Urzeczywistnienie idei zdalnego, inteligentnego opomiarowania odbiorców energii elektrycznej wymaga sprawnego działania przede wszystkim w dwóch obszarach: technologii i prawa [5]. W pierwszym z nich prowadzone są obecnie badania funkcjonalności technologicznych liczników i obsługujących je systemów sieciowych, w ramach projektów instalacji pilotażowych różnych operatorów OSD oraz w ośrodkach badawczo-rozwojowych technik informacyjnych, automatyki przemysłowej i budynkowej, sieci teleinformatycznych [3,7,8,10]. W kwestiach prawnych – stosowanych ustaw, rozporządzeń i zaleceń, również pojawia się wiele projektów, stanowisk, uwag, będących aktualnie przedmiotem dyskusji ekspertów branżowych i różnych instytucji społecznych. Wypracowanie odpowiednich założeń prawnych oraz standardów technologicznych pozwoli już w niedługim czasie na podjęcie praktycznych działań, zmierzających do realizacji systemów zdalnego opomiarowania odbiorców – smart meteringu, jako pierwszego etapu organizacji zaawansowanych, inteligentnych sieci elektroenergetycznych – smart grid.

Obecnie nie są jeszcze ustalone ostatecznie żadne standardy w zakresie konstrukcji tzw. inteligentnych liczników, dostępnych w nich interfejsów komunikacyjnych oraz rozwiązań sieciowych, dedykowanych do transmisji danych.

Technologie
    Obecnie nie są jeszcze ustalone ostatecznie żadne standardy w zakresie konstrukcji tzw. inteligentnych liczników, dostępnych w nich interfejsów komunikacyjnych oraz rozwiązań sieciowych, dedykowanych do transmisji danych. Jak już wspomniano, wciąż prowadzone są i rozwijane projekty instalacji pilotażowych, o których niejednokrotnie pisano już na łamach magazynu „Energetyka Cieplna i Zawodowa”. W efekcie ich realizacji rodzą się pomysły na wykorzystanie różnego typu technologii i rozwiązań technicznych, zależnie od specyfiki danego regionu województwa czy gminy, stopnia koncentracji ludności i zagęszczenia odbiorców, dostępności istniejącej na danym obszarze infrastruktury systemów teleinformatycznych, komunikacyjnych i sieciowych [2,4,5,15]. Pomysły te i doświadczenia wykorzystywane są do kreowania wizji organizacji technicznej i funkcjonalnej przyszłych systemów zdalnego opomiarowania. Między innymi w oparciu o nie w marcu bieżącego roku Zespół ds. AMI Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) opublikował propozycję wymagań technicznych dotyczących liczników komunalnych, liczników bilansujących i koncentratorów danych. Opracowana specyfikacja odzwierciedla bieżącą wiedzę i doświadczenie w zakresie wdrażania systemów AMI [13]. W opracowaniu tym wskazano propozycje wymogów dotyczących parametrów technicznych liczników, interfejsów komunikacyjnych oraz funkcjonalności, w tym między innymi:
• Konieczność dokonywania pomiarów energii czynnej i biernej dwukierunkowo,
• Konieczność pomiaru wartości skutecznych napięć, prądów i mocy chwilowych,
• Możliwość nastaw okresów uśredniania (1-60 min) i rejestracji profili zużycia,
• Wykrywanie i rejestracja wybranych zdarzeń na linii zasilającej i u odbiorcy,
• Prezentowanie danych na wyświetlaczu licznikowym,
• Kilka interfejsów komunikacyjnych: łącze optyczne do komunikacji lokalnej; port USB do przyłączania specjalnych modułów zewnętrznych; moduł PLC do komunikacji z siecią rozległą.

    Obecnie propozycje te są przedmiotem dyskusji branżowej. Widać jednak wyraźnie tendencję do wykorzystania na poziomie lokalnym, u odbiorcy, interfejsu komunikacji danych przez sieć energetyczną, przynajmniej do miejsca lokalizacji koncentratorów danych, z którymi komunikacja na kolejnych poziomach może być już realizowana zdalnie przez np. sieci GSM lub tradycyjną infrastrukturę sieci teleinformatycznych (ethernet, internet). Warto tu podkreślić, iż wzorem instytucji i podmiotów amerykańskich [9,11], w dalszych działaniach należałoby koncentrować się na tym, by wykreować jednolite standardy komunikacyjne, z alternatywą wyboru technologii, zależnie od specyfiki określonej lokalizacji odbiorcy lub grup odbiorców. Istotnym elementem może być również możliwość wykorzystania infrastruktury systemów automatyki budynkowej i BMS, w szczególności w dużych biurowcach, budynkach komercyjnych i użyteczności publicznej [3,5,7].

