczników cyfrowych i tworzenia telekomunikacyjnej infrastruktury na poziomie operatora dystrybucji energii.

Jednak należy zwrócić uwagę, że idea rozwoju inteligentnych sieci ma służyć zwiększeniu efektywności, niezawodności oraz bezpieczeństwu łańcucha dostaw energii. Wdrożenie sieci Smart Grids spowoduje udostępnianie bezpośredniej informacji odbiorcom o awariach, poprawę oferty produktowej i zwiększenie możliwości przyłączeniowych źródeł rozproszonych. Postęp w systemach teleinformatycznych osiągnął jednak już tak wysoki poziom, że łatwo dostosować rozwiązania w tym zakresie do wymagań stawianym inteligentnym sieciom. Jeśli chodzi o infrastrukturę energetyczną, to niestety innowacje w tym zakresie nie są jeszcze powszechne i należy wykonać ogromny wysiłek, żeby rozwój obu tych dziedzin był równomierny, stanowić to będzie bowiem o rzeczywistym rozwoju sieci Smart Grids.

Na wdrażanie inteligentnych sieci duży wpływ mają dyrektywy UE w tym zakresie oraz krajowe uregulowania prawne [2]. Dyrektywa 2005/89/WE, dotycząca środków gwarantujących bezpieczeństwo dostaw energii i inwestycji w infrastrukturę, wskazuje na promowanie zaawansowanych systemów pomiarowych jako jedną z czynności, które należy podjąć w celu zbilansowania podaży i popytu na energię. Inteligentne „opomiarowanie” AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) postrzegane jest jako instrument mogący przyczynić się do ograniczenia popytu na energię elektryczną. W następnej dyrektywie 2009/72/WE zawarto zalecenie, aby państwa członkowskie UE do 3 września 2012 roku przeprowadziły analizę ekonomiczną wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych (stopniowe wprowadzenie obowiązku stosowania liczników elektronicznych).

W Polsce również podjęto szereg działań w tym zakresie. W „Koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju 2030” mocno akcentuje się rozbudowę sieci przesyłowej, niezbędnej do przyłączenia nowych źródeł wytwórczych, i wdrażanie technologii informatycznych w aspekcie inteligentnych sieci. Aktualny projekt nowego prawa energetycznego przewiduje w pierwszej kolejności, zgodnie z dyrektywą UE, wdrożenie systemu tzw. inteligentnego opomiarowania AMI, z nowoczesnymi technologiami ICT (ang. Information and Communication Technology).

Systemy przesyłania danych w sieci energetycznej

Analizując dotychczasowe realizacje programów pilotażowych w zakresie rozwiązań stosowanych przez spółki dystrybucyjne do przesyłania danych pomiarowych dokonywanych w sieci energetycznej, należy stwierdzić, że nie ma w tej kwestii jasnego i jednoznacznego stanowiska. W szczególności dostawcy liczników zajmują zdecydowaną postawę, jeśli chodzi o wybór technologii, nie dopuszczając jednocześnie możliwości zmiany systemu łączności ze względu na zastosowane przez nich rozwiązania techniczne. Wydaje się, że na system łączności zastosowany w sieciach Smart Grids należałoby popatrzeć szerzej.

W celu dwukierunkowego przekazywania danych pomiarowych z liczników energii, bardzo istotnym zagadnieniem jest wybór właściwej, optymalnej technologii łączności. Obecnie najbardziej popularne są stosowane z różnym powodzeniem dwie technologie: poprzez sieć energetyczną – PLC (ang. Power Line Communication) lub BPL (Broadband Power Communication) oraz sieć bezprzewodowa oparta na łączności radiowej (RF – Radio Freuqency) (rys. 1.). Producenci liczników elektrycznych w zależności od przyjętej koncepcji, którą zaaplikowali w swoich rozwiązaniach, z wielką determinacją wykazują zalety swojej technologii.

Doświadczenia krajów, w których zastosowano w praktyce obie technologie, pozwalają na wyciąganie wniosków, które powinny pozwolić na zmniejszenie ryzyka popełnienia błędów. Na tym etapie, kiedy nie można jednoznacznie wykluczyć którejkolwiek technologii, ponieważ zarówno jedna, jak i druga posiada oprócz zalet pewne wady, to wydaje się, że powinno szukać się elastycznych rozwiązań sprzętowych zapewniających aplikację wybranej technologii.

