Download - NAPREDNI SISTEM MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE · Napredni sistem merjenja električne energije V NTA (ang.: Netherland tehnical agreement), Nizozemski tehnični sporazum OBIS (ang.:

Napredni sistem merjenja električne energije

1

UNIVERZA V MARIBORU

FAKULTETA ZA ELEKTROTEHNIKO, RAČUNALNIŠTVO

IN INFORMATIKO

DAMJAN PRAŠNIKAR

NAPREDNI SISTEM MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE

DIPLOMSKO DELO

Maribor, 2010


2


I

Študent: Damjan Prašnikar Študijski program: UN ŠP Elektrotehnika Smer: Močnostna elektrotehnika Mentor(ica): prof. dr. JOSIP VORŠIČ, univ.dipl.inž. elektrot. Somentor(ica): prof. dr. PIHLER JOŽE, univ.dipl.inž. elektrot. Lektorica: Metka Prašnikar

Maribor, maj 2010


II

Napredni sistem merjenja električne energije Ključne besede: napredno merjenje, napredna merilna infrastruktura, AMI, AMR, sistemski števec, pametni števec, UDK: 621.311.1(043.2) Povzetek Z razvojem števcev električne energije so se odprle nove možnosti uvedbe sodobnega

merjenja električne energije in s tem komunikacijske povezave med števci električne energije

pri uporabnikih omrežja in merilnim centrom v distribucijskih podjetjih. V diplomski nalogi

so predstavljene koristi, ki jih prinašajo sistemi naprednega merjenja električne energije.

Opisana je karakteristika delovanja odklopnika, katerega krmilijo sistemski števci in trenutne

izkušnje zanesljivosti komunikacije med sistemskimi števci in merilnim centrom tako doma kot

v tujini. Predstavljena je izvedba sistemske rešitve komunikacijskih povezav med števci in

distribucijskim merilnim centrom.

Pomembnejši kriterij, ki ga mora omogočati novi sistem naprednega merjenja

električne energije je interoperabilnost med različnimi proizvajalci in ponudniki merilno

komunikacijskih naprav ter ustrezne programske opreme. Predstavljeni so kriteriji in

uveljavljeni načini testiranja interoperabilnosti, ki je pogoj za pričetek obsežnejše zamenjave

starejših indukcijskih števcev električne energije z elektronskimi števci nove generacije na

distribucijskem področju Elektro Gorenjska.


III

Advanced Metering Infrastracture Key words: Smart metering, Advanced Metering Infrastructure, AMI, AMR, Smart meter UDK: 621.311.1(043.2) Abstract

With development of meters for electrical energy, new opportunities opened for

implementing modern monitoring of electrical energy and with these communication

connections between meters of electrical energy at the users of the electrical grid and

measuring center in utilities. In degree dissertation there are presented usages, which are

brought by the systems with advanced metering infrastructure. There is a described operating

characteristic of switching device, which is being steared by the meters and momentary

experience of the dependable communication between system meters and the measuring

center at home and abroad. Introduced is performance systems solving communications links,

between meters and utility measuring center.

More important criterion, which needs to be implemented by the new system of the

advanced measurement of the electrical energy, is interoperability between different makers

and suppliers for measuring and communication devices and eligible software. Presented are

criterions and evaluation the ways of testing interaoperability, which is the condition for the

beginning of the bigger exchange of the older inductive meters of electrical energy with the

new generation of smart meters on utility region of Elektro Gorenjska.


IV

Seznam kratic AMR Automatic Meter Reading, avtomatsko odčitavanje števcev

AMI Advanced Metering Infrastructure, napredna merilna infrastruktura, tudi

napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje

števčnih podatkov

CAS (ang.: Central Access Server) centralni strežnik

COSEM (ang.: Companion Specification for Energy Metering) spremljevalni

standard za merjenje energije

DC (ang.: Data Collector) zbiralec podatkov

DCV distribucijski center vodenja

DLC Distribution Line Carrier - komunikacija po distribucijskem omrežju

DLMS (ang.: Device Language Message Specification) specifikacija jezikovnih

sporočil za naprave, generaliziran koncept za abstraktno modeliranje

komunikacijskih konceptov

DSMR (ang.: Dutch Smart Meter Requirements) zahteve za nizozemske pametne

merilne naprave

EDP elektro distribucijska podjetja

EE Električna energija

EU Evropska unija

FTP File Transfer Protocol - protokol za prenos datotek

GPRS General Packet Radio Service - nadgrajen sistem mobilne telefonije

GSM Global System for Mobile Communications - sistem mobilne telefonije

HAN (ang.: home area network), hišno omrežje

HTML Hyper Text Markup Language, jezik za označevanje nadbesedila,

označevalni jezik za izdelavo spletnih strani

IDIS (ang.: interoperable device interface specifications), specifikacija za

interoperabilne vmesnike naprav

LAN (ang.: Local Area Network), lokalno omrežje

NN nizka napetost


V

NTA (ang.: Netherland tehnical agreement), Nizozemski tehnični sporazum

OBIS (ang.: Object Identification System), sistem za identifikacijo objektov

P1 NTA kanal za lokalno komunikacijo

P2 NTA kanal za komunikacijo med merilnim sistemom in merilnimi

instrumenti in/ali opremo operaterja

P3 NTA kanal za povezavo med merilno instalacijo in centralnim strežnikom

(CAS)

P4 NTA kanal za povezavo med centralnim strežnikom (CAS) in različnimi

tržnimi ponudniki

PLC Power Line Communication - komunikacija po energetskemu omrežju

RS485 Serijski komunikacijski vmesnik

RTP Razdelilna transformatorska postaja

SEP2W programski paket za zbiranje, shranjevanje in obdelavo podatkov

SAT Site Acceptance Test, preizkušanje na lokaciji

SOAP Simple Object Access Protocol, Protokol zasnovan na XML

SODO Sistemski operater distribucijskega omrežja

TCP/IP Internet Protocol Suite - protokol za nadzor prenosa

TP Transformatorska postaja

UMTS Universal Mobile Telecommunications System, Mobilni telekomunikacijski

sistem tretje generacije

XML (ang.: Extensible markup language) razširljiv opisni jezik

WAN Wide Area Network, krajevno oz. medkrajevno računalniško omrežje

Web service informacijska storitev, ki uporablja spletne tehnologije

WiMAX Worldwide Interoperability for Microwave Access, brezžična omrežja,

ki temeljijo na standardu IEEE 802.16


VI

VSEBINA

1 UVOD.............................................................................................................. 1

2 NAMEN ........................................................................................................... 3

2.1 Daljinsko odčitavanje podatkov .................................................................................................. 4

2.2 Daljinsko krmiljenje in upravljanje s porabo ............................................................................. 4

2.3 Prikaz merilnih in ostalih podatkov za končnega uporabnika.................................................... 5

2.4 Registracija meritev veličin ostalih energentov........................................................................... 6

2.5 Detekcija izgub in kraj v omrežju ............................................................................................... 6

2.6 Zahteve regulatorja ..................................................................................................................... 7

2.7 Zahteve EU .................................................................................................................................. 8

3 TEHNOLOGIJA .............................................................................................. 9

3.1 Merilno mesto .............................................................................................................................. 9 3.1.1 Sistemski števci....................................................................................................................... 10 3.1.2 Pregled obstoječega stanja na področju uporabe sistemskih števcev......................................... 11 3.1.3 Naprava za omejevanje toka .................................................................................................... 11 3.1.4 Izvedbe naprav za omejevanje toka.......................................................................................... 13 3.1.5 Odnosi med priključno in obračunsko močjo v odvisnosti od nazivne vrednosti naprave za omejevanje toka.................................................................................................................................... 14

3.1.5.1 Odnos med nazivno vrednostjo naprave za omejevanje toka in obračunsko močjo ........... 14 3.1.5.2 Odnos med nazivno vrednostjo naprave za omejevanje toka in priključno močjo............. 16 3.1.5.3 Odnos med nazivno vrednostjo naprave za omejevanje toka in priključno močjo, ki jo EDP uporabljajo pri načrtovanju omrežja.................................................................................................. 17

3.1.6 Določeni načini omejevanja toka z odklopniki v kombinaciji s števci ....................................... 18 3.1.6.1 Omejevanje na osnovi merjenja toka po fazah v sekundni periodi.................................... 19 3.1.6.2 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne moči v 15 minutni drseči periodi................... 19 3.1.6.3 Dovoljene kombinacije omejevanja ................................................................................ 19 3.1.6.4 Načelo selektivnosti ....................................................................................................... 19

3.1.6.4.1 Selektivnost izklopa med talilnim vložkom in odklopnikom ....................................... 20 3.1.7 Opisi posameznih načinov omejevanja..................................................................................... 22

3.1.7.1 Omejevanje na osnovi merjenja toka v sekundni periodi ................................................. 22 3.1.7.2 Določitev mejnih vrednosti tokov glede na nazivno jakost omejevalca toka..................... 22 3.1.7.3 Določitev izklopne karakteristike.................................................................................... 23 3.1.7.4 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne moči v 15 minutni drseči periodi................... 25 3.1.7.5 Algoritem za izračun moči na osnovi porabljene energije v minutni periodi..................... 25

3.1.7.5.1 Algoritem za izračun delovne moči na osnovi porabljene energije v minutni periodi ... 26 3.1.7.5.2 Algoritem za izračun navidezne moči na osnovi porabljene navidezne energije v minutni periodi 26

3.1.7.6 Algoritem za izračun povprečne moči v 15 minutni drseči periodi ................................... 26 3.1.7.6.1 Algoritem za izračun povprečne delovne moči v 15 minutni drseči periodi ................. 26 3.1.7.6.2 Algoritem za izračun povprečne navidezne moči v 15 minutni drseči periodi .............. 27

3.1.7.7 Določitev mejnih vrednosti moči glede na nazivno jakost omejevalca toka...................... 27 3.1.7.7.1 Določitev mejnih vrednosti delovne moči glede na nazivno jakost omejevalca toka .... 27 3.1.7.7.2 Določitev mejnih vrednosti navidezne moči glede na nazivno jakost omejevalca toka. 29

3.1.7.8 Določitev izklopne karakteristike.................................................................................... 30


VII

3.1.7.9 Selektivnost izklopa ....................................................................................................... 35 3.1.7.9.1 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne delovne moči v 15 minutni drseči periodi . 35 3.1.7.9.2 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne navidezne moči v 15 minutni drseči periodi 36