Kwestie prawne
    W gremiach ministerialnych i branżowych trwają obecnie intensywne prace, zmierzające do wykreowania odpowiednich zapisów prawnych i rozporządzeń wykonawczych, umożliwiających realizację systemu zdalnego opomiarowania oraz w szerszej perspektywie – inteligentnych sieci elektroenergetycznych. W obszarze legislacyjnym konieczne jest rozpatrywanie tych kwestii wspólnie, ze względu na wielowątkowość tematyki sieci inteligentnych - smart grid, dla której smart metering jest właśnie jednym z wątków, być może istotniejszym od innych, ale nie może być on rozpatrywany w oderwaniu od pozostałych. Dlatego też słusznym wydaje się przyjęty kierunek prac; w pierwszym rzędzie zmiana ustawy Prawo energetyczne i opracowanie założeń tzw. ustawy o inteligentnych sieciach w ramach tej nowelizacji. Główne cele tej regulacji prawnej, na jakie wskazują ustawodawcy, to [1]:
• Ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc i zapewnienie zbilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego,
• Rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej dzięki wprowadzeniu rozliczeń według rzeczywistego profilu zużycia, ułatwieniach w zmianie sprzedawcy,
• Zapewnienie informacji o bieżącym zużyciu energii i mediów,
• Ograniczenie podwyżek cen energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego dzięki wdrożeniu nowych mechanizmów konkurencyjnych na rynku energii elektrycznej.

    Znaczenie ich podkreśla również dokument: „Koncepcja dotycząca modelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem wymagań wobec Operatora Informacji Pomiarowej”, poddany już weryfikacji po dyskusji społecznej, a opublikowany przez Prezesa URE. Postulowany model jest wypełnieniem koncepcji smart grid, która – jak już wspomniano wcześniej – zakłada nieskrępowany, dwukierunkowy przepływ informacji pomiędzy podmiotami rynku energii elektrycznej. Informacja ta służy optymalnemu wykorzystaniu infrastruktury systemu elektroenergetycznego, zapewniając odbiorcom zarówno większą pewność zaopatrzenia w energię elektryczną, jak i korzyści ekonomiczne. Przedmiotem szczególnej troski są odbiorcy, którzy mają stać się aktywnymi graczami w systemie, przy zachowaniu odpowiedniego poziomu ich niezależności i prawa do dysponowania danymi o konsumpcji i zapotrzebowaniu.
    Świadomy odbiorca powinien mieć możliwość wyboru dostawcy energii oraz sprzedaży wygenerowanej przez siebie energii (np. ze źródeł odnawialnych) do systemu – pełniąc rolę tzw. prosumenta. By jednak było to możliwe, konieczne jest wprowadzenie ustawy o źródłach odnawialnych, z zapisami regulującymi możliwość ich dołączania do sieci energetycznej, wykorzystania lokalnego i globalnego itd. Ponadto, we wspomnianej koncepcji zwraca się uwagę na fakt, iż nowoczesne systemy inteligentnych sieci powinny wpłynąć na bezpieczeństwo i niezawodność dostaw energii do odbiorców [16,17].
    Złożoność tematyki od strony prawnej ilustruje dobrze dyskusja społeczna dotycząca zapisów projektu wspomnianych zmian w Prawie energetycznym. Na przykład, przedstawiciele PTPiREE w swoich uwagach podkreślają między innymi pominięcie w projekcie ustawy kwestii rozwoju mikrogeneracji u odbiorców (np. małe układy kogeneracyjne), która również nie jest jednoznacznie rozwiązana w przygotowywanej ustawie o OŹE. W odniesieniu do inteligentnych liczników energii elektrycznej i budowy systemów smart meteringu porusza się między innymi kwestię konieczności ich instalacji w wymiarze co najmniej 80% odbiorców do roku 2020 oraz kosztów montażu i podłączenia nowych urządzeń pomiarowych, które powinny być poniesione w całości przez OSD [14]. Takie zapisy są bardzo kontrowersyjne dla wielu przedstawicieli branży energetycznej, zwłaszcza wytwórców i dostawców energii, których interesy ekonomiczne stoją w jawnym konflikcie z lansowaną ideą aktywizacji odbiorców, wprowadzenia możliwości lokalnej generacji energii, rozwoju niezależnych, lokalnych elektrowni – niejednokrotnie bazujących na źródłach odnawialnych. Na konflikt ten wskazuje też wielu ekspertów, podkreślając jednocześnie konieczność wypracowania odpowiedniego kompromisu, który pozwoli na spełnienie wymogów Unii Europejskiej, współczesnego rynku energii oraz rozwoju nowoczesnych technologii generacyjnych [1,6].

