Inteligentne cyfrowe liczniki energii elektrycznej jako element systemu Smart Power Grids (część 2.)
Potencjalne zagrożenia dla inteligentnych liczników („z przymrużeniem oka”)
P. Piotrowski
O systemach inteligentnego opomiarowania oraz korzyściach z wdrożenia tego typu systemów jest ostatnio w mediach coraz głośniej. Do roku 2020 w Polsce planuje się montaż inteligentnych liczników energii u co najmniej 80% odbiorców. To duże wyzwanie oraz bardzo duże koszty.
Zobacz także
dr inż. Karol Kuczyński Liczniki energii elektrycznej a dyrektywa MID
Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej ustanowili w 2004 r. dyrektywę o przyrządach pomiarowych, zwaną potocznie MID (skrót pochodzi od angielskich słów – Measuring Instruments Directive), której...
Parlament Europejski i Rada Unii Europejskiej ustanowili w 2004 r. dyrektywę o przyrządach pomiarowych, zwaną potocznie MID (skrót pochodzi od angielskich słów – Measuring Instruments Directive), której zasięg obowiązywania obejmuje między innymi kategorie przyrządów pomiarowych, takie jak liczniki energii elektrycznej czynnej. Autor publikacji zwraca uwagę na możliwości techniczne współczesnych urządzeń pomiarowych spełniające warunki tej dyrektywy. Zakres tematyczny publikacji zawarty jest m.in....
mgr inż. Grzegorz Loska Zmiany wartości pomiarowej impedancji pętli zwarcia w rzeczywistych niskonapięciowych sieciach IT
Przy pomiarach impedancji pętli zwarcia w przemysłowych, niskonapięciowych sieciach IT występuje wiele czynników wpływających na dokładność pomiarów. Wartości wyznaczonych pomiarowo impedancji pętli zwarcia...
Przy pomiarach impedancji pętli zwarcia w przemysłowych, niskonapięciowych sieciach IT występuje wiele czynników wpływających na dokładność pomiarów. Wartości wyznaczonych pomiarowo impedancji pętli zwarcia są często znacząco różne od wartości otrzymanych na podstawie obliczeń. Mają na to wpływ czynniki związane z zastosowaną metodą pomiarową (sposób uziemienia na czas pomiarów punktu neutralnego transformatora zasilającego), a także konfiguracja samej sieci IT, w której wykonujemy pomiary, oraz...
Jacek Sawicki news W trosce o standardy komunikacji liczników zdalnego odczytu i urządzeń odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwach domowych
W Dzienniku Ustaw z dnia 20.06.2023 r., poz. 1142, ukazało się Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 maja 2023 r. w sprawie wymagań dla standardów komunikacji pomiędzy licznikiem zdalnego...
W Dzienniku Ustaw z dnia 20.06.2023 r., poz. 1142, ukazało się Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 maja 2023 r. w sprawie wymagań dla standardów komunikacji pomiędzy licznikiem zdalnego odczytu a urządzeniami odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym oraz dla tych urządzeń na potrzeby komunikacji z licznikiem zdalnego odczytu.
StreszczenieDwuczęściowy artykuł dotyczy wybranych aspektów inteligentnych liczników w systemie Smart Power Grids. Skupiono się w nim na charakterystyce inteligentnych liczników, korzyściach i kosztach wprowadzania systemów inteligentnego opomiarowania. Przedstawiono aktualny stan wdrożeń systemów inteligentnego opomiarowania w Unii Europejskiej, w tym w Polsce. Omówiono wybrane problemy bezpieczeństwa w systemach Smart Power Grids. Sformułowano ponadto końcowe uwagi i wnioski. |
AbstractDigital smart meters in Smart Power Grids systems – part 2The two parts paper concerns the chosen aspects of smart meters in Smart Power Grids systems. It focuses on features of smart meters as well as the benefits and the costs of the smart metering systems implementation. The present situation of smart metering systems implementation in the European Union including Poland has been showed. Chosen aspects of safety problems have been discussed. The final conclusions and remarks have been formulated. |
Oprócz niewątpliwych zalet i licznych korzyści z wdrożenia systemów inteligentnego opomiarowania istnieją również pewne problemy i wyzwania konieczne do rozwiązania.