3.1.8 Področja uporabe števcev z odklopniki .................................................................................... 36 3.1.8.1 Daljinski izklop.............................................................................................................. 36 3.1.8.2 Nujna oskrba.................................................................................................................. 36 3.1.8.3 Naprava za omejevanje toka in omejevanje konične moči ............................................... 37

3.2 Komunikacijsko omrežje ........................................................................................................... 37 3.2.1 Komunikacijski sistem avtomatskega odčitavanja števcev........................................................ 38 3.2.2 Sistem avtomatskega obvladovanja obratovalnih meritev ......................................................... 38

3.2.2.1 Razvoj distribucijskega omrežja ..................................................................................... 39 3.2.2.2 Obratovanje in vzdrževanje SN in NN distribucijskega omrežja ...................................... 39 3.2.2.3 Kontrola odjema električne energije................................................................................ 40

3.2.3 Spremljanje kakovosti električne energije ................................................................................ 40 3.2.3.1 Podatkovni strežnik obratovalnih meritev ....................................................................... 41 3.2.3.2 Parametri meritev........................................................................................................... 41

3.2.4 Povezava preko mobilnega omrežja......................................................................................... 42 3.2.5 Povezava preko optičnega omrežja .......................................................................................... 42 3.2.6 Povezava preko WiMax omrežja ............................................................................................. 43

3.3 Merilni center ............................................................................................................................ 44

4 UPORABNOST SISTEMA............................................................................ 47

4.1 Prihranki stroškov odčitavanja ................................................................................................. 47

4.2 Prihranki stroškov terjatev, odstopanj in komercialnih izgub ................................................. 48

4.3 Prihranki nižjega koničnega odjema......................................................................................... 48

4.4 Prihranki stroškov dela z odjemalci .......................................................................................... 48

4.5 Nudenje storitve odčitavanja ponudnikom plina, vode in daljinske toplote ............................. 49

4.6 Ostali prihranki ......................................................................................................................... 49

4.7 Koristi ostalih udeležencev ........................................................................................................ 49

5 ZANESLJIVOST ........................................................................................... 51

5.1 Analiza zanesljivosti komunikacije............................................................................................ 52

5.2 Pilotni projekti Elektra Gorenjska............................................................................................ 53 5.2.1 AMR T099 Komna.................................................................................................................. 53 5.2.2 AMR T0568 Primskovo šola ................................................................................................... 54 5.2.3 AMR T0263 Lipce vas ............................................................................................................ 54 5.2.4 TP Zelenica Bled..................................................................................................................... 55 5.2.5 TP Mercator Bohinjska Bistrica in TP Strženica Bohinjska Bistrica.......................................... 55 5.2.6 TP Plavž stolpnice in TP Tavčarjeva........................................................................................ 55 5.2.7 TP Komunalni servis - Struževo .............................................................................................. 56 5.2.8 TP Kidričeva ulica – Kranj ...................................................................................................... 56 5.2.9 TP Planina jug 1 in 2 ............................................................................................................... 57

5.3 Zanesljivost komunikacije v distribucijskih podjetjih v Sloveniji in v tujini ........................... 57


VIII

6 SKLADNOST RAZLIČNIH DOBAVITELJEV ............................................... 59

6.1 Interoperabilnost ....................................................................................................................... 65

7 SKLEP .......................................................................................................... 68

8 VIRI, LITERATURA ...................................................................................... 70

9 PRILOGE ...................................................................................................... 72

9.1 Seznam slik in preglednic .......................................................................................................... 72

9.2 Naslov študenta .......................................................................................................................... 83

9.3 Življenjepis................................................................................................................................. 83


1

1 UVOD Z odpiranjem trga električne energije so se pojavile vse večje zahteve odjemalcev

električne energije in regulatorja po izboljšani kvaliteti oskrbe z električno energijo in

večjim potrebam posredovanih podatkov udeležencem na trgu z električno energijo. V ta

namen bodo morala distribucijska podjetja temeljito prenoviti obstoječi informacijski

sistem, ki bo hkrati tudi sledil novim trendom tehnologije s področja zajemanja, obdelave

in posredovanja podatkov.

Poleg optimizacije izvajanja vzdrževanja, novogradenj in obratovanja bo eno izmed

pomembnejših področij optimizacije procesov predstavljalo tudi merjenje, obdelava in

nadaljnjo procesiranje pridobljenih podatkov ter povezava z ostalimi poslovnimi procesi in

trgom z električno energijo.

Odjemalci z obračunsko močjo nad 41kW obračunske moči so že danes na področju

Slovenije opremljeni z industrijskimi števci, na katerih se izvaja daljinsko odčitavanje

podatkov. Izvajanje obračuna odjemalcev do 41kW obračunske moči pa se večinoma

izvaja z ročnim popisom obračunskih števcev. Tovrsten način zajemanja števčnih stanj

dopušča veliko možnosti človeških napak, odčitavanje traja dolgo časa in predstavlja

relativno velik strošek. Poleg tega s tovrstnim načinom pridobivanja podatkov še vedno ne

spremljamo število in trajanje prekinitev oskrbe pri končnih uporabnikih, kot so predpisane

zahteve za spremljanje kakovosti s strani regulatorja.

Z razvojem tehnologije merjenja porabe električne energije so se najprej uveljavili AMR

(Automated Meter Reading) sistemi odčitavanja podatkov. Namenjeni so bili za zajem

merilnih podatkov proizvedene ali oddane električne energije s strani končnih porabnikov

in proizvajalcev električne energije. Na ta način so pridobljeni podatki omogočali obračun

električne energije po dejanski porabi. Omenjene zahteve so tudi zakonsko predpisane za

vse odjemalce s priključno močjo nad 41kW obračunske moči [1]. S prihodom

elektronskih števcev električne energije nove generacije so distribucijska podjetja pričela z


2

aktivnostmi, katerih končni cilj je zamenjava indukcijskih števcev s sistemskimi števci, ki

prinašajo tudi vrsto ostalih koristi. Proces uvedbe naprednega merjenja električne energije

AMI (Advanced Metering Infrastructure) zahteva podrobno analizo tako s stališča

ekonomske upravičenosti izvedbe, kot s področja tehnične izvedbe. Cilj distribucijskih

podjetij je zato zgraditi sodoben in fleksibilen sistem, ki bo služil tako trenutnim in

bodočim zahtevam udeležencem na trgu, kot tudi optimizaciji izvajanja poslovnih

procesov.


3

2 NAMEN

Napredni sistemi merjenja električne energije (AMI- Advanced Meter Infrastructure) so v

zadnjih nekaj letih tehnološko tako napredovali, da že omogočajo osnovo za vzpostavitev

elektroenergetskih sistemov bodočnosti, ki ustrezajo tudi potrebam po vzpostavitvi novih

poslovnih procesov ter nudijo konkurenčno prednost v primerjavi s starejšimi sistemi

merjenja električne energije [2]. Ti sistemi poleg že omenjene funkcije zajemanja

obračunskih podatkov omogočajo tudi:

- možnost daljinskega odklopa in priklopa uporabnika

- daljinsko kontrolo in nastavitev omejevalnika obračunske moči

- odčitavanje podatkov kvalitete električne energije

- registracija profilov obremenitve

- obveščanje uporabnika o režimu njegove porabe

- možnost krmiljenja porabe pri uporabnikih

- možnost izvedbe predplačniškega sistema

- dodatno odčitavanje števcev vode in drugih energentov

- ugotavljanje izgub v omrežju

- integracija programske opreme obračunskega in merilnega centra z ostalimi

poslovnimi sistemi

- idr.

Pred izvedbo AMI sistema za odjemalce do 41kW obračunske moči je vsekakor potrebno

izvesti predvsem analizo ekonomske upravičenosti, kjer se ugotovi povračilna doba in

določi optimalna dinamika menjav do zaključka implementacije AMI sistema.

V nadaljevanju bo opisanih nekaj funkcionalnosti, katere so se z odpiranjem trga pričele

najprej pojavljati, hkrati pa so se pojavile tudi zahteve s strani regulatorja (Agencija za

energijo) in Evropske unije.


4

2.1 Daljinsko odčitavanje podatkov

Z odpiranjem trga električne energije je prišlo do vse večjih zahtev po merilnih podatkih iz

števcev električne energije. S 1.7.2004 so postali upravičeni odjemalci vse pravne osebe ne

glede na priključno moč [3]. S 1.7.2007 so upravičeni odjemalci postale tudi vse fizične

osebe. To so bili odjemalci, ki so imeli do takrat status tarifnega odjemalca, kar pomeni, da

niso imeli možnost izbirati dobavitelja električne energije.

V letu 2007 smo imeli na področju Elektra Gorenjska že vse večje odjemalce s priključno

močjo nad 41kW opremljene z elektronskimi števci, ki so omogočali daljinski zajem in

registracijo 15 minutnih vrednosti prejete ter oddane delovne in jalove energije. Želja

odjemalcev in dobaviteljev električne energije so tudi podatki o dejanski mesečni porabi za

odjemalce do vključno 41kW priključne moči, za katere je predpisan razred točnosti

merjenja 2 [4]. Z odpiranjem trga so se pojavile vse večje potrebe spremljanja mesečne in

dnevne obremenitve. V nekaterih skandinavskih državah so z zakonodajo že predpisali

obračun na osnovi mesečnih odčitkov, kar pomeni obračunavanje po dejanski porabi [5].

Za uspešno izvedbo odčitavanja vseh odjemalcev je potrebno zgraditi AMI sistem, ki bo

omogočal poleg meritev porabljene električne energije tudi meritve oddane električne

energije s strani proizvajalcev električne energije, katerih število je v zadnjih nekaj letih

skokovito poraslo. V bodoče lahko pričakujemo večje število malih proizvajalcev

električne energije, ki bodo priključeni na distribucijsko omrežje. Posledično bo večje

število mikrogeneracijskih enot v omrežju povzročilo veliko bolj dinamične obremenitve,

kar bo verjetno povzročilo tudi vse večje zahteve po spremljanju obremenitve v realnem

času.

2.2 Daljinsko krmiljenje in upravljanje s porabo

Novejši sistemski števci imajo vgrajeno tudi funkcijo odklopnika in omejevalnika moči.