Dotychczasowe doświadczenia z Włoch dotyczące smart meteringu wskazują, że przy budowaniu inteligentnych platform nie powinniśmy ograniczać się tylko do odczytów i przekazywania danych z jednego medium elektrycznego. Inteligentna sieć HAN (Home Area Network) powinna zapewnić współpracę liczników wszystkich mediów, tj. energii, gazu i wody, dzięki czemu w dalszej perspektywie nie musielibyśmy instalować nowego sprzętu. Zespół ds. AMI (Advanced Metering Systems) Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej przedstawił swoje stanowisko w tej sprawie, które określa, że w licznikach energii elektrycznej oprócz PLC (łączność po kablu) ma znajdować się również złącze USB.

Jest to jednak tylko mały krok w tym kierunku, łącze USB narzuca bowiem wiele ograniczeń, m.in. konieczność zakupu numerów identyfikacyjnych przypisywanych sprzedawcy i produktowi, w celu rozpoznawania urządzeń w zautomatyzowanej konfiguracji. Oprócz tego słusznie zadaje się pytanie, gdzie będzie instalowany port USB, czy po stronie operatora przed licznikiem, czy za licznikiem po stronie odbiorcy [4]. Jeżeli po stronie operatora energii elektrycznej, to nie będzie możliwe wykorzystanie go w przyszłości do współpracy z licznikami gazu, wody oraz ciepła.

Powyższe uwagi wskazują na to, że obecnie nie ma jeszcze spójnej koncepcji technologicznej integrującej w jeden system smart meteringu wszystkich mediów. Mając na uwadze istniejącą infrastrukturę kablową sieci elektrycznych wydaje się, że technologia PLC stanowi naturalny nośnik dwukierunkowej łączności. Jednakże analizując szczegółowo te zagadnienie, należy brać pod uwagę wady i zagrożenia wynikające z zastosowania tej technologii [3].

Główne wady i problemy związane ze stosowaniem technologii PLC:

• wpływ zakłóceń występujących w sieci energetycznej na skuteczność odczytów, co często wymaga instalacji drogich filtrów,
• konieczność instalacji koncentratorów na każdej podstacji, w celu zapewnienia komunikacji ze wszystkimi licznikami, co często związane jest instalacją drogich filtrów,
• niewykorzystanie z powodu sztywnej infrastruktury pełnej wydajności koncentratora, co generuje wyższe koszty montażu większej ilości sprzętu i obsługi systemu AMI,
• brak możliwości zapewnienia redundancji, w której jeden koncentrator może przejąć komunikację w przypadku awarii innego koncentratora,
• brak możliwości odczytów danych z liczników przez koncentrator, w przypadku, kiedy zakład energetyczny dokona przełączenia, w przypadku przeciążenia danej podstacji do innej,
• dość duża moc (ok. 2,5 W) pobierana przez modem PLC, co w skali makro dla wielomilionowych instalacji liczników powoduje roczne zużycie energii na poziomie setek GWh (w porównaniu moc dla modemów radiowych 0,5 W, a dla technologii szerokopasmowej BPL £ 88 mW).

Systemy radiowe pracujące na wyższych częstotliwościach w zakresie 2–30 MHz nie podlegają takim ograniczeniom jak systemy kablowe. Jednak i w tej technologii występują problemy, które należy brać pod uwagę. Przykładowo, jednym z nich jest zapewnienie łączności z punktami, w których propagacja fal radiowych jest utrudniona (np. obszary górskie). Znane są przykłady z Danii, Szwecji, że po kilku latach doświadczeń wynikających z instalacji liczników, rezygnuje się z technologii PLC na rzecz technologii radiowych.

Jedną z wielu zalet technologii radiowych jest fakt niezależności od struktury sieci energetycznej, co pozwala na wykorzystanie redundancji polegającej na przejęciu zadań uszkodzonego koncentratora radiowego przez sąsiedni (w przypadku stosowania technologii mieszanej PLC i radiowej). Ponieważ redundancja daje możliwość przekazywania danych poprzez liczniki widzące się nawzajem drogą radiową, to każdy licznik może przekazywać dane od innych liczników, co gwarantuje stałą komunikację radiową z koncentratorem.

Innowacyjne systemy pomiarowe

Opracowanie innowacyjnych platform sprzętowo-programowych oraz zintegrowanych systemów teleinformatycznych do monitorowania i sterowania lokalnymi systemami energetycznymi na bazie wielu urządzeń z wbudowaną inteligencją (embedded systems) i wykorzystanie technologii teleinformatycznych do wymiany informacji są technologiami dominującymi w ramach inteligentnego „opomiarowania”. Rozliczenia według rzeczywistego zużycia energii mogą posłużyć do stworzenia profili, dzięki którym użytkownik będzie mógł zarządzać wykorzystaniem poszczególnych mediów w bardziej świadomy i efektywny sposób. Ponadto możliwa będzie również rejestracja jakości medium (np. parametrów jakości energii elektrycznej) oraz różnych zdarzeń, takich jak np. przerwy w dostawach, co w znacznym stopniu przyczyni się do inteligentnego oszczędzania.

