v slovenskem distribucijskem ees

Transcription

ELEKTROIN{TITUT MILAN VIDMAR
In[titut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo
Ljubljana
ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA
MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V
SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES
Študija št. 2031
Ljubljana, junij 2011
In[titut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo
Ljubljana
ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA
MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V
SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES
Študija št. 2031
Direktor:
Ljubljana, april 2011
dr. Boris ŽITNIK univ. dipl. inž. el.
Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije v slovenskem distribucijskem EES
Študija št.: 2031. Ljubljana, 2011
SI - 1000 Ljubljana, Hajdrihova 2
tel. +386 (0)1 474 3601
fax. +386 (0)1 425 3326
Oddelek za vodenje in delovanje elektroenergetskih sistemov
© Elektroinštitut Milan Vidmar, 2011.
Vse pravice pridržane. Nobenega dela dokumenta se brez poprejšnjega pisnega dovoljenja
avtorja ne sme ponatisniti, razmnoževati, shranjevati v sistemu za shranjevanje podatkov ali
prenašati v kakršnikoli obliki ali s kakršnimikoli sredstvi. Objavljanje rezultatov dovoljeno le
z navedbo vira.
iv
Izvajalec:
ELEKTROINŠTITUT MILAN VIDMAR
Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo
Ljubljana, Hajdrihova 2
Naročnik:
SODO d.o.o.
Maribor, Minařikova ulica 5
Številka pogodbe:
46/2009
Številka študije:
2031
Naslov študije:
Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne
energije (AMI) v slovenskem distribucijskem EES
Nosilec pogodbe izvajalca:
Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el.
Izdelovalci študije:
Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el.
Gregor Omahen, mag., univ. dipl. ekon.
mag. Dejan Matvoz, univ. dipl. inž. el.
dr. Janko Kosmač, univ. dipl. inž. el.
Sodelovali:
Peter Ceferin, univ. dipl. inž. el.
Spremljevalci:
dr. Ivan Šmon, univ. dipl. inž. el.
mag. Igor Podbelšek, univ. dipl. inž. el.
Obseg študije:
200 strani
Datum izdelave:
april 2010, posodobitev junij 2011
v
ZGODOVINA DOKUMENTA
Različica Datum
Spremembe
1.0
30.04.2010 Izvorna različica.
2.0
19.06.2011 Posodobitev obstoječih poglavij glede na novosti (nove
tehnologije, vloge, standardizacijo, cene) v preteklem letu:
• Uvod
• Stanje v tujini
• Postavitev tehničnih kriterijev za sistem AMI in Tehnični
kriteriji za sistem
• Pregled primernih tehničnih rešitev in Opis izbrane
tehnologije
• Projekt uvedbe sistema AMI (vsaj dve varianti: masovna
uvedba in zamenjava po »naravni« poti)
• Ekonomska analiza (vsaj dve varianti: masovna uvedba in
zamenjava po »naravni« poti)
• Zaključki
Nove teme - poglavja oziroma podpoglavja:
• Definicije
• Problematika kakovosti napetosti v distribucijskem
omrežju
• Upravljanje s podatki in varovanje podatkov
• Ozaveščanje in obveščanje javnosti, pridobivanje podpore
javnosti
• PRILOGA B – vhodni parametri ekonomskega modela
Združitev zvezka I in II v en dokument. Preureditev strukture
študije.
vi
POVZETEK
Študija podaja pregled obstoječega stanja na področju števčnih meritev v slovenskih
distribucijskih podjetjih in pregled že izvedenih projektov naprednega merjenja električne
energije (AMI) in pripadajočih informacijskih rešitev v merilnih centrih. Podan je tudi pregled
stanja za nekatere evropskih države, ki so te sisteme že uvedle, ali pa jih uvajajo, oziroma
uvedbo načrtujejo. Študija obravnava tehnične in tehnološke kriterije in zahteve do sistema
AMI, ki pridejo v poštev za slovenski distribucijski EES. Podan je tudi pregled slovenske in
evropske zakonodaje s tega področja in izpostavljene so pomanjkljivosti le-te v smislu ovir
pri uvedbi sistema AMI oziroma nekaterih njegovih funkcij. Predstavljene so tehnične rešitve
in možnosti uporabe sistema, ter izpostavljene rešitve primerne za slovenski EES. Podana je
analiza stroškov in koristi uvedbe AMI za področje cele Slovenije, ter ocena okoljskih
učinkov.
Ključne besede: napredno merjenje, napredna merilna infrastruktura, energetska
informacijska infrastruktura, AMI, AMM, AMR, sistemski števec, pametni
števec, učinkovita raba energije, upravljanje s porabo, DSM
ABSTRACT
Analysis of the effects of Advanced Metering Infrastructure
on Slovenian Distribution Power System
The study provides an overview of the current state of electric power consumption metering
in Slovenian utilities, and review of existing projects in the field of advanced metering
infrastructure (AMI) and related IT solutions in data centres. It gives an overview of the
situation in some of the European countries that already have such systems, are in the process
of implementation, or are planning the implementation. The study addresses the technical and
technological criteria and requirements for AMI systems, which are relevant for the Slovenian
power system distribution. An overview of the Slovenian and European legislation in this area
is also given focusing on the barriers for the introduction of AMI or some of its functions.
Study also analyses technical solutions and possibilities of the system. A solution suitable for
the Slovenian power system is recommended. Study is finished with a cost-benefit analysis of
the AMI system for Slovenia and assessment of environmental effects.
Keywords: smart metering, Advanced Metering Infrastructure, AMI, AMM, AMR, smart
meter, energy end-use efficiency, demand side management, demand response,
DSM
vii
Predmet: ŠTUDIJSKA NALOGA
Naslov naloge:
Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije
(AMI) v slovenskem distribucijskem EES
Utemeljitev naloge:
Napredni sistemi za merjenje porabe energije ponujajo veliko več od samega merjenja in
posredovanja merilnih podatkov o porabi električne energije. S svojimi dodatnimi funkcijami
predstavljajo eno od osnovnih energetskih informacijskih infrastrukturnih tehnologij (AMI Advanced Metering Infrastructure), ki med drugimi omogoča:
•
delovanje resnično konkurenčnih in transparentnih trgov z energijo,
•
učinkovito rabo energije,
•
razvoj inovativnih energetskih storitev,
•
izvedbo in delovanje elektroenergetskih sistemov bodočnosti (SmartGrids),
•
nadzor nad porabo drugih energentov (zemeljski plin, toplota) in vode.
AMI sistemi so namenjeni predvsem za merjenje in upravljanje porabe gospodinjstev in
poslovnih odjemalcev na široki potrošnji, se pa lahko določene funkcionalnosti uporabljajo
tudi pri ostalih odjemalcih.
Evropska unija (EU) si je postavila strateške cilje glede učinkovite rabe končne energije in
zmanjševanja emisij toplogrednih plinov. Predvsem zaradi klimatskih sprememb so marca
2007 ministri EU pozvali države članice k uresničitvi "3x20" cilja, ki vsebuje:
•
zmanjšanje porabe energije za 20% do leta 2020;
•
zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 20% do leta 2020 in
•
povečanja deležev obnovljivih virov za 20% do leta 2020.
Prihodnje direktive EU s področja energetike bodo zagotovo usmerjene k doseganju teh
visoko zastavljenih ciljev. AMI sistemi lahko veliko pripomorejo k uresničitvi le-teh, saj
omogočajo:
•
varčevanje z energijo, oziroma učinkovitejšo rabo le-te;
•
upravljanje s porabo, kar ima za posledico zmanjševanje konične moči, boljši
izkoristek in posledično manjšo uporabo okolju obremenjujočih virov
električne energije;
•
osnovno merilno infrastrukturo za učinkovito vključevanje mikrogeneracijskih
naprav (na primer fotovoltaike) v električno omrežje.
Vsaka naložba je smiselna le, če so koristi, ki jih z njo pridobimo, večje od stroškov naložbe.
Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema je zato nujna. V njej je treba obravnavati
prehod iz današnje situacije, kjer nimamo AMI števcev, v stanje, kjer so vsi odjemalci
viii
opremljeni s sistemskimi števci. Prav tako je treba določiti vpliv teh sistemov na učinkovito
rabo energije in zmanjšanja izpustov toplogrednih plinov.
Nekaj večjih AMI projektov: v Evropi sta na sistem AMM že prešli Italija (poslovna
odločitev podjetja ENEL) in Švedska (zakonsko predpisan s strani vlade). Trenutno prehod na
vzpodbudo regulatorja poteka na Nizozemskem, kmalu pa se ji bosta pridružili tudi Velika
Britanija in Francija.
Program naloge:
I. faza: Analiza učinkov
1. Pregled in analiza obstoječega stanja števčnih meritev v slovenskem distribucijskem
EES;
2. Analiza obstoječih AMI v slovenskem distribucijskem EES;
3. Tehnične in tehnološke zahteve za sistem AMI;
4. Analiza EU in slovenske zakonodaje, ki opredeljuje napredno merjenje in morebitne
potrebne spremembe zakonodaje;
5. Postavitev tehničnih kriterijev za AMI:
•
prenosni telekomunikacijski mediji,
•
potrebne kapacitete za prenos podatkov in druge zahteve (točnost,
razpoložljivost, zanesljivost),
•
vključitev odčitavanja drugih energentov in vode (»multi-utility«),
•
informacijska varnost in zaščita podatkov,
•
vključitev v centralni merilni sistem,
•
vključitev v sistem vodenja,
•
aplikacije krmiljenja odjema (DSM / DR);
6. Pregled primernih tehničnih rešitev;
7. Uporaba AMI sistema (vodenje odjema - DSM/DR), informiranje odjemalcev, uporaba
za odčitavanje porabe drugih energentov in vode,…);
8. Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema AMI ter postavitev kriterijev za uvajanje;
9. Izbira primernega modela za slovenski DEES;
10. Ocena okoljskih učinkov (zmanjšanje porabe, nižji izpusti CO2,…).
II. faza: Projekt vpeljave AMI v slovenski DEES
1.
2.
3.
4.
Opis izbrane tehnologije;
Opredelitev uporabnikov sistema AMI;
Združljivost z obstoječimi sistemi (merilni centri in centri vodenja);
Morebitne potrebne prilagoditve obstoječih centrov in druge infrastrukture. Kadrovske
zahteve za uspešno izvedbo projekta;
5. Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja;
6. Ocena potrebnih finančnih sredstev.
ix
x
VSEBINA
UVOD ..................................................................................................................................................... 1
DEFINICIJE ........................................................................................................................................... 3
1 PREGLED IN ANALIZA OBSTOJEČEGA STANJA ŠTEVČNIH MERITEV V
SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES ........................................................................................ 4
1.1
Pregled stanja merilnih in krmilnih naprav.............................................................................................. 4
2
PREGLED STANJA V TUJINI ................................................................................................... 8
2.1
Italija ....................................................................................................................................................... 8
2.2
Švedska ................................................................................................................................................... 9
2.3
Nizozemska ........................................................................................................................................... 10
2.4
Velika Britanija ...................................................................................................................................... 11
2.5
Francija ................................................................................................................................................. 12
2.6
Španija .................................................................................................................................................. 12
3
ANALIZA OBSTOJEČIH AMI PROJEKTOV V SLOVENSKEM DEES ............................ 13
4
OPREDELITEV UPORABNIKOV SISTEMA AMI ............................................................. 14
4.1
Odjemalci oziroma uporabniki omrežja................................................................................................. 14
4.2
Sistemski operater distribucijskega omrežja ......................................................................................... 15
4.3
Dobavitelji električne energije .............................................................................................................. 15
4.4
Regulator .............................................................................................................................................. 15
4.5
Dobavitelji plina, vode in daljinske toplote ........................................................................................... 16
4.6
Ponudniki naprednih energetskih storitev ............................................................................................ 16
5
SPLOŠNE ZAHTEVE DO SISTEMA AMI ............................................................................ 17
5.1
Zahteve distribucijskih in tržnih podjetij ............................................................................................... 17
xi
5.1.1
5.1.2
Zahteve za izvajanje poslovnih funkcij ............................................................................................... 17
Zahteve za izvajanje tehničnih funkcij ............................................................................................... 20
5.2
Zahteve gospodinjskih odjemalcev električne energije ......................................................................... 21
5.3
Zahteve regulatorja ............................................................................................................................... 22
5.4
Zahteve EU ............................................................................................................................................ 23
5.5
Minimalne funkcionalne zahteve za sistem AMI ................................................................................... 24
6
POSTAVITEV TEHNIČNIH KRITERIJEV ZA AMI ........................................................... 25
6.1
Metrološke zahteve .............................................................................................................................. 25
6.2
Oprema merilnih mest .......................................................................................................................... 25
6.3 Tržni model ........................................................................................................................................... 26
6.3.1
Nizozemski model (NTA-8130 in DSMR) ............................................................................................ 26
6.3.2
OPEN meter model ............................................................................................................................ 27
6.3.3
Model najema informacijskih storitev ............................................................................................... 28
6.3.4
Slovenski tržni model ......................................................................................................................... 29
6.4
Performančne zahteve .......................................................................................................................... 31
6.5
Vključitev odčitavanja porabe drugih energentov in vode (»multi-utility«) .......................................... 32
6.6 Merilni centri v distribucijskih podjetjih ................................................................................................ 33
6.6.1
Potrebne prilagoditve obstoječih merilnih centrov in centrov vodenja ............................................ 33
6.7
Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov ................................................................................. 34
6.8
Povezava s sistemom vodenja .............................................................................................................. 35
6.9
Uporaba sistema AMI za spremljanje kakovosti oskrbe ........................................................................ 37
6.10
Infrastruktura za upravljanje s porabo (DSM/DR) ............................................................................. 37
6.11
Informacijska varnost in zaščita podatkov ........................................................................................ 37
6.12
Interoperabilnost ............................................................................................................................. 38
6.12.1
M/441 ............................................................................................................................................ 38
6.12.2
Industrijska združenja ................................................................................................................... 39
6.12.3
Zahteve za Slovenijo ...................................................................................................................... 39
6.13
Življenjska doba ................................................................................................................................ 39
6.14
Sinhronizacija ure ............................................................................................................................. 40
6.15
Problematika kakovosti napetosti v distribucijskem omrežju ........................................................... 40
xii
7
UPRAVLJANJE IN VAROVANJE OSEBNIH PODATKOV ................................................ 43
7.1
Splošno o varovanju osebnih podatkov................................................................................................. 43
7.2
Koncept vgrajene zasebnosti (ang. Privacy By Design) .......................................................................... 44
7.3
Zasebnost v primeru sistema AMI ......................................................................................................... 45
8
PREGLED PRIMERNIH TEHNIČNIH REŠITEV ............................................................... 48
8.1
Arhitektura sistema .............................................................................................................................. 48
8.2 Merilna mesta ....................................................................................................................................... 49
8.2.1
Pametni števci - sistemski števci ........................................................................................................ 49
8.2.2
Priključitev števcev ostalih energentov (»multi-utility«) ................................................................... 51
8.2.3
Povezava s hišnim omrežjem ............................................................................................................. 54
8.3 Komunikacijska omrežja ....................................................................................................................... 55
8.3.1
PLC / DLC in BPL – komunikacija po energetskih napajalnih vodih .................................................. 56
8.3.2
Mobilno omrežje (GSM/GPRS/UMTS) ............................................................................................... 62
8.3.3
WiMAX omrežje ................................................................................................................................. 63
8.3.4
ZigBee omrežje................................................................................................................................... 64
8.3.5
Brezžično širokopasovno dostopovno omrežje (Broadband Wireless Access - BWA) ....................... 65
8.3.6
Brezžična zankasta omrežja (Wireless Mesh Networks – WMN)....................................................... 66
8.3.7
Druga omrežja .................................................................................................................................... 67
8.4
Koncentratorji ....................................................................................................................................... 68
8.5 Merilni center ....................................................................................................................................... 68
8.5.1
MDMS (Meter Data Management sistem) ........................................................................................ 68
8.6 Podatkovni modeli ................................................................................................................................ 70
8.6.1
DLMS/COSEM..................................................................................................................................... 70
8.6.2
Smart Energy Profile .......................................................................................................................... 71
9
UPRAVLJANJE S PORABO .................................................................................................... 71
9.1.1
9.1.2
10
Kratkoročno upravljanje s porabo...................................................................................................... 73
Dolgoročno upravljanje s porabo ....................................................................................................... 76
ANALIZA EU IN SLOVENSKE ZAKONODAJE .............................................................. 77
10.1
Slovenska zakonodaja ...................................................................................................................... 77
10.1.1
Energetski zakon [4] in [5] ............................................................................................................. 77
10.1.2
Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo, Ur. l. RS 63/2004, 95/2004
[13]
78
10.1.3
Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja
distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe dobava električne energije tarifnim
odjemalcem, Ur. l. RS, št. 117/2004, 23/2007 [6] ............................................................................................ 79
xiii
10.1.4
Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo, Ur. l. RS, št.
123/2003 [16] ................................................................................................................................................... 81
10.1.5
Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne
energije, Ur. l. RS, št. 126/2007 [15] ................................................................................................................ 81
10.1.6
Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev
omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja, Ur. l. RS, št.
121/05 [9] 83
10.1.7
Uredba o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem sistemu, Ur.l.