Daljinski odklop se lahko uporablja predvsem za primere:

- neplačil uporabnika oziroma prekinjene pogodbe o dostopu do distribucijskega

omrežja

- za začasni odklop uporabnika

Omejevalnik moči sistemskega števca omogoča:


5

- omejitev priključne moči

- omejitev moči v primeru večjih preobremenitev v omrežju

- omejitev moči v primeru nujne oskrbe

Upravljanje s porabo je možno izvesti tudi z uporabo dinamičnih tarif, katero lahko

predhodno nastavimo in aktiviramo v izbranem času. Za tovrstno storitev je potrebno

upoštevati predvsem zakonske in pogodbene obveznosti med uporabnikom omrežja ter

sistemskim operaterjem distribucijskega omrežja in dobaviteljem električne energije.

Odzivni čas vseh sistemskih števcev iz merilnega centra je v veliki meri odvisen predvsem

od kvalitete komunikacijskih ter prenosnih zmogljivostih med merilnim centrom in

sistemskimi števci. V primeru DLC komunikacije je lahko odzivni čas bistveno daljši, kot

v primeru uporabe sistemskega števca z vgrajeno brezžično GSM/GPRS komunikacijo.

Pojavile so se že potrebe in povpraševanje, kako povezati sistemske števce s sistemom

pametnih inštalacij. Predvsem gre za informacijo iz sistemskega števca električne energije

o trenutni obremenitvi in tarifi. S tem bi se obdelale prejete informacije in nato izvedla

krmiljenja posameznih elementov inštalacij.

2.3 Prikaz merilnih in ostalih podatkov za končnega uporabnika

Končni uporabnik bo imel lahko s trenutno planirano izgradnjo AMI sistema vpogled v

podatke o električni energiji preko:

hišnega prikazovalnika

spletne aplikacije

Podatki do hišnega prikazovalnika se bodo prenašali preko M-bus komunikacije, ki bo

lahko izvedena z žično povezavo ali preko brezžične komunikacije. Preko hišnega

prikazovalnika se bo lahko odjemalca poleg njegove porabe obveščalo tudi o predvidenih

odklopih in ostalih podatkih, kateri so zanimivi za uporabnika.


6

Preko spletnega portala bo odjemalec lahko dobil bolj pregleden in podrobnejši vpogled o

informacijah porabljene električne energije in na ta način tudi podatke, na podlagi katerih

bo lažje vplival na zmanjšanje cene porabljene električne energije.

2.4 Registracija meritev veličin ostalih energentov

Števci omogočajo tudi povezavo s števci drugih energentov preko M-Bus vodila ali

impulznih vhodov [6]. Komunikacija med števcema je lahko izvedena preko žične

povezave v primeru, da jo je možno enostavno izvesti. V primerih, kjer iz praktičnih

razlogov to ni mogoče je omogočena tudi uporaba brezžične komunikacije preko M-bus

vodila. Najbolj pogoste meritve iz drugih števcev so predvsem podatki o porabi

zemeljskega plina, tople in hladne vode.

Odčitavanje vode oziroma drugih energentov je v praksi vse pogosteje izvedeno predvsem

na področju novih gradenj večjih stanovanjskih in poslovnih objektov, kjer je vključena

povezava med različnimi števci že v fazi projektiranja inštalacij objekta.

2.5 Detekcija izgub in kraj v omrežju

V vseh transformatorskih postajah bo na nizkonapetostni strani transformatorja nameščen

kontrolni števec, ki bo meril skupno porabljeno električno energijo na vseh izvodih TP.

Izgube oz. kraje v omrežju se bodo izvajale na podlagi meritev pridobljenih iz sistemskih

števcev nameščenih pri uporabnikih in kontrolnega števca v TP. Kontrolni števec bo

beležil tudi informacij za potrebe ostalih obratovalnih podatkov, kot so npr. višji

harmoniki, število prekinitev, upadi napetosti glede na zahteve standarda kakovosti SIST

EN50160. Ker so pogreški meritev merilnih transformatorjev 0,5 in števcev razreda 1 ter

za odjemalce pod 41kW priključne moči števci razreda točnosti 2, točne vrednosti izgub v

omrežju ne bo mogoče natančno izmeriti. Zato bodo pridobljeni podatki le pripomoček za

ocenitev morebitnih nepravilnosti na napravah oz. krajah v omrežju.


7

2.6 Zahteve regulatorja

Z odprtjem trga z električno energijo lahko uporabniki električne energije in zemeljskega

plina prosto izbirajo svojega dobavitelja. Kljub temu to še vedno ne zagotavlja, da bo na

izbiro dovolj ponudnikov in s tem konkurenčnosti med posameznimi dobavitelji. Zato

mora imeti regulator predvsem neprestan nadzor nad trgi z električno energijo s katerim bo

zagotavljal primerno okolje za doseganje svojih zakonsko določenih ciljev.

Vmesno povezavo med odjemalci in preostalimi udeleženci na trgu prav gotovo

predstavljajo tudi AMI sistemi. Ena glavnih nalog regulatorja je skrb za preglednost in

konkurenčnost nad delovanjem trga z električno energijo. V povezavi z AMI sistemom so

to predvsem naslednje zahteve:

- Zagotavljanje natančnega in učinkovitega merjena ter s tem povezano

obračunavanje električne energije na prevzemno predajnih mestih

uporabnikov omrežja,

- Dostop do podatkov mora biti učinkovit in dostopen vsem upravičencem na

trgu,

- Menjava dobavitelja mora za odjemalca omogočati enostaven postopek,

- Omogočen mora biti pregled nad funkcionalnostmi, ki so omogočene za vse

odjemalce

- Sistem mora biti dovolj zmogljiv in fleksibilen, da omogoča

nediskriminatorno uporabo za vse udeležence na trgu.

Upoštevati je potrebno tudi zahteve in podporo regulatorja, ki trenutno še ne predpisuje

zakonsko obvezno mesečno odčitavanje vseh števcev električne energije. Trenutno

regulator oziroma Agencija za energijo v omrežninskem aktu ne predvideva praktične

uporabe sistemskih števcev, predvsem s stališča uporabe dinamičnih tarif in na ta način

dodatno ne stimulira odjemalce k bolj racionalni obremenitvi za distribucijsko omrežje [7].

Prav tako pa je tudi cena posameznih omrežninskih postavk eden izmed razlogov, da se v

praksi režim porabe pri končnih odjemalcih v posameznih tarifah ni uveljavil v dovolj

veliki meri.

Bistvenega pomena je tudi izvajanje zahtev na sistemskem nivoju in ne na nivoju

posamezne opreme. Tu je zaželjena predvsem neodvisnost vgrajene opreme posameznih


8

proizvajalcev. Dodatne težave predstavlja tudi pomanjkanje minimalnih predpisov oz.

standardov, ki bi določali, kako se lahko izvaja izmenjava podatkov. Problem predstavlja

predvsem način komunikacije in s tem v nekaterih primerih nezdružljivost z ostalimi

sistemi pametnih inštalacij pri odjemalcih. Zato se na komunikacijskem nivoju zahteva

uporaba ustreznih odprtih standardov, ki bodo dovolj dobro definirani, da tako ne bo težav

pri delovanju funkcij med posameznimi sistemi.

2.7 Zahteve EU

Iz razloga, kot so klimatske spremembe so marca 2007 ministri EU pozvali države članice

k uresničitvi cilja do leta 2020, ki vsebuje [8]:

- Zmanjšanje porabe energije za 20% do leta 2020,

- Zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 20% do leta 2020 in

- Povečanje deležev obnovljivih virov za 20% do leta 2020.

Nadaljnje zahteve EU na področju energetike, so v veliki meri povezane z AMI sistemi,

saj omogočajo:

- Upravljanje s porabo in s tem povezano zmanjševanje konične obremenitve,

- Varčevanje in učinkovitejšo rabo energije,

- Primerno infrastrukturo za vključevanje malih proizvodnih virov v

distribucijsko omrežje.

Dodatne zahteve evropske unije, ki so bile predpisane v letu 2009 določajo, da morajo

posamezne članice imeti do leta 2020 za 80% odjemalcev izvedeno mesečno odčitavanje

podatkov, kar pomeni eden izmed pomembnejših razlogov za uvedbo AMI sistema.


9

3 TEHNOLOGIJA

Sistem AMI sestavlja več nivojev katere lahko v grobem razdelimo na tri dele [9]:

merilno mesto

komunikacijsko omrežje

merilni center

Slika 3.1: Zasnova AMI sistema

3.1 Merilno mesto

Števec električne energije v vlogi sistemskega števca AMI sistemov predstavlja eno izmed

bistvenih naprav, ki morajo izmerjene podatke in ostale parametre posredovati merilnemu


10

centru glede na zahtevane informacijske potrebe. Merilno mesto pri odjemalcu zato

predstavlja eno izmed glavnih energetskih in informacijskih točk, ki povezujejo

distribucijski del in ostale udeležence na trgu z električno energijo ter uporabnike in

njihove hišne naprave.

Glavni elementi AMI sistema v merilni omarici so naslednji:

- Sistemski števec

- Naprava za omejevanje toka

3.1.1 Sistemski števci

Glavni del merilnega mesta pri odjemalcih predstavlja sistemski števec. V AMI sistemih se

poleg merjenja električne energije od sistemskih števcev zahtevajo še naslednje lastnosti

[10]:

zagotavljanje zanesljive in varne komunikacije z napravami na višjem nivoju, kot

so koncentratorji oziroma komunikacijska oprema v merilnem centru,

možnost povezave s števci vode in drugih energentov ter zajemanje in

posredovanje sprejetih podatkov,

omogočena mora biti povezljivost s hišnimi napravami,

intervalno shranjevanje merilnih vrednosti in s tem izvedbe profila obremenitve z

možnostjo daljinskega odčitavanja ,

možnost uporabe odklopnika s funkcijo odklopa in omogočenega priklopa preko

daljinskega krmiljenja ali uporabe ročnega terminala,

uporaba števca z odklopnikom, kot obračunskega elementa z možnostjo ročne in

daljinske nastavitve jakosti omejevalnika priključne moči,

možnost uporabe dinamičnih tarif,

možnost uporabe predplačniškega sistema in upravljanje preko merilnega centra,

avtomatska sinhronizacije časa,

povezljivost in uporaba hišnega prikazovalnika , na katerem so izpisani predvsem

glavni podatki o porabi odjemalca,

merjenje kvalitete napetosti, kot so npr. število prekinitev oskrbe in čas trajanja

prekinitve, upadi napetosti,


11

možnost evidentiranja nepooblaščenih posegov v števec oz. merilno mesto in

posredovanje dogodkov v merilni center.