Inteligentne liczniki w Europie – zwolennicy i przeciwnicy
Szesnaście państw członkowskich Unii Europejskiej (Austria, Dania, Estonia, Finlandia, Grecja, Hiszpania, Irlandia, Luksemburg, Malta, Holandia, Polska, Rumunia, Szwecja, Włochy i Wielka Brytania) przeprowadza szeroko zakrojone działania służące rozpowszechnieniu „inteligentnych” liczników do roku 2020.
Rynek szwedzki już w roku 2010 był w stu procentach oparty na urządzeniach inteligentnych.
Z kolei Brytyjczycy rozpoczęli instalacje na dużą skalę w 2013 roku. Wielka Brytania planuje zainstalowanie 53 mln „inteligentnych” liczników energii elektrycznej i gazu do roku 2019.
Francja wprowadziła regulacje, które zakładają montaż „inteligentnych” liczników do roku 2016 u wszystkich odbiorców energii elektrycznej.
We Włoszech do końca roku 2010 funkcjonowało 33,5 mln „inteligentnych” liczników (90% odbiorców). Warto dodać, że we Włoszech po wdrożeniu inteligentnego opomiarowania nie zostało już nic więcej zrobione w zakresie budowy inteligentnych sieci. Skutkiem instalacji liczników było w praktyce ukrócenie liczby kradzieży energii elektrycznej – efekt jednorazowy.
W siedmiu państwach członkowskich Unii Europejskiej (Belgia, Republika Czech, Litwa, Łotwa, Niemcy, Portugalia i Słowacja) wyniki analiz kosztów i korzyści szeroko zakrojonego wdrożenia do roku 2020 były negatywne, przy czym w Niemczech, na Łotwie i Słowacji uznano inteligentny pomiar za ekonomicznie uzasadniony w przypadku określonych grup klientów.
Niemcy nie zgodzili się na instalację liczników w starym budownictwie, a jedynie w nowych inwestycjach o odpowiednim poziomie efektywności energetycznej. Niemcy zakwestionowali ekonomiczną zasadność instalacji inteligentnych liczników we wszystkich gospodarstwach domowych. Według nich nie każdy odbiorca będzie produkował energię, a więc liczników nie trzeba instalować wszędzie i za wszelką cenę, a tylko tam, gdzie jest to uzasadnione biznesowo z punktu widzenia Operatora Systemu Dystrybucyjnego oraz odbiorcy. Warto dodać, że Niemczech w znacznie większym stopniu niż w Polsce kwestią sporną jest problem ochrony danych osobowych i zakresu informacji przekazywanych w ramach systemu zdalnego odczytu [19]. Brak regulatora określającego zakres informacji przesyłanych między licznikiem a terminalem jest jednym z elementów opóźniających wprowadzanie inteligentnego opomiarowania.
Inteligentne liczniki w Polsce
W porównaniu do innych krajów Unii Europejskiej Polska jest pod względem wdrażania inteligentnych liczników w grupie o średnim poziomie wdrożeń [19].
Do tej pory zainstalowano w Polsce sporo ponad pół miliona inteligentnych liczników. Największe kroki w kierunku wprowadzenia systemu inteligentnych pomiarów zrobiła dotychczas Energa Operator – firma dystrybucyjna z gdańskiej grupy Energa.
Przykładowo:
- w Kaliszu, Drawsku Pomorskim i na Helu zainstalowano dotychczas w 1 etapie ponad 100 tys. liczników,
- w etapie 2 było to już 310 tys. liczników,
- w etapie 3 w II kwartale 2014 r. rozpoczął się montaż kolejnych 450 tysięcy liczników.
Czy firmy zdążą zainstalować 80% liczników do końca 2020 roku? Według ekspertów Energa, RWE i Tauron powinny zdążyć z wymianą 80% liczników do końca 2020 roku [17]. Natomiast pewne obawy związane są z firmami PGE oraz ENEA. (...)