RS, št. 42/1995, 64/1995 [14]........................................................................................................................... 84
10.2
Evropske direktive ............................................................................................................................ 84
10.2.1
DIREKTIVA 2006/32/ES Evropskega parlamenta in sveta z dne 5. aprila 2006 o učinkovitosti rabe
končne energije in o energetskih storitvah [18]............................................................................................... 84
10.2.2
DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2005/89/ES z dne 18. januarja 2006 o ukrepih
za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo in naložb v infrastrukturo [19] ............................. 85
10.2.3
DIREKTIVA 2009/72/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih
pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi direktive 2003/54/ES .................................... 85
10.2.4
DIREKTIVA 2009/73/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih
pravilih notranjega trga z zemeljskim plinom in o razveljavitvi Direktive 2003/55/ES .................................... 87
10.2.5
DIREKTIVA 2004/22/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 31. marca 2004 o merilnih
instrumentih ..................................................................................................................................................... 87
10.3
Strateški dokumenti ......................................................................................................................... 88
10.3.1
Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (ReNEP), Ur.l. RS, 57/2004 [21] .................... 88
10.3.2
Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje 2008-2016 (AN-URE), Ministrstvo
za okolje in prostor, Ljubljana 2008 [8] ............................................................................................................ 88
10.4
Povzetek in komentar ....................................................................................................................... 90
10.4.1
Slovenska zakonodaja ................................................................................................................... 90
10.4.2
Strateški dokumenti ...................................................................................................................... 91
10.4.3
Direktive Evropskega parlamenta in sveta .................................................................................... 92
11
EKONOMSKA ANALIZA STROŠKOV IN KORISTI SISTEMA AMI TER
POSTAVITEV KRITERIJEV ZA UVAJANJE ................................................................................ 93
11.1
Ekonomska upravičenost odklopnikov ............................................................................................. 95
11.2
Investicijski izdatki sistema AMI ....................................................................................................... 96
11.2.1
Nabavna vrednost AMI števcev in komunikacijske opreme ......................................................... 98
11.2.2
Stroški dodatne opreme koncentratorjev ..................................................................................... 99
11.2.3
Stroški centrov za zbiranje in obdelavo podatkov....................................................................... 100
11.2.4
Strošek prehoda .......................................................................................................................... 100
11.2.5
Stroški informiranja odjemalcev ................................................................................................. 100
11.2.6
Stroški financiranja ...................................................................................................................... 101
11.3
Stroški v življenjski dobi.................................................................................................................. 101
11.3.1
Skupni stroški vzdrževanja .......................................................................................................... 102
11.3.2
Stroški dela .................................................................................................................................. 104
xiv
11.3.3
Stroški prenosa podatkov ............................................................................................................ 104
11.3.4
Stroški dodatnih izgub električne energije .................................................................................. 104
11.3.5
Stroški izvajanja funkcij dinamičnega tarifiranja in povezovanja s ponudniki vode, plina in
daljinske toplote ............................................................................................................................................. 105
11.4
Koristi sistema AMI z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja ............................... 105
11.4.1
Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja ............................................. 106
11.4.2
Prihranki odčitavanja v obstoječem sistemu merjenja ............................................................... 107
11.4.3
Prihranki zaradi nižjih komercialnih izgub ................................................................................... 107
11.4.4
Prihranki nižanja konice .............................................................................................................. 108
11.4.5
Koristi zaradi vključitev merjenja ostalih energentov in vode .................................................... 108
11.5
Ekonomska upravičenost z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja, vpliv na
omrežnino in financiranje naložbe ............................................................................................................... 111
11.5.1
Ekonomska upravičenost ............................................................................................................ 111
11.5.2
Vpliv na omrežnino ..................................................................................................................... 112
11.6
Koristi dobaviteljev električne energije .......................................................................................... 113
11.6.1
Prihranki stroškov dela z odjemalci ............................................................................................. 114
11.6.2
Prihranki zaradi natančnejših podatkov ...................................................................................... 115
11.6.3
Zmanjšanje terjatev ..................................................................................................................... 115
11.7
Koristi sistemskega operaterja prenosnega omrežja....................................................................... 115
11.8
Družbene koristi ............................................................................................................................. 115
11.9
Koristi za odjemalce ....................................................................................................................... 116
11.10
Ekonomska upravičenost z družbenega vidika ................................................................................ 116
11.11 Financiranje naložbe....................................................................................................................... 118
11.11.1
Vzpodbude za učinkovito in varčno rabo električne energije ..................................................... 120
11.11.2
Povišanje omrežnine ................................................................................................................... 120
11.11.3
Najem merilne opreme ............................................................................................................... 121
11.12
Primerjava ekonomičnosti sistema AMI ob različnih časih zamenjave števcev ............................... 122
12
IZBIRA PRIMERNEGA MODELA ZA SLOVENSKI DEES .........................................123
13
OCENA OKOLJSKIH UČINKOV......................................................................................126
14
PROJEKT UVEDBE SISTEMA AMI V SLOVENSKI DISTRIBUCIJSKI EES ...........126
14.1
Ključne faze poteka projekta .......................................................................................................... 127
14.1.1
Faza 1: načrtovanje ..................................................................................................................... 127
14.1.2
Faza 2: preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti............. 128
14.1.3
Faza 3: Priprava razpisne (tenderske) dokumentacije ................................................................ 128
14.1.4
Faza 4: Izvedba razpisov in podpis pogodb ................................................................................. 129
14.1.5
Faza 5: Masovna uvedba (roll out) .............................................................................................. 129
xv
14.2
Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja ................................................................. 130
14.3
Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta ........................................................................... 131
14.3.1
Vodenje projekta ......................................................................................................................... 131
14.3.2
Zamenjave števcev in montaže koncentratorjev ter kontrolnih števcev .................................... 131
14.3.3
Kadri v merilnem centru .............................................................................................................. 132
14.4
Informiranje javnosti ...................................................................................................................... 133
ZAKLJUČKI ......................................................................................................................................135
LITERATURA .................................................................................................................................141
PRILOGA A: PILOTNI PROJEKTI ..............................................................................................145
15
PILOTNI PROJEKTI SLOVENSKIH DISTRIBUCIJSKIH PODJETIJ .......................145
15.1
Elektro Celje ................................................................................................................................... 145
15.1.1
AMR za gospodinjske odjemalce do leta 2010 ............................................................................ 145
15.1.2
Pilotni projekt z Energetiko Celje ................................................................................................ 145
15.1.3
Merilni center .............................................................................................................................. 146
15.2
Elektro Gorenjska ........................................................................................................................... 148
15.2.1
AMR T099 Komna ........................................................................................................................ 149
15.2.2
AMR T0568 Primskovo šola ......................................................................................................... 149
15.2.3
AMR T0263 Lipce vas .................................................................................................................. 149
15.2.4
Pilotni projekt Struževo ............................................................................................................... 149
15.2.5
TP Komunalni servis .................................................................................................................... 149
15.2.6
TP Plavž stolpnice in TP Tavčarjeva ............................................................................................. 150
15.2.7
TP Zelenica Bled .......................................................................................................................... 150
15.2.8
TP PSO Mercator Bohinjska Bistrica in TP Strženica Bohinjska Bistrica....................................... 150
15.2.9
TP Kidričeva ulica ......................................................................................................................... 150
15.2.10
TP Planina jug 1 in 2 .................................................................................................................... 150
15.2.11
Merilni center .............................................................................................................................. 151
15.3
Elektro Ljubljana ............................................................................................................................. 152
15.3.1
Pilotni AMR projekt na PLC platformi.......................................................................................... 152
15.3.2
Projekt spremljanja četrturne dinamike obremenitve na reprezentativnem vzorcu gospodinjskih
odjemalcev 152
15.3.3
Projekt AMR Žiri .......................................................................................................................... 153
15.3.4
Projekt AMM Domžale ................................................................................................................ 154
15.3.5
Projekt daljinskega zajema merilnih podatkov in upravljanje z energijo na lastnih merilnih mestih
155
15.3.6
Projekt Trnovska 10 ..................................................................................................................... 155
15.3.7
Merilni center .............................................................................................................................. 155
15.4
xvi
Elektro Maribor .............................................................................................................................. 165
15.4.1
15.4.2
15.4.3
AMR prek PLC, GSM/GPRS in RF ................................................................................................. 165
AMM/AMI prek PLC .................................................................................................................... 166
Merilni center .............................................................................................................................. 166
15.5
Elektro Primorska ........................................................................................................................... 169
15.5.1
AMR Hum in Krožna .................................................................................................................... 169
15.5.2
AMR Šmihel ................................................................................................................................. 169
15.5.3
AMM Kamnje, Vrtovin (1,2,3), Hrušica, Šalara, Čepovan ............................................................ 169
15.5.4
AMM števci na težko dostopnih mestih ...................................................................................... 170
15.5.5
Projekti po letu 2008 ................................................................................................................... 170
15.5.6
Merilni center .............................................................................................................................. 170
PRILOGA B: VHODNI PODATKI EKONOMSKEGA MODELA.............................................173
xvii
Kazalo slik
Slika 1.1: Deleži indukcijskih števcev po starosti (januar 2008). .............................................. 7
Slika 1.2: Število statičnih števcev po letih prve redne overitve (januar 2008). ........................ 7
Slika 6.1: Komunikacijske zahteve za sistemski števec po tehničnem priporočilu ................. 27
Slika 6.2: OPEN Meter – sistemske komponente in vmesniki [43]. ........................................ 28
Slika 6.3: Najem storitev IKT operaterjev. .............................................................................. 29
Slika 6.4: Predlagan tržni model za Slovenijo. ........................................................................ 30
Slika 6.5: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode................................ 32
Slika 6.6: Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov .................................................... 35
Slika 6.7: Povezava sistema AMI z DMS in SCADA. ............................................................ 36
Slika 7.1: Območje občutljivih podatkov z vidika varovanja osebnih podatkov ..................... 47
Slika 8.1: Zasnova sistema AMI. ............................................................................................. 49
Slika 8.2: Pametni števec - shematski prikaz bistvenih funkcij. .............................................. 51
Slika 8.3: Primer namestitve enote za daljinsko odčitavanje plinomera .................................. 52
Slika 8.4: Povezava s hišnim omrežjem (SmartGrids 2 SmartHome) ..................................... 54
Slika 8.5: Hišni energetski prikazovalnik (ecoMeter, Landis+Gyr) [57]. ................................ 55
Slika 8.6: S-FSK: standardi po OSI slojih................................................................................ 58
Slika 8.7: PRIME: standardi po OSI slojih .............................................................................. 59
Slika 8.8: PLC G3: standardi po OSI slojih ............................................................................. 60
Slika 8.9: Topologija ZigBee omrežja ..................................................................................... 65
Slika 9.1: Shema kratkoročnega in dolgoročnega upravljanja s porabo [23]........................... 72
Slika 9.2: Možnosti upravljanja s porabo. ................................................................................ 73
Slika 11.1: Deleži posameznih investicijskih izdatkov ............................................................ 97
Slika 11.2: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za......................................................... 106
Slika 11.3: Neto sprememba omrežnine ob naložbi v sistem AMI. ....................................... 113
Slika 11.4: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za dobavitelje električne energije. ...... 114
Slika 11.5: Koristi uvedbe sistema AMI ................................................................................ 118
Slika 11.6: Neto vpliv na omrežnino v primeru najema in primeru nakupa .......................... 122
Slika 11.7: Primerjava notranjih stopenj donosa hitrega prehoda in prehoda po naravni poti123
Slika 12.1: Predlagan tržni model za Slovenijo ..................................................................... 124
xviii
Slika 14.1: Časovnica izvajanja projekta uvedbe sistema AMI ............................................. 130
Slika 15.1: Konfiguracija merilnega centra Elektro Celje ..................................................... 146
Slika 15.2: Informacijska rešitev merilnega centra Elektro Gorenjska .................................. 152
Slika 15.3: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Ljubljana ........................ 156
Slika 15.4: Shematski prikaz procesov in podatkovnih tokov ............................................... 160
Slika 15.5: Ponazoritev podatkovnih tokov merilnega centra Elektro Maribor ..................... 166
Slika 15.6: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Maribor .......................... 168
Slika 15.7: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Primorska....................... 171
Kazalo tabel
Tabela 1.1: Števci pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kW (januar 2010) ........................ 5
Tabela 1.2: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kW ........................... 5
Tabela 1.3: Števci pri odjemalcih s priključno močjo 41 kW in več (januar 2010)................... 6
Tabela 1.4: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo 41 kW in več...................... 6
Tabela 1.5: Pregled stikalnih ur in MTK sprejemnikov (marec 2010) ...................................... 8
Tabela 6.1: Okvirne komunikacijske performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator)31
Tabela 8.1: Pregled osnovnih lastnosti PLC tehnologij ........................................................... 62
Tabela 11.1: Nabavne cene opreme ......................................................................................... 96
Tabela 11.2: Investicijski izdatki na merilno mesto, na leto in skupaj .................................... 97
Tabela 11.3: Skupne vrednosti investicijskih izdatkov pri nabavi in montaži sistemskih
števcev ................................................................................................................. 99
Tabela 11.4: Letne in skupne (nediskontirane) vrednosti posameznih vrst stroškov ............ 102
Tabela 11.5: Velikost vzorca za žigosanje ............................................................................. 102
Tabela 11.6: Potrebno število indukcijskih števcev za žigosanje .......................................... 103
Tabela 11.7: Letni stroški prenosa podatkov ......................................................................... 104
Tabela 11.8: Skupni prihranki sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega
omrežja (nediskontirano) .................................................................................. 106
Tabela 11.9: Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja ................... 107
Tabela 11.10: Prihranki odčitavanja obstoječega sistema merjenja ....................................... 107
Tabela 11.11: Število odjemalcev ostalih energentov in delež merilnih mest ....................... 109
xix
Tabela 11.12: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk ...... 112
Tabela 11.13: Koristi dobaviteljev električne energije .......................................................... 113
Tabela 11.14: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk z
upoštevanjem koristi vseh udeležencev na trgu ................................................ 117
Tabela 11.15: Vrednostni obseg naložb in lastna sredstva (vsi zneski v tisoč €) posameznih
distribucijskih podjetij ...................................................................................... 119
Tabela 11.16: Vrednostni dolgoročni načrt naložb (v tisoč €) za obdobje med..................... 119
Tabela 14.1: Število potrebnih zamenjav števcev na leto. ..................................................... 131
Tabela 14.2: Ocena števila potrebnih montaž v TP ............................................................... 131
Tabela 14.3: Ocenjene ure za vsa montažerska dela. ............................................................. 132
Tabela 14.4: Potrebno število monterjev in koordinatorjev dela. .......................................... 132
Tabela 14.5: Potrebno število inženirjev v merilnem centru za potrebe AMI. ...................... 133
Tabela 15.1: Struktura podatkov za obračun .......................................................................... 163
xx
SEZNAM KRATIC
ADSL
Asymmetrical Digital Subscriber Line
AES
Advanced Encription Standard
AGEN-RS
Agencija Republike Slovenije za energijo, glej tudi JARSE
AMI
Advanced Metering Infrastracture, napredna merilna infrastruktura, tudi
napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje
števčnih podatkov (glej tudi AMM in AMS)
AMM
Advanced Metering Management, npr. AMM sistem, napredni oz.
funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih
podatkov (glej tudi AMI in AMS)
AMR
Automatic (oz. Automated) Meter Reading, npr. AMR sistem, sistem za
daljinsko odčitavanje števčnih podatkov
AMS
Advanced Metering System, napredni oz. funkcionalno nadgrajeni
sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMI in
AMM)
APN
Access Point Name; uporablja se pri GPRS
ASCII
ANSI Standard Code for Information Interchange, ameriški standard za
izmenjavo podatkov v znakovni (tekstni) obliki
BPL
Broadband over Power Line
BS
(1) bilančna skupina; (2) base station, slo. bazna postaja
B2B
Business to Business
BWA
Broadband Wireless Access, brezžično širokopasovno dostopovno
omrežje
CATV
Cable Television, npr. CATV network, omrežje kabelske televizije
CEN
Comité Européen de Normalisation
CENELEC
Comité Européen de Normalisation Électrotechnique
CIM
Common Information Model
COSEM
Companion Specification for Energy Metering
CPE
Centralna procesna enota
CRM
Customer Relations Management
CSDMP
Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov
xxi
CSMA/CD
Carrier Sense Multiple Access / Collision Detection
DA
Distribution Automation
DCV
Distribucijski center vodenja
DEES
Distribucijski elektroenergetski sistem
DLC
Distribution Line Carrier (PLC na nizkonapetostnem omrežju)
DLMS
Device Language Message Specification
DMZ
Demilitarization Zone, varnostno območje (demilitarizirana cona)
DR
Demand Response (kratkoročno upravljanje s porabo)
DSM
Demand Side Management, slo. upravljanje s porabo
DSMR
Dutch Smart Meter Requirements
EDGE
Enhanced Data rates for Global Evolution (nadgradnja GPRS)
EDIFACT
Electronic Data Interchange For Administration, Commerce, and
Transport
EE
Električna energija, elektroenergetski
EES
Elektroenergetski sistem
ELES
Javno podjetje Elektro-Slovenija d.o.o.
ERDF
Électricité Réseau Distribution France
ERP
Enterprise Resources Planning
ES
Evropski svet
ETSI
European Telecommunications Standards Institute
EU
Evropska unija
EZ
Energetski zakon
FAT
Factory Acceptance Test, preizkušanje v tovarni
FFD
Full Function Device
FTTH
Fiber To The House (optično vlakno do vsake hiše)
GPRS
General Packet Radio Services
GPS
Global Positioning System
GSM
Global System for Mobile communications
HAN
Home Area Network
HES
Head End System
HSDPA
High Speed Downlink Packet Acces
xxii
HSPA+
Evolved High-Speed Packet Access
IDIS
Interoperable Device Interface Specifications
IEC
International Electrotechnical Commission
IIS
Integriran informacijski sistem
IKT
Informacijsko-komunikacijske tehnologije
IOT
Internet of Things – Internet stvari
IP
Internetni protokol
IPv6
Internetni protokol verzije 6 (osnova interneta stvari)
ISDN
Integrated Services Digital Network
ISM
Industrial, Scientific and Medical radijska frekvenčna območja
JARSE
Javna agencija Republike Slovenije za energijo
LAN
Local Area Network
LON
Local Operation Network, LonWorks – omrežna platforma, LonTalk –
komunikacijski protokol
MDM/R
Meter Data Management Repository
MDMS
Meter Data Management System
MUC
Multi-Utility Communication Controler
M2M
Machine to Machine
NN
Nizka napetost
NSD
Notranja stopnja donosa
NSV
Neto sedanja vrednost
OBIS
Object Identification System
OFDM
Orhtogonal Frequency-Division Multiplexing
OMS
Outage Managemet System
OT
Organizator trga (v Sloveniji je to Borzen d.o.o.)
P
Delovna moč
PLC
Power Line Carrier
PPP
Point to Point Protocol
PRIME
PoweRline Intelligent Metering Evolution
PSTN
Public Switched Telelphone Network
QA
Quality Assurance
xxiii
RF
Radio Frequency
RFD
Reduced Function Device
RS
Republika Slovenija
RTP
Razdelilna transformatorska postaja
RTU
Remote Terminal Unit
RV
Razpršeni vir (mikrogeneracija)
SAT
Site Acceptance Test, preizkušanje na lokaciji
SCADA
Supervisory Control And Data Acquisition, slo. sistem za daljinski
nadzor in vodenje
SIST
Slovenski inštitut za standardizacijo
SIT
Site Integration Test
SMTP
Simple Message Transfer Protocol
SMS
Short Message Service
SN
Srednja napetost
SODO
Sistemski operater distribucijskega omrežja
SOPO
Sistemski operater prenosnega omrežja
SQL
Structured Query Language
TCP/IP
Transmission Control Protocol/Internet Protocol
TK
Telekomunikacije
TP
Transformatorska postaja
UMTS
Universal Mobile Telecommunications System
VN
Visoka napetost, visokonapetostni
VPN
Virtual Private Network, virtualno zasebno omrežje
WAN
Wide Area Network, krajevno oz. medkrajevno računalniško omrežje
Wi-Fi
Brezžična lokalna računalniška omrežja, ki temeljijo na IEEE 802.11
WiMAX
Worldwide Interoperability for Microwave Access, brezžična omrežja,
ki temeljijo na IEEE 802.16
WMN
Wireless Mesh Networks, brezžična zankasta omrežja
xDSL
Različne Digital Subscriber Line tehnologije (ADSL, VDSL,...)
XML
Extensible Markup Language
ZDA
Združene države Amerike
xxiv
UVOD
Uvedba napredne merilne infrastrukture (AMI – Advanced metering Infrastructure) za
gospodinjske odjemalce in t.i. »široki odjem«1 je potrebna predvsem zaradi zahtev:
•
po varčevanju z energijo,
•
po učinkoviti rabi energije,
•
po večjem deležu energije iz obnovljivih virov,
•
po integraciji novih tehnologij, kot je npr. infrastruktura za električne avtomobile,
•
po transparentnosti trga z energijo
•
po novih inovativnih storitvah za uporabnike omrežij in ne nazadnje
•
zahtev regulatorne narave, kot je Direktiva 2009/72/ES o skupnih pravilih notranjega
trga z električno energijo, ki nalaga državam članicam, da do leta 2020 uvedejo sistem
naprednega merjenja za vsaj 80% odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže
pozitivne rezultate.
Znan rek lorda Kelvina »Kar ne moremo meriti, ne moremo izboljšati« velja tudi za področje
varčne in učinkovite rabe električne energije. Pri tem je v luči novih zahtev poudarek
predvsem na dovolj pogosti in časovno sinhronizirani meritvi.
Učinkovito rabiti električno energijo pomeni predvsem rabiti jo ob pravem času! To pomeni
izogibanje rabi v času konične obremenitve in spodbujanje v času, ko je na primer v sistemu
»višek« zelene energije. Obvladovanje procesov učinkovite rabe zahteva merjenje v četrturnih
ali vsaj urnih intervalih. AMI predstavlja tudi osnovno infrastrukturo za ukrepe kratkoročnega
upravljanja s porabo (DSM/DR - Demand Side Management / Demand Response).
Doseganje ciljev varčne in učinkovite rabe je nedosegljivo brez ustrezne povratne informacije
odjemalcem. Že mesečno zaračunavanje po dejanski porabi je velik korak naprej v primerjavi
s sedanjim sistemom mesečnih pavšalov in letnih poračunov, AMI pa nudi še številne druge
načine informiranja odjemalcev, od spremljanja porabe na spletnih portalih ali hišnih
energetskih prikazovalnikih, do povezav s sistemi pametnega doma (Smart Home).
1
AMR sistemi za odjemalce z merjenjem moči (odjemalce s priključno močjo 41 kW in več), so že izvedeni,
zato v študiji obravnavamo le odjemalce brez merjenja moči - s priključno močjo manjšo od 41 kW, pri katerih
je zakonsko predpisano odčitavanje le enkrat letno.
1
Integracija razpršenih obnovljivih virov energije v distribucijsko nizkonapetostno (NN)
omrežje predstavlja za distribucijski elektroenergetski sistem velik izziv, predvsem v smislu
zagotavljanja kakovostne in zanesljive oskrbe ob razumnih stroških investicij v jačanje
omrežja. NN omrežje je danes povsem neinformatizirano, prve informacije o dogajanju pa
zagotavlja ravno AMI (časovno sinhronizirano spremljanje pretokov energije, nadzor
kakovosti – izpadov, upadov napetosti,...).
Dobro zasnovan sistem AMI prispeva k transparentnejšemu trgu z električno energijo, saj
omogoča številnim udeležencem na trgu učinkovito izmenjavo podatkov. Zamenjava
dobavitelja se lahko na primer izvede v kratkem času, npr. celo v enem dnevu, saj bi naj bili
za pretekli dan na voljo merilni podatki vseh odjemalcev.
Merjenje električne energije predstavlja eno pomembnejših funkcij distribucijskega
elektroenergetskega omrežja. Ti podatki so osnova za številne tehnične procese (obratovanje
in načrtovanje omrežja) in za delovanje poslovnega sistema in trga električne energije.
Obračun porabljene električne energije poteka danes pretežno na osnovi podatkov,
pridobljenih z enkrat-letnim ročnim popisom obračunskih števcev pri večini odjemalcev. Tak
način zajemanja podatkov ne ustreza več današnjim zahtevam: je počasen in drag, možne so
napake pri odbirkih stanj zaradi človeškega faktorja, ne omogoča plačevanja računov za
električno energijo po dejanski mesečni porabi, ne omogoča zajemanja podatkov o odjemu v
obračunskem obdobju, ki bi bilo usklajeno z obračunskim obdobjem nakupa, niti ne omogoča
zajemanja podatkov o številu in trajanju prekinitev oskrbe, ki so osnova za zakonsko
predpisano spremljanje kakovosti oskrbe končnim odjemalcem. Posodobitev obstoječega
sistema za merjenje, zajem, obdelavo in posredovanje obračunskih merilnih podatkov je zato
nujna.