3.1.2 Pregled obstoječega stanja na področju uporabe sistemskih števcev

Pri uporabnikih omrežja pri katerih se moč ne meri je večina distribucijskih podjetij v

Sloveniji že pričela vgrajevati sistemske števce električne energije, ki zraven osnovnih

funkcij branja števcev omogočajo tudi funkcije daljinskega izklopa in omejevanja konične

moči oziroma omejevanje toka. Na slovenskem tržišču sta zaenkrat prisotna dva ponudnika

sistemskih števcev, domači Iskraemeco in Landis+Gyr iz Švice. Proizvajalec Iskraemeco z

novo generacijo široko zasnovanih števcev ME/MT37x z velikim naborom [12]

komunikacijskih vmesnikov (GSM/GPRS, RS485, DLC) omogoča več rešitev omejevanja

moči. Pri enofazni izvedbi števca je odklopnik vgrajen v števcu, pri trifazni izvedbi števca

pa se le ta kot podaljšek priključnice dogradi pod pokrov priključnice števca. Pri trifaznem

števcu je odklopnik krmiljen s strani števca preko M-bus vodila. Pri proizvajalcu

Landis+Gyr se uporabljata dva načina omejevanja, rešitve pa so realizirane podobno kot

pri Iskraemeco in se glede na zahteve večjih projektov v EU nenehno dopolnjujejo in

izpopolnjujejo. Števci z zamenljivimi komunikacijskimi moduli (PLC, GSM/GPRS)

omogočajo enostavno gradnjo AMI sistema brez nepotrebnih zamenjav števcev v primeru

zamenjave komunikacijskega omrežja.

3.1.3 Naprava za omejevanje toka

Obračunska moč za obračun uporabe omrežja končnim odjemalcem se ugotavlja skladno z

veljavnim Aktom o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za

določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska

omrežja. Pri končnih odjemalcih na nizki napetosti, pri katerih se moč ne meri, se le ta

ugotavlja s pomočjo naprav za omejevanje toka. Naprava za omejevanje toka je lahko

izvedena kot glavna varovalka ali kot nastavljivi omejevalnik toka. Karakteristike in

tehnične lastnosti naprav za omejevanje toka v veljavnih predpisih niso podrobneje


12

opredeljene, zato je uporaba le teh zelo raznolika. Edini dokument, ki podrobneje

opredeljuje to področje je Tipizacija merilnih mest, ki pa ni veljavni dokument v vseh

distribucijskih podjetjih.

V tipizaciji merilnih mest sta dovoljeni dve napravi za omejevanje toka:

- glavna varovalka in,

- tarifni odklopnik v kombinaciji s kratkostično (glavno) varovalko.

Tudi v tem dokumentu niso podrobneje določene minimalne tehnične lastnosti in izklopna

karakteristika, ki jih mora izpolnjevati glavna varovalka v vlogi naprave za omejevanje

toka za potrebe ugotavljanja obračunske moči. Podrobneje je obdelan tarifni odklopnik, ki

določa obračunsko moč in ščiti inštalacijo pred preobremenitvami, glavna varovalka pa je

kratkostični element, ki ščiti inštalacijo pred kratkostičnimi tokovi.

Za tarifni odklopnik so predpisane naslednje minimalne tehnične zahteve [11]:

Tabela 3.1: Izklopna karakteristika tarifnega odklopnika

Preizkusni tok Čas Rezultat

I1 = 1,1xIn t > 900 s Ne izklopi

I2 = 1,4xIn t < 900 s Izklopi

I3 = 2,5xIn t < 60 s Izklopi

Tehnične lastnosti tarifnega odklopnika:

Tabela 3.2: Tehnične lastnosti tarifnega odklopnika

32 A ali 63 A

Nastavitev toka: 10/16/20/25/32 A ali 32/40/50/63 A

Nazivna napetost: 230 V

Izklopna zmogljivost: 4,5 kA ali višja

Standardi: EN 60898, IEC 1009, IEC

898


13

Te minimalne tehnične zahteve so v grobem prepisane tehnične lastnosti tarifnega

odklopnika proizvajalca, ki ima na slovenskem tržišču večinski tržni delež. Tarifni

odklopnik, kot obračunski element za moč ni v uporabi pri vseh distribucijskih podjetjih.

Področje uporabe naprav za omejevanje toka za potrebe ugotavljanja obračunske moči na

merilnih mestih brez merjenja moči je s predpisi zelo ohlapno regulirano in niso

upoštevane vse možnosti, ki jih nudi današnje stanje tehnike. Tehnološki razvoj AMI

sistemov je danes že na takšni razvojni stopnji, da je to področje možno urediti na povsem

novih temeljih, ki SODO omogoča učinkovitejšo upravljanje poslovnega procesa merjenja

električne energije in znižuje stroške vzdrževanja in upravljanja tega sistema. Uporaba

novih tehnoloških rešitev omogoča natančnejšo omejevanje toka pod pogoji, ki so čim bolj

enaki za vse uporabnike omrežja, pri katerih se moč ne meri. Zato je potrebno nabor

naprav za omejevanje toka ustrezno dopolni z novimi tehnološkimi rešitvami.

Uredba o tarifnem sistemu za prodajo električne energije je kot napravo za ugotavljanje

obračunske moči poleg varovalke uvedla pojem »omejevalec moči«, ki se je nato v

Splošnih pogojih za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja

električne energije preimenoval v »nastavljivi omejevalnik toka«, ki je ob glavni varovalki

še lahko uporabljen kot naprava za omejevanje toka.

3.1.4 Izvedbe naprav za omejevanje toka

»Naprava za omejevanje toka« je po definiciji naprava za omejevanje toka odjema ali

oddaje električne energije in je lahko izvedena kot:

- glavna varovalka ali kot,

- nastavljivi omejevalnik toka.

Naprava za omejevanje toka, ki je izvedena kot nastavljivi omejevalnik toka v predpisih ni

opredeljena do te mere, da bi direktno določila tehnično rešitev izvedbe naprave, zato pod


14

nastavljivi omejevalnik toka lahko razumemo tudi »odklopnik v kombinaciji s sistemskim

števcem električne energije«.

Med naprave za omejevanje toka, ki so izvedene kot nastavljivi omejevalnik toka tako

spadata:

- tarifni odklopnik in

- odklopnik v kombinaciji s števcem delovne električne energije.

Odklopnik v kombinaciji s števcem električne energije se lahko uporabi kot naprava za

omejevanje toka, brez potrebne predhodne spremembe obstoječe zakonodaje.

3.1.5 Odnosi med priključno in obračunsko močjo v odvisnosti od nazivne vrednosti naprave za omejevanje toka

3.1.5.1 Odnos med nazivno vrednostjo naprave za omejevanje toka in obračunsko

močjo

Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev

omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja v

29. členu določa, da se pri končnem odjemalcu na nizki napetosti, kateremu se moč ne

meri, temveč se ugotavlja z napravo za omejevanje toka, obračunska moč določi na

podlagi spodnje tabele 3.3.


15

Tabela 3.3: Določitev obračunske moči glede na nazivno vrednost naprave za omejevanje

toka

MESEČNA OBRAČUNSKA MOČ

Enofazni priključek Trifazni priključek

Gospodinjski in ostali

odjem

Gospodinjski

odjem Ostali odjem

Nazivna vrednost

naprave za omejevanje

toka

v A

Obračunska moč

v kW

Obračunska moč

v kW

Obračunska moč

v kW

10 3 - -

16 3 7 11

20 3 7 13

25 7 10 16

32 7 21 21

35 7 23 23

40 - 26 26

50 - 33 33

63 - 41 41

Na osnovi podanih vrednosti v zgornji tabeli ugotovimo, da med nazivno vrednostjo

naprave za omejevanje toka in obračunsko močjo ni neposredne medsebojne fizikalne

povezave. Obračunska moč je s to tabelo določena povsem administrativno. Na enofaznem

priključku z jakostjo naprave za omejevanje toka 1x25 A je obračunska moč celo višja od

priključne moči.

Zaradi tega dejstva za potrebe nastavitev naprave za omejevanje ne moremo uporabiti

kriterija prekoračitve obračunskih moči podanih v tabeli 3.3.


16

3.1.5.2 Odnos med nazivno vrednostjo naprave za omejevanje toka in priključno močjo

Na spletnih straneh Javne agencije Republike Slovenije za energijo objavljenih povprečnih

stroških priključevanja se za odjemni skupini gospodinjski odjem in ostali odjem na 0,4 kV

brez merjenja moči za ugotavljanje priključne moči uporabljata tabeli, ki določata

priključno moč v odvisnosti od nazivne jakosti omejevalca toka. Odnos med nazivno

jakostjo omejevalca toka in priključno močjo tudi tokrat nima medsebojne fizikalne

povezave, ampak sta tabeli usklajeni s tabelo 29. člena Akta o določitvi metodologije za

obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev omrežnine in kriterijih za

ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja.

Zaradi tega dejstva za potrebe nastavitev naprave za omejevanje ne moremo uporabiti niti

kriterija prekoračitve priključne moči določene s strani Javne agencije Republike Slovenije

za energijo.

Tabela 3.4: Določitev priključne moči glede nazivne jakosti omejevalca toka

GOSPODINJSKI ODJEM OSTALI ODJEM

Enofazni

priključek

Trifazni

priključek

Enofazni

priključek

Trifazni

priključek

Nazivna jakost

omejevalca toka

A

Priključna moč

kW

Priključna moč

kW

Priključna moč

kW

Priključna moč

kW

16 3 7 3 11

20 3 7 3 13

25 7 10 7 16

32 7 - 7 21

35 7 - 7 23

40 - - - 26

50 - - - 33

63 - - - 41


17

3.1.5.3 Odnos med nazivno vrednostjo naprave za omejevanje toka in priključno

močjo, ki jo EDP uporabljajo pri načrtovanju omrežja

Zaradi nefizikalne povezave med priključno močjo in nazivno jakostjo omejevalcev toka,

ki jo določa Javne agencije Republike Slovenije za energijo, distribucijska podjetja za

potrebe razvoja distribucijskega omrežja še vedno vodijo in v soglasjih za priključitev

podajajo dejansko priključno moč, ki temelji na jakosti omejevalca toka.