Do 2017 r. gdańska firma energetyczna zamierza wymienić urządzenia pomiarowe u wszystkich swoich odbiorców, których jest niemal 3 mln. Łączny koszt projektu jest szacowany na ponad 1mld zł. Według Energi w Kaliszu, gdzie wymieniono wszystkie liczniki na „inteligentne”, przez rok straty techniczne zmalały o 10%.
Tauron Dystrybucja zamierza zainstalować w ciągu dwóch najbliższych lat ponad 330 tysięcy liczników. Obecnie kończy się proces instalacji 350 tys. inteligentnych liczników we Wrocławiu.
Według informacji z RWE Stoen Operator w Warszawie do końca 2019 roku wszystkie domy i budynki mają mieć zainstalowane inteligentne liczniki energii elektrycznej.
RWE Stoen Operator podpisał umowę z Landis+Gyr na wdrożenie systemu IT oraz dostawę urządzeń niezbędnych do budowy inteligentnej sieci w Warszawie. W roku 2014 na liczniki i infrastrukturę pomiarową przeznaczone zostały 22 mln zł, a w 2015 – kolejne 41 mln zł.
W pierwszym etapie RWE Stoen Operator chce zainstalować 100 tys. liczników. Wdrożenie systemu AMI rozpoczęło się od dzielnicy Praga Południe. W przeważającej części liczniki takie są obecnie instalowane na osiedlach budynków wielolokalowych, w których liczniki montowane są na zewnątrz mieszkań na klatkach schodowych.
W dalszych planach spółka ma zamiar inwestować 80–90 mln zł rocznie, ale wcześniej chce zebrać doświadczenia z pierwszego etapu.
Łączne plany inwestycyjne RWE Stoen Operator w projekcie AMI wynoszą 424 mln zł.
Stołeczny operator systemu dystrybucyjnego deklaruje, że będzie ułatwiać przyłączenia do sieci instalacji typu prosumenckiego, czyli stosunkowo niewielkich odnawialnych źródeł energii. Przede wszystkim spodziewa się podłączania paneli fotowoltaicznych.
RWE wprowadza więc rozwiązania służące rozwojowi inteligentnych miast poprzez promowanie m.in. rozwoju odnawialnych źródeł energii i rozproszonego wytwarzania energii. Firma zaangażowana jest w rozwój inteligentnych sieci dystrybucyjnych, rozwiązań dla domów przyszłości, magazynowania energii, zeroemisyjnych budynków i transportu elektrycznego.
RWE w najważniejszych lokalizacjach Warszawy zbudowało już kilkanaście stacji ładowania pojazdów elektrycznych, tworząc sieć E-mobility.
Potencjalnym problemem dla RWE Stoen Operator będzie sytuacja, gdy wiele instalacji prosumenckich skupi się na niewielkim obszarze, np. na osiedlu z zabudową jednorodzinną i w efekcie obszar ten zacznie eksportować energię. Generalnym wyzwaniem będzie przesłanie tej energii z miejsc, gdzie powstaje, do centrum, gdzie w ciągu dnia jest zużywana. Niezbędna będzie również budowa bądź modernizacja 24 stacji wysokiego napięcia i prawie 850 stacji transformatorowych średniego/najniższego napięcia, przystosowanych do działania w inteligentnej sieci. W latach 2014–2019 koncern zainwestuje w rozwój i modernizację stołecznych sieci łącznie 1,6 mld złotych [18]. Najważniejszym projektem związanym z wdrożeniem smart meteringu będzie instalacja inteligentnych liczników u warszawskich klientów.
Problem bezpieczeństwa
Czy możliwe jest przejęcie kontroli na siecią Smart Grids? - Teoretycznie wydaje się to możliwe od strony technicznej.
W miarę wzrostu automatyzacji i „inteligencji” sieci Smart Grids zagrożenia będą w niej propagowane coraz szybciej [10]. Należy zwrócić uwagę na bezpieczeństwo pracy całej sieci, gdyż ryzyko i skala zagrożeń będą rosnąć razem ze wzrostem liczby urządzeń w niej pracujących. Atak terrorystyczny lub działania hakerskie mogą nieść ze sobą poważne skutki w skali całego kraju. Potencjalne zagrożenia to np. włamania typu kradzież energii (manipulacja przesyłanymi danymi, podmiana plików) lub zdalne odłączanie odbiorców przez hakerów.