* * *

    W niniejszym artykule zebrano kilka informacji o kluczowych, aktualnych zagadnieniach związanych z wdrożeniem systemów zdalnego opomiarowania zużycia energii elektrycznej zarówno w obszarze technologicznym, standardów komunikacji danych, jak i prawnym. W obu z nich obserwowany jest ciągły rozwój i dyskusje, jednak, jak wskazano w tekście, kierunek ostateczny wydaje się jednoznaczny i nieunikniony. Potwierdzają to również najnowsze wypowiedzi Prezesa URE, który zaznacza, iż Polska weszła w drugi z czterech etapów wdrażania inteligentnych sieci. Najpierw były pomysły, czy i jak wprowadzić to rozwiązanie dla polskich odbiorców, jakie powinno przynosić korzyści i jakie powinno mieć funkcjonalności. Teraz rozpoczynają się projekty pilotażowe, które w ciągu następnych sześciu lat będą dofinansowane z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Zakłada się w nich wymianę standardowych liczników mediów energetycznych (prądu, ciepła i ciepłej wody) oraz gazu na inteligentne. Modernizowana będzie również sieć telekomunikacyjna, dla zapewnienia zdalnego odczytu, rejestracji pomiarów i działań zwrotnych. – Wszystko to trzeba w ramach II fazy przetestować, by wejść do fazy III – mówi prezes Woszczyk, czyli do ewentualnej zmiany pierwotnej koncepcji. W fazie IV uczestnicy rynku powinni przyjąć szczegółowy harmonogram wdrażania inteligentnego pomiaru i sieci w konkretnych etapach. Wymiana sieci u co najmniej 80 proc. odbiorców powinna zakończyć się w ciągu ośmiu lat [12]. Najbliższe kilka lat będzie więc decydujące w kwestiach wdrożenia inteligentnego opomiarowania i przygotowań do wdrożenia koncepcji inteligentnych sieci elektroenergetycznych.

Autor:  dr inż. Andrzej Ożadowicz, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 7-8/2012

Źródło fot.: www.photogenica.pl

Bibliografia:
1 Czerwiński A.: Przygotowywane prawo energetyczne - projekt ustawy o inteligentnych sieciach. Seminarium "Uwarunkowania wdrażania smart meteringu - problemy prawne, technologiczne, społeczne". 12.04.2012 Warszawa.
2 Czyżewski R.: Doświadczenia w zakresie wdrażania smart grid. Energa Operator, Polski Kongres Gospodarczy, Warszawa, 6-8 marca 2012.
3 Noga M., Ożadowicz A., Grela J.: Efektywność energetyczna i smart metering – nowe wyzwania dla systemów automatyki budynkowej. Biuletyn Techniczny SEP; ISSN 1426-742X. Kraków 2011, nr 4.
4 Nowak L.: Ładowanie inteligencji w sieć. Energetyka Cieplna i Zawodowa; ISSN 1734-7823. – Racibórz, 2011, nr 6.
5 Ożadowicz A.: Smart Grid – jak to wdrożyć? Cz. 1. Technologie i pierwsze wdrożenia, Cz. 2. Kwestie społeczne i prawne. Energetyka Cieplna i Zawodowa; ISSN 1734-7823. – Racibórz, 2011, nr 3 i 4.
6 Ożadowicz A.: Uwarunkowania społeczne i ekonomiczne wdrażania mart meteringu. Seminarium "Uwarunkowania wdrażania smart meteringu - problemy prawne, technologiczne, społeczne". 12.04.2012 Warszawa.
7 Praca zbiorowa pod red. Mariana Nogi: AutBudNet: sieć certyfikowanych laboratoriów oceny efektywności energetycznej i automatyki budynków: standardy – laboratoria – certyfikacja: technologia LonWorks®: PN-EN ISO/IEC 14908. Kraków: Projekt AutBudNet 2011. — ISBN 978-83-933483-0-5.
8 Strona WWW: Echelon Corporation (USA); platforma sprzętowa dla systemów Smart Metering. http://www.echelon.com/applications/smart-metering/
9 Strona WWW: LONMark International; NIST Smart Grid Project. http://www.lonmark.org/connection/solutions/energy/
10 Strona WWW: LonMark International; projekt Smart Grid – organizacja, standaryzacja. http://www.lonmark.org/connection/solutions/energy/
11 Strona WWW: National Institute of Standards and Technology – NIST; NIST Releases Final Smart Grid 'Framework 2.0' Document. http://www.nist.gov/smartgrid/framework-022812.cfm
12 Strona WWW: ONET biznes; Inteligentne liczniki prądu już w fazie testów. Dzięki nim mają spaść ceny; http://biznes.onet.pl/inteligentne-liczniki-pradu-juz-w-fazie-testow-dzi,18567,5187934,1,news-detal
13 Strona WWW: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej – Smart Metering – Stanowisko Zespołu PTPiREE ds. AMI: 1. Opis wymagań funkcjonalnych - Liczniki 1-fazowe i 3-fazowe 2. Opis Wymagań Funkcjonalnych - Liczniki Bilansujące, 3. Opis wymagań funkcjonalnych – Koncentrator. http://www.ptpiree.pl/?d=11&s=smartmetering
14 Strona WWW: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Uwagi PTPiREE do projektu ustawy Prawo Energetyczne. 22 stycznia 2012, http://www.ptpiree.pl/index.php?d=0&a=detal&ia=286
15 Ułanowicz T., Zalewski P.: Ocena pilotażowego projektu systemu zdalnego odczytu odbiorców w technologii PLC realizowanego w ENEA Operator. Energetyka, nr 9/2011.
16 Urząd Regulacji Energetyki: „Koncepcja dotycząca modelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem wymagań wobec Operatora Informacji Pomiarowej”, Warszawa 9.05.2012.
17 Urząd Regulacji Energetyki: „Stanowisko Prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSD E inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji celu oraz proponowanych mechanizmów wsparcia przy postulowanym modelu rynku”, Warszawa 31.05.2011.