Zastosowane inteligentne liczniki energii zintegrowane z systemem teleinformatycznym, umożliwiającym zdalne pomiary i komunikację dwukierunkową, ma szansę realizacji idei prosumenta – indywidualnego odbiorcy, mogącego również dostarczać energię do systemu z własnych mikroźródeł energii. Rozwój sieci Smart Grids umożliwi świadczenie nowych usług dla odbiorców końcowych i wymagać będzie ścisłej współpracy dotyczącej przekazywanie odczytów zużycia energii elektrycznej z systemów AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure), implementowanych w strukturach Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) do sprzedawców energii lub firm świadczących usługi [1].

Rozwój infrastruktury energetycznej wymaga nowych rozwiązań. Jednym z nich jest opracowanie i wdrożenie na bazie inteligentnej sieci teleinformatycz­nej autonomicznego systemu pomiarowo-diagnostycznego inteligentnej rozdzielnicy, który stanowić będzie istotny element sieci Smart Grids.

Autonomiczny system pomiarowo-diagnostyczny inteligentnej rozdzielnicy

Na rysunku 2. przedstawiono koncepcję systemu, w którym głównym elementem jest inteligentna rozdzielnica SN, wyposażona w pełni kompatybilny standard wprowadzany do energetyki zawodowej IEC 61850. Standard ten określa sposób komunikacji pomiędzy inteligentnymi urzą­dze­niami elektronicznymi IED (ang. IED – Intelligent Electronic Device) i systemami informatycznymi, będącymi elementami stacji, oraz wy­ma­ga­nia jakościowe dotyczą­ce tej komunikacji, tj. niezawodność, dyspozycyjność, czas przesyłania informacji, naprawial­ność, bezpieczeństwo i inte­gralność danych. Integracja wy­magań z zakresu telein­for­matycznych systemów do pomiarów, zabezpieczeń i sterowania, w połączeniu z diagnostyką podzespołów oraz e-testowaniem teleinformatycznej apa­ra­tury w obwodach wtórnych stworzy pełen wolumen możliwości apli­ka­cyj­nych dla wszyst­kich producentów rozdzielnic i użytkowników.

Aktualnie dostępne opracowania w zakresie tzw. inteligentnych rozdzielnic dotyczą rozwiązań cząstkowych, natomiast brakuje opracowań kompleksowych, integrujących w rozdzielnicy na jednej platformie programowo-sprzętowej oprócz typowych modułów EAZ, inteligentnych modułów typu: moduł pomiaru mocy i analizy jakości energii, cyfrowy zintegrowany moduł niekonwencjonalnych przetworników U/U oraz I/U, moduł agregacji danych źródłowych, moduł kontroli pola. Jednym z zasadniczych elementów wyróżniająca taką rozdzielnicę będzie wyposażenie jej w niekonwencjonalne zintegrowane bezrdzeniowe przekładniki prądowe oraz napięciowe, które po spełnieniu obowiązujących norm będą służyły celom rozliczeniowym.

Wzrost zastosowań nowoczesnych bezrdzeniowych przetworników prądowych będzie również wymuszony wymaganiami metrologicznymi związanymi z pomiarem mocy i jakości energii, gdzie wymagane pasmo pomiarowe obejmuje 40. harmoniczną częstotliwości podstawowej sieci energetycznej (tradycyjne transformatorowe przekładniki prądowe mają pasmo ograniczone do kilkuset Hz). Wysoka klasa dokładności nowych przekładników umożliwi zastosowanie bezpośrednio w konstruowanej rozdzielnicy zaawansowanych układów pomiaru mocy i analizy jakości energii, zawierających jednocześnie funkcje zabezpieczeniowe, bez konieczności stosowania wolno stojących analizatorów.

Nowością jest wyposażenie rozdzielnicy, w rozbudowane funkcje diagnostyczne dotyczące obwodów i podzespołów zastosowanych w rozdzielnicy. Zebrane dane źródłowe, po wstępnym przetworzeniu i agregacji, będą służyły wygenerowaniu sygnałów diagnostycznych informujących o możliwych sytuacjach awaryjnych oraz pomogą podejmować ważne decyzje eksploatacyjne.