Istnieje poważne ryzyko, że zdolni hakerzy stworzą i będą sprzedawać odbiorcom metody „oszukiwania” sprzedawcy energii wykorzystując oprogramowanie licznika (firmware) – sprzedawca będzie np. otrzymywał fałszywe dane (zaniżone zużycie energii). Niezbędne są więc bardzo dobre i niezawodne systemy detekcji intruzów, kontroli dostępu oraz monitorowania zdarzeń.
Istotne znaczenie dla bezpieczeństwa danych mają m.in.:
- poufność danych (odpowiedni, bezpieczny standard komunikacyjny),
- integralność danych (brak zmian na drodze transmisji),
- autoryzacja licznika i urządzeń w sieci,
- dostępność do sieci (zapewnienie dostępności do sieci nawet w przypadkach ataków oraz uszkodzeń jej elementów).
Przykłady potencjalnych ataków na infrastrukturę sieci domowej (HAN) w sieci Smart Grids to m.in. [10]:
- Jamming.
- Metoda 1 – atakujący przesyła celowo sygnały zakłócające przez wspólne medium. Komunikacja jest udana tylko wówczas, jeśli odbiorca jest w stanie skutecznie dekodować pakiet nadawcy.
- Metoda 2 – wysyłanie ciągłego strumienia pakietów w tej samej technologii, ale z większą szybkością transmisji, często z wykorzystaniem zafałszowanego protokołu dostępu w celu uzyskania niesprawiedliwej przewagi w dostępie. Ten rodzaj ataku jest najtrudniejszy do uniknięcia w bezprzewodowych sieciach. Przeciwdziałanie atakowi to np. zmiana kanałów transmisji w przypadku wykrywania przeciążeń.
- Appliance impersonation (naśladowanie urządzeń). Atak ze strony konsumenta energii. Atakujący zamienia urządzenia nie wywiązując się z umowy związanej z odpowiedzią na sygnał redukcji obciążenia i np. przełącza odbiornik o znacznej mocy do niekontrolowanego gniazda.
- Replay attack (powtórzenie sygnału). Przechwycenie sygnału zapotrzebowania na usługę wysyłane przez licznik, wykorzystywane przez atakującego. Wprowadzenie tego sygnału nie przynosi atakującemu żadnych korzyści, jednak jeżeli będzie wywoływało reakcję systemu, może być uciążliwe dla konsumenta energii.
Innym, niemniej ważnym, aspektem bezpieczeństwa jest problem ochrony danych „wrażliwych” o odbiorcy energii elektrycznej.
Główny Inspektor Danych Osobowych Tomasz Sobczyński uważa, że rozwój sieci Smart Grids dotyka najbardziej podstawowych praw obywatelskich, z art. 47 Konstytucji RP na czele, albowiem dane o zużyciu energii kwalifikują się do kategorii danych „wrażliwych”, dotycząc zarówno obywateli, jak i podmiotów prawnych.
Analizy GIODO wykazują, że np. szczegółowy, dobowy profil zużycia energii bardzo wiele mówi o konsumencie tej energii, jego trybie życia i przyzwyczajeniach oraz okresach nieobecności w gospodarstwie domowym. Takie parametry jak stopień szczegółowości pozyskiwanych danych, ich sposoby pozyskiwania i retencji muszą być regulowane z wielką uwagą. Istotnym problemem jest więc zabezpieczenie danych pomiarowych, które są i muszą być własnością odbiorcy, udostępnianą na zasadzie ścisłej umowy z dystrybutorem.
W typowym profilu odbiorcy indywidualnego, np. wartości 1-minutowych obciążenia (moc) wyróżnić można pewne cechy wspólne, tzw. składowe profilu. Lista poniżej przedstawia typowe składowe profilu obciążenia [24, 23] (warto zauważyć, że w praktyce wszystkie składowe poza jedną (ostatnia z wymienionych) są zależne od zachowań odbiorcy):
- Przebiegi regularnie oscylujące – zwykle spowodowane przez działanie takich odbiorników jak lodówka, zamrażarka, podgrzewacz wody (cecha bezwładności cieplnej). Pojawiają się one w każdym profilu obciążenia, zaś zachowanie odbiorców ma niewielkie lub żadne znaczenie dla kształtu tego przebiegu.