AMI predstavlja tudi osnoven in nujno potreben element za nadgradnjo klasičnega koncepta
nizkonapetostnega distribucijskega omrežja v naprednega (SmartGrids).
AMI se v Sloveniji ponekod delno že uvaja, nekateri projekti tudi že presegajo okvir pilotnih
projektov. Približno 6% odjemalcev je že opremljenih z AMI števci z zahtevano
funkcionalnostjo, vsa elektrodistribucijska podjetja pa že imajo vzpostavljene merilne centre z
ustrezno informacijsko komunikacijsko infrastrukturo.
Evropska direktiva 2009/72 od držav članic zahteva, da do leta 2012 izvedejo analizo vseh
stroškov in koristi sistema in opredelijo, katera oblika sistema je izvedljiva v državi članici.
Do leta 2020 naj bi bilo v sistem naprednega merjenja AMI vključenih vsaj 80 % vseh
odjemalcev [1] za katere analiza pokaže ekonomsko upravičenost.
2
DEFINICIJE
V tuji literaturi se za sisteme naprednega merjenja uporabljata kratici AMM (Advanced
Metering Management) in AMI (Advanced Metering Infrastructure). Določeni viri
uporabljajo kratico AMI v primeru, ko uporabimo sistemske števce še za zajem merilnih
podatkov drugih energentov in vode. V tej študiji bomo uporabljali kratico AMI. Uporablja
se tudi kratica AMR (Automatic Meter Reading), ki predstavlja prvo generacijo pametnih
števcev, pri katerih je poudarek le na daljinskem odčitavanju porabe oziroma proizvodnje
električne energije.
Podajmo še naslednje definicije:
»Pametni števec( ang. smart meter), imenovan tudi sistemski števec, je naprava za merjenje
električne energije, ki omogoča lokalno shranjevanje, prikaz ter prenos časovno označenih
merilnih vrednosti v nadrejen informacijski sistem merilnega centra ter daljinsko
parametriranje in še druge funkcije v obratni smeri. Poleg komunikacijskega vmesnika za
povezavo na sistem naprednega merjenja lahko vsebuje še druge komunikacijske vmesnike –
na primer za priklop merilnikov drugih energentov in vode ter vmesnik za povezavo s hišnimi
napravami.«
»Napredni merilni sistem je sistem pametnih števcev in pripadajoče informacijsko
komunikacijske infrastrukture, ki omogoča merjenje, daljinsko odčitavanje in upravljanje
podatkov o rabi električne energije za namene obračunavanja, spremljanja kakovosti oskrbe
ter obratovanja in načrtovanja elektroenergetskih omrežij. Pri tem je poudarek na
zagotavljanju dovolj pogoste informacije o rabi energije, obračunavanju po dejanski porabi,
uporabi naprednih tarifnih sistemov, izvajanju ukrepov upravljanja s porabo, ter razvoju in
izvajanju novih storitev, ki omogočajo varčno in učinkovito rabo energije.«
»Napredna merilna infrastruktura (ang. Advanced Metering Infrastructure, AMI) je sistem
pametnih števcev in pripadajoče informacijsko komunikacijske infrastrukture, ki omogoča
merjenje, daljinsko odčitavanje in upravljanje podatkov o rabi energentov in pitne vode za
namene obračunavanja, spremljanja kakovosti oskrbe ter obratovanja in načrtovanja
distribucijskih omrežij. Pri tem je poudarek na zagotavljanju dovolj pogoste informacije o
rabi, obračunavanju po dejanski porabi, uporabi naprednih tarifnih sistemov, izvajanju
ukrepov upravljanja s porabo, ter razvoju in izvajanju novih storitev, ki omogočajo varčno in
učinkovito rabo energije in pitne vode.«
3
1 Pregled in analiza obstoječega stanja števčnih meritev v
slovenskem distribucijskem EES
Merjenje in upravljanje z merilnimi podatki o rabi električne energije predstavlja eno
pomembnejših poslovnih funkcij distribucijskega podjetja, saj so ti podatki osnova za
delovanje tehničnega in poslovnega sistema distribucij in trga električne energije. Ta proces
obsega izvajanje naslednjih funkcij:
• merjenje,
• zajem,
• prenos podatkov v merilni center,
• obdelava (validacija, preračunavanje, izdelava poročil), varno shranjevanje in
arhiviranje in
• posredovanje podatkov uporabnikom teh podatkov.
1.1 Pregled stanja merilnih in krmilnih naprav
AMI sistem se uporablja predvsem za naslednje skupine odjemalcev oziroma uporabnike
omrežja:
• gospodinjske odjemalce (eno in trifazni priključek, P < 41 kW),
• odjemalce ostalega odjema na NN, ki imajo obračun po varovalki (P < 41 kW),
• javno razsvetljavo.
Za odjemalce s priključno močjo 41 kW in več zadostujejo AMR funkcionalnosti.
Števce električne energije delimo na indukcijske in statične (elektronske). Podmnožica
statičnih števcev so sistemski števci, ki omogočajo vsaj naslednje funkcionalnosti:
AMR števec: daljinsko odčitavanje,
AMM števec: + možnost omejevalnika moči in odklopnika,
AMI števec: + možnost priključitve števcev drugih energentov in vode (“multi-utility”).
Tabela 1.1 kaže podatke o števcih pri odjemalcih brez merjenja moči v distribucijskih
podjetjih.
4
Tabela 1.1: Števci pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kW (januar 2010)
Statični, ki niso AMx
Število
Celje
%
AMR
Število
AMM/AMI
%
Število
Indukcijski
Skupaj
%
Število
%
Število
12.389
8%
7.368
5%
7.447
5%
135.441
83%
162.645
Gorenjska
7.152
8%
1.571
2%
690
1%
76.350
89%
85.763
Ljubljana
23.053
7%
32.809
10%
23.879
7%
242.210
75%
321.951
Maribor
17.829
9%
18.375
9%
15.506
7%
156.254
75%
207.964
991
1%
152
0%
8.066
6%
116.972
93%
126.181
61.414
7%
60.275
7%
55.588
6%
727.227
80%
904.504
Primorska
Skupaj
Iz pregleda stanja števcev lahko povzamemo, da je večina števcev pri uporabnikih s
priključno močjo manjšo do 41 kW, ki so v uporabi v slovenskem distribucijskem omrežju, še
vedno indukcijskih. V letu 2010 je bilo indukcijskih števcev 80 % od vseh števcev, kar je
znaten napredek od leta 2008, ko je bilo takšnih števcev kar 92 %. Delež števcev, ki se lahko
daljinsko odčitavajo (AMR,AMM,AMI) je 13%, delež AMM in AMI števcev pa 6%.
Lastniki števcev so v večini uporabniki (tabela 1.2), saj je manj kot 40 % vseh števcev
uporabnikov s priključno močjo manjšo do 41 kW v lasti distribucijskih podjetij.
Tabela 1.2: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kW
(januar 2010)
Statični
Indukcijski
Skupaj
Lastnik
EDP
Uporabnik
EDP
Uporabnik Število
Celje
19.689
7.515
22.747
112.694
162.645
Gorenjska 8.303
262
76.339
14
84.918
Ljubljana 56.763
19.998
37.098
205.112
318.971
Maribor
10.956
32.870
123.654
208.234
514
ni podatka ni podatka
40.754
Primorska 8.695
Skupaj
134.204 39245
-
-
-
5
Pri uporabnikih s priključno močjo 41 kW in več so vsi števci statični (tabela 1.3). V
nasprotju z odjemalci brez merjenja moči, je večina števcev v lasti distribucijskih podjetij.
Tabela 1.3: Števci pri odjemalcih s priključno močjo 41 kW in več (januar 2010)
AMR
Statični, ki niso AMR
Število
%
Skupaj
Število
%
Število
Celje
183
8%
2.000
92%
2.183
Gorenjska
194
16%
1.004
84%
1.198
Ljubljana
0
0%
4.138
100%
4.138
101
4%
2.208
96%
2.309
0
0%
1.636
100%
1.636
478
4%
10.986
96%
11.464
Maribor
Primorska
Skupaj
Tabela 1.4: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo 41 kW in več
(januar 2010)
Statični
Lastnik
EDP
Uporabnik Število
Celje
1.278
905
2.183
Gorenjska 1.121
77
1.198
Ljubljana 4.043
468
4.511
Maribor
869
2.309
1.440
Primorska ni podatka
Skupaj
6
Skupaj
-
ni podatka
-
-
-
Elektro Ljubljana
> 36 let
9%
<= 12 let
26%
Elektro Celje
Elektro Maribor
> 36 let
8%
<= 12 let
26%
> 36 let
8%
<= 12 let
31%
25-36 let
28%
25-36 let
22%
25-36 let
35%
13 -24 let
31%
13 -24 let
37%
Elektro Gorenjska
13 -24 let
39%
Vse distribucije skupaj
Elektro Primorska
> 36 let
7%
> 36 let
13%
<= 12 let
30%
<= 12 let
28%
<= 12 let
31%
> 36 let
9%
25-36 let
31%
25-36 let
38%
25-36 let
38%
13 -24 let
19%
13 -24 let
24%
13 -24 let
32%
Slika 1.1: Deleži indukcijskih števcev po starosti (januar 2008).
Indukcijski števci so v povprečju stari 24 let (podatki iz leta 2008, ko je bila narejena
starostna analiza [48]). Njihove deleže po starosti (dvanajst-letna obdobja) prikazuje slika 1.1
40% vseh indukcijskih števcev je starejših od 24 let, okoli 20% pa jih je starejših od 32 let,
kar je življenjska doba teh števcev.
Statični števci so se začeli uporabljati pred približno desetimi leti, bistven porast njihove
uporabe pa beležimo šele v zadnjih treh letih (slika 1.2).
16000
14000
12000
Število
10000
8000
6000
4000
2000
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Leto
Elektro Ljubljana
Maribor
Gorenjska
Celje
Primorska
Slika 1.2: Število statičnih števcev po letih prve redne overitve (januar 2008).
Tabela 1.5 kaže podatke o uporabi naprav za glajenje konične obremenitve v sistemu. V ta
namen se uporabljajo stikalne ure in sistem MTK sprejemnikov. Na celotnem področju
distribucije je opremljenost s tovrstnimi napravami sorazmerno majhna, saj ima le petina
odjemalcev tovrstno opremo.
7
Tabela 1.5: Pregled stikalnih ur in MTK sprejemnikov (marec 2010)
Elektro
Celje
Gorenjska
Ljubljana
Maribor
Primorska
SKUPAJ:
Število stikalnih ur
Število MTK sprejemnikov
25.396
0
17.456
0
0
75.416
26.939
0
26.993
0
96.784
75.416
Zaradi časovnega razhajanja (stresanja) stikalnih ur na posameznih lokacijah se v praksi
uporaba stikalnih ur ne obnese, tako da so tudi učinki tega sistema na zmanjšanje konične
obremenitve slabi [47] . Drugače je seveda pri MTK sistemu, ki zagotavlja točen preklop tarif.
MTK sistem je v uporabi le na področju Elektro Ljubljane. AMI sistemi učinkovito
nadomestijo stikalne ure, oziroma MTK sprejemnike, saj med drugimi zagotavljajo točno uro
in časovno sinhroniziran preklop tarif.
2 Pregled stanja v tujini
2.1 Italija
Italija je država, ki je bila v Evropi prva, ki se je odločila za prehod na sistem AMM. V Italiji
je Enel dominantno podjetje na trgu električne energije, saj ima več kot 1,1 milijona
kilometrov vodov in 85 odstotni delež na področju distribuirane energije. Ima 30 milijonov
strank in so edini ponudnik energije za gospodinjstva (do julija 2007). Enel je odgovoren za
merjenje in je lastnik vse merilne opreme.
V letu 2001 je Enel začel s projektom Telegestore – menjava indukcijskih števcev s
sistemskimi števci za vse gospodinjske uporabnike (35 milijonov števcev). Glavni vzroki za
to odločitev so bili:
• Enel je bil prisiljen v veliko število obiskov odjemalcev na leto zaradi velikega
števila goljufij in kraj,
• velika količina terjatev, ki jih je bilo težko izterjati,
• problemi zaradi izpadov energije in
• želeli so pridobiti čim boljšo konkurenčno pozicijo za čas prehoda na tržni sistem
v letu 2007.
8
Celotna naložba je bila ovrednotena v višini 2,1 milijarde v petih letih [2]. To pomeni, da je
strošek na merilno mesto ocenjen na zgolj 70 €, ker veliko stroškov ni bilo upoštevano. Pri
Enelu ocenjujejo, da naj bi s sistemom Telegestore letno prihranili 500 milijonov €, s čimer bi
se naložba povrnila v petih letih. Večino prihrankov vidijo pri zaščiti prihodkov z
omejevanjem goljufij in kraj ter lažjim preverjanjem podatkov. Enel trdi, da je že v letu 2004
dosegel velike koristi, vendar zanesljivi podatki o uspešnosti sistema niso javno dostopni. V
letu 2005 so začeli z uvedbo večih tarif, s katerimi so predvidevali prihranke v višini 80 € na
odjemalca na leto.
Z makroekonomskega vidika naj bi Telegestore Italiji ponudil boljšo upravljanje s porabo
(DSM), nižjo porabo električne energije, lažji prehod med dobavitelji in izboljšano vodenje,
delovanje in načrtovanje omrežja. Vendar, kot je bilo že rečeno, je bila pri Enelu glavni vzvod
ekonomika z vidika podjetja.
V decembru 2006 je italijanski regulator izdal direktivo o obvezni inštalaciji sistemskih
števcev za gospodinjstva. Predpisane so bile minimalne funkcionalne zahteve sistema, ki med
drugim obsegajo:
• tedenski profil: štiri tarife, vsaj 5 dnevnih intervalov za apliciranje štirih tarif, vsaj
dve spremembi tedenskega profila letno,
• periodično merjenje za potrebe obračunavanja,
• pogodbene spremembe – obvladovanje prehodov med dobavitelji,
• sinhronizacija ur na števcih in
• prikazovalnik na števcu in možnost prenosa sporočil nanj.
2.2 Švedska
Na Švedskem lahko vsi odjemalci izbirajo svojega dobavitelja že od leta 1999. Na
distribucijskem področju dominirajo tri glavna multinacionalna podjetja:
• Vattenfall,
• Fortum in
• Sydkraft.
Vsako od njih ima približno milijon odjemalcev, s čimer je njihov skupni tržni delež več kot
50 odstotkov. Ostali odjemalci so razdeljeni med 190 manjših distribucijskih podjetij.
Švedska energetska agencija nadzira tarife, skrbi za upoštevanje kriterijev in zanesljivost ter
kakovost storitev.
Distribucijska podjetja so odgovorna za merjenje in na tem področju na Švedskem ni
vzpostavljena konkurenca (dejavnost je regulirana). Od leta 2003 so operaterji omrežja
obvezani za mesečno odčitavanje podatkov pri vseh odjemalcih (do 2009).
9
Kmalu po deregulaciji trga (1999) so cene električne energije strmo zrasle, kar je pri
odjemalcih sprožilo nezadovoljstvo. Veliko kritik je bilo uperjenih proti računom za elektriko,
ki naj bi bili nejasni in nenatančni. V maju 2002 je STEM (Švedska energetska agencija)
predstavila koristi bolj pogostega odčitavanja. Glede na njihovo raziskavo, bi celotno
gospodarstvo letno pridobilo 600 milijonov kron (po sedanjem tečaju je to približno 65
milijonov €) [2]. Stroški so bili ocenjeni v višini 10 milijard kron (približno milijarda €), ki
bodo prek omrežnine plačani s strani končnih odjemalcev.
Predlog je bil podprt s strani večine političnih strank, čeprav je bilo izdano dodatno poročilo
svetovalnega podjetja, ki je bilo precej bolj pesimistično. Kot rezultat je bil v letu 2003 sprejet
zakon, ki zahteva mesečno odčitavanje vseh uporabnikov do leta 2009.
Regulator je vzpodbudil vlaganje v inovativne sisteme merjenja s še hitrejšim tempom, kot je
to predpisal zakon. To je vodilo v nove in nove naložbe, s čimer je prišlo do velikega
tehnološkega napredka. Prve inštalacije so bile omejene zgolj na sisteme daljinskega
odčitavanja (AMR), medtem ko so kasnejše že kompleksni sistemi z vrhunsko tehnologijo.
2.3 Nizozemska
Na Nizozemskem so za montiranje in zamenjavo števcev zadolžena distribucijska podjetja, ki
so lastniki merilne opreme in zadolženi za njihovo vzdrževanje. Trgovci z električno energijo
(lahko najamejo podizvajalca - podjetja specializirana za odčitavanje) so zadolženi za
odčitavanje podatkov.
Ministrstvo za gospodarstvo je izpostavilo naslednje prioritete na trgu z električno energijo
[3]:
• čim bolj transparentna in enostavna izbira ali prehod med dobavitelji za vse
odjemalce,
• vzpodbujanje varčevanja z energijo,
• odprtje trga za nove akterje, ki bi ponujali storitve zbiranja in obvladovanja
merilnih podatkov in
• vzpodbujanje inovacij ter novih storitev.
V tej luči je ministrstvo predlagalo načrt vzpostavitve sistema AMM za vse odjemalce, ki naj
bi se začel v avgustu 2008 in končal v šestih letih. Ministrstvo za gospodarstvo v sodelovanju
z regulatorjem, operaterji distribucijskega omrežja, merilnimi podjetji in trgovci, pripravlja
tržni model in modifikacijo zakonodaje. Ocenjuje se, da bi naj se naložba povrnila v 10 do 12
letih, brez potreb po zvišanju omrežnine, zaradi pozitivnih učinkov na vse regulirane
dejavnosti.
10
Na Nizozemskem se je v fazi priprave na projekt pojavil problem varstva podatkov. S 15
minutnim odčitavanjem operaterji namreč dobijo zelo dober vpogled v delovanje odjemalcev
(kdaj je doma, kdaj na dopustu ali v službi,…), s čimer se je izpostavil problem zlorabe
informacij. Parlament je zato sprejel zahtevo, da se 15 minutno odčitavanje izvaja samo pri
odjemalcih, ki v to pisno privolijo.
2.4 Velika Britanija
V Veliki Britaniji je bil elektroenergetski trg v celoti vzpostavljen v letu 2003. Ključni princip
je bil, da so za merjenje odgovorni trgovci in ne operaterji omrežja. V Veliki Britaniji so trg
električne energije vertikalno razdelili na prek 60 akterjev. Odločitve o sistemih AMM so
tako v Veliki Britaniji tržne odločitve.
Kljub temu je angleški regulator Ofgem prepoznal prednosti sistema AMM in predvsem
njihov vpliv na kvaliteto storitev ter zmanjševanje emisij CO2. V letu 2006 je bila izdelana
študija o upravičenosti uvedbe sistema AMM s poudarkom na možnih regulatornih ukrepih.
Na podlagi analize stroškov in koristi so pri Ofgemu zaključili, da bi morala konkurenca, ne
regulativa, vzpodbuditi naložbe v sistem AMM. Ob tem pa se zavedajo ovir, ki bi lahko
zavirale uvedbo sistema. Iz tega razloga je regulator izpostavil tri temeljna področja na katerih
naj bi pomagal pri uvedbi sistema AMM za gospodinjstva [3]:
• Ofgem želi sodelovati z industrijo merilne opreme pri oblikovanju skupnih
standardov, ki bi omogočale interoperabilnost,
• pregledali bodo zakonodajo in odstranili ovire (denimo zahteva po vizualnem
pregledu števcev na vsaki dve leti) in
• poizkusili bodo prepričati vlado, da bi Ofgem vodil pilotski projekt, na katerem bi
preizkušali vse tehnologije in možnosti sistema AMM.
V marcu 2011 je vlada oznanila načrte o masovni implementaciji sistema naprednega
merjenja za elektriko in zemeljski plin. Ministrstvo za energijo in klimatske spremembe je
postavilo strategijo in terminski načrt uvedbe sistema. Skupno naj bi namestili 53 milijonov
števcev v 30 milijonih gospodinjstev. Masovna uvedba naj bi se začela v letu 2014 in bila
končana do leta 2020. Pričakovane koristi, predvsem nižja poraba odjemalcev, natančni
podatki za potrebe obračuna, izboljšane storitve za odjemalce, nižji stroški sistema in
vzdrževanja ter obratovanja omrežja znašajo prek 7,3 milijarde €. Povprečen odjemalec naj bi
prihranil približno 30 € letno.
Inštalacijo pametnih števcev bodo morali prevzeti dobavitelji električne energije. Predpisani
so jim tehnični kriteriji in minimalne funkcionalne zahteve, ki jih mora nova oprema
izpolnjevati. Ustanovljeno naj bi bilo regulirano podjetje, ki bo upravljalo z vsemi podatki.
11
2.5 Francija
Francija v AMI sistemih vidi predvsem orodje za implementacijo pametnih omrežij – nadzor
nad omrežjem, detekcija izpadov in zajemanje podatkov za napredno načrtovanje omrežja.