System do zarządzania wytwarzaniem i poborem energii

Znane systemy do zarządzania wytwarzaniem i poborem energii charakteryzują się rozbudowaną architekturą sieciową i zawierają kosztowne wyspecjalizowane urządzenia realizujące funkcje optymalizacyjno-decyzyjne, analizy jakości energii, sterowania zasobnikiem energii oraz kompensacją. W lokalnych obiektach energetycznych, gdzie coraz częściej wykorzystuje się różnorodne źródła energii odnawialnej, rozwiązania te znajdują ograniczone zastosowanie. Przedstawiony na rysunku 2. system do zarządzania wytwarzaniem i poborem energii charakteryzuje się zwiększoną niezawodnością, dzięki integracji układowej oraz wyeliminowaniu wielu rozległych połączeń komunikacyjnych [5].

Sygnały napięciowe doprowadzone do modułu pomiarowego z głównej linii zasilającej, innych lokalnych źródeł oraz odbiorników i zasobników energii podlegają w tym module parametryzacji. Wyznaczone parametry sygnałów zgodnie z przyjętym algorytmem umożliwiają uruchomienie modułu szybkiego załączenia rezerwy w przypadku zaniku zasilania w zewnętrznej linii energetycznej. Równocześnie dane te służą do wyznaczenia przez moduł analizy jakości energii parametrów charakteryzujących jakość energii w lokalnej sieci. Na podstawie tych parametrów moduł sterowania zasobnikiem steruje komutatorem zasobnika w ten sposób, że przy właściwych parametrach energii w sieci lokalnej zasobnik jest ładowany z zewnętrznej linii zasilającej, a przy niewłaściwych parametrach zasobnik zasila sieć lokalną.

Moduł decyzyjny na podstawie parametrów sygnałów z modułu pomiarowego oraz parametrów charakteryzujących jakość energii uruchamia moduł sterowania kompensacją zniekształceń, oraz za pomocą wyłącznika odbiorników energii, oraz wyłącznika źródeł energii załącza i odłącza odbiorniki i źródła energii w taki sposób, aby korzystanie z energii elektrycznej było jak najbardziej efektywne.

Urządzenie do redystrybucji energii elektrycznej

Na rysunku 4. przedstawiono urządzenie do redystrybucji energii elektrycznej w sieci Smart Grids z systemem agregacji i dyslokacji energii pomiędzy rozproszonymi wytwórcami i odbiorcami energii elektrycznej, którzy są ogniwami inteligentnej sieci energetycznej [6].

Zaletą przedstawionego rozwiązania jest szybkie bilansowanie mocy pobieranej i dostarczanej do węzła odbiorczego sieci energetycznej oraz agregacja nadwyżek energii i ich dyslokacja do węzłów sieci energetycznej mających niedobór przydziału mocy. Eliminacja obsługi bilansu energetycznego przez pracowników, pozwala na natychmiastowy odbiór nadwyżek wytwarzanej energii lub niewykorzystanych przydziałów energii z zakładów produkcyjnych i ich automatyczne przemieszczanie do miejsc niedoboru energii. Urządzenie może być przeznaczone do masowego zastosowania u producentów i odbiorców energii. Dzięki efektowi dużej skali, zarządzanie energią elektryczną jest opłacalne, w przeciwieństwie do pojedynczej firmy lub gospodarstwa domowego, gdzie jest to nieopłacalne.

Inteligentne przemieszczanie nadwyżek energii w sieciach energetycznych powoduje, że dotowane obecnie przez państwo odnawialne źródła energii, mają szansę stać się opłacalne. Urządzenie będące składnikiem systemu energetyczno-informatycznego daje szansę na zakup energii od najtańszego w danej chwili dostawcy lub oferuje możliwość najkorzystniejszej sprzedaży nadwyżek aktualnym odbiorcom. Urządzenie nie jest typowym inteligentnym licznikiem energii, oblicza bowiem moc dysponowaną źródeł odnawialnych na podstawie siły wiatru, oświetlenia słonecznego lub poziomu wody. Obliczoną wielkość nadwyżki mocy zgłasza do systemu energetycznego.