- Tymczasowe przebiegi – zwykle będące wynikiem czasowego korzystania z takiego odbiornika jak np. żarówki, telewizor, odkurzacz. Pojawiają się w tych samych porach dnia, w okresie szczytowego zapotrzebowania na moc. Na ich występowanie, kształt oraz czas trwania silnie wpływają na zachowania odbiorców.
- Poszarpane szczyty – odpowiadające użyciu odbiorników o znacznym zapotrzebowaniu na moc, takich jak piekarnik elektryczny, kuchenka mikrofalowa, czajnik elektryczny. Zwykle trwają dosyć krótko, a czas ich wystąpienia może być zmienny.
- Podstawowe przebiegi – reprezentujące urządzenia działające cały czas, pobierające bardzo mało mocy, np. urządzenia RTV w trybie stand-by, routery, jak również loggery energii na dłuższą metę. Odbiorcy nie mają praktycznie żadnego wpływu na ich wielkość.
Na rys. 1. oraz rys. 2. przedstawiono przykładowe dobowe przebiegi zmienności obciążenia różnych urządzeń elektrycznych w testowym mieszkaniu w bloku odpowiednio w dniu roboczym, oraz w sobotę. Monitoringiem wartości obciążeń 1-minutowych objęto następujące urządzenia elektryczne:
- żarówki,
- świetlówki,
- lodówka,
- komputer stacjonarny PC,
- odkurzacz,
- pralka,
- telewizor,
- żelazko,
- piekarnik,
- ekspres do kawy
- oraz wieża Hi-Fi.
Rys. 1. Dobowy przebieg zmienności obciążenia różnych urządzeń elektrycznych w testowym mieszkaniu w bloku w dniu roboczym
Rys. 2. Dobowy przebieg zmienności obciążenia różnych urządzeń elektrycznych w testowym mieszkaniu w bloku w sobotę
Rys. 3. oraz rys. 4. przedstawiają natomiast skumulowane wartości zmienności obciążenia wszystkich urządzeń elektrycznych w dniu roboczym, oraz w sobotę. Na rys. 3. i rys. 4. wyraźnie widać, że nawet obserwacja całkowitego obciążenia w poszczególnych minutach doby pozwala na dość dobrą identyfikację większości aktywnych urządzeń elektrycznych wskazujących na obecność w mieszkaniu domowników. Oczywiście inna jest najczęściej typowa aktywność domowników w dni robocze, a inna w dni świąteczne.
Rys. 3. Dobowy przebieg wartości zmienności obciążenia wszystkich urządzeń elektrycznych w dniu roboczym
Rys. 4. Dobowy przebieg wartości zmienności obciążenia wszystkich urządzeń elektrycznych w sobotę
Głosy sceptyczne
W temacie konieczności masowego wdrażania systemów inteligentnego opomiarowania istnieją również opinie, w których zwraca się uwagę na pewne problemy oraz wątpliwości. Istnieją np. opinie, że zakładanie i eksploatacja inteligentnych liczników może być opłacalna wyłącznie w przypadku dużych odbiorców. Obejmowanie drobnych odbiorców tym systemem nie będzie opłacalne dla energetyki, a co najwyżej podniesie wydatki konsumentów na energię.
Prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski w artykule „Elektroniczne mierniki energii. Dziękujemy, ale nie” komentuje [7]: „Załóżmy, że zainstalowanie elektronicznego licznika zaowocowało przesunięciem znacznej części zapotrzebowania z godzin wieczornych na nocne, kiedy energia jest tańsza... oszczędności na poziomie 2% to około 10 zł rocznie. Czy warto w tym celu instalować elektroniczny licznik, który kosztuje ponad 400 zł, a czas jego życia wynosi zaledwie 8 lat?... Liczniki elektroniczne będą istotnym elementem przyszłych sieci inteligentnych. Jednak sieci te nie powstaną szybko. Potrzeba jeszcze 10–15 lat. Dlatego masowe (poza testami) instalowanie już obecnie elektronicznych liczników u odbiorców indywidualnych to niepotrzebne koszty”.