Del tega zajema opremo hiš z napredno avtomatizacijsko opremo, ki bo podajala povezavo do
grelcev vode, toplotnih črpalk in klimatskih naprav ter s tem omogočala izvajanje ukrepov
upravljanja z električno energijo. V okviru tega konteksta je največja francoska distribucija
(EDRF) začela projekt, v katerem bodo z naprednimi števci opremili 300.000 gospodinjstev.
Projekt bo osnova za masovni roll out.
Pilotni projekt bo, kot rečeno, obsegal opremo za 300.000 gospodinjstev in 7.000
koncentratorjev. Zahtevana je interoperabilnost najmanj treh proizvajalcev, zato bodo v
okviru pilotnega projekta opremo dobavili Landis+Gyr, Itron in Iskraemeco. Pilotni projekt
bo potekal v regijah Toursa in Lyona, na urbanem področju. Začetek je predviden v marcu
2010, zaključek pa sedem mesecev kasneje. Uspešna implementacija projekta in izpolnitev
tehnoloških zahtev bo osnova za izvedbo masovne implementacije pri več kot 35 milijonih
odjemalcev.
2.6 Španija
V Španiji je bil sprejet zakon, po katerem morajo operaterji omrežja do leta 2018 izvesti
masovne implementacije sistemov naprednega merjenja. Kar 23 od 27 milijonov števcev, ki
bodo morali biti zamenjani, je v lasti podjetij Endesa in Iberdrola. Endesa, ki je v lasti
podjetja ENEL, se bo naslonila na tehnologije matičnega podjetja, ki so bile uporabljene že
pri masovni uvedbi v Italiji. Investicijska vrednost zamenjave števcev v podjetju Endesa je
ocenjena na dobrih 900 milijonov €. Endesa naj bi uporabila tehnologijo Meters & More
(8.3.1.4), medtem ko Iberdrola in ostala podjetja favorizirajo PRIME (8.3.1.2). Masovna
uvedba naj bi se začela v letu 2012. Endesa je leta 2009 začela izvajati štiriletni pilotni projekt
»Smartcity La Misericordia, Málaga« (11.000 gospodinjstev in 900 drugih odjemalcev na
širokem odjemu, ter 300 industrijskih odjemalcev). Iberdrolin projekt STAR (Sistemas de
Telegestión y Automatización de la Red) v Castellónu zajema 100.000 pametnih števcev in
600 transformatorskih postaj, projekt v baskovskih mestih Bilbao in Portugalete pa 230.000
števcev in 1.100 transformatorskih postaj.
12
3 Analiza obstoječih AMI projektov v slovenskem DEES
V Sloveniji se že nekaj let izvaja različne pilotne projekte sistemov naprednega merjenja, pri
nekaterih podjetjih pa gre že za postopno uvajanje (sicer še v malem obsegu). Elektro
Gorenjska se pripravlja na zamenjavo vseh števcev s sistemskimi. V začetku 2010 je bilo v
distribucijskih podjetjih 115.863 odjemalcev (13 % od vseh odjemalcev) s priključno močjo
do 41 kW opremljenih z AMR ali AMM/AMI števci (tabela 1.1), kar je bistven napredek
glede na leto 2008.
Podjetja imajo torej izkušnje z uvedbo sistemskih števcev in daljinskega zajema podatkov tudi
za gospodinjstva, oziroma za uporabnike omrežja s priključno močjo do 41 kW. Obseg
projektov glede na število v sistem vključenih merilnih mest je majhen, čeprav nekateri
projekti presegajo obseg pilotnih projektov in dejansko pomenijo že postopno uvajanje AMI
sistema. Večinoma se sistemi uporabljajo za daljinski zajem podatkov o porabi (prevladuje
AMR funkcionalnost), kar ponekod vključuje tudi dnevne obremenilne diagrame. Nekaj
pilotnih projektov vključuje tudi prikaz porabe in povezanih informacij za odjemalce preko
spletnega portala.
V projektih so bili uporabljeni sistemski števci in pripadajoča oprema podjetij Iskraemeco in
Landis+Gyr. Komunikacija je izvedena kot kombinacija PLC in GSM/GPRS, ali samo kot
GSM/GPRS. Zanesljivost komunikacije za PLC je od 97% do 99%, za GSM/GPRS pa blizu
100%, če je le na lokaciji na voljo dovolj močan signal omrežja. V podjetju Elektro Maribor
so v primeru, ko na lokaciji merilnega mesta signal GSM omrežja ni bil zadosten, uporabili
svoje radijsko omrežje, torej RF povezavo. Zanesljivost te povezave je v njihovem primeru
100%.
Izkušnje z montažo kažejo, da vgradnja sistemskega števca vzame vsaj toliko časa kot
vgradnja klasičnega števca, dodatno pa je treba upoštevati še čas preizkusa komunikacije, čas
odstranitve stikalne ure (pri dvotarifnem merjenju) in čas, ko je treba odjemalcu, če je le-ta
prisoten, razložiti pomen registrov za potrebe njegovega kontrolnega odčitavanja. Problemov
z gabariti ni bilo zaznati, razen pri montažah koncentratorja v transformatorske postaje kjer ni
bilo prostora zanj in je bilo treba vgraditi dodatno merilno omarico. Odstotek prvih
neuspešnih namestitev sistemskih števcev je bil med 1 in 3%. Omeniti velja še težave s
pogostim neujemanjem baze tehničnih podatkov z dejanskimi razmerami na terenu, kar
zahteva temeljit pregled stanja pred zamenjavo starih števcev z novimi.
Za potrebe sistema AMI imajo podjetja že vzpostavljene merilne centre z ustrezno
programsko opremo.
V prilogi A so navedeni podrobni podatki o izvedenih AMR in AMI projektih in
pripadajočih merilnih centrih po posameznih distribucijskih podjetjih. Podatki so bili
pridobljeni z vprašalniki, ki so jih podjetja izpolnila v obdobju januarju 2010.
13
4 Opredelitev uporabnikov sistema AMI
Uporabniki sistema AMI so odjemalci, Sistemski operater distribucijskega omrežja (SODO)
in podjetja, ki po pogodbi izvajajo to dejavnost za SODO, dobavitelji električne energije,
regulator, dobavitelji plina, vode in daljinske toplote ter ponudniki naprednih energetskih
storitev.
4.1 Odjemalci oziroma uporabniki omrežja
Odjemalci v prvi vrsti želijo čim cenejšo kakovostno oskrbo z električno energijo iz
distribucijskega omrežja. Kakovost oskrbe je pri tem opredeljena s stalnostjo dobave,
kakovostjo napetosti in kakovostjo storitev. V bodoče se bo spremenila narava odjemalcev
električne energije. Odjemalec električne energije bo obenem lahko postal tudi potencialni
mikroproizvajalec električne energije, zato pojem "odjemalca električne energije« nadomešča
pojem "uporabnika distribucijskega omrežja", v tuji literaturi pa se pojavlja angleška
skovanka "prosumer" (producer consumer).
Standardne zahteve gospodinjskih odjemalcev se bodo v bodoče razširile in bodo dodano
vključevale še:
• zahteve po plačevanju po dejanski mesečni porabi oziroma proizvodnji,
• zahteve po novih paketih oskrbe (npr. možnost naprednih tarifnih sistemov in
možnost sprotnega prilagajanja svojega odjema tem tarifam, ter s tem zniževanja
računov za elektriko).
Tržno, energetsko in okoljsko bolje osveščeni gospodinjski uporabniki zahtevajo:
• prosto izbiranje dobavitelja na osnovi možnosti enostavne in hitre izbire ter
zamenjave dobavitelja,
• priključitev svojih lokalnih razpršenih virov na distribucijsko omrežje,
• stimulativne programe za uvajanje obnovljivih virov energije,
• po možnosti en sam skupen pregleden in razumljiv račun za porabo elektrike,
plina, toplote in vode,
• možnost uravnavanja svojega odjema neposredno ali s pomočjo svojega sistema
hišne avtomatizacije,
• možnost predplačniškega sistema.
Sistem AMI je osnova za izpolnjevanje teh zahtev.
14
4.2 Sistemski operater distribucijskega omrežja
Sistemski operater distribucijskega omrežja je ključni uporabnik sistema AMI. K temu
prištevamo seveda tudi podjetja, ki za SODO po pogodbi izvajajo to dejavnost.
Podatki sistema AMI so namenjeni:
• tehničnim in
• poslovnim procesom (obračunski merilni podatki).
Za tehnične procese, kot so na primer obratovanje, vzdrževanje in načrtovanje omrežja, so
časovno sinhronizirani podatki o rabi električne energije, kot tudi še drugi podatki, ki jih
sistem AMI omogoča (npr. podatki o kakovosti oskrbe), izrednega pomena. Nizkonapetostno
omrežje praktično še ni informatizirano in prav sistem AMI prinaša prve množične meritve na
tem področju. Hkrati omogoča še izvedbo ukrepov kratkoročnega upravljanja s porabo.
Obračunski merilni podatki so osnova za delovanje poslovnega sistema distribucije in trga
električne energije. V nekaterih državah (na primer Švedska) zakonodaja že zahteva prehod
na obračun na osnovi mesečnih odčitkov (obračunavanje po dejanski porabi), v prihodnje pa
je za pričakovati take smernice tudi s strani EU direktiv. Učinkovito mesečno odčitavanje se
praktično lahko izvede le s sistemi naprednega merjenja, ki pa poleg obračunskih podatkov
nudijo seveda še dosti več.
4.3 Dobavitelji električne energije
Sistem AMI dobaviteljem električne energije omogoča predvsem širitev in diverzifikacijo
njihove ponudbe in s tem konkurenčne prednosti ob oblikovanju ustreznih programov. Z
natančnimi podatki o porabi svojih strank lahko dobavitelji oblikujejo nove programe
ponudbe, prikrojene posameznim skupinam odjemalcem in tako na eni strani optimirajo
nakup električne energije ter diverzificirajo svojo ponudbo na trgu z električno energijo. Do
podatkov bodo lahko ob dovoljenju svojih odjemalcev dostopali iz centralnega sistema za
dostop do merilnih podatkov.
4.4 Regulator
Od 1. julija 2007 lahko vsi prebivalci EU prosto izbirajo dobavitelja za električno energijo in
zemeljski plin. Vendar odprtje trga samo po sebi ne zagotavlja zadostne izbire ponudnikov in
s tem konkurenčnosti. Regulator (Javna Agencija Republike Slovenije za Energijo) mora
imeti zato neprestan nadzor nad trgi z energijo, predvsem pa mora že v samem začetku
zagotoviti primerno okolje za doseganje svojih z zakonom predpisanih ciljev.
15
AMI sistemi so kot vmesniki med odjemalci in ostalimi udeleženci na trgu z energijo
ključnega pomena v vseh segmentih tržnega procesa in tako vplivajo na delovanje celotnega
trga z energijo.
Ena glavnih nalog regulatorja je skrb za transparentnost in konkurenčnost trga. Zahteve do
AMI sistemov v tem smislu so zato sledeče:
• zagotoviti morajo učinkovito in natančno merjenje in posledično obračunavanje
po
dejanski
mesečni
porabljene/proizvedene
energije
(plačevanje
porabi/proizvodnji),
• zagotovljen mora biti učinkovit dostop do podatkov vsem udeležencem na trgu,
oziroma zagotovljena učinkovita izmenjava podatkov med udeleženci,
• informacijsko mora biti podprta in učinkovito izvedena menjava dobavitelja,
• definiran mora biti minimalni nabor funkcionalnosti, ki jih sistem AMI
nediskriminatorno omogoča vsem odjemalcem,
• sistem mora biti zadosti zmogljiv in skalabilen (tako s funkcionalnega,
komunikacijskega
kot
tudi
informacijskega
vidika),
da
omogoča
nediskriminatorno uporabo za vse udeležence.
Za regulatorja je pri sistemu AMI ključnega pomena možnost hitre zamenjave dobavitelja, s
čimer se veča konkurenčnost, preglednost in organiziranost trga z električno energijo. Sistem
prinaša tudi nižje stroške delovanja elektroenergetskega sistema.
4.5 Dobavitelji plina, vode in daljinske toplote
Sistem AMI omogoča priklop meritev porabe plina, vode in daljinske toplote, s čimer se
iščejo sinergijski učinki delovanja med dobavitelji energentov in vode in s tem nižajo stroški
delovanja posameznih sistemov. V prihodnosti bi bila možna tudi vzpostavitev enotnega
centra za izdajo računov, kjer se kaže dodatna možnost prihrankov – odjemalci bi lahko na
skupnem računu dobili zaračunano svojo celotno porabo energije in vode.
4.6 Ponudniki naprednih energetskih storitev
Sistem AMI s svojimi dodatnimi funkcionalnostmi omogoča razvoj številnih novih storitev,
predvsem na področju upravljanja s porabo. Nekatere od njih bodo oblikovali sistemski
operaterji distribucijskega omrežja in dobavitelji električne energije, ob tem pa je na trgu
dovolj prostora tudi za vstop novih podjetij z njihovimi inovativnimi storitvami. Sistem mora
biti zasnovan tako, da neodvisnim ponudnikom energetskih storitev omogoča dostop do
potrebnih informacij za njihove stranke.
16
5 Splošne zahteve do sistema AMI
5.1 Zahteve distribucijskih in tržnih podjetij
5.1.1
5.1.1.1
Zahteve za izvajanje poslovnih funkcij
Daljinski zajem podatkov o porabljeni/proizvedeni energiji
Bistvo sistema AMI je, da omogoča dovolj pogosto merjenje in odčitavanje, ki je pogoj za
izvedbo ukrepov varčne in učinkovite rabe energije ter podporo tehničnim procesom
načrtovanja in obratovanja omrežij. Minimalna zahteva za te sisteme je vsaj mesečno
odčitavanje, kar omogoča plačevanje računov po dejanski mesečni porabi. Učinkovito in hitro
menjavo dobavitelja omogočajo dnevni odčitki, uporabo sistema za tehnične procese in za
učinkovito rabo energije z ukrepi upravljanja porabe pa omogočajo 15-minutni ali pa vsaj urni
odčitki (beleženje obremenilnih diagramov). Odčitki so časovno sinhronizirani in opremljeni s
časovno značko.
5.1.1.2
Lokalni prikaz podatkov
Obveščanje uporabnika o njegovi porabi, tarifah in cenah, je nujno za varčno in učinkovito
rabo energije.
Najpogosteje uporabljene tehnične možnosti za informiranje uporabnika so:
• uporaba hišnega energetskega prikazovalnika ali druge naprave, ki je neposredno
povezana s sistemskim števcem,
• uporaba prikazovalnika na samem sistemskem števcu,
• uporaba spletnega portala,
• distribucija informacij preko TV sprejemnika.
Slednji dve možnosti zahtevata prenos informacij najprej do centra in posredovanje le-teh
naprej, kar predstavlja zaenkrat še problem zaradi zahteve po dokaj intenzivni dvosmerni
komunikaciji med merilnim mestom in centrom, prvi dve možnosti pa sta izvedeni lokalno in
omrežja ne obremenjujeta. Je pa uporaba spletnega portala zelo koristna za spremljanje
porabe na dnevnem, tedenskem in mesečnem nivoju.
Uporaba prikazovalnika na sistemskem števcu ni najbolj primerna za sprotno informiranje
uporabnika, saj so le-ti običajno nameščeni izven bivalnih prostorov, poleg tega so
prikazovalniki na števcih precej omejeni kar se tiče prikazovanja kompleksnejših informacij.
17
Po MID direktivi [53] je prikazovalnik na števcu obvezen, uporabniku pa mora omogočati
dostop do informacij na katerih temelji obračun.
Prve izkušnje z uporabo hišnih energetskih prikazovalnikov v tujini kažejo, da niso primerni
za vse odjemalce [58] – večina jih ne uporablja, vsaj ne na dolgi rok, ko mine začetno
navdušenje.
Minimalno, kar moramo uporabniku zagotoviti, je mesečno informiranje o porabi in
plačevanje po dejanski mesečni porabi, kar lahko izvedemo na računu za električno energijo.
5.1.1.3
Daljinski odklop/priklop uporabnika in omejevalnik moči
Sistemski števci so lahko opremljeni z odklopnikom in omejevalnikom moči in tako
omogočajo:
• daljinski odklop in priklop uporabnika (prekinitev in ponovna vzpostavitev oskrbe
v primeru neplačil; začasni odklop,...),
• omejevalnik moči (zakupljena moč, dodatna omejitev v primeru krize v sistemu,
omejitev na zagotovljeno raven nujne oskrbe,…).
Odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem je naprava, ki glede na vrsto priključka eno ali
tripolno loči uporabnikove naprave od distribucijskega omrežja [46].
Kot naprava za omejevanje toka, ki je izvedena kot nastavljivi omejevalnik toka, se uporabi
odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem, ki za ta namen izvaja meritve veličin in v
primeru prekoračitve mejnih vrednosti izklopi odklopnik. Vsak izklop in ponovni vklop
odklopnika mora biti v števcu ustrezno zabeležen s časovno značko [46].
5.1.1.4
Infrastruktura za upravljanje s porabo (Demand Side Management / Demand
Response, DSM/DR)
Upravljanje s porabo je podrobneje predstavljeno v 9. Kratkoročno upravljanje s porabo
(pogosto imenovano tudi DR – Demand Response), na katerega se bomo osredotočili v
projektu, je namenjeno kratkoročnim spremembam v porabi odjemalcev, katerega glavni
namen je premikanje porabe znotraj dnevnega diagrama v čas, ko to izvajalcu upravljanja s
porabo najbolj koristi.
Zainteresirani odjemalci se bo preko tržno zanimivih paketov oskrbe aktivno vključili v
upravljanje z rabo končne energije. Tisti, ki bodo pripravljeni prilagajati svojo porabo, ali
svojo mikroproizvodnjo, razmeram na trgu z električno energijo oziroma razmeram v
elektroenergetskem sistemu, si bodo s tem lahko bistveno znižali stroške oskrbe z električno
energijo, hkrati pa omogočili učinkovitejše delovanje elektroenergetskega sistema.
18
Izvedba ukrepov upravljanja s porabo je lahko:
• s posredovanje uporabnika, ko določene naprave sam izključi ali ne vključi in
• avtomatska.
Avtomatsko upravljanje z napravami v smislu prilagajanja odjema in optimiranja stroška za
energijo glede na želeno ugodje zahteva ustrezno IKT infrastrukturo v hiši. Z razvojem
koncepta pametnih hiš oziroma pametnega doma (SmartHome) se naprave v hiši tudi
informacijsko povezujejo.
Pogoj za uporabo DR je zmožnost sistemskega števca za večtarifno merjenje in za registracijo
obremenilnih diagramov. V primeru naprednih tarifnih sistemov je treba zagotoviti
obveščanje uporabnika.
DR ni le tržna funkcija, temveč se uporablja tudi za sistemske namene (nižanje konice,
razbremenjevanje omrežja, ipd.), kjer daje največje koristi.
5.1.1.5
Podpora predplačniškemu sistemu
Prednost AMI sistemov je tudi v možnosti daljinskega upravljanja s predplačniškim
sistemom. Sistem lahko omogoča daljinsko spremljanje kredita, daljinsko polnjenje, ponovni
priklop, ipd. Pametni števci morajo biti v tem primeru opremljeni z odklopnikom,
implementiran sistem AMI pa mora nuditi programsko podporo tej storitvi.
5.1.1.6
Merjenje porabe drugih energentov in vode
Elektrika seveda ni edini energent, ki se uporablja v gospodinjstvih, zato je dobro razmišljati
tudi o možnosti priklopa merilnikov veličin ostalih energentov. To so predvsem zemeljski
plin, toplota/hlad in pitna voda.
Sistemski števci običajno omogočajo priklop drugih števcev in posredovanje podatkov naprej
v merilni center. Daljinsko odčitavanje teh števcev se tako lahko ponudi kot dodatna storitev
zainteresiranim podjetjem (glej 6.5 in 8.2.2).
5.1.1.7
Prikaz porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spletnega portala
Podatki, ki jih sistem AMI zagotavlja, se lahko na primeren način predstavijo uporabniku v
obliki storitev spletnega portala. Osnova so seveda podatki o porabljeni energiji, razne
statistične obdelave, priporočila za varčno rabo energije glede na podatke o porabi,
informacija o kakovosti oskrbe, ipd. Zainteresirani uporabnik lahko te podatke izkoristi za
izboljšanje energetske učinkovitosti svojega gospodinjstva.
19
5.1.1.8
Menjava dobavitelja
AMI sistemi omogočajo hitro zamenjavo dobavitelja – obračunski podatki bodo v centralnem
sistemu za dostop do merilnih podatkov na voljo za pretekli dan, z informacijskega vidika pa
pomeni zamenjava dobavitelja to, da se novemu dobavitelju omogoči dostop do podatkov
njegovega novega uporabnika.