Tabela 3.5: Določitev priključne moči glede na nazivno jakost omejevalca toka, ki jo

distribucijska podjetja uporabljajo pri razvoju omrežja

GOSPODINJSKI ODJEM OSTALI ODJEM

Enofazni

priključek

Trifazni

priključek

Enofazni

priključek

Trifazni

priključek

Nazivna jakost

omejevalca toka

A

Priključna moč

kW

Priključna moč

kW

Priključna moč

kW

Priključna moč

kW

10 2 - 2 -

16 3 11 3 11

20 4 13 4 13

25 6 16 6 16

32 7 21 7 21

35 8 23 8 23

40 - 26 - 26

50 - 33 - 33

63 - 41 - 41

Vendar tudi podatki iz tabele 3.5 niso uporabni za omejevanje obračunske moči. Zaradi

enakovredne obravnave vseh končnih odjemalcev, katerim se moč ugotavlja na podlagi


18

nameščene naprave za omejevanje toka (v večini primerov glavna varovalka), ki omejuje

navidezno moč in ne delovno, je potrebno s proizvajalci merilne opreme iskati rešitve, ki

bodo zasnovane na merjenju toka ali navidezne moči.

3.1.6 Določeni načini omejevanja toka z odklopniki v kombinaciji s števci

Ker proizvajalci sistemskih števcev ne omogočajo povsem enotnih algoritmov za potrebe

omejevanja toka, sta bila za slovenski prostor določena dva načina omejevanja toka s

pomočjo odklopnikov, ki jih krmilijo sistemski števci električne energije. Ta dva načina

morajo pri razvoju števcev električne energije upoštevati vsi proizvajalci merilne opreme,

če želijo prodajati izdelke na slovenskem tržišču.

Pri izbiri načinov omejevanja toka je bilo upoštevano naslednje:

- merjenje toka po fazah,

- merjenje moči po fazah ali skupaj,

- prekoračitev mejnih vrednosti v posamezni fazi povzroči izklop tudi v ostalih

fazah,

- ohranitve uporabnikovih pravic iz soglasja za priključitev,

- selektivnosti izklopa med odklopnikom in glavno varovalko,

- solidarnosti v smislu 10% trajne dovoljene prekoračitve moči in 40% dovoljene

prekoračitve toka v krajšem časovnem obdobju.

Odklopnik je le izvršilni element, ki ne izvaja merjenja toka ali moči. Vse meritve veličin

za potrebe omejevanja izvaja sistemski števec, ki v primeru prekoračitve vpisanih mejnih

vrednosti izklopi odklopnik in v knjigo dogodkov ustrezno zabeleži dogodek. Vsak izklop

in ponovni vklop odklopnika mora biti s časovno značko zabeležen v knjigi dogodkov.

Dogodki, ki so posledica prekoračitev mejnih vrednosti morajo biti ustrezno ločeni od

tistih, ki so se zgodili zaradi daljinskega izklopa iz merilnega centra.


19

3.1.6.1 Omejevanje na osnovi merjenja toka po fazah v sekundni periodi

Merjenje toka se izvaja v posamezni fazi v sekundnem intervalu. Izklop odklopnika se

izvrši, če poraba toka v posamezni fazi preseže nastavljeni prag za čas, ki je daljši od

dovoljenega. Ponovni vklop odklopnika izvrši uporabnik omrežja preko tipke na števcu ali

dodatne tipke nameščene na uporabniku dostopnem mestu, ko preteče čas blokade vklopa.

3.1.6.2 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne moči v 15 minutni drseči periodi

Izvaja se merjenje moči po fazah ali skupno na podlagi porabljene energije v minutnem

intervalu. Izračunava se povprečna moč zadnjih 15 minutnih intervalov. Izklop odklopnika

se izvrši, če povprečna moč v posamezni fazi ali skupno preseže nastavljeni prag. Ponovni

vklop odklopnika izvrši uporabnik omrežja preko tipke na števcu ali dodatne tipke

nameščene na uporabniku dostopnem mestu, ko povprečna moč pade pod nastavljeni prag.

3.1.6.3 Dovoljene kombinacije omejevanja

Naprava za omejevanje toka v izvedi odklopnika v kombinaciji s števcem električne

energije je naprava, ki izpolnjuje pogoje omejevanja točke obeh kriterijev poglavja 3.1.7.1

in 3.1.7.2.

3.1.6.4 Načelo selektivnosti

Odklopnik je naprava, ki glede na vrsto priključka (eno ali tripolno) loči uporabnikove

naprave iz distribucijskega omrežja, če so izpolnjeni pogoji:

- prekoračitev dopustnih vrednosti parametrov, na osnovi katerih se obračunava

obračunska moč (omejitve 3.1.7.1 in 3.1.7.2 )

- za daljinski ali lokalni izklop.


20

Odklopnik ne izklaplja kratkostičnih tokov. To nalogo opravlja glavna varovalka, zato ni

dovoljena vgradnja števca z odklopnikom brez predhodne vgradnje glavne oziroma glavnih

varovalk.

Pri pripravi kriterijev za omejevanje moči in toka po fazah je bilo upoštevano načelo

selektivnosti, zato je izpolnjen osnovni pogoj selektivnosti med glavno varovalko in

odklopnikom. Ob preobremenitvi oziroma ob prekoračitvi kriterijev omejevanja odklopnik

izklopi uporabnikove naprave še preden pregori glavna varovalka.

3.1.6.4.1 Selektivnost izklopa med talilnim vložkom in odklopnikom

Talilni vložek proizvajalca ETI In = 20A izklopne karakteristike gG/gL in tipa NV/NH, ki

je na merilnih mestih največkrat uporabljen element za omejevanje toka pregori pri toku

nII 65,1 oziroma pri toku 33A v času st 4000 (nekaj več kot v eni uri). Izklopne

karakteristike tI / za različne vrednosti talilnih vložkov tipa NV/NH karakteristike gG/gL

proizvajalca ETI so prikazane na sliki 3.2. Zelo podobno karakteristiko ima talilni vložek

tipa D, ki se še uporablja na starejših merilnih mestih. Izklopne karakteristike tI / za

različne vrednosti talilnih vložkov tipa D karakteristike gG/gL proizvajalca ETI so

prikazane na sliki 3.3.

V času 90 sekund omenjena talilna vložka In = 20A pregorita pri toku večjem od 45 A

oziroma nII 25,2 . Števec v tem času izklopi odklopnik pri ustrezno nižjem toku

nII 4,1 , tako, da je zagotovljena selektivnost.


21

Slika 3.2: Izklopna I/t karakteristike za varovalke gG/gL tipa NV/NH

Slika 3.3: Izklopna I/t karakteristike za varovalke gG/gL tipa D


22

3.1.7 Opisi posameznih načinov omejevanja

3.1.7.1 Omejevanje na osnovi merjenja toka v sekundni periodi

Števec meri tok porabnikov v posameznih fazah v sekundnem intervalu neodvisno od

izvajanja tarifnih pravil in morebitne sinhronizacije točnega časa. Števec izklopi

odklopnik, ko je prekoračena nastavljena mejna vrednost toka v posamezni fazi za čas, ki

je daljši od dovoljenega. Ko preteče nastavljen čas blokade ponovnega vklopa, lahko

uporabnik omrežja odklopnik ponovno vključi s pomočjo tipke na števcu ali dodatne tipke

na uporabniku omrežja dostopnem mestu.

Ta način omejevanja je namenjen preprečevanju pojavov motenja ostalih uporabnikov

omrežja s strani uporabnikovih naprav, ki v kratkih časovnih intervalih iz distribucijskega

omrežja porabljajo velik tok. V primeru večje preobremenitve s tem načinom zagotavljamo

ustrezno selektivnost izklopa med glavno varovalko in odklopnikom.

3.1.7.2 Določitev mejnih vrednosti tokov glede na nazivno jakost omejevalca toka

Mejni tok se v odvisnosti od nazivne jakosti omejevalca toka določi na osnovi enačbe 1,

kjer nazivna vrednost toka predstavlja efektivno vrednost omejevalca toka.

nM IkI 1 (1)

IM - Mejna vrednost toka, ki se glede na nazivno jakost omejevalca toka nastavi na števcu

In – efektivna vrednost omejevalca toka

k1 - Faktor prekoračitve toka In ; k1 = 1,4


23

Tabela 3.6: Tabela mejnih vrednosti tokov glede na jakost vgrajenega omejevalca toka

GOSPODINJSKI IN

OSTALI ODJEM BREZ

MERJENE MOČI

Mejna vrednost tok

Nazivna jakost

omejevalca toka In

A

IM

A

10 14

16 22

20 28

25 35

32 45

35 49

40 56

50 70

63 88

3.1.7.3 Določitev izklopne karakteristike

Števec meri tok po fazah v sekundni periodi neodvisno od izvajanja tarifnih pravil in

morebitne sinhronizacije časa. Nivo izklopa je opredeljen z mejno vrednostjo toka v tabeli

3.6 in dovoljenim časom prekoračitve mejne vrednosti toka.


24

Slika 3.4: Izklopna karakteristika funkcije omejevanja na osnovi merjenja toka po fazah v

sekundni periodi

Ko izmerjeni tok v posamezni fazi preseže nastavljeni nivo mejne vrednosti toka IM, začne

teči števec dovoljenega časa prekoračitve mejne vrednosti toka. Ko števec dovoljenega

časa prekoračitve mejnega toka doseže nastavljeno vrednost toff = 90 s, števec električne

energije izklopi odklopnik. Uporabnik omrežja lahko odklopnik ponovno vključi po

preteku nastavljenega časa blokade vklopa ton= 60s. Ko tok zopet preseže nastavljeno

vrednost IM starta števec toff. Če v času t toff izmerjen tok I pade pod mejno vrednost IM se

števec dovoljenega časa prekoračitve postavi na 0. Nov interval merjenja časa toff začne

šele, ko zopet eden izmed izmerjenih sekundnih tokov v posamezni fazi preseže IM.