- „W Polsce planuje się dość lekko i niemalże arbitralnie wydać na urządzenia i instalacje Smart Grids kwotę około 10 mld zł, bez wykazania skali opłacalności tego przedsięwzięcia na bazie poważnych i wiarygodnych projektów pilotażowych SG” piszą w swoim artykule pt. „Sieci inteligentne w Polsce – opłacalne czy nie?” Zygmunt Parczewski (adiunkt w Instytucie Energetyki, Centrum Integracji Badań Energetycznych w Warszawie) i Katarzyna Łabinowicz.
Konrad Świrski, prof. nzw. dr hab. inż. Politechniki Warszawskiej z Instytutu Techniki Cieplnej pisze [11]: „(...) w sprawozdaniach i raportach pojawiają się oczywiście optymistyczne wnioski, że jeśli mamy inteligentny licznik i monitorowanie ceny energii, to zużycie energii szczytowej maleje, ale jeśli czytać te raporty bardzo dokładnie, to (...) ograniczanie zużycia o 2–4 % po pewnym czasie wraca do poprzedniego poziomu...”.
Podsumowanie
Jest rzeczą bezsporną, że dla prosumentów inteligentne liczniki oraz systemy inteligentnego opomiarowania są niezbędne i na ich potrzeby należy je instalować. Tematyka wdrażania systemów inteligentnego opomiarowania to zarówno dużo zalet i korzyści wymienionych w pierwszej części artykułu, ale również głosy sceptyczne, uwagi na temat potencjalnych zagrożeń widoczne w mediach i w niektórych publikacjach.
Głosy sceptyczne zwracają uwagę między innymi na następujące problemy dotyczące systemów inteligentnego opomiarowania:
- koszty wdrożenia systemu inteligentnych pomiarów i wsparcia odbiorców w efektywnej regulacji zużycia energii mogą wynieść od 8 do 10 mld zł. Mają one być poniesione do roku 2020 przez operatorów sieci dystrybucyjnych (OSD), którzy prawdopodobnie przeniosą je w pewnym stopniu na konsumentów,
- istnieją opinie, że w etapie początkowym, tańszym sposobem zapewnienia bezpieczeństwa i stabilności sieci byłaby najpierw budowa inteligentnych stacji bilansujących średniego napięcia. Operator systemu wiedziałby dzięki temu w którym rejonie potrzeba więcej energii, a w którym mniej.
Powstaje więc pytanie o to, jaka powinna być właściwa kolejność instalacji elementów sieci typu Smart Grid?
Według firmy konsultingowej PwC budowa inteligentnych stacji bilansujących kosztowałaby około 1,5 mld zł. To kilka razy mniej niż wymiana większości liczników. Jednak nie do końca jest pewne, czy odbiorcy energii po wprowadzeniu systemu zaczną oszczędzać energię elektryczną (doniesienia prasowe sugerują do 10% oszczędności) i czy nawyk taki będzie trwały, czy tymczasowy, albowiem:
- odbiorca energii elektrycznej może kontrolować wielkość zużycia energii samodzielnie bez „inteligentnego” licznika i systemu zdalnego odczytu (odczyt z licznika analogowego, odczyt z miernika instalowanego pomiędzy gniazdkiem a urządzeniem elektrycznym), co jest oczywiście bardziej kłopotliwe i czasochłonne ale możliwe do realizacji,
- dla odbiorcy energii elektrycznej cenna byłaby możliwość monitoringu parametrów jakości energii elektrycznej – funkcja licznika inteligentnego (ułatwienie potencjalnych reklamacji jakości dostaw energii elektrycznej),
- według niektórych opinii odbiorca energii elektrycznej powinien mieć prawo wyboru, czy woli dotychczasowy licznik analogowy, czy też inteligentny licznik elektroniczny i nowe zasady rozliczeń,