5.1.2
5.1.2.1
Zahteve za izvajanje tehničnih funkcij
Detekcija izgub, kraj in goljufij v omrežju
Z uporabo kontrolnih števcev v TP in merjenjem odjema pri uporabnikih ob enakih časovnih
intervalih, kar sistem AMI omogoča, je možno izmeriti izgube in detektirati morebitne kraje
in goljufije. Ustrezna programska oprema, ki operira nad bazami podatkov merilnega centra,
lahko sama zazna prekomerna odstopanja od običajne situacije in v obliki alarmov opozori
operaterja o nastali situaciji.
5.1.2.2
Odkrivanje napak
Sistem za nadzor AMI infrastrukture v obliki alarmov javlja morebitne napake ali alarme
sistemskih števcev ali koncentratorjev. Upravljalec omrežja je tako hitro seznanjen z
napakami in odkrije tudi morebitni okvarjen ali poškodovan števec.
5.1.2.3
Napovedovanje porabe
Dnevni obremenilni diagrami, ki se shranjujejo v baze podatkov, so pogoj za sisteme
napovedovanja porabe, ki za izračun napovedi rabijo podatke o porabi iz preteklosti. AMI
sistemi omogočajo shranjevanje obremenilnih diagramov za vse uporabnike, kot tudi
diagrame kontrolnih števcev v TP. S tehnikami za brskanje po podatkih - "podatkovnim
rudarjenjem" in ustreznimi programskimi operacijami je možno izdelati karakteristične
diagrame za določene skupine odjemalcev s podobno strukturo porabe in tako vnesti v
matematične modele za napovedovanje dodatna znanja, ki napoved izboljšajo.
5.1.2.4
Analize za potrebe načrtovanja omrežja
Shranjeni podatki, ki jih sistem AMI nudi, so izrednega pomena za analize, ki pomagajo pri
vzdrževanju obstoječega omrežja in načrtovanju razvoja le-tega. 15-minutni obremenilni
diagrami tako meritev na izvodu, kot pri vseh uporabnikih omrežja, so ključnega pomena za
kakovostne študije razvoja distribucijskega omrežja.
20
5.1.2.5
Upravljanje s sredstvi
Stanje vseh v sistem povezanih naprav je vedno ažurno, zato AMI sistem z ustrezno
informacijsko podporo omogoča učinkovit nadzor in upravljanje s sredstvi (števci,
koncentratorji,...), ki so del tega sistema.
5.1.2.6
Spremljanje kakovosti oskrbe z električno energijo
Naloga elektroenergetskega sistema je kakovostna oskrba odjemalcev. Pri tem imamo v
mislih komercialno kakovost, zanesljivost oskrbe in kakovost napetosti.
AMI sistemi izboljšajo komercialno kakovost:
• z natančnimi mesečnimi računi po dejanski porabi, kar pomeni manj reklamacij,
hitrejša rešitev reklamacij in razbremenitev klicnih centrov,
• z možnostjo hitre detekcije izpadov in posledično hitrega odziv vzdrževalcev,
• z možnostjo hitrega in učinkovitega postopka menjave dobavitelja.
Ti sistemi omogočajo natančno spremljanje zanesljivosti oskrbe, saj pri vsakem končnem
odjemalcu beležijo vse izpade in upade napetosti.
Hkrati omogočajo meritev nekaterih parametrov kakovosti napetosti, kot so na primer:
• velikost napetosti (podnapetost, nadnapetost; možnost nastavljanja mej za
avtomatsko alarmiranje)
• frekvenca
• THD, idr.
Sistem AMI omogoča prenos vseh teh informacij v nadrejene informacijske sisteme.
5.1.2.7
Daljinski preizkus števca, parametriranje, diagnostika in nadgradnja programske
opreme
Sistemske števce lahko preko omrežja preizkusimo, parametriramo ali pa nadgradimo njihovo
programsko opremo.
5.2 Zahteve gospodinjskih odjemalcev električne energije
Zahteve gospodinjskih odjemalcev vključujejo v prvi vrsti standardne zahteve po čim cenejši
kakovostni oskrbi z električno energijo iz distribucijskega omrežja. Kakovost oskrbe je pri
tem opredeljena s stalnostjo dobave, kakovostjo napetosti in kakovostjo storitev.
21
V bodoče se bo v temelju spremenila narava odjemalcev električne energije. Vsak odjemalec
električne energije bo obenem lahko postal tudi potencialni mikroproizvajalec električne
energije, zato pojem "gospodinjskega odjemalca električne energije" že nadomešča in ga bo v
prihodnje popolnoma nadomestil pojem "gospodinjskega uporabnika distribucijskega
omrežja".
Standardne zahteve gospodinjskih odjemalcev se bodo v bodoče razširile in bodo dodano
vključevale še:
• zahteve po plačevanju po dejanski mesečni porabi oziroma proizvodnji,
• nove pakete oskrbe (npr. dinamične tarife in možnost sprotnega prilagajanja
svojega odjema tem tarifam, ter s tem zniževanja računov za elektriko).
Tržno, energetsko in okoljsko bolje osveščeni gospodinjski uporabniki bodo tako zahtevali:
• prosto izbiranje dobavitelja na osnovi možnosti enostavne in hitre izbire ter
zamenjave dobavitelja,
• priključitev svojih lokalnih razpršenih virov na pametno distribucijsko omrežje
(SmartGrids),
• stimulativne programe za uvajanje obnovljivih virov energije,
• po možnosti en sam skupen pregleden in razumljiv račun za porabo elektrike,
plina, toplote in vode,
• možnost daljinskega uravnavanja svojega odjema neposredno ali s pomočjo
svojega sistema hišne avtomatizacije,
• možnost predplačniškega sistema.
5.3 Zahteve regulatorja
Od 1. julija 2007 lahko vsi prebivalci EU prosto izbirajo dobavitelja za električno energijo in
zemeljski plin. Vendar odprtje trga samo po sebi ne zagotavlja zadostne izbire ponudnikov in
s tem konkurenčnosti. Regulator (Javna Agencija Republike Slovenije za Energijo) mora
imeti zato neprestan nadzor nad trgi z energijo, predvsem pa mora že v samem začetku
zagotoviti primerno okolje za doseganje svojih z zakonom predpisanih ciljev.
AMI sistemi so kot vmesniki med odjemalci in ostalimi udeleženci na trgu z energijo
ključnega pomena v vseh segmentih tržnega procesa in tako vplivajo na delovanje celotnega
trga z energijo.
Ena glavnih nalog regulatorja je skrb za transparentnost in konkurenčnost trga. Zahteve do
AMI sistemov v tem smislu so zato sledeče:
• zagotoviti morajo učinkovito in natančno merjenje in posledično obračunavanje
porabljene/proizvedene energije (po dejanski porabi/proizvodnji),
22
•
•
•
•
zagotovljen mora biti učinkovit dostop do podatkov vsem udeležencem na trgu,
oziroma zagotovljena učinkovita izmenjava podatkov med udeleženci,
informacijsko mora biti podprta in učinkovito izvedena menjava dobavitelja,
definiran mora biti minimalni nabor funkcionalnosti, ki jih AMI sistem
nediskriminatorno omogoča vsem odjemalcem,
sistem mora biti zadosti zmogljiv in skalabilen (tako s funkcionalnega,
komunikacijskega
kot
tudi
informacijskega
vidika),
da
omogoča
nediskriminatorno uporabo za vse udeležence.
Zelo pomembno je, da se izpolnitev zahtev vrši na sistemskem nivoju in ne na nivoju opreme,
saj je zaželena neodvisnost od opreme posameznega proizvajalca. Poleg predpisanih
minimalnih funkcionalnih zahtev je tako treba z uporabo uveljavljenih odprtih standardov (na
primer za komunikacije, izmenjavo podatkov, ipd.) zagotoviti največji možen nivo
interoperabilnosti sistemov.
Tržni model mora omogočati razvoj novih inovativnih energetskih storitev.
5.4 Zahteve EU
Predvsem zaradi klimatskih sprememb so marca 2007 ministri EU pozvali države članice k
uresničitvi "2020" cilja, ki vsebuje:
• zmanjšanje porabe energije za 20% do leta 2020;
• zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 20% do leta 2020 in
• povečanja deležev obnovljivih virov za 20% do leta 2020.
Prihodnje direktive EU s področja energetike bodo zagotovo usmerjene k doseganju teh
visoko zastavljenih ciljev. AMI sistemi lahko veliko pripomorejo k uresničitvi le-teh, saj
omogočajo:
• varčevanje z energijo oziroma učinkovitejšo rabo le-te;
• upravljanje s porabo, kar ima za posledico zmanjševanje konične moči in
posledično manjšo uporabo okolju obremenjujočih virov električne energije;
• osnovno merilno infrastrukturo za učinkovito vključevanje mikrogeneracijskih
naprav v nizkonapetostno električno omrežje.
Osnova učinkovite energetske politike je seveda konkurenčen in transparenten trg z energijo
in energetskimi storitvami. AMI sistemi lahko s svojimi funkcionalnostmi ključno prispevajo
k zagotavljanju le-tega.
V okviru tretjega energetskega paketa se skozi nove direktive [20] (glej 10.2.4) nalaga
državam članicam, da se s sistemi naprednega merjenja pokrije 80% odjemalcev do leta 2020
23
– kjer je to ekonomsko upravičeno, ali pa vseh 80 %, če država članica ekonomske analize ne
naredi.
5.5 Minimalne funkcionalne zahteve za sistem AMI
Vsaka dodatna funkcionalnost običajno podraži sistem, zato je pomembno definirati
minimalni nabor funkcionalnosti, ki bi jih naj sistem nediskriminatorno zagotavljal vsakemu
uporabniku. Za vsako dodatno funkcionalnost je priporočljiva analiza stroškov in koristi.
Dvosmerno komunikacijo med pametnim števcem in nadrejenimi sistemi ne navajamo
posebej kot zahtevo, saj se v teh sistem dvosmerna komunikacija razume samoumevno (vsaka
izmenjava podatkov v teh sistemih je vedno dvosmerna).
Priporočamo naslednji nabor minimalnih funkcionalnosti:
• daljinsko odčitavanje števcev (vsaj porabljena delovna energija za odjemalce, v
primeru generacije pa porabljena/proizvedena delovna in jalova energija),
• registracija 15-minutnih obremenilnih diagramov; min. pomnilnik za 40 dni,
• podpora naprednim tarifnim sistemom (več tarif, dinamične tarife),
• prikaz izmerjenih veličin in drugih podatkov (informacija o trenutnih tarifah) na
prikazovalniku števca,
• možnost priklopa števcev drugih energentov,
• krmilni odklopnik (s funkcijo daljinske prekinitve oskrbe in omejevalnika moči) v
sistemskem števcu ali možnost namestitve odklopnika,
• spremljanje kakovosti dobave (podatki o prekinitvah in upadih napetosti
opremljeni s časovnimi značkami),
• točna ura in sinhronizacija časa,
• dostop do podatkov na zahtevo za udeležence na trgu – izvedba centralnega
sistema za dostop do merilnih podatkov,
• daljinsko upravljanje števca (preizkus, parametriranje, diagnostika in nadgradnja
programske opreme),
• detekcija zlorab in zlonamernih posegov v števec.
Zaželeno je, da ima pametni števec tudi možnost povezave s hišnim omrežjem, vendar zaradi
trenutno nedorečene standardizacije za ta vmesnik, te funkcionalnosti ne moremo uvrstiti med
minimalne funkcionalne zahteve.
Treba je definirati tudi časovne intervale za obremenilne diagrame. V primeru električne
energije je priporočljivo imeti 15 minutne podatke. Trg zemeljskega plina bo tudi slej ko prej
zahteval pogostejše podatke kot pa dnevne odčitke in je v prihodnje računati na potrebo po
urnih podatkih. Za daljinsko toploto in vodo ta trenutek zadostujejo dnevni odčitki.
24
Pomembno je tudi, da je namestitev števca kar se da enostavna in hitra. Težiti je treba k temu,
da se vsako merilno mesto obišče le enkrat - ob montaži, oziroma ob zamenjavi.
6 Postavitev tehničnih kriterijev za AMI
6.1 Metrološke zahteve
Sistemski števci vključeni v AMI morajo seveda meriti v zahtevanem razredu točnosti ter
ustrezati še drugim zahtevam iz standardov SIST EN 50470-1 [38] in SIST EN 50470-3 [38].
Zahtevan razred točnosti za merjenje delovne moči za gospodinjstva je razred A 2.
Rok za redno overitev sistemskih števcev (statičnih števcev) je 12 let, lahko pa se podaljša na
16 let, če statistično pomemben vzorec števcev pri meroslovnem nadzoru izpolnjuje
predpisane zahteve [40].
Za uporabnike omrežja, ki se jim obračunska moč ne meri, torej tudi za vse gospodinjske
odjemalce, je zahteva le po merjenju prejete delovne energije, SONDO [46] pa dodatno
zahtevajo tudi indikacijo smeri pretoka energije. Ker pa danes večina števcev omogoča
štirikvadrantno merjenje (prejem, predaja, delovna energija, jalova energija) je smiselno za
AMI dati prednost tistim števcem, ki štirikvadrantno merjenje omogočajo – seveda, če so
cenovno sprejemljivi. Proizvajalci večinoma ponujajo števce, ki merijo delovno energijo v
razredu točnosti B, kar je še natančneje kot je zahtevano.
6.2 Oprema merilnih mest
Oprema in izvedba merilnega mesta mora biti skladna s prilogo »Tipizacija merilnih mest«, ki
je del sistemskih obratovalnih navodil za distribucijsko omrežje (SONDO) [46].
Merilna oprema, ki se lahko uvrsti v tipizacijo, mora izpolnjevati sledeče zahteve [46]:
• podatki organizirani po podatkovnem modelu OBIS (OBject Identification System),
po standardu SIST EN 62056-61,
• protokol aplikacijskega nivoja DLMS/COSEM (SIST EN 62056),
• merilna točnost za široko potrošnjo: po SIST EN 50470-3, razred A,
• prikazovalnik z OBIS identifikacijskimi kodami,
• ustrezen krmilni odklopnik (podpoglavje »Ostale naprave« v SONDO [46]),
2
Razredi točnosti so definirani v MID [53].
25
•
•
komunikacijski vmesnik kompatibilen z obstoječo programsko opremo merilnega
centra,
koncentrator merilnih podatkov kompatibilen s sistemom merjenja električne energije,
v katerega se vključuje.
Sistemski števci električne energije morajo po SONDO [46] izpolnjevati naslednje minimalne
tehnične zahteve:
• vgrajen standardni vmesnik za zajem merilnih podatkov in parametriranje,
• vgrajena sistemska ura,
• indikator fazne nesimetrije ali napake pri priključitvi,
• indikacija smeri pretoka električne energije,
• merjenje in registracija parametrov kakovosti dobave,
• pomnilnik registriranih vrednosti za zadnjih 40 dni,
• prikaz izmerjenih veličin in ostalih parametrov na prikazovalniku,
• serijski komunikacijski vmesnik ali integrirana komunikacijska naprava.
6.3 Tržni model
Večina funkcionalnosti sistema AMI je izvedljiva le s povezavo z drugimi udeleženci na trgu
z energijo. Komunikacijske zahteve so zato ključnega pomena za izvedbo želenega tržnega
modela.
Prvo vprašanje, ki si ga moramo zastaviti je, s kom vse želimo komunicirati. Za odgovor na to
vprašanje poglejmo nekaj primerov.
6.3.1
Nizozemski model (NTA-8130 in DSMR)
Agencija nizozemskega Ministrstva za gospodarstvo SenterNovem se je pred leti z močno
podporo vlade zelo sistematično in temeljito lotila uvedbe AMM/AMI sistema in k
sodelovanju privabila širok krog strokovnjakov. Funkcionalne, komunikacijske in druge
zahteve, ki so potrebne za uspešno izvedbo njihovega tržnega modela, so zapisali v tehnično
priporočilo NTA-8130 [41]. Združenje nizozemskih operaterjev energetskih omrežij
(električnih in plinskih) Netbeheer Nederland je na podlagi NTA-8130 naročilo nadaljnji
razvoj teh specifikacij in nastala je skupina dokumentov z imenom Dutch Smart Meter
Requirements (DSMR).
Komunikacijske zahteve po tehničnem priporočilu NTA-8130 prikazuje slika 6.1.
Komunikacijske poti potekajo preko vnaprej definiranih komunikacijskih vmesnikov. Njihov
pomen je sledeč:
26
•
•
•
•
P1 vmesnik za povezavo z drugimi moduli, oziroma napravami priključenimi na
omrežje hišne avtomatizacije (HAN). Komunikacija je enosmerna v smeri
sistemski števec proti modulom.
P2 vmesnik za povezavo števcev ostalih energentov (plin, voda, toplota,…).
Možno je priključiti od enega do štiri števce.
P3 vmesnik za komunikacijo s strežnikom centralnega sistema dostopa (CAS –
Central Access Server - sistem centralnega dostopa do podatkov). Dvosmerna
komunikacija.
P4 vmesnik za dostop pooblaščenih uporabnikov CAS. Dvosmerna komunikacija.
Ta komunikacija je na višjem nivoju, npr. na nivoju merilnega centra!
DSMR [42] dodatno na sistemskem števcu definira še P0, kot vmesnik za povezavo naprav za
lokalno konfiguracijo in nadzor števca (npr. ročna sonda za odčitavanje, če daljinski nadzor ni
mogoč; priklop naprave za konfiguriranje, ipd.).
Nizozemski tržni model predvideva tudi neodvisnega ponudnika energetskih storitev - s
primerno infrastrukturo se namreč omogoča razvoj novih inovativnih energetskih storitev
(večji gospodinjski uporabniki bodo na primer dali v upravljanje svoje večje porabnike, kot so
klimatske naprave, ogrevanje, ipd., ponudniku storitev, ki bo z njimi optimalno upravljal.)
Taka funkcija brez dostopa do podatkov in hišnih naprav seveda ni mogoča. Do podatkov
morajo dostopati tudi dobavitelji, distributerji in drugi zainteresirani in za dostop do podatkov
pooblaščeni udeleženci na trgu.
Neodvisni
ponudnik
storitev
P1
P4
Drugi moduli
(hišne naprave)
Sistemski
števec
P3
E
CAS
Dobavitelj
P2
P
V
T
Distributer
Slika 6.1: Komunikacijske zahteve za sistemski števec po tehničnem priporočilu
NTA-8130 [41].
6.3.2
OPEN meter model
Namen projekta OPEN meter [44] je definiranje odprtih in javnih standardov za AMI, ki
podpirajo električne, plinske, vodne in števce za toploto, ter zajemajo komunikacijsko
27
informacijske potrebe udeležencev na energetskem trgu, ki bodo imeli korist od tega sistema.
Na povabilo Evropske komisije v okviru standardizacijskega mandata M/441[45] je projekt
vključen v delo CEN, CENELEC in ETSI. Cilj je razvoj odprte arhitekture za AMI vključno s
komunikacijskimi protokoli, ki bodo zagotavljali interoperabilnost opreme različnih
proizvajalcev.
Projekt OPEN meter teče v okviru FP7, financira ga Evropska komisija (OPEN meter. Energy
Project No 226369. Funded by EC.).
Na sliki 6.2 vidimo komponente in vmesnike AMI sistema kakor ga definira projekt OPEN
meter. Model je pravzaprav zelo podoben modelu DSMR – eksplicitno poudari še prisotnost
koncentratorjev v sistemu in za vse merilnike oziroma števce, ter za koncentrator, predvidi še
vmesnik za lokalno konfiguriranje oziroma nadzor s konfiguratorji.
Slika 6.2: OPEN Meter – sistemske komponente in vmesniki [43].
6.3.3
Model najema informacijskih storitev
Do sedaj opisani rešitvi postavljata pametni števec tudi v vlogo komunikacijskega prehoda.
Drug koncept pa predvideva uporabo ločenega komunikacijskega prehoda, na katerega se
priključijo števci vseh energentov enakopravno. Tak prehod ponekod imenujejo MUC (MultiUtility Communication Controler) ali MUS (Multi Utility Server). Za tako rešitev se na
primer zavzemajo v Nemčiji.
Pri takem modelu je ključno vprašanje kdo investira v komunikacijski prehod. Če mora
elektrodistribucijsko podjetje poleg zamenjave števca investirati še v prehod, to ni ekonomsko
upravičeno. V Nemčiji večina distribucijskih podjetij oskrbuje odjemalce še z ostalimi
energenti, tako da je s tega vidika tam situacija ugodnejša.
28
Naslednje vprašanje je, kdo plača stroške električne energije za prehod – v mislih moramo
imeti, da se vsak dodaten Watt na merilnem mestu množi s številom merilnih mest (torej, če
je poraba prehoda na primer 5 W, to na nivoju Slovenije pomeni 5 W x 900.000 = 4,5 MW,
oziroma 39,4 GWh letno).
Smatramo, da je tak koncept smiseln le v primeru, da v infrastrukturo investirajo operaterji
IKT omrežij oziroma ponudniki IKT storitev, ki na tej infrastrukturi temelječi na
širokopasovnih povezavah poleg energetskih storitev nudijo tudi še druge, kot na primer
telefonijo, TV, Internet, idr. Distributer na to infrastrukturo oziroma na komunikacijski
prehod priključi svoj števec, IKT operater pa mu nudi storitev odčitavanja in upravljanja s
števcem. Take informacijske storitve so lahko izvedene kot storitve v oblaku (ang. Cloud
Services).