IM - Mejna vrednost toka, ki se glede na nazivno jakost omejevalca toka nastavi na števcu

toff - Dovoljen čas prekoračitve mejne vrednosti toka (90 s)

ton - Čas zakasnitve vklopa (60 s)


25

Tabela 3.7: Izklopna karakteristika funkcije merjenja tokov po fazah v sekundni periodi

TOK PORABNIKA ČAS IZKLOP

I IM t → ni izklopa

I IM t < toff ni izklopa

I IM t = toff izklop

V primeru preobremenitve, ko tok v posamezni fazi na merilnem mestu presega IM, je

zagotovljena selektivnost izklopa med glavno varovalko in odklopnikom.

3.1.7.4 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne moči v 15 minutni drseči periodi

Ta način je namenjen za potrebe omejevanja konične moči. V primeru časovno dalj časa

trajajoče manjše preobremenitve s tem načinom zagotavljamo ustrezno selektivnost

izklopa med glavno varovalko in odklopnikom. Ker vsi proizvajalci še ne omogočajo

omejevanja na osnovi merjenja navidezne moči sta dovoljena načina:

- merjenje delovne moči po fazah ali skupno ali,

- merjenje navidezne moči po fazah ali skupno.

3.1.7.5 Algoritem za izračun moči na osnovi porabljene energije v minutni periodi

Števec izvaja izračun moči po fazi ali skupno na podlagi porabljene električne energije v

minutni periodi neodvisno od izvajanja tarifnih pravil in morebitne sinhronizacije točnega

časa.


26

3.1.7.5.1 Algoritem za izračun delovne moči na osnovi porabljene energije v

minutni periodi

kWt

WP tdt

11 (2)

P1t - Izračunana delovna moč v minutnem intervalu

tdW 1 - Porabljena delovna energija v minutni periodi

t - perioda izračunavanja moči (1 minuta)

3.1.7.5.2 Algoritem za izračun navidezne moči na osnovi efektivne vrednosti toka

v minutni periodi

kVAIUS t 1 (3)

S1t - Izračunana navidezna moč v minutnem intervalu

U- efektivna vrednost napetosti v minutni periodi

I - efektivna vrednost toka v minutni periodi

3.1.7.6 Algoritem za izračun povprečne moči v 15 minutni drseči periodi

3.1.7.6.1 Algoritem za izračun povprečne delovne moči v 15 minutni drseči

periodi

Za potrebe omejevanja se vsako minuto izračuna povprečna delovna moč zadnjih 15

intervalov moči p(t).

kWP

P

n

nt

t15

15

11

15

(4)


27

P15t - Izračunana povprečna delovna moč zadnjih 15 minutnih intervalov moči p(t)

P1t - Izračunana delovna moč v minutnem intervalu

3.1.7.6.2 Algoritem za izračun povprečne navidezne moči v 15 minutni drseči

periodi

Za potrebe omejevanja se vsako minuto izračuna povprečna navidezna moč zadnjih 15

intervalov moči S1t.

kVAS

S

n

nt

t15

15

11

15

(5)

S15t - Izračunana povprečna navidezna moč zadnjih 15 minutnih intervalov moči S1t

S1t - Izračunana navidezna moč v minutnem intervalu

3.1.7.7 Določitev mejnih vrednosti moči glede na nazivno jakost omejevalca toka

3.1.7.7.1 Določitev mejnih vrednosti delovne moči glede na nazivno jakost

omejevalca toka

Mejna moč po fazi za to funkcijo omejevanja se v odvisnosti od nazivne jakosti

omejevalca toka določi na osnovi enačbe 6 in velja za osnovni harmonik.

kWIUkP nfM cos2 (6)

PM - Mejna vrednost delovne moči, ki se glede na efektivno vrednost omejevalca toka

nastavi na števcu in velja za osnovni harmonik.

Uf - Fazna napetost; Uf = 230 V

In - efektivna vrednost omejevalca toka

cos - fazni faktor; cos = 1

k2- Faktor prekoračitve toka In, k2 = 1,1


28

Za trifazne števce, ki ne omogočajo omejevanja po fazah, omogočajo pa skupno

omejevanje se mejna vrednost delovne moči določi po enačbi 5.

kWPP MSM 3 (7)

PMS - Mejna vrednost delovne moči, ki se glede na nazivno jakost omejevalca toka

nastavi na trifaznem števcu, ki ne omogoča omejevanja po fazah

Tabela 3.8: Tabela mejnih vrednosti delovne moči glede na jakost vgrajenega omejevalca

toka

GOSPODINJSKI IN OSTALI ODJEM BREZ MERJENE

MOČI

Mejna delovna moč -

omejevanje po fazi

Mejna delovna moč –

skupno 3f števci

Nazivna jakost

omejevalca toka In

A

PM

kW

PMS

kW

10 2,5 7,5

16 4,0 12,0

20 5,1 15,3

25 6,3 18,9

32 8,1 24,3

35 8,9 26,7

40 10,1 30,3

50 12,7 38,1

63 15,9 47,7


29

3.1.7.7.2 Določitev mejnih vrednosti navidezne moči glede na nazivno jakost

omejevalca toka

Mejna navidezna moč po fazi za to funkcijo omejevanja se v odvisnosti od nazivne jakosti

omejevalca toka določi na osnovi enačbe 8.

kVAPPS MMM95,0cos

(8)

SM - Mejna vrednost navidezne moči, ki se glede na nazivno jakost omejevalca toka

nastavi na števcu

cos - Fazni faktor cos = 0,95

Za trifazne števce, ki ne omogočajo omejevanja po fazah, omogočajo pa skupno

omejevanje se mejna vrednost navidezne moči določi po enačbi 9.

kVASS MSM 3 (9)

SMS - Mejna vrednost navidezne moči, ki se glede na nazivno jakost omejevalca toka

nastavi na trifaznem števcu, ki ne omogoča omejevanja po fazah


30

Tabela 3.9: Tabela mejnih vrednosti navidezne moči glede na jakost vgrajenega

omejevalca toka

GOSPODINJSKI IN OSTALI ODJEM BREZ MERJENE

MOČI

Mejna navidezna moč -

omejevanje po fazi

Mejna navidezna moč –

skupno 3f števci

Nazivna jakost

omejevalca toka In

A

SM

kVA

SMS

kVA

10 2,6 7,9

16 4,2 12,6

20 5,4 16,1

25 6,6 19,9

32 8,5 25,6

35 9,4 28,1

40 10,6 31,9

50 13,4 40,1

63 16,7 50,2

3.1.7.8 Določitev izklopne karakteristike

Števec izvaja izračun moči P1t ali S1t na osnovi porabljene energije v minutni periodi in

nato izračunava povprečno moč P15t ali S15t zadnjih 15 minutnih intervalov moči P1t

oziroma S1t neodvisno od izvajanja tarifnih pravil in morebitne sinhronizacije časa. Nivo

izklopa je opredeljen s prekoračitvijo največje dovoljene mejne moči v tabeli 3.8 (za

primer omejevanja na osnovi merjenja povprečne delovne moči v 15 minutni drseči


31

periodi) ali tabeli 3.9 (za primer omejevanja na osnovi merjenja povprečne navidezne moči

v 15 minutni drseči periodi).

Primer izklopne karakteristike omejevanja na osnovi merjenja povprečne delovne moči v

15 minutni drseči periodi za nastavljeno mejno moč PM=10 kW in časovno dinamiko

porabe električne energije je prikazan v tabeli 3.10.

Tabela 3.10: Primer izklopne karakteristike za nastavljeno mejno moč 10 kW

ČAS

mint

Porabljena

energija v

minutni

periodi

kWhW td1

Izračunana

moč v

minutnem

intervalu

kWP t1

Izračunana povprečna

moč zadnjih 15 minutnih

intervalov

kWP t15

Izklop / blokiran

vklop /

omogočen vklop

1 0,17 10,20 0,68 -

2 0,18 10,80 1,40 -

3 0,19 11,40 2,16 -

4 0,20 12,00 2,96 -

5 0,17 10,20 3,64 -

6 0,18 10,80 4,36 -

7 0,17 10,20 5,04 -

8 0,15 9,00 5,64 -

9 0,17 10,20 6,32 -

10 0,19 11,40 7,08 -

11 0,18 10,80 7,80 -

12 0,19 11,40 8,56 -

13 0,17 10,20 9,24 -

14 0,20 12,00 10,04 Izklop

15 0,00 0,00 10,04 Blokiran vklop

16 0,00 0,00 9,36 Blokiran vklop

17 0,16 9,60 9,28 Omogočen vklop


32

18 0,18 10,80 9,24 -

19 0,21 12,60 9,28 -

20 0,23 13,80 9,52 -

21 0,21 12,60 9,64 -

22 0,19 11,40 9,72 -

23 0,22 13,20 10,00 Izklop


25 0,20 12,00 9,36 Omogočen vklop

26 0,22 13,20 9,52 -

27 0,25 15,00 9,76 -

28 0,27 16,20 10,16 Izklop


V tabeli 3.10 je prikazana izklopna karakteristika na novo vgrajenega števca, ki od

priključitve dalje začne meriti energijo. Po vsaki minutni periodi iz izmerjene energije

izračuna moč P1t in nato še povprečno moč P zadnjih 15 vrednosti moči P15t. Le to pa

primerja z nastavljeno mejno vrednostjo PM. Če je izračunana moč P večja ali enaka PM

števec izklopi odklopnik in blokira možnost vklopa, dokler moč P ne pade pod vrednost

PM. Po priključitvi po prvi minuti imamo samo eno moč P1(t) ostalih 14 je 0 zato je

povprečna moč P zadnjih 15 moči P15t le ena petnajstina izmerjene minutne moči. Po 14

minutah povprečna moč P preseže PM in števec izklopi odklopnik in blokira ponovni vklop

še naslednji 2 minuti, dokler P ni nižji od PM. Diagram časovnega poteka za ta primer je

prikazan na slikah 3.5, 3.6 in 3.7.