- w oparciu o sugestie nowych zasad rozliczeń można byłoby np. bardzo mocno zmienić (obniżyć) stawki opłat w taryfie nocnej, tak aby dla odbiorców energii elektrycznej „przerzucenie” części zużycia energii elektrycznej na godziny nocne miało sens ekonomiczny, co można uczynić poprzez np. wprowadzenie taryfy zmiennej (dynamicznej) w okresie doby oraz zależnej od obciążenia szczytowego z tzw. ceną krytyczną (ToU – CP Time of Use with a Critical Price option); ich minusem byłyby - niestety! - spadki zysków ze sprzedaży energii elektrycznej,
Rys. 5. Krzywa zapotrzebowania dobowego na moc uczestników projektu (Oklahoma, USA) z wykorzystaniem taryfy dynamicznej TOU-CP (linie ciągłe) oraz grupy kontrolnej (linie przerywane) w dniu roboczym [21]
W projekcie pilotażowym Smart Grids w Oklahoma w USA zastosowano taryfę ToU-CP z cenami pozaszczytową, szczytową i krytyczną odpowiednio 4,2, 23 i 46 centów/kWh. Efektem była redukcja mocy szczytowej systemu o 26% [12], co ilustruje rys. 5. – szczytowa taryfa obowiązuje tam od godziny 14:00 do godziny 19:00. Należy jednak zwrócić uwagę jak duże różnice w cenie energii elektrycznej zastosowano w części pozaszczytowej oraz szczytowej – cena pozaszczytowa była aż pięciokrotnie niższa niż cena w szczycie. Natomiast w projekcie pilotażowym w RWE Polska na terenie Warszawy redukcja mocy szczytowej wyniosła około 2%. Nie stosowano jednak w testach żadnej taryfy dynamicznej, tylko wysyłano komunikaty sms do wybranej grupy odbiorców z sygnałem do czasowej redukcji poboru energii elektrycznej. Realnie spodziewać się można jednak większego obniżenia mocy szczytowej.
Potencjalnie należy spodziewać się zmniejszenia zużycia energii elektrycznej wśród odbiorców. Jak wykazała analiza opisana w [23], korzyści finansowe dla odbiorców energii elektrycznej wynikające z wyboru specjalnej taryfy (innej niż całodobowa) mogą być osiągnięte jedynie przy bardzo skrupulatnym przestrzeganiu czasu używania poszczególnych odbiorników.
Pozostawienie dotychczasowych zachowań odbiorców przy taryfie z dwiema cenami (niższa w nocy, wyższa w dzień) spowoduje typowo lekkie zwiększenie kosztów energii w porównaniu z taryfą z jedną ceną w okresie doby. Jeśli natomiast pojawią się dodatkowo ciekawe taryfy dla odbiorców energii elektrycznej, pozwalające na realne oszczędności, na pewno będzie to bardzo istotną zaletą wprowadzania inteligentnego opomiarowania. Przykładem w tym kierunku jest niewątpliwie np. nowa taryfa G12w oferowana przez RWE Polska od maja 2015 r.
Dużym wyzwaniem jest z pewnością zapewnienie bardzo wysokiego poziomu bezpieczeństwa systemu Smart Power Grids (ataki zagrażające działaniu sieci), jak również zapewnienie odbiorcom energii poufności danych o zużyciu energii i ochrona ich prywatności. Oczywiście głosy sceptyczne nie powinny przesłaniać całego szeregu zalet i korzyści.
Niewątpliwie systemy inteligentnego opomiarowania są jednym z elementów rozwoju inteligentnych miast – promowania nowoczesnych rozwiązań w elektroenergetyce. Ich wdrożenie silnie sprzyja promowaniu wykorzystania odnawialnych źródeł energii, albowiem prosument może sprzedawać energię elektryczną oraz użytkować ją do własnych potrzeb.
Wdrożenia wykazują, że systemy inteligentnego opomiarowania przyczyniają się do redukcji strat handlowych (kradzieże energii elektrycznej) – efekt zazwyczaj jednorazowy, tuż po wdrożeniu systemu oraz do redukcji strat technicznych, co miało miejsce np. w Kaliszu.