Slika 6.3: Najem storitev IKT operaterjev.
Primer takšnega pristopa je pilotni projekt T-City Friedrichshafen [59] v Nemčiji. V
infrastrukturo je investiral Deutsche Telekom. Projekt zajema poleg energetskih storitev
(odčitavanje porabe, spremljanje porabe, ipd.) tudi druge, kot so npr. informacijska podpora
mobilnosti v mestu, učenju na daljavo,
delu na domu, zdravstvenim storitvam
(telediagnostika), idr.
Slika 6.3 prikazuje primer aplikacije AMI sistema temelječem na zgoraj opisanem konceptu.
6.3.4
Slovenski tržni model
Slika 6.4 prikazuje predlagan tržni model za Slovenijo.
29
Slika 6.4: Predlagan tržni model za Slovenijo.
Za sistemski števec je nujno definirati vsaj tri komunikacijske vmesnika. Če povzamemo
DSMR, sta to:
• P0 lokalni vmesniki za konfiguriranje in nadzor,
• P2 za priključitev števcev porabe ostalih energentov in vode in
• P3 za komunikacijo z merilnim centrom oziroma višjim nivojem.
Dodatno je zaželen še:
• P1 za povezavo do hišnih naprav - na začetku bo to le hišni prikazovalnik z
energetskimi informacijami, v prihodnje pa je treba računati na priklop na omrežje
hišne avtomatike (HAN) oziroma ustrezen energetski kontroler. Od tega
komunikacijskega vmesnika pričakujemo le posredovanje podatkov o porabi in
tarifah, ki so v števcu.
Na nivoju sistema definiramo še:
• P4 vmesnik za dostop do podatkov na višjem nivoju – na nivoju centralnega
sistema za dostop do merilnih podatkov (CSDMP), ki bo skupna vstopna točka na
nivoju SODO.
Neodvisni ponudniki energetskih storitev bodo do hišnih naprav dostopali preko Interneta.
Komunikacijski prehod v pametnem števcu namreč ni predviden kot prehod za dostop do
hišnih naprav! Komunikacijske zmožnosti tehnologij, ki jih bo distributer uporabljal za
30
komunikacijo s števci (PLC, GPRS) so za tak namen premajhne, poleg tega bi bila takšna
možnost tudi zelo problematična z vidika informacijske varnosti.
Če distributer električne energije opravlja še storitev odčitavanja porabe drugih energentov in
vode, se ti podatki prav tako posredujejo v CSDMP, kjer so dostopni drugim sistemom, ki
poskrbijo za njihovo distribucijo. V modelu je sicer predvidena še direktna povezava
merilnega centra elektrodistribucijskega podjetja (EDP) s sistemom oziroma sistemi za dostop
do merilnih podatkov drugih energentov in vode, kar bi se naj uporabljajo predvsem v
prehodnem obdobju – za dokončno rešitev direktno povezavo odsvetujemo, saj jo je varneje
izvesti preko CSDMP.
6.4 Performančne zahteve
Za doseganje predvidenih učinkov se morajo določena opravila, kot na primer odčitavanje
števcev, pošiljanje komande za odklop, ipd., izvršiti v zadostnem obsegu in zadosti hitro.
Performančne zahteve so seveda odvisne od izbranih tehničnih rešitev. Kljub temu podajamo
v tabeli 6.1 okvirne vrednosti glede na trenutno stanje tehnike, oziroma dobavljivost opreme
(upoštevajoč uporabo PLC in GPRS tehnologij) in gostoto največ 300 števcev na
koncentrator. Pri meritvah performančnih zahtev je treba definirati minimalno število merilnih
mest na katerih se meritve izvajajo. Minimalno število naj bo vsaj 200, meritve pa se naj
izvedejo v stabilnem sistemu, torej v sistemu, kjer so odpravljene znane motnje.
Tabela 6.1: Okvirne komunikacijske performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator)
Opravilo
Dnevno odčitavanje števcev (dva
obračunska registra, 15-minutni obremenilni
diagrami – en kanal)
Dnevno odčitavanje dnevnika dogodkov
Odčitavanje posameznega števca na zahtevo
(intervalni podatki)
Izvršitev komande v posameznem števcu
(odklop/priklop, nastavitev nove limite,...)
Izvršitev komande za skupino števcev
(spreminjanje nastavitev, nastavitev nove
limite,...)
Reakcija na signal "Code Red" za
naslovljeno skupino števcev
Zahteve
99% števcev 16h po začetku cikla
99,9% števcev 24h po začetku cikla
99% števcev 16h po začetku cikla
99,9% števcev 24h po začetku cikla
30 minut za mesec dni intervalnih podatkov
5 minut
90% števcev 30 minut
99,9% števcev 8ur
31
V primeru TP z velikim številom merilnih mest (> 300) pričakujemo slabše performanse, zato
je treba zahteve omiliti in v primeru nedoseganja le-teh sprejeti dodatne ukrepe, npr. povečati
časovni interval obremenilnih diagramov (urni diagrami namesto četrturnih).
Dodatno zvišanje performans je moč doseči tudi z uporabo ustreznega MDMS sistema, ki na
primer v primeru kasnitve podatkov samodejno prekine trenutne aktivnosti koncentratorjev in
sproži branje manjkajočih podatkov na zahtevo, ali pa nastavi cikle branja večkrat na dan (s
tem se prenaša manjša količina podatkov na cikel).
6.5 Vključitev odčitavanja porabe drugih energentov in vode (»multiutility«)
Na sistemski števec se lahko priključijo tudi števci drugih energentov in vode. Tako lahko
izkoristimo že vzpostavljeno informacijsko infrastrukturo tudi za prenos teh merilnih
podatkov, hkrati pa je to priložnost za novo storitev prodaje teh odčitkov.
Tehnične značilnosti povezave vodomerov, kalorimetrov in plinomerov na števec električne
energije so opisane v 8.2.2 na strani 51.
Slika 6.5: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode.
Odčitki so na voljo uporabnikom merilnih podatkov (npr. distributerjem drugih energentov)
preko storitev merilnega centra ali centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov.
Primer storitev, ki jih že ponuja podjetje Elektro Ljubljana, zajema:
• dostavo merilnih podatkov s pomočjo posebne programske opreme, ki vsebuje
lokalno podatkovno bazo in mehanizem replikacije podatkov z bazo v merilnem
centru preko VPN povezave,
• dostop do podatkov preko WEB servisov,
• dostavo podatkov preko elektronske pošte (datoteka).
32
6.6 Merilni centri v distribucijskih podjetjih
Vsako distribucijsko podjetje že ima svoj merilni center, ki ima informacijske povezave do
sistemskih števcev in do drugih informacijskih sistemov. Najpogostejše funkcije merilnega
centra so naslednje:
• zajem podatkov (odčitavanje),
• validacija podatkov,
• obdelava podatkov (agregacija,…),
• priprava in pošiljanje obračunskih podatkov na Informatiko d.d,
• posredovanje podatkov udeležencem na trgu (JARSE, Borzen, dobavitelji),
• izvajanje analiz,
• izvajanje daljinskih odklopov, daljinsko nastavljanje omejevalnika moči, daljinsko
nastavljanje tarif,
• vpogled porabe na merilnih mestih preko spletne aplikacije,
• posredovanje podatkov ostalim ponudnikom energentov,
• vnos novih merilnih mest (novi priklopi).
Sistemski števci in druga oprema (koncentratorji), ki jih distribucijsko podjetje želi vključiti v
merilni center, morajo biti združljivi s programsko opremo v merilnem centru (trenutno vsi
centri podpirajo opremo proizvajalcev Iskraemeco in Landis+Gyr; glej poglavja 15.1.3,
15.2.11, 15.3.7, 15.4.3, 15.5.6).
6.6.1
Potrebne prilagoditve obstoječih merilnih centrov in centrov vodenja
Merilni centri v distribucijskih podjetjih so ustrezno opremljeni s strojno in programsko
opremo in zagotavljajo MDM funkcije za sistemske števce, ki so že vključeni v sistem – kot
je pokazala analiza v prvem delu študije je v slovenskem DEES s sistemskimi števci
opremljenih 13% merilnih mest, ki jih je možno tudi daljinsko odčitavati (AMR), 6 %
merilnih mest pa je opremljenih z AMM/AMI števci. Merilni centri elektrodistribucijskih
podjetij so zasnovani tako, da se lahko z nadgradnjo centra v sistem vključijo sistemski števci
vseh merilnih mest na področju dane distribucije, vendar imajo prilagojene zmogljivosti in
število licenc glede na trenutne potrebe. Za vključitev večjega števila novih sistemskih
števcev je zato potrebna nadgradnja oziroma razširitev.
V primeru uporabe združljive opreme s sedanjo, zajema nadgradnja centra predvsem:
• nadgradnjo strojne opreme (povečanje strežniških kapacitet, razširitev diskovnega
prostora,…),
• nakup dodatnih licenc, ki so vezane na število merilnih mest oziroma sistemskih
števcev.
33
Za programsko podporo morebitnim novim storitvam je treba namestiti tudi ustrezne
programske module za obstoječo programsko opremo. MDM sisteme bo treba tudi pripraviti
za integracijo s sistemom vodenja.
6.7 Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov
Merilni podatki se sedaj hranijo v merilnih centrih distribucijskih podjetij. Le podatki za
obračun se prenašajo v Integriran informacijski sistem (IIS) za katerega skrbi podjetje
Informatika d.d. Dostop do podatkov za druge udeležence na trgu (npr. dobavitelje, JARSE,
SODO, uporabnike,…) je sedaj možen preko povezav s posameznimi distribucijskimi
merilnimi centri, skupne vstopne točke na nivoju Slovenije pa ni.
Koristno bi bilo uvesti centralno vstopno točko do merilnih podatkov vseh odjemalcev
oziroma uporabnikov distribucijskih omrežij na področju Slovenije. Predlagamo izvedbo
centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov (CSDMP) v okviru SODO.
Predlagamo sledečo rešitev: jedro informacijskega sistema CSDMP je centralna baza merilnih
podatkov, ki vsebuje merilne podatke o porabi oziroma proizvodnji električne energije za vse
uporabnike omrežij na področju Slovenije. V bazo se dnevno prenašajo podatki iz baz
posameznih distribucijskih merilnih centrov. Ta baza je torej replika določenih podatkov baz
posameznih merilnih centrov. Za vse odjemalce so v bazi privzeto na voljo dnevni odčitki, za
podrobnejše podatke (npr. 15-minutne obremenilne diagrame), pa mora dati odjemalec
soglasje – v skladu s politiko varovanja osebnih podatkov.
Načelno shemo CSDMP prikazuje slika 6.6. Na centralni bazi lahko SODO izvaja določene
operacije, kot so:
• obračun odstopanj,
• napoved, obračun energije,
• razne analize.
Komunikacija z drugimi udeleženci na energetskem trgu, kot so na primer JARSE, Borzen,
dobavitelji, uporabniki (preko dobaviteljev), poteka preko spletnih servisov.
Merilni centri po distribucijskih podjetjih še vedno skrbijo za MDM (Meter Data
Management) funkcije ter nudijo njim lastne podatkovne storitve. CSDMP je le nadgradnja
sistema za potrebe centralne vstopne točke za »on-line« izmenjavo merilnih podatkov o
porabi/proizvodnji električne energije ter s temi procesi povezanih podatkov, obračuna
odstopanj, napovedi in obračuna energije, ipd. »On-line« tukaj pomeni takojšen dostop do
podatkov na dnevnem nivoju in do historičnih podatkov – podatki bi se naj replicirali v
centralno bazo enkrat dnevno. »On-line« bi naj bili dostopni podatki za vsaj 5 let.
34
Če se sistem AMI uporablja tudi za odčitavanje porabe drugih energentov in vode, lahko
CSDMP vsebuje tudi te podatke.
Slika 6.6: Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov
Ker imajo merilni centri distribucijski podjetji sodobno programsko opremo, ki opravlja
večino MDM funkcij in ker znajo sami najbolje skrbeti za svoj sistem in svoje podatke,
CSDMP ni smiselno izvesti z MDMS (Meter Data Management System - opis v podpoglavju
8.5.1) programsko opremo. Taka rešitev za slab milijon uporabnikov omrežja na področju
Slovenije bi bila draga, sistem ne bi bil dovolj izkoriščen, treba pa se je tudi prilagoditi
obstoječim IT rešitvam, predvsem delu meter2cash procesov, ki tečejo v okviru IIS. V okviru
načrtovane prenove IIS izvedba centralne baze z nekaj moduli in WEB servisi ne bi smela biti
prevelik zalogaj in je vredno preučiti to možnost. Centralni sistem za dostop do merilnih
podatkov se lahko izvede kot samostojen informacijski sistem v okviru SODO, kot nov
podsistem v okviru IIS, ali pa v okviru že obstoječega merilnega centra distribucijskega
podjetja, ki ima ustrezno infrastrukturo oziroma jo lahko z minimalnimi investicijskimi
stroški poveča. V tem primeru SODO najame vire in to storitev pri distribucijskem podjetju.
6.8 Povezava s sistemom vodenja
Danes seže informatizacija (predvsem daljinsko vodenje in nadzor) elektroenergetskega
omrežja do srednje napetostnega omrežja. Izvedena je v glavnem s procesnimi računalniki,
RTU in SCADA sistemi. Nizkonapetostni del omrežja ti sistemi običajno ne pokrivajo. Z
35
uvajanjem AMI sistemov se informatizira tudi NN omrežje in vzpostavlja informacijska
povezava s končnim odjemalcem.
AMI se lahko poveže z DMS sistemom (Distribution Management System), ki je običajno
tudi povezan s SCADA sistemom.
MDMS
GP
R
SCADA
DMS
S
TK omrežje
AMI
TK omrežje
(DCV)
RTU
PLC
SN
NN
(R)TP
VN
RTP
Slika 6.7: Povezava sistema AMI z DMS in SCADA.
Trenutna izvedba komunikacijskih omrežij AMI sistemov (običajno se uporablja kombinacija
PLC in GPRS tehnologije) ne omogoča spremljanja razmer v realnem času. Vendar
sinhronizirana ura v vseh sistemskih števcev in beleženje 15-minutnih obremenilnih
diagramov ter drugih podatkov omogočajo vsaj »off-line« analizo pretokov, izgub, izpadov,
ipd. Lahko pa identificiramo merilne točke, ki so pomembne za obratovanje omrežja in
podatke s teh točk prenašamo v realnem času (poleg meritev energije lahko prenašamo še
druge meritve, npr. napetosti in tokove).
Kontrolni števci v transformatorskih postajah omogočajo meritev izgub, kar nadalje omogoča
detekcijo morebitnih kraj in goljufij.
MDM sistemi v merilnih centrih trenutno niso povezani s sistemi vodenja. Bo pa v prihodnje
ta povezava potrebna. Izvedla se bo preko DMS (Distribution Management System) sistemov.
Treba bo tudi integrirati podatke o izpadih, ki jih sistemski števci točno beležijo pri končnih
uporabnikih, v sistem za spremljanje izpadov (Outage Management System).
36
6.9 Uporaba sistema AMI za spremljanje kakovosti oskrbe
O spremljanju kakovosti oskrbe smo že pisali v podpoglavju 5.1.2.6. Sistemski števci naj
omogočajo beleženje parametrov kakovosti napetosti, predvsem naj beležijo izpade in upade
napetosti. Podatki se naj zbirajo v merilnih centrih. Zaželena je povezava s sistemi za
upravljanje z izpadi OMS (Outage Management sistemi).
6.10 Infrastruktura za upravljanje s porabo (DSM/DR)
Za izvajanje ukrepov kratkoročnega upravljanja s porabo mora sistem AMI podpirati
napredne tarifne sisteme in beleženje obremenilnih diagramov (15-minutnih ali urnih).
Zaželena je še možnost povezave z omrežjem hišnih naprav preko ustreznega vmesnika
pametnega števca. Upravljanje s porabo je sicer podrobneje opisano v poglavju 9.
6.11 Informacijska varnost in zaščita podatkov
AMI ne omogoča le nadzor nad porabo energije, temveč omogoča tudi določene akcije, kot je
na primer odklop uporabnika, ipd. V okviru sistema imamo tudi opravka z občutljivimi
osebnimi podatki. Zato mora biti poudarek na informacijski varnosti sistema še toliko večji.
Za vsako napravo v sistemu, mora biti zagotovljena:
• avtentikacija,
• avtorizacija,
• kriptirana povezava,
• integriteta prenosa podatkov,
• detekcija poskusa vdora ali goljufije.
Uporabiti je treba opremo, ki uporablja najmočnejše varnostne mehanizme glede na stanje
tehnike in dobavljivost opreme. Ker vsaka zaščita z leti izgublja na moči, je treba zagotoviti,
da se da programska oprema naprav daljinsko nadgrajevati in s tem držati nivo varnosti na
največji možni ravni skozi vse življenjsko obdobje!
Zelo dobro je treba definirati varnostno politiko sistema in jo tudi dosledno izvajati,
vzdrževati, nadzorovati in nadgrajevati. Zelo pomemben je notranji in zunanji nadzor (avdit)
izvajanja varnostne politike na samem sistemu.
37
6.12 Interoperabilnost
Problem sistemskih števcev je ta, da so del sistema, kar danes večinoma pomeni, da so del
tehnične rešitve določenega proizvajalca opreme. Zaradi hitrejšega razvoja sistemov
naprednega merjenja od razvoja standardizacije na tem področju, še ni zagotovljena
združljivost naprav različnih proizvajalcev. To praktično pomeni, da se moramo odločiti za
določenega proizvajalca in z uvedbo njegovega sistema lahko uporabljamo le njegove števce.
Ker gre za celovito rešitev – od števca do programske opreme v merilnem centru, je
morebitno vzdrževanje različnih sistemov za to, da bi ne bili odvisni le od enega proizvajalca,
drago, tako z vidika nabave, kot z vidika upravljanja in vzdrževanja. V določenih primer, na
primer pri uporabi PLC tehnologije, tudi ni mogoče med seboj na delu omrežja, ki ga pokriva
koncentrator določenega proizvajalca, uporabljati druge števce. Torej kaj hitro pridemo v tako
imenovano »vendor lock-in« situacijo, ko smo prepuščeni milosti oziroma nemilosti
izbranega dobavitelja te opreme.
Problema se je dobro zavedala tudi Evropska komisija in zato je marca 2009 izdala
Standardizacijski mandat M/441 [45].
Zavedati se je treba, da komunikacije med napravami potekajo na več slojih, ki jih definira
ISO/OSI referenčni model (glej 8.3). Interoperabilnost komunikacij med interoperabilnimi
napravami mora biti zato zagotovljena za vsak sloj, ki je predmet dane komunikacije.
Standardi sami po sebi še ne zagotavljajo interoperabilnosti. Le-ta je zagotovljena le, če je
vzpostavljen sistem testiranja po standardih in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav!
6.12.1 M/441
Evropska komisija je 12. Marca 2009 sprejela Standardizacijski mandat M/441
(Standardisation mandate to CEN, CENELEC and ETSI in the field of measuring instruments
for the development of an open architecture for utility meters involving communication
protocols enabling interoperability) [45], ki nalaga organizacijam CEN, CENELC in ETSI
razvoj odprte arhitekture AMI sistema z uporabo standardiziranih protokolov, ki bodo
zagotavljali interoperabilnost.
Komunikacijski standardi naj bi bili predstavljeni devet mesecev po sprejetju tega mandata,
harmonizirana rešitev za dodatne funkcionalnosti sistema AMI pa 30 mesecev po sprejetju.
Evropska komisija je k sodelovanju povabila tudi že omenjeni OPEN meter projekt. Rezultat
tega projekta, ki se pravkar zaključuje, pa je predlog za standardizacijo tehnologij PRIME, G3
PLC, Meters & more (8.3.1) [74]. Torej standardizirane bodo še nove tehnologije, ki so med
sabo nezdružljive in seveda neinteroperabilne.
38
6.12.2 Industrijska združenja
Kot smo že omenili, standardi sami po sebi ne zagotavljajo interoperabilnosti. Zato so
pomembna industrijska združenja, ki poskrbijo za interoperabilnost naprav članov združenja
in vzpostavijo sisteme testiranja po standardih in specifikacijah ter sistem certificiranja
naprav.
IDIS (Interoperable Device Interface Specifications) specifikacije so nastale na pobudo treh
uveljavljenih proizvajalcev za sisteme naprednega merjenja:
Iskraemeco, Itron in
Landis+Gyr, ki so se združili v industrijsko združenje IDIS [64]. IDIS omogoča, da so vsi
sistemski števci enega izmed teh treh proizvajalcev v celoti združljivi s števci drugih dveh
(uporablja se PLC tehnologija S-FSK). Specifikacije temeljijo na obstoječih mednarodnih
standardih (IEC 61334-5-1, IEC 61334-4-32, IEC 62056-53) in so v skladu s priporočili
združenja DLMS-UA. IDIS je odprt tudi za druge proizvajalce opreme. Podjetja so že končala
preskusno fazo in demonstrirala interoperabilnost med njihovimi sistemi, predvsem na nivoju
pametnih števcev in koncentratorjev. V kratkem je predviden začetek testiranja in
certificiranja opreme s strani akreditirane institucije. Certificirana oprema bo označena z
logotipom IDIS in bo garancija, da je naprava interoperabilna z drugimi certificiranimi IDIS
napravami.