Zasada działania urządzenia polega na tym, że odbiornik energii (OE) pobiera energię o określonej mocy ze źródła energii (ZE) i z systemu agregacji i dyslokacji energii. Źródło energii (ZE) dostarcza moc do odbiornika energii (OE) i do systemu agregacji i dyslokacji energii. Jeżeli chwilowy pobór mocy odbiornika energii jest mniejszy niż moc dysponowana źródła energii, to nadwyżka mocy źródła energii (ZE) oddawana jest do systemu agregacji i dyslokacji energii. Jeżeli chwilowy pobór mocy odbiornika energii przewyższa dyspozycję mocy źródła energii (ZE), to brakująca moc pobierana jest z systemu agregacji i dyslokacji energii. Kierunek przepływu mocy określany jest na podstawie wyniku porównania mocy przez komparator mocy dysponowanej i mocy pobieranej (KM). Moc dysponowana mierzona jest przez układ do pomiaru mocy dysponowanej (PD), a moc pobierana mierzona jest przez układ do pomiaru mocy pobieranej PP. Żądanie dostawy mocy z systemu agregacji i dyslokacji energii lub oferta dostarczenia mocy do tego systemu realizowana jest w układzie transmisyjnym (UT), dzięki wbudowanemu protokołowi transmisyjnemu do wymiany danych z systemem energetyczno-informatycznym.

Układ do pomiaru mocy z niekonwencjonalnymi przekładnikami

Przy opracowywaniu konstrukcji nowoczesnych rozdzielnic energetycznych średnich napięć dostosowanych do sieci Smart Grids dąży się nie tylko do ich miniaturyzacji, ale również wyznacza się im nowe funkcje, np. dokładny pomiar mocy służący celom rozliczeniowym. Na rysunku 5. przedstawiono układ opracowanej platformy sprzętowej do pomiaru mocy z wykorzystaniem niekonwencjonalnych przekładników prądu i napięcia.

Dokładny pomiar prądu, zrealizowano dzięki zastosowanym bezrdzeniowym przekładnikom prądowym pracującym na zasadzie cewek Rogowskiego, które zostały opracowane i wykonane w ITR w technologii wielowarstwowych, precyzyjnych obwodów drukowanych (PCB). Ich duża dynamika pomiarowa (czułość = 1 mV/A) oraz szeroki zakres częstotliwości (powyżej 2 kHz) umożliwiają precyzyjny pomiar prądów w szerokim zakresie i wiarygodnie mierzyć sygnały mocno odkształcone. Osobnym problemem jest wyeliminowanie tradycyjnych, o dużych gabarytach przekładników napięciowych. W proponowanym modelu zastosowano bezindukcyjne, izolowane dzielniki rezystancyjne o wysokiej dokładności, wykonane na specjalne zamówienie na podłożu ceramicznym z pasty niklowo-chromowej.

W przedstawionym rozwiązaniu najważniejszym zagadnieniem było zapewnienie izolacji układu przetwornika od sieci elektrycznej. Odizolowanie galwaniczne uzyskano poprzez takie połączenie dzielników rezystancyjnych, które pozwoliło na wytworzenie tzw. sztucznego punktu zerowego i połączenie części układu pomiarowego z tym punktem. Po przetworzeniu sygnałów mierzonych na postać cyfrową, są one przekazywane do dalszej obróbki przez zwykłe transoptory, odizolowujące resztę układu pomiarowego od obwodów mierzonych.

Zaproponowane rozwiązanie kilkakrotnie zmniejsza gabaryty obwodów pierwotnych rozdzielnic średniego napięcia oraz stwarza nowe możliwości aplikacyjne dla innych układów pomiarowych.

Literatura

1. A. Babś, M. Makowski, Rynkowe aspekty rozwoju Inteligentnych Sieci Energetycznych - Smart Grid, Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyków „Acta Energetica”, 01/2012, ENERGA SA ,P.G, Gdańsk, 2012, ss. 19-23.
2. R. Magulski, Uwarunkowania formalnoprawne wdrażania sieci inteligentnych, Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyków„Acta Energetica”, 01/2012, ENERGA SA, P.G, Gdańsk, 2012, ss.13-17.
3. G. Skriver, Systemy bezprzewodowe doskonale współpracują z technologią smart grid, Rynek Elektryczny 9/12 - dodatek, PUBLIKATECH, Warszawa, 2012, ss. 8-10.
4. A. Szymański, Smart metering, smart grid, smart house, Rynek Elektryczny – dodatek 9/12, PUBLIKATECH, Warszawa, 2012, ss. 12-14.
5. Nowakowski A., Lisowiec A., Kołodziejczyk Z., Układ do zarządzania wytwarzaniem i poborem energii, zwłaszcza dla mikrosystemów obejmujących rozproszone źródła i zasobniki energii odnawialnej, Urząd Patentowy, zgł. pat. P.389200, Warszawa, 2009.
6. A. Kalinowski, A. Nowakowski, Urządzenie do redystrybucji energii elektrycznej, Urząd Patentowy, zgłoszenie patentowe, Warszawa, 2012.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!