Możliwe jest również zarządzanie pracą sieci elektroenergetycznej oraz jej rozwojem dzięki specjalistycznym systemom informatycznym, takim jak np. krajowy system ElGrid zbudowany przez firmę Globema we współpracy z Instytutem Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej.
Przy okazji warto wspomnieć, że m.in. Politechnika Wrocławska (lider) oraz Politechnika Warszawska są członkami Konsorcjum Smart Power Grids Polska, a jego celem jest rozwój innowacyjnych technologii dotyczących inteligentnych sieci elektroenergetycznych i związanych z nimi narzędzi aplikacyjnych, technologicznych, pomiarowych, komunikacyjnych i decyzyjnych, ze szczególnym uwzględnieniem potrzeb branży elektroenergetycznej [22].
Pomimo pojawiających się pewnych wątpliwości związanych z procesem wdrażania systemów inteligentnego opomiarowania, jest to niewątpliwie krok w kierunku nowoczesności.
Literatura
- Baczyński D., Księżyk K., Parol M., Piotrowski P., Wasilewski J., Wójtowicz T.: Mikrosieci niskiego napięcia. Praca zbiorowa pod redakcją M. Parola. Monografia, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa, 2013
- http://www.eaton.eu/Europe/Electrical/Solutions/SmartGrids/
- http://www.smallwindtips.com/2009/11/texas-instruments-smart-grid-solution/
- Billewicz K.: Smart metering Inteligentny system pomiarowy, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 2011
- Piotrowski P.: Aspekty elektryczne sieci komputerowych, Preskrypt, wydanie II rozszerzone, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2011
- http://www.apator.eu
- http://www.cire.pl/pliki/2/el_miern_en_dziek.pdf
- http://m.wyborcza.biz/biznes/1,106501,11747575,Nadchodzi_czas_inteligentnych_licznikow_energii.html
- http://jakoszczedzacpieniadze.pl/ile-kosztuje-uzywanie-lodowki
- www.ure.gov.pl/download/1/6348/raporttechnologiczny-finalv2.pdf
- http://konradswirski.blog.tt.com.pl/?p=1365
- Łabinowicz K., Parczewski Z.: Sieci inteligentne w Polsce – opłacalne czy nie?, Rynek Energii 2/2013
- Piotrowski P.: Analiza techniczno-ekonomiczna systemów AMR/AMM do zdalnego odczytu zużycia energii elektrycznej u odbiorców komunalno-bytowych, miesięcznik Elektro.info nr. 7-8/2009
- Bielecki S.: Prosument – nowa struktura instalacji elektroenergetycznych, miesięcznik Elektro.info, nr. 10/2014.
- Noske S.: Falkowski D.: Nowoczesne możliwości poprawy efektywności pracy sieci poprzez wykorzystanie danych z systemów GIS i AMI, miesięcznik Elektro.info nr. 12/2014.
- Analiza skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania, Minister Gospodarki, Warszawa, kwiecień 2013.
- http://www.elektro.info.pl/aktualnosc/id6041,czy-firmy-energetyczne-w-polsce-zdaza-z-inteligentnymi-licznikami
- http://www.elektro.info.pl/aktualnosc/id6248,rwe-liczy-na-rozwoj-inteligentnych-miast
- http://www.elektro.info.pl/aktualnosc/id6387,niemcy-w-tyle-z-inteligentnymi-licznikami
- Smart metering implementation. Wybrane kwestie regulacyjne, 23 marca 2010, Ernst&Young
- OG&E: Smart Study Together Impact Results – Final Report Summer 2011
- http://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/3766,dok.html
- Kapler P.: „Opracowanie koncepcji włączenia odbiorców energii elektrycznej w sieć rozbudowanych oddziaływań dwustronnych poprzez możliwości wykorzystania strumieni pomiarów w ramach rozwiązań technologii smart metering”, grant dziekański, Wydział Elektryczny Politechniki Warszawskiej, grudzień 2013
- Ning Z., Kirschen D., Preliminary Analysis of High Resolution Domestic Load Data, Part of Supergen Flexnet Project, The University of Manchester, December 2010.