Tudi druge tehnologije imajo svoja združenja, kot na primer PRIME [65], G3 PLC [66] in
Meters & more [67]. Eno najmočnejših združenj, ki pa presega zgolj sisteme AMI, je ZigBee
Alliance [61] (rešitve, ki uporabljajo ZigBee tehnologijo so popularne v ZDA).
6.12.3 Zahteve za Slovenijo
Uporabiti je treba certificirano opremo, ki omogoča interoperabilnost najmanj dveh
proizvajalcev sistemskih števcev in pripadajoče opreme ob uporabi uveljavljenih
mednarodnih standardov.
6.13 Življenjska doba
Življenjska doba sistema naprednega merjenja oziroma njegovih komponent je ključnega
pomena za uspešno naložbo v ta sistem. Opazovano obdobje za analizo stroškov in koristi je
namreč 20 let in vsaj toliko mora biti tudi življenjska doba. To je relativno veliko za
elektronske naprave, ki uporabljajo sodobne informacijsko komunikacijske tehnologije.
Kot prvo se pojavlja vprašanje kakovosti proizvodnje naprav – od selekcioniranja vhodnih
materialov, do vseh QA postopkov v proizvodnji ter seveda postopkov FAT preizkusov.
Vodilni proizvajalci iz Evrope in ZDA navajajo življenjsko dobo za svoje naprave 20 let.
Seveda pa je garancijska doba običajno dosti krajša.
39
Nadalje se pojavlja vprašanje življenjske dobe TK omrežij. Ali bo mobilni operater na primer
čez 20 let še vedno zagotavljal storitev GPRS? Nekateri proizvajalci nudijo zato sistemske
števce z izmenljivimi moduli za komunikacijo, kar pomeni, da ni treba menjati celega števca
v primeru prehoda na drugo komunikacijo. Tukaj lahko izpostavimo tudi eno izmed prednosti
tehnologij PLC, ki kot komunikacijski medij uporablja distribucijske energetske vode – le-ti
so v lasti distribucij in tako je tudi odločitev o uporabi primernih komunikacijskih tehnologij
le v njihovih rokah.
6.14 Sinhronizacija ure
Sinhronizacija ure je izredno pomembna. Vsi sistemski števci, koncentratorji in sistemi v
merilnem centru, ki so vključeni v sistem AMI, morajo imeti sinhronizirano uro.
Sinhronizacija mora biti urejena sistemsko in mora biti avtomatska. Števčne vrednosti s
časovno značko morajo ustrezati minimalnim zahtevam standarda SIST EN 62056-61 in SIST
EN 13757-1. Interne in eksterne ure merilnih naprav morajo ustrezati standardu SIST EN
61038 [46].
6.15 Problematika kakovosti napetosti v distribucijskem omrežju
Dandanes se v omrežje vključuje vse več nelinearnih naprav3, tako porabnikov kot tudi
generatorjev električne energije. Za nelinearne naprave je značilno, da se njihova impedanca s
časom in glede na napajalno napetost spreminja. Posledica tega je, da električne veličine
naprave (tok) nima sinusnega poteka. Zaradi nesinusnega poteka toka se poleg osnovnega
sinusnega 50 Hz toka pojavijo tudi harmonski toki. Bolj kot je določena naprava nelinearna,
več harmonskih tokov generira.
Pri nelinearnih napravah tako klasična obravnava porabnika glede delovne in jalove energije
ni mogoča. Zaradi harmonskih tokov poleg delovne in "klasične" jalove energije naprava iz
omrežja prejema ali v omrežje oddaja tudi določeno energijo, ki ni ne delovna, ne klasična
3
Med nelinearne naprave sodijo vse naprave, katerih tok ni sinusne oblike; na primer: kompaktne
fluorescentne sijalke, LED in vse ostale sijalke, ki se napajajo preko usmernikov, računalniki, monitorji,
televizorji, video- in avdio naprave ter DVD predvajalniki, tiristorski zatemnilniki luči, vse ostale usmerniške
naprave, mikrovalovne pečice, pralni, pomivalni in sušilni stroji, sesalci za prah, klimatske naprave, električna
ročna orodja, varilni aparati, motorski pogoni s pulzno-širinsko modulacijo, obločne peči, električna vleka,…
Pravzaprav je danes razen klasične žarnice na žarilno nitko, klasičnega električnega bojlerja, radiatorja, klasične
pečice in likalnika s termostatom že prava umetnost poiskati porabnike, ki jih uporabljamo v vsakodnevnem
življenju in bi bili linearni porabniki. Prav tako med nelinearne naprave sodijo vse elektrarne, ki za svoje
obratovanje uporabljajo razsmerniške sisteme, na primer fotovoltaične elektrarne.
40
jalova energija, vseeno pa prispeva k skupni navidezni energiji. Ta moč, ki popači klasično
obravnavo moči je (v angleščini) imenovana "distortion power (D)". Mi jo imenujemo moč
harmonikov (QHARM). Tudi "klasičen" izračun "cos φ" v takšnih razmerah ni mogoč, zato se za
definiranje uporabne (delovne) moči uporablja faktor delavnosti PF = P / S (Power Factor)
[68].
Razmere moči v omrežju, kjer so prisotne naprave, ki nimajo linearnega značaja in zaradi tega
ustvarjajo harmonske toke ter s tem posledično tudi moč harmonikov, je situacija taka, kot jo
prikazuje slika (slika 6.4):
Tako velja:
(
)
2
S = P 2 + Q502 Hz + QHARM
≥ S50 Hz
(6.1)
Enačba 6.1 in slika 6.4 kažeta, da je moč S, ki teče po omrežju zaradi harmonskih tokov večja
od moči S50Hz, ki bi tekla, če harmonskih tokov ne bi bilo.
y
Q50 Hz
S50 Hz
Q
S
P
x
QHARM = D
z
Slika 6.4:
Razmere v elektroenergetskem omrežju z nelinearnimi napravami 4
Na sliki 6.4 imajo oznake naslednji pomen:
P
4
- delovna moč (ki je lahko samo 50 Hz, zato te oznake niti ne pišemo),
Tridimenzionalna predstavitev moči je dobrodošla iz didaktičnih razlogov zaradi lažje predstave
razmerij med posameznimi močmi iz enačbe 6.1 in je povzeta po literaturi [68]. Najbolj očitno je dejstvo, da so
posamezne moči P, Q50 Hz in QHARM med seboj linearno neodvisne in s spremembo ene neposredno ne moremo
vplivati na velikost druge. Vsekakor pa je treba opozoriti, da tega prikaza ne smemo jemati kot klasičen fazorski
diagram moči, ker moč harmonikov zaradi različnih frekvenc harmonikov ne more nastopati kot enotni fazor v
fazorskem diagramu moči.
41
Q50 Hz
- čista jalovo moč, ki je potrebna za električno in magnetno polje
kondenzatorjev in dušilk,
S50 Hz
- čista navidezno moč, ki je potrebna za delovanje linearnih naprav v omrežju,
QHARM ali D - jalova moč, ki jo povzročajo harmonski toki,
Q
- celotna jalovo moč, ki teče po omrežju do ali od nelinearne naprave,
S
- celotna navidezno moč, ki teče po omrežju do ali od nelinearne naprave.
Iz slike 6.4 tudi opazimo, da tudi če tak nelinearen porabnik ne bi odjemal nič "klasične"
jalove energije Q50 Hz, faktor delavnosti (PF = P/S) ne bi bil enak 1, ampak bi bil manjši v
odvisnosti od jalove moči, ki bi jo povzročali harmonski toki.
Jalovo moč harmonikov QHARM se ne da kompenzirati samo s klasičnimi pasivnimi elementi
(sam kondenzator ali sama dušilka), kot pri "klasični" jalovi energiji (Q50 Hz). Jalovo moč
harmonikov je mogoče kompenzirati na dva načina.
Prvi način je, da pri napravi vgradimo pasivne harmonske sesalne filtre, ki imajo blizu
frekvence, ki jo želimo kompenzirati, svojo resonančno frekvenco. Takšni filtri pa po drugi
strani lahko povzročijo dodatne nevšečnosti v smislu neželenih resonanc v omrežju ali pa
požiranju MTK signala, kot se je pokazalo že tudi v praksi na območju Dolenjske.
Drugi, ponavadi dražji a zato veliko bolj univerzalen in prilagodljiv način pa je tako, da
injiciramo v omrežje tok enake frekvence ampak ravno nasprotnega faznega kota. To je
mogoče doseči s t.i. aktivnimi filtrskimi napravami, ki uporabljajo elemente močnostne
elektronike in so v ta namen ustrezno krmiljene. Primer teh naprav so naprave STATCOM iz
družine naprav D-FACTS.
Harmonski toki so neugodni za elektroenergetski sistem zato, ker tečejo po omrežju in
ustvarjajo izgube, čeprav ne prenašajo nobene koristne energije, ampak so zgolj posledica
(stranski produkt) nelinearnih porabnikov.
Poleg tega harmonski toki na impedancah omrežja povzročajo harmonsko napetost, ki moti
ostale porabnike v omrežju, še posebej naprave, ki komunicirajo med sabo z uporabo PLC
tehnologije (npr. pametni števci) in preko inducirane napetosti tudi telekomunikacijske
naprave, katerih vodniki so na določeni trasi položeni paralelno z energetskimi vodi (t.i. TIF –
Telephone Interference Factor).
Zaradi tega se v praksi že pojavljajo motnje, ki onemogočajo nazivno obratovanje naprav.
Tako so znane motenje razsmerniških naprav, ki motijo delovanje PLC sistemov in ADSL
omrežja na klasičnih PSTN telefonskih linijah.
42
Standardi, ki obravnavajo motnje, ki jih smejo v omrežje injicirati naprave spadajo v družino
standardov SIST EN/IEC 61000-3-X. Za naprave z nazivnim tokom do 16 A fazno
proizvajalci teh s preizkusi potrdijo, da so naprave skladne z dovoljenimi ravnmi motenj, ki
jih smejo injicirati v omrežje. Takšne naprave nato opremijo z oznako CE, ki je neke vrste
zagotovilo, da je naprava skladna z vsemi EU direktivami (EMC, Low voltage,…), ki jo
zadevajo. Za naprave z nazivnim tokom med 16 in 75 A fazno je postopek podoben, le da tu
proizvajalci navedejo določene omejitve, ki jih je treba pri priključitvi na "standardno"
upoštevati (na primer minimalno kratkostično moč omrežja). Za naprave, ki presegajo 75 A
nazivnega faznega toka in za naprave, ki se vključujejo v SN omrežje, pa je potreben
individualni pristop pri obravnavi motenj.
Seveda pa mora biti tudi kakovost napetosti v omrežju takšna (standardizirana!), da lahko
naprave v njem nazivno obratujejo. Takšno kakovost napetosti zagotavlja standard SIST EN
50160. Pri tem je pomembno vedeti, da ta standard navaja najslabše možne razmere, ki v
omrežju ne smejo biti presežene.
Za potrebe načrtovanja omrežja si morajo distribucijska podjetja (tudi v skladu z navodili
SONDO 2011 [46]) postaviti svoje nivoje načrtovanja za posamezne motnje in dele omrežja,
ki jim bodo v pomoč pri zagotavljanju primerne kakovosti napetosti v svojih omrežjih in ki
morajo imeti ožje dovoljene meje, kot pa so v standardu SIST EN 50160. Tako distribucijska
podjetja pri načrtovanju motenj v omrežju ne smejo preseči postavljenih nivojev načrtovanja.
To jim zagotavlja dovolj rezerve, da v primeru normalnega razvoja omrežja in z rednimi
obdobnimi meritvami kakovosti napetosti v omrežju, nivoji, ki jih postavlja SIST EN 50160,
ne bodo preseženi.
7 Upravljanje in varovanje osebnih podatkov
7.1 Splošno o varovanju osebnih podatkov
Pravica do zasebnosti je temeljna človekova pravica. Listina o temeljnih pravicah Evropske
unije [69] pravi:
Člen 7: Spoštovanje zasebnega in družinskega življenja:
Vsakdo ima pravico do spoštovanja njegovega zasebnega in družinskega življenja, stanovanja
in občevanja.
Člen 8: Varstvo osebnih podatkov:
1. Vsakdo ima pravico do varstva osebnih podatkov, ki se nanašajo nanj.
43
2. Osebni podatki se morajo obdelovati pošteno, za natančno določene namene in na podlagi
privolitve prizadete osebe ali na drugi legitimni podlagi, določeni z zakonom. Vsakdo ima
pravico dostopa do podatkov, zbranih o njem, in pravico zahtevati, da se ti podatki popravijo.
3. Spoštovanje teh pravil nadzira neodvisen organ.
Pri nas ureja to področje Zakon o varstvu osebnih podatkov (ZVOP-1) [70], za nadzor pa
skrbi Informacijski pooblaščenec. ZVOP-1 podaja naslednji definiciji:
»Osebni podatek – je katerikoli podatek, ki se nanaša na posameznika, ne glede na obliko, v
kateri je izražen.« [70]
»Posameznik – je določena ali določljiva fizična oseba, na katero se nanaša osebni podatek;
fizična oseba je določljiva, če se jo lahko neposredno ali posredno identificira, predvsem s
sklicevanjem na identifikacijsko številko ali na enega ali več dejavnikov, ki so značilni za
njeno fizično, fiziološko, duševno, ekonomsko, kulturno ali družbeno identiteto, pri čemer
način identifikacije ne povzroča velikih stroškov, nesorazmerno velikega napora ali ne
zahteva veliko časa.« [70]
7.2 Koncept vgrajene zasebnosti (ang. Privacy By Design)
Koncept vgrajene zasebnosti pomeni, da že pri načrtovanju sistema, ki bo imel opravka z
osebnimi podatki, le-tega načrtujemo tako, da upoštevamo temeljna načela varovanja osebnih
podatkov, pravočasno predvidimo potencialne težave in sistem zasnujemo tako, da
zmanjšamo tveganje za zlorabe.
Koncept vgrajene zasebnosti temelji na sedmih načelih [71]:
1. Proaktivnost namesto reaktivnosti – izogibanje težavam namesto odpravljanje
posledic.
2. Zasebnost kot privzeta izbira – zasebnosti prijazne nastavitve sistema naj bodo
privzete.
3. Zasebnost, ki je sestavni del zasnovne rešitve – sistem moramo zasnovati tako, da ne
pridemo v situacijo »širitve prvotnega namena« (ang. function creep), kar v praksi
pomeni, da sprva zbrane osebne podatke za določene namene ne začnemo uporabljati
še za druge namene, ki v zasnovi niso bili predvideni, ali pa da omogočimo dostop do
podatkov uporabnikom,ki v zasnovi do tega niso bili upravičeni.
4. Polna funkcionalnost – z vgradnjo zasebnosti ne žrtvujemo učinkovitosti delovanja
sistema, torej zagotavljamo polno funkcionalnost.
5. Zavarovanje podatkov v celotnem ciklu obdelave podatkov – skrb za ustrezno
varovanje osebnih podatkov moramo smatrati kot proces in ne le kot posamezne
naloge, ki so končane, ko jih enkrat zaključimo.
6. Transparentnost – sistem mora omogočati neodvisen zunanji pregled in potrditev
dejanskega varovanja osebnih podatkov.
44
7. Spoštovanje posameznika – posameznik mora biti na njemu razumljiv način
informiran glede obdelave njegovih osebnih podatkov, zagotovljena mora biti tudi
pravna podlaga (osebna privolitev).
Pri načrtovanju sistema moramo upoštevati načela:
• minimizacije: določiti moramo minimalni zadostni nabor osebnih podatkov, s
katerimi lahko dosežemo polno funkcionalnost sistema. Če določeni osebni podatki
niso potrebni, se jih naj ne zbira!
• sorazmernosti:
• če lahko izbiramo, uporabimo manj občutljive podatke od bolj občutljivih,
• ne zbirajmo več enoličnih identifikatorjev,
• če je to mogoče, raje uporabljajmo psevdonime ali identifikatorje kot dejanske
osebne podatke (npr. številko merilnega mesta namesto imena in priimka),
• uporabniške pravice za dostop do osebnih podatkov podelimo res samo tistim
uporabnikom, za katere je to nujno (nivojski dostop).
• nadzor posameznika: posamezniku moramo ponuditi možnost elektronskega
vpogleda v lastne osebne podatke.
• zavarovanje osebnih podatkov: priporoča se upoštevanje mednarodno uveljavljenih
standardov ISO/IEC 27000. Treba se je zavedati, da je varovanje informacij ne zajema
le tehničnih ukrepov, temveč tudi organizacijske (izobraževanje,notranji in zunanji
nadzor,sprejem in izvajanje varnostnih politik, ipd.). Poudariti je treba, da morajo biti
ukrepi za zavarovanje ustrezni glede na naravo in tveganje, ki jih prinaša obdelava
osebnih podatkov!
• dostopne pravice: dostopne pravice morajo biti jasne in skladne z nalogami,
ki jih opravljajo uporabniki sistema. Morajo biti ažurno upravljane, nivojske in
dokumentirane.
• sledljivost dostopa do podatkov: glede na tveganje in naravo podatkov je
treba zagotoviti popolno revizijsko sled – torej beleženje vsakega dostopa do
osebnih podatkov (kdo, kdaj, do katerih podatkov).
• rok hrambe in pravica do pozabe: osebni podatki se naj shranjujejo le toliko časa,
kolikor je potrebno za dosego namena, zaradi katerega so se zbirali ali obdelovali. Po
tem se zbrišejo, uničijo ali anonimizirajo. Priporočljivo je, da se rok hrambe vnaprej
opredeli. Hramba na zalogo brez utemeljitve ni dopustna!
Koncept vgrajene zasebnosti je treba dojeti kot investicijo in ne kot strošek.
7.3 Zasebnost v primeru sistema AMI
V sistemih AMI so z vidika osebnih podatkov najbolj občutljivi obremenilni diagrami
(meritev porabe z 15-minutno ali urno ločljivostjo) iz katerih se da razbrati določene navade
konkretnega odjemalca (npr. kdaj prihaja domov, ipd.). Obremenilni diagrami in tudi
določene sprotne 15-minutne meritve pa so potrebni za izvajanje regulirane dejavnosti
distribucijskega podjetja, saj omogočajo zanesljivo in varno obratovanje omrežij in
45
zagotavljajo dragocene podatke za načrtovanje in razvoj omrežij. Sistem AMI bo namreč
edina masovna merilna platforma na nizkonapetostnem omrežju. Meritve pa so nujne, sploh v
spremenjenih razmerah v distribucijskem omrežju, ko smo priča integraciji obnovljivih virov
ter drugih tehnologij, zaradi katerih tudi uvajamo koncept pametnega omrežja.
Sistem AMI zagotavlja podatke tako:
• tehničnim, kot
• poslovnim procesom.
Tehničnih procesov konkretni odjemalci z imenom in priimkom ne zanimajo. Pri teh procesih
gre za integracijo merilnih podatkov v sisteme za obratovanje (DMS in SCADA), kjer ti
podatki nastopajo v raznih izračunih in se vizualizirajo v glavnem na enopolnih shemah
predstavljeni kvečjemu s šifro merilnega mesta. Z uveljavljanjem sistemov GIS in sodobnimi
DMS sistemi, pa se lahko podatki pojavijo na konkretni lokaciji, kot je na primer konkretna
hiša v konkretni ulici!
Podatki iz sistema AMI so tako pomembni za tehnične procese – za varno in zanesljivo
obratovanje in učinkovito načrtovanje distribucijskega elektroenergetskega sistema, da brez
računanja nanje sistemov AMI sploh nima smisla uvajati. Z vidika tehničnih procesov
moramo namreč dojeti sistem AMI kot merilno platformo – distributer mora imeti možnost
opravljati meritve na svojem omrežju.
Poslovni procesi se nanašajo predvsem na podporo procesom obračuna porabe/proizvodnje
električne energije in kratkoročnega upravljanja s porabo s tržnega vidika. Ti podatki so
seveda povezani s konkretnim posameznikom ki se mu nenazadnje izstavi račun. Najmanj kar
zahtevamo od sistema AMI za poslovne procese je hranjenje mesečnih odčitkov porabe
energije, vendar je z vidika trga električne energije priporočljivo, da se hranijo dnevni odčitki,
kar daje možnost hitre izvedbe menjave dobavitelja.
Da dosežemo polno funkcionalnost sistema AMI, se torej podatki o porabi odjemalcev morajo
shranjevati v bazah podatkov. Glede na tržni model smo zasnovali dve lokaciji za hranjenje
podatkov iz sistema AMI (slika 7.1):
• merilni center distribucijskega podjetja: vsebuje podatke za podporo tehničnim in
poslovnim procesom. Podatki se hranijo po načelu minimizacije, so pa lahko podrobni
– obremenilni diagrami z največjo ločljivostjo (npr. 15-minut). Hranjeni podatki v tem
sistemu niso povezani s konkretnim posameznikom, temveč se za njihovo
identifikacijo uporabljajo identifikatorji (npr. šifra merilnega mesta). Do te baze imajo
dostop le sistemi znotraj konkretnega distribucijskega podjetja.