33

0,10

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

0,16

0,17

0,18

0,19

0,20

0,21

0,22

0,23

0,24

0,25

0,26

0,27

0,28

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

Slika 3.5: Časovni potek porabljene energije

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

Slika 3.6: Časovni potek porabljene moči


34

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

Slika 3.7: Primer izklopne karakteristike za nastavljeno mejno moč 10 kW

Tabela 3.11: Izklopna karakteristika funkcije merjenja povprečnih moči po fazah v 15

minutni drseči periodi

IZRAČUNANA POVPREČNA MOČ

ZADNJIH 15 MINUTNIH

INTERVALOV

DELOVNA NAVIDEZNA

IZKLOP

VKLOP

P < PM S < SM ni izklopa

P PM S SM izklop

P PM S SM blokiran vklop

P PM S SM omogočen vklop


35

Tabela 3.12: Izklopna karakteristika funkcije merjenja povprečnih moči skupno v 15

minutni drseči periodi

IZRAČUNANA POVPREČNA MOČ

ZADNJIH 15 MINUTNIH

INTERVALOV

DELOVNA NAVIDEZNA

IZKLOP

VKLOP

P < PMS S < SMS ni izklopa

P PMS S SMS izklop

P PMS S SMS blokiran vklop

P PMS S SMS omogočen vklop

3.1.7.9 Selektivnost izklopa

3.1.7.9.1 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne delovne moči v 15 minutni

drseči periodi

V primeru preobremenitve IN I 1,4IN je zagotovljena selektivnost izklopa med glavno

varovalko in odklopnikom, če se faktor moči giblje v mejah, kot ga določajo predpisi 0,95

cos 1. Če je faktor moči bistveno slabši, se še vedno lahko zgodi, da pregori glavna

varovalka. V tem primeru je takšnemu uporabniku omrežja priporočljivo meriti še jalovo

energijo ali uporabiti omejevanje na osnovi povprečne navidezne moči v 15 minutni drseči

periodi.


36

3.1.7.9.2 Omejevanje na osnovi merjenja povprečne navidezne moči v 15 minutni

drseči periodi

V primeru preobremenitve IN I 1,4IN je zagotovljena selektivnost izklopa med glavno

varovalko in odklopnikom, če je izvedeno omejevanje po fazi.

3.1.8 Področja uporabe števcev z odklopniki

V AMI sistemih z uporabo sodobnih sistemskih števcev z odklopniki lahko odklopnik na

merilnem mestu uporabnika omrežja izklopimo na daljavo s pomočjo ukaza iz merilnega

centra. Izklop se lahko izvrši tudi lokalno, ki ga izvede števec na podlagi prekoračitve

enega od nastavljenih atributov omejevanja konične moči ali toka. Vklop izvede uporabnik

s pomočjo tipke na števcu ali tipke nameščene na uporabniku dostopnem mestu.

Sistemski števci in odklopniki morajo ustrezati tudi minimalnim tehničnim zahtevam, ki so

zapisane v prilogi 1.

3.1.8.1 Daljinski izklop

Daljinski izklop iz merilnega centra se izvede v skladu s pogoji, ki jih določajo predpisi in

ima najvišjo prioriteto, zato je ponovni vklop odklopnika na merilnem mestu mogoč le v

primeru, ko števec prejme iz merilnega centra ali lokalno preko optičnega vmesnika

dovoljenje za vklop. Vklop izvede uporabnik s pomočjo tipke na števcu ali tipke

nameščene na uporabniku dostopnem mestu.

3.1.8.2 Nujna oskrba

Če odjemalec v 14 dneh po prejemu obvestila o ustavitvi dobave oziroma odklopu SODO

predloži dokazila, da bi bila ob odklopu ogrožena življenje in zdravje odjemalca in oseb, ki

z njim prebivajo, SODO na podlagi dokazil z dopisom obvesti odjemalca, ali je upravičen


37

do nujne oskrbe. SODO presoja upravičenost do nujne oskrbe na podlagi odločbe pristojne

socialne službe o premoženjskem stanju in določi priključno moč:

- ob upoštevanju ogrevalne sezone ali

- mnenja zdravnika, da oseba iz prejšnjega člena uporablja medicinske naprave,

ki za delovanje potrebujejo električno energijo.

Iz dopisa SODO mora biti razvidno:

- določitev moči, ki je nujno potrebna, da se prepreči ogroženost;

- rok, do katerega je odklop odložen;

- način podaljšanja roka odklopa.

3.1.8.3 Naprava za omejevanje toka in omejevanje konične moči

Odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem je naprava, ki glede na vrsto priključka eno

ali tripolno loči uporabnikove naprave iz distribucijskega omrežja, če so presežene

dopustne vrednosti parametrov, na osnovi katerih se obračunava obračunska moč (omejitve

6.1 in 6.2).

3.2 Komunikacijsko omrežje

Na področju komunikacijskih omrežij se z novimi poslovnimi rešitvami odpirajo nova

področja, ki segajo preko osnovnega okvira proizvodnje, prodaje in distribucije električne

energije. Sistemi avtomatskega odčitavanja števcev in meritve kvalitete električne energije

predstavljajo področje dodatnih storitev. Z ozirom na to, da bi znale biti omenjene dodatne

storitve precej zanimive tudi za zunanje komercialne ponudnike, je potrebno posvetiti zelo

veliko pozornost pravilni zasnovi sistemov. Na osnovi izvedenih in bodočih študij,

pilotskih projektov, testiranj opreme in sistemov, ter na osnovi analiz tržišča je potrebno na

strokoven način določiti meje med sistemi, ki jih bodo postavljala distribucijska podjetja in

tistimi, ki jih bodo zagotavljali komercialni ponudniki storitev.


38

3.2.1 Komunikacijski sistem avtomatskega odčitavanja števcev

AMI sistem je sistem napredne merilne infrastrukture, ki poleg meritev električne energije

omogoča merjenje oziroma registracijo podatkov tudi drugih energentov ter vode. Prednost

merjenja drugih energentov in vode je v tem, da se vsi merilni podatki, ki so skupni za

odjemno mesto zbirajo na enem mestu, iz katerega se potem prenesejo v podatkovni

center.

Prva koncentracija podatkov se zgodi v električnem števcu, kjer se podatkom meritev

električne energije pripišejo tudi merilni podatki M-Bus števcev drugih energentov in

vode. Električni števec vse podatke oblikuje v datoteko, ki jo nato pošlje do podatkovnega

koncentratorja v TP, kjer se zgodi koncentracija podatkov vseh števcev na isti

transformatorski postaji. Do podatkov v koncentratorju podatkovni center lahko dostopa

preko različnih komunikacijskih vmesnikov z uporabo protokolov FTP ali WebService.

Sistem omogoča širok spekter prednosti, ki jih je možno pridobiti. Sistem prispeva k

izboljšanju nadzora in kvalitete meritev, saj so vse merilne naprave nadzorovane iz

podatkovnega centra, vsak nepooblaščen poseg v del sistema pa je evidentiran. Možno je

spremeniti način obračuna ali moč odjema in v končni fazi tudi vzpostaviti komunikacijo s

stranko.

Z uporabo urnih ali dnevnih meritev je mogoče izvajati razne analize, s primerjavo meritev

s sumarnimi v TP pa je možno ugotoviti tudi izgube v omrežju in morebitno krajo odjema.

Sistem je odprt in je zasnovan tako, da omogoča razvoj novih storitev, ki bi bile zanimive s

področja tako tehničnega, kot tudi komercialnega vidika.

3.2.2 Sistem avtomatskega obvladovanja obratovalnih meritev

Prvi korak na poti do celovitega obvladovanja obratovalnih meritev je, da v podjetju

opredelijo njihovo uporabno vrednost. Komu so obratovalne meritve potrebne? Kako

morajo biti podatki pripravljeni, da jih je najenostavneje uporabiti? V naslednjih poglavjih

je na kratko predstavljena uporaba obratovalnih meritev za potrebe razvoja distribucijskega

omrežja, obratovanja in vzdrževanja, kontrole odjema EE in spremljanja kakovosti EE.


39

3.2.2.1 Razvoj distribucijskega omrežja

Rezultati obratovalnih meritev so nepogrešljivi pri načrtovanju distribucijskega omrežja,

saj so osnova izračuna pretokov moči, koničnih obremenitev, zasedenosti transformacije,

tehničnih izgub itd. Na podlagi navedenih in drugih parametrov se odloča o potrebi in

načinu ojačitve omrežja ali transformacije na določenem napajalnem območju. Za uspešno

in učinkovito dolgoročno načrtovanje distribucijskega omrežja je pomembna kvalitetna

ocena rasti porabe in koničnih obremenitev na določenem območju. S stališča razvoja

omrežja je ocena bodočih koničnih obremenitev pomembnejša od ocene porabe električne

energije, saj je načrtovanje omrežja neposredno odvisno od koničnih obremenitev. Konične

obremenitve se ocenjujejo za dvoje stanj:

obremenitev TP v času konične obremenitve RTP (za potrebe študije

delovanja in nadaljnje izgradnje RTP),

obremenitev TP v času konične obremenitve izvoda iz RTP (za potrebe

študije napetostnih stanj in zanesljivosti napajanja po posameznih izvodih).

Medtem ko so obremenitve izvodov iz RTP znane, so obremenitve TP ocenjene na podlagi

bolj ali manj natančnih metod, npr. instalirane moči transformatorjev v TP, porabljene

energije odjemalcev priključenih na TP, obremenitvenih diagramov. Z izgradnjo

informacijskega sistema obratovalnih meritev na nivoju TP bi bistveno izboljšali sedanje

grobe ocene koničnih obremenitev TP.

3.2.2.2 Obratovanje in vzdrževanje SN in NN distribucijskega omrežja

DCV kot osrednje informacijsko vozlišče, namenjeno vodenju in vzdrževanju SN omrežja,

ne razpolaga z informacijami o stanju in dogodkih na nivoju TP. Ugotavljanje dejanskega

stanja je tako prepuščeno dežurnemu osebju na terenu. Z razširitvijo zajema obratovalnih

meritev in dogodkov (alarmov) do nivoja TP bi dosegli:

bistveno skrajšanje časa za ugotavljanje vzroka in mesta okvare v omrežju,


40

možnost natančnejšega informiranja in vodenja dežurnih ekip na terenu,

natančnejša statistika dogodkov,

natančnejši izračun kazalcev kakovosti,

boljšo podporo delovanju klicnega centra,

ustreznejšo regulacijo napetosti v SN in NN omrežju

ponujanje dodatnih storitev na trgu.

Vgradnja naprav za nadzor v TP za detekcijo izpadov VN varovalk, izpadov napetosti na

NN zbiralkah in posameznih NN izvodih iz TP, detekcijo vstopa v TP, zajem in prenos

podatkov iz senzorjev tokov kratkega stika ter daljinski vklop/izklop naprav omogoča

distribucijskim podjetjem zagotavljanje podatkov za izgradnjo centra vodenja NN omrežja.

3.2.2.3 Kontrola odjema električne energije

Za distributerja EE je vsekakor zanimiva razlika med električno energijo, ki jo TP oddaja v

NN omrežje in vsoto porabe vseh odjemalcev na NN. Ob upoštevanju nekaterih pogojev

nam razliko predstavljajo tehnične izgube na NN omrežju in eventualni nekontrolirani

odjem (kraja). Pogoji, ki jih moramo upoštevati pri primerjavi porabe so:

- vzpostavljen sistem avtomatskega odčitavanja števcev pri odjemalcih

(AMI),

- ustrezen razred točnosti merilnih naprav,

- enaki merilni metodi AMI sistema (15 minutna povprečja) in sistema

obratovalnih meritev,

- časovna sinhronizacija merilnih naprav, kontrola obračunske moči.

3.2.3 Spremljanje kakovosti električne energije

Z informatizacijo TP SN/0.4kV in vgradnjo ustreznih naprav zagotovimo informacije za

dve kategoriji kakovosti EE, tj. kakovost oskrbe (neprekinjenost dobave) in kakovost

napetosti. Podatke za spremljanje in analizo neprekinjenosti dobave zagotovimo z vgradnjo


41

ustrezne končne postaje oz. naprave, medtem ko podatke o kakovosti napetosti zagotavlja

npr. inštrument MC 760 podjetja Iskra Mis.

3.2.3.1 Podatkovni strežnik obratovalnih meritev

Distribucija želi podatke o obratovalnih meritvah uporabiti za potrebe:

- razvoja,

- obratovanja in vzdrževanja,

- monitoringa kakovosti napetosti,

- kontrolo odjema EE.

Podane morajo biti zahteve za podatkovni strežnik obratovalnih meritev (strojna in

programska oprema). Podatkovni strežnik mora biti vključen v poslovno omrežje

distribucije. Natančno mora biti predstavljen podatkovni model, ki bo omogočil enostaven

dostop do podatkov z različnih aplikacij (GREDOS, aplikacije za izračun parametrov

kakovosti napetosti, kontrole odjema, izračun obremenilnih diagramov …). Posebno

pozornost je potrebno nameniti arhiviranju podatkov (katere podatke je potrebno hraniti

trajno …). Predvideti je potrebno ustrezne mehanizme za zagotavljanje integritete

podatkov ( ravnanje v primeru prekinitve komunikacije, ravnanje z napačnimi podatki …).

3.2.3.2 Parametri meritev

V podatkovni zbirki mora biti vsak parameter opremljen z identifikacijsko številko TP, v

kateri je bil izmerjen. Identifikacijska številka mora biti enaka številki sredstva (npr. TP) v

bazi tehničnih podatkov (BTP). Na ta način je enoumno določeno mesto zajema parametra

v distribucijskem omrežju. Vsem parametrom mora biti pridružen tudi natančen čas in

datum meritve. Za časovno sinhronizacijo vseh merilnikov mora skrbeti nadrejeni merilni

center. Alarmi morajo poleg podatka o točnem času in identifikacijski številki TP

vsebovati tudi podatek o vrsti alarma in o vzroku nastanka, če merilnik to omogoča.


42

3.2.4 Povezava preko mobilnega omrežja

Na sliki 3.8. je prikazana izvedba komunikacije preko mobilnega omrežja. Ena od možnih

izvedb komunikacijske rešitve v TP je uporaba samostojnega GPRS ali UMTS modema.

Modem ima lahko tudi funkcionalnost IP usmerjevalnika. Smiselna je izvedba z dodatnimi

ethernet vrati in dodatnimi serijskimi vrati (RS485). Tip modema je odvisen od vrste

priključitve merilnega inštrumenta (MC860 – ethernet vrata, MI7150 – RS485).

Koncentrator podatkov P2LPC je povezan z modemom preko ethernet povezave. V tistih

transformatorskih postajah, v katerih se ne predvideva vgradnje merilnih centov se za

prenos podatkov uporablja GPRS modem vgrajen v P2LPC.

Slika 3.8: Sistem povezave preko mobilnega omrežja

3.2.5 Povezava preko optičnega omrežja

Ena izmed možnosti prenosa podatkov je uporaba že obstoječega optičnega omrežja v

nekaterih transformatorskih postajah.

V TP se uporablja ethernet stikalo, ki je navzgor (WAN stran) povezano v obstoječe

optično omrežje distribucije. Stikalo zato vsebuje tudi optične vhode. Na stikalo so na

drugi strani (LAN stran) priključeni koncentrator, merilni center in po potrebi naprava za

nadzor.


43

Slika 3.9: Sistem povezave preko optičnega omrežja

3.2.6 Povezava preko WiMax omrežja

V zadnjem času se kot alternativo mobilnemu paketnemu prenosu podatkov

(GPRS/UMTS) ponekod uporablja tudi sistem WiMAX na frekvenčnem področju

450MHz. To področje je za potrebe distribucije zanimivo zaradi velikega področja

pokrivanja tudi znotraj stavb. Problemi predstavlja montažo baznih postaj na zelo visoke

lokacije s katerimi bi lahko dosegli dobro pokritost. Upoštevati je potrebno tudi majhno

število frekvenc, ki so na razpolago in ceno za uporabo frekvenc.

V TP se uporablja ethernet stikalo, ki je navzgor (WAN stran) priključeno na WiMax

modem. Na stikalo so na drugi strani (LAN stran) priključeni koncentrator, merilni center

in naprava za nadzor.


44

WiM

ax 4

50

RS48

5

WiM

Ax

450

ETH

ETH ET

HE

TH

Slika 3.10: Sistem povezave preko WiMax omrežja

3.3 Merilni center

Merilni center je eden izmed ključnih elementov sistema, brez katere je AMI sistem

praktično neuporaben. Sestavljen je iz strojne in programske opreme. Proizvajalci

sistemskih števcev ponujajo celovite rešitve, ki vključujejo tudi ustrezno programsko

opremo. Le ta mora biti dovolj fleksibilna in odprta, da jo je možno enostavno povezati v

sedanje in bodoče informacijske sisteme. V podjetju Elektra Gorenjska smo se odločili za

uporabo programskega paketa SEP2W System, proizvajalca Iskraemeco.

SEP2W System je programski paket za zajem, shranjevanje in obdelavo merilnih podatkov

ter nadzor nad delovanjem vseh elementov merilne infrastrukture (števcev in

koncentratorjev). Je zbirka številnih modulov, vsak modul pa ima svojo lastno

funkcionalnost. Delovanje je zasnovano na odprtih standardih s prilagodljivo zasnovo tako,

da se v prihodnosti lahko modulom dodajo nove funkcije ali pa se v sistem dodajo novi

moduli. Zgradbo sistema prikazuje slika 3.11.

Sistem SEP2W sestavljajo naslednji moduli [13]:


45

1. SEP2 Database – shranjuje vse sistemske podatke

2. SEP2 Core Service – zagotavlja licence, uporabniško upravljanje in druge skupne

funkcije

3. SEP2 Manager – aplikacija za konfiguriranje in nadzor sistema

4. SEP2 Web Portal – omogoča daljinski dostop do sistema s pomočjo HTML.

5. SEP2 Web Service – omogoča daljinski dostop do sistema s pomočjo SOAP in XML

6. SEP2 Meter Access Service – omogoča dostop do merilnikov

7. SEP2 Meter Reading Service – nadzira odčitke merilnikov in shranjuje zbrane podatke

8. SEP2 Scheduler Service – omogoča avtomatsko izvajanje opravil preko uporabe

definicij delovnega toka (workflow)

9. SEP2 Report Service – podpira različne izračune in ravnanje s podatki

10. SEP2 Listener Service – na različnih kanalih posluša, če so prisotni alarmi merilnikov

11. SEP2 Alarm Service – shranjuje alarme merilnikov in podpira alarmna opozorila

12. SEP2 Messaging Service – omogoča avtomatski izvoz in uvoz sistemskih podatkov

13. SEP2 Validation Service – omogoča vrednotenje zbranih podatkov

14. SEP2 Prepayment – omogoča nakup energije za predplačilno napravo

Programska oprema uporablja odprte standarde in prilagodljivo zasnovo tako, da se v

prihodnosti lahko modulom dodajo dodatne funkcije ali pa se dodajo novi moduli.

Slika 3.11: Zgradba sistema SEP2W


46

Ena od glavnih prednosti nove programske opreme je odprtost in prilagodljivost ter

možnost širitve nabora funkcij.

Zajem merilnih podatkov je v novem programu veliko bolj prilagodljiv. Za vsako vrsto

rezultata je mogoče sestaviti operacijo za zajem podatkov, operacije pa lahko kasneje

povezujemo v opravila. Znotraj opravila je mogoče povezati neomejeno število operacij za

branje podatkov in spremembo parametrov. Na ta način lahko v enem koraku prenesemo

merilne podatke v center, preverimo nastavitve odklopne naprave in jih po potrebi tudi

spremenimo.

Velika prednost je tudi v nadzoru sistema merilnih naprav, ki omogoča kontrolo porabe in

kontrolo posegov v merilne naprave. Prav tako nam omogoča spremembo tarifnih časov,

kontrolo ure in datuma, funkcijo limitacije in kontrole obračunske moči, nastavitev

prikazovalnika podatkov in drugih nastavitev. Za nastavitev števcev fizični dostop do

števca ni več potreben, edini pogoj je zagotovljena komunikacijska povezava med števcem

in merilnim centrom.

Sistem omogoča tudi zajem izmerjenih vrednosti števcev drugih energentov in vode. Glede

na nameščeno opremo števcev je možno tudi krmiljenje ventila na dovodu energenta ali

vode.

Elektro Gorenjska tudi aktivno sodeluje pri nadaljnjem razvoju programskega paketa

SEP2W System. Poudarek je na naboru funkcionalnosti, ki so zahtevane s strani predpisov

oz. zakonodaje, kot na primer priprava obračunskih podatkov ter obdelava in posredovanje

merilnih podatkov za potrebe trga z električno energijo. Prav tako se predvideva možnost

Download - NAPREDNI SISTEM MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE · Napredni sistem merjenja električne energije V NTA (ang.: Netherland tehnical agreement), Nizozemski tehnični sporazum OBIS (ang.:

Top Related