• centralni sistem za dostop do merilnih podatkov (CSDMP): vsebuje replikacije
določenih podatkov iz baz merilnih centrov slovenskih distribucijskih podjetij.
Replikacija se dogaja enkrat dnevno in vedno v smeri od merilnega centra do CSDMP
in to privzeto le za dnevne odčitke, razen za posameznike, ki v okviru pogodbe za
46
oskrbo s svojim dobaviteljem ali ponudnikom storitve privolijo v hranjenje
podrobnejših odčitkov (npr. 15-minutnih obremenilnih diagramov). V tem sistemu
nastopajo konkretna imena in priimki posameznikov, saj je baza merilnih podatkov
povezana s sistemom za upravljanje odnosov s strankami (CRM), ki deluje v okviru
CSDMP. Do teh podatkov dostopajo drugi udeleženci na energetskem trgu v skladu s
svojimi pristojnostmi.
Slika 7.1: Območje občutljivih podatkov z vidika varovanja osebnih podatkov
Jasno je, da se za vsako merilno mesto podatki hranijo tudi v pametnem (sistemskem) števcu.
Števec ima pomnilnik za največ 40 dni. Dostop do teh podatkov je omogočen le distributerju,
ki opravlja funkcijo daljinskega odčitavanja. Za ustrezno informacijsko zaščito pred
nepooblaščenim dostopom do podatkov v števcu je treba poskrbeti v okviru varnostne
politike. Sistem AMI nudi ustrezno tehnično podporo zaščiti podatkov (avtentikacija,
avtorizacija, kriptirane povezave, integriteta prenosa podatkov, detekcija poskusa vdora ali
goljufije).
Vsako podjetje mora izdelati presojo vplivov na zasebnost (ang. Privacy Impact Assesment),
kjer je treba med drugimi jasno definirati:
• kateri podatki se bodo obdelovali,
• kdo ji bo obdeloval (kateri procesi, sistemi, uporabniki),
• za katere namene,
• ali jih bo posredoval tretjim osebam in katerim,
• kako dolgo se bodo podatki hranili,
47
•
•
kako se lahko posameznik seznani z njegovimi shranjenimi podatki,
kako lahko posameznik doseže izbris svojih podatkov iz baz.
Pri načrtovanju sistema AMI priporočamo upoštevanje koncepta vgrajene zasebnosti. Podjetje
mora v skladu z že omenjenimi standardi in priporočili politiko upravljanja in varovanja
osebnih podatkov. Treba se je zavedati, da je varovanje informacij ne zajema le tehničnih
ukrepov, temveč tudi organizacijske (izobraževanje, notranji in zunanji nadzor, sprejem in
izvajanje varnostnih politik, ipd.). Ukrepi za zavarovanje morajo biti ustrezni glede na naravo
in tveganje, ki jih prinaša obdelava osebnih podatkov.
Na tem mestu podajmo še nekaj priporočil za oba sistema, kjer se bodo podatki sistema AMI
hranili:
• distribucijsko podjetje (merilni center):
• hranjeni podatki se naj ne povezujejo s konkretnim posameznikom, temveč le s
šifro merilnega mesta, torej v skladu z načelom sorazmernosti uporabimo
identifikator,
• v skladu z načelom minimizacije hranimo samo tiste podatke, ki jih res rabimo,
• identificirajmo procese, katerim zadostujejo anonimni podatki in le-te ustrezno
anonimizirajmo,
• v tehničnih sistemih, ki omogočajo geografsko lociranje merilnega mesta, uredimo
dostopne pravice uporabnikom in vpeljemo sledljivost dostopa.
• centralni sistem za dostop do merilnih podatkov:
• privzeta nastavitev za vsakega odjemalca naj bo hranjenje dnevnih odčitkov v
centralnem sistemu za dostop do merilnih podatkov,
• dobavitelj lahko z odjemalcem sklene pogodbo o oskrbi, ki vsebuje tudi pravno
podlago (privolitev odjemalca) za hranjenje obremenilnih diagramov.
8 Pregled primernih tehničnih rešitev
8.1 Arhitektura sistema
Arhitekturo AMI sistemov lahko v grobem razdelimo na tri nivoje. To so:
• merilna mesta opremljena s pametnimi števci,
• komunikacijska omrežja,
• merilni center.
Nad merilne centre lahko umestimo še dodatne IT sisteme, kot je na primer centralni sistem
za dostop do merilnih podatkov opisan v 6.7. Slika 8.1 prikazuje zasnovo tipičnega AMI
sistema.
48
Slika 8.1: Zasnova sistema AMI.
8.2 Merilna mesta
Čeprav je števec električne energije v izvedbi sistemskega števca v večini AMI sistemov
obravnavan kot osrednja naprava merilnega mesta, so informacijske potrebe povezane z
merilnim mestom dosti večje kot samo zajemanje podatkov o porabi električne energije.
Dodatne funkcionalnosti števca omogočajo nove storitve, na primer izvajanje ukrepov
kratkoročnega upravljanja s porabo, odčitavanje merilnikov drugih energentov in vode, ipd.
Sistem AMI tako predstavlja energetsko informacijsko infrastrukturo s katero je moč poleg
električne energije nadzorovati in upravljati tudi rabo drugih energentov in pitne vode.
Merilno mesto danes vse bolj postaja informacijsko stičišče med uporabniki in njihovimi
hišnimi napravami na eni, in distributerji, prodajalci in drugimi udeleženci na energetskem
trgu, na drugi strani.
8.2.1
Pametni števci - sistemski števci
Osnovni element merilnega mesta je pametni števec (ang. smart meter), imenovan tudi
sistemski števec. Natančno merjenje v predpisanih razredih točnosti je seveda pri obravnavi
sistemov naprednega merjenja samoumevno. Zato se osredotočimo na dodatne
funkcionalnosti. Te funkcionalnosti so lahko naslednje:
• zmožnost varne komunikacije – dvosmerne izmenjave podatkov z višjim nivojem (s
koncentratorji in s sistemi za obdelavo in upravljanje s podatki),
• zmožnost priključitve in posredovanja podatkov števcev ostalih energentov in vode
(»multi-utility«),
49
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
možnost komunikacije s hišnimi napravami oziroma hišnim omrežjem,
shranjevanje obremenilnih diagramov (nastavljivi intervali, na primer 15, 30, 60,…
minut), ki jih je vedno možno daljinsko odčitati,
pomnilnik za registrirane vrednosti vsaj za 40 dni,
možnost daljinskega odklopa in možnost ponovne vzpostavitve oskrbe,
možnost daljinskega omejevanja moči,
možnost naprednih tarifnih sistemov,
možnost daljinskega nastavljanja urnikov za tarifne sisteme,
možnost predplačniškega sistema in pripadajoče upravljanje (daljinsko nalaganje
kredita, preverjanje stanja, ipd.),
možnost prikaza določenih informacij (poraba, cene, ipd.) na ločenem prikazovalniku
- zaslonu,
možnost komunikacije z napravami hišnih omrežij,
merjenje zanesljivosti oskrbe in nekaterih parametrov kvalitete napetosti – možnost
shranjevanja dogodkov (upadov, izpadov npr.),
možnost daljinskega nadzora in upravljanja s števcem ter možnost avtodiagnostike,
možnost daljinske nadgraditve programske opreme števca,
avtomatska sinhronizacija ure (točen čas),
zmožnost sledljivosti zlorab in posegov v števec in ustrezna zaščita dostopa.
Na sliki 8.2 je shematski prikaz nekaterih funkcij sistemskega števca. Sistemski števec lahko
dopolnjuje dodaten hišni energetski prikazovalnik – LCD zaslon, ki je nameščen v stanovanju
in preko katerega je mogoče spremljati porabo in cene energije, ter druge pomembne
informacije (8.2.3).
Z razvojem hišne avtomatike in povezave določenih naprav v gospodinjstvu na hišno omrežje
(HAN) je treba računati na to, da se na to omrežje poveže tudi sistemski števec, kar omogoča
prenos informacij o trenutni porabi in tarifah, na podlagi katerih se lahko učinkovito upravlja
poraba električne energije in tudi drugih energentov ter vode.
Zelo pomembna je tudi sama izvedba števca, ki pogojuje hitrost namestitve, oziroma
zamenjave. Ker je merilnih mest zelo veliko, lahko stroški montaže v primeru manj ustreznih
izvedb hitro narastejo. Nekateri proizvajalci izdelujejo sistemske števce s podnožji, kar
omogoča hitro zamenjavo.
Naštejmo nekaj uveljavljenih proizvajalcev pametnih števcev (po abecednem redu): ADD
Group, Aidon, EDMI, Echelon, Elster, Enel, Iskraemeco, Itron, Kamstruop, Landis+Gyr, PRI
in Sagem Communications.
50
ODJEMALEC
HIŠNE NAPRAVE
(hišna avtomatizacija, hišni energetski
prikazovaklnik,...)
SISTEMSKI ŠTEVEC
ZASLON
(TIPKE)
ODKLOPNIK
VMESNIK
CPE
(prijava,izračun,nadzor,...)
01234
56789
MERJENJE
- DRUGI
ENERGENTI
(plin, voda, toplota)
MERJENJE
- elektrika
01234
56789
DISTRIBUCIJSKA
OMREŽJA
MODEM
Komunikacijsko
omrežje
Slika 8.2: Pametni števec - shematski prikaz bistvenih funkcij.
8.2.1.1
Lastna raba
Pametni števci imajo manjšo lastno rabo tokovne veje, kot indukcijski, kar pomeni, da
predstavljajo manjše breme za tokovnike. Po drugi strani pa je na napetostno vejo priključena
elektronika števca, ki ima lahko v povprečju tudi do trikrat višjo porabo delovne energije, kot
jo imajo indukcijski števci. Na porabo delovne energije pri števcih moramo biti zelo pozorni,
saj se vsak dodaten Watt množi s številom merilnih mest in izgube na ta račun se povečajo.
8.2.2
Priključitev števcev ostalih energentov (»multi-utility«)
V gospodinjstvu se poleg električne energije običajno meri še poraba
• zemeljskega plina,
• toplote (daljinsko centralno ogrevanje) in
• pitne vode.
Z opremo merilnega mesta s sistemskim števcem se tako ponuja tudi možnost daljinskega
odčitavanja porab zgoraj navedenih energentov in vode.
51
Večina števcev drugih energentov, ki so trenutno v
uporabi, ni opremljena s komunikacijskim vmesnikov.
Največ kar lahko trenutno od teh števcev pričakujemo je,
da imajo na voljo impulzni izhod (S0). (Na trgu se že
pojavljajo t.i. pametni števci drugih energentov predvsem plinomeri, ki so že sami po sebi sposobni
komunikacije.)
Slika 8.3: Primer namestitve
enote za daljinsko odčitavanje
plinomera
V primeru na sliki 8.3 se na plinomer pod številčnico
namesti ZigBee končna naprava z ustreznim nastavkom
z "read relejem", ki ga proži vrteč magnet pripet na kolut
številčnice plinomera - tak način generiranja impulzov
za štetje porabe je pri plinomerih pogost. Naprava šteje
impulze, ki so potem na voljo za prenos do pametnega
števca ali drugih naprav.
Pametni števci, ki so v uporabi v EU, največkrat podpirajo sledeče možnosti priključitve
drugih števcev:
• M-bus (žični in brezžični),
• Euridis,
• impulzni vhodi (S0).
V ZDA prevladuje ZigBee.
V Evropi se je precej uveljavil M-bus. Pogosto se impulzni vhodi priključijo preko P2M
(Pulse to M-bus) vmesnika, ki omogoča štetje impulzov tudi v primeru izpada električne
energije. P2M vmesnik sam šteje impulze, vrednost registra pa lahko sistemski števec vedno
prebere preko M-bus vodila.
Težava pri priključitvi drugih števcev na sistemski števec je tudi v tem, da so števci običajno
v različnih prostorih. Izvedbe instalacij žičnih povezav - če so sploh mogoče - nemalokrat
zahtevajo posege v bivalne prostore, so časovno zamudne in posledično drage. Zato se vse
bolj posega po brezžičnih (RF) možnostih povezav. Pri načrtovanju takih radijskih povezav v
stavbah moramo biti pozorni na problem dometa zaradi same narave širjenja radijskih valov
(armirano-betonske stene, ipd.)
8.2.2.1
M-bus
M-bus (Metering bus) vodilo in pripadajoči protokol je namenjen daljinskemu odčitavanju
števcev porabe energentov. Zaradi odprtosti, enostavni uporabi, cenenosti, robustnosti in
dobri odpornosti na motnje, se je pri proizvajalcih opreme že dobro uveljavilo, sploh v
Evropi. Opisan je v standardih SIST EN 13757-2 in SIST EN 13757-3.
52
Nekatere značilnosti:
• "Master – Slave" način komunikacije,
• enostavna priključitev naprave na vodilo z dvema žicama (polariteta ni pomembna),
• "Slave" naprava (na števcu) se napaja preko vodila,
• fleksibilna struktura vodila: linearno vodilo, zvezda, drevo,
• do 250 uporabnikov do dolžine 1000m,
• 300 do 38400 bps, standardno 2400 bps,
• dobra odpornost na motnje (visok nivo signala), nadzor vodila, avtomatska detekcija
napak.
Sistemski števci, ki imajo podporo za M-bus vodilo, delujejo kot "Master" na katerega se
lahko priključi običajno do 4 M-bus »Slave« naprave. Informacije iz teh naprav so v
sistemskem števcu predstavljene preko DLMS/COSEM podatkovnega modela (8.6.1).
8.2.2.2
Brezžični (ang. Wireless) M-bus
Brezžični M-bus je definiran v SIST EN 13757-4. Deluje na ISM frekvenčnem področju 868 870 MHz in omogoča prenos podatkov hitrosti 2.4 kbps / 16.384 kbps / 66.6 kbps na razdalji
do 250m. Prilagojen je majhni porabi energije in omogoča dvosmerno komunikacijo med
merilno Slave napravo in sprejemnim Master modulom. Zaradi optimalnega delovanja v
različnih okoljih (stacionarnih in mobilnih), omogoča brezžični M-Bus protokol delovanje na
več različnih načinov. Od najenostavnejšega načina enosmernega periodičnega pošiljanja
podatkov iz merilnih naprav »Master« napravam, do dvosmernih komunikacij, ko »Master«
naprava najprej pošlje zahtevek »Slave napravi« od katere nato prejme odgovor.
Aplikacijski nivo je zgrajen na EN 13757-3 standardu, ki podpira AES-128 bitno kriptiranje
prenosa podatkov, sinhronizacijo ter mehanizme za odpravo napak v prenosu.
8.2.2.3
Euridis
Euridis [62] je protokol, ki temelji na standardu IEC 62056-31. Omrežje deluje na MasterSlave principu, v katerega lahko povežemo do 100 naprav v medsebojni razdalji do 500 m.
Signal se prenaša po žičnih paricah (angl. twisted pair) in je moduliran s 50 kHz. Omogoča
poldupleksni prenos podatkov s hitrostjo od 1,2 kbps do 9.6 kbps in kontrolo napak z uporabo
algoritma CRC 16. Parice lahko služijo tudi napajanju »Slave« naprav. Aplikacijski sloj je
zgrajen po COSEM IEC 62056-53 standardu.
Euridis se uporablja tudi za komunikacijo med pametnimi števci in koncentratorjem –
predvsem v Franciji.
53
8.2.2.4
ZigBee
ZigBee omrežje je brezžično omrežje, ki je namenjeno predvsem senzorjem in raznim
kontrolnim napravam. Ker zasnova in namen tega omrežja presega samo priključevanje
števcev drugih energentov, je ZigBee podrobneje opisan v poglavju 8.3.4.
8.2.3
Povezava s hišnim omrežjem
Z razvojem koncepta pametnih hiš oziroma pametnega doma (ang. Smart Home) se naprave v
hiši tudi informacijsko povezujejo – govorimo o omrežju hišnih naprav oziroma hišnem
omrežju (HAN – Home Area Network). Koncept se lahko razširi tudi na ostale stavbe v
okviru širokega odjema (poslovne stavbe, ipd.) – zato se v tujini uporablja tudi bolj splošen
izraz »omrežje pri uporabniku« (PAN - Premise Area Network).
Ena izmed funkcij naprav hišnih omrežij je tudi avtomatsko upravljanje z napravami v smislu
prilagajanja odjema in optimiranja stroška za energijo glede na želeno ugodje. Za izvedbo te
funkcije je potrebna povezava koncepta pametnih omrežij s konceptom pametnega doma
(SmartGrids 2 SmartHome). Koncept povezave prikazuje slika 8.4.
Pametni števec lahko ima komunikacijski vmesnik za povezavo z ustrezno napravo v hiši. V
najbolj osnovni izvedbi je lahko to le hišni energetski prikazovalnik (8.2.3.1), ki omogoča
sprotno informiranje odjemalca. Za upravljanje z napravami pa mora biti na voljo ustrezen
kontroler, ki je informacijsko povezan s hišnimi napravami. Od pametnega števca
pričakujemo, da kontrolerju sporoča trenutne podatke o porabi ter še druge pomembne
informacije, kot so na primer tarife.
Slika 8.4: Povezava s hišnim omrežjem (SmartGrids 2 SmartHome)
54
Za izvedbo ukrepov avtomatskega kratkoročnega upravljanja s porabo (DR) je pomembna
informacijska povezava med izvajalcem storitve DR in uporabnikom. Izvajalec storitve je
lahko distributer ali pa neodvisni ponudnik energetskih storitev. Sistem AMI ima zaenkrat
premajhne sistemske zmogljivosti, da bi ta povezava potekala preko pametnega števca, zato je
predvidena tovrstna povezava preko Interneta.
8.2.3.1
Hišni energetski prikazovalnik
Slika 8.5: Hišni energetski prikazovalnik
(ecoMeter, Landis+Gyr) [57].
Hišni energetski prikazovalnik (IHD – InHouse Display) je namenjena informiranju
odjemalcev o porabi za različne energente –
za tiste, za katere je informacija na voljo v
sistemskem števcu (slika 8.5). Naprave
običajno omogočajo prikaz trenutnih
vrednosti, nekatere pa tudi prikaz arhiviranih
vrednosti. Dodatno je možen prikaz izpustov
CO2, cen energentov, stanja tarif in kratkih
sporočil.
Prikazovalnik se s sistemskim števcem običajno poveže preko brezžične povezave (npr.
868MHz RF, ZigBee,…) ali preko PLC.
Prikazovalnik je koristen pri vzpodbujanju varčevanja z energijo, saj nudi neposredno
informacijo o porabi, kar vpliva na obnašanje uporabnika. Analize na podlagi pilotnih
projektov v tujini (npr. raziskava podjetja Accenture iz leta 2010 [58]) so pokazale, da večina
odjemalcev takega prikazovalnika ne uporablja. Predlagamo, da je namestitev energetskih
prikazovalnikov le nadstandardna storitev v okviru nekaterih paketov oskrbe, ki jih bodo
ponujali trgovci z električno energijo.
8.3 Komunikacijska omrežja
Komunikacijska omrežja morajo zagotoviti varen in zanesljiv prenos podatkov v obe smeri
med koncentratorji, števci ter višjimi nivoji – običajno je to merilni center.
V AMI sistemih se običajno uporabljata vsaj dve različni omrežji:
• omrežje soseske (NAN - Neighborhood Area Network): omrežje za komunikacijo med
sistemskimi števci in koncentratorji (npr. PLC/DLC preko energetskih vodov),
• prostrano omrežje (WAN – Wide Area Network): omrežje za komunikacijo med
koncentratorji in merilnim centrom (npr. GSM/GPRS/UMTS, Ethernet, ipd.).
55
Načine komuniciranja med napravami lahko opišemo po slojih, ki jih definira ISO/OSI (Open
System Interconnection) referenčni model. Ker bomo v nadaljevanju to terminologijo
uporabili, jih naštejmo:
1. aplikacijski sloj,
2. predstavitveni sloj,
3. sejni sloj,
4. transportni sloj,
5. omrežni sloj,
6. povezovalni sloj in
7. fizični sloj.
ISO/OSI referenčni model dobro opisujejo različni spletni viri, npr. [63], zato ga ne tem mestu
ne bomo opisovali.
8.3.1
PLC / DLC in BPL – komunikacija po energetskih napajalnih vodih
PLC (Power Line Carrier) oziroma DLC (Distribution Line Carrier) in BPL (Broadband over
Power Lines) prenos podatkov poteka preko energetskih napajalnih vodov. Napajalni vodi
zaradi velikega slabljenja in motenj niso najbolj primerni za prenos visokofrekvenčnih
signalov, zato je domet precej omejen.
PLC se za potrebe AMI največ uporablja znotraj območja transformatorske postaje na NN
strani in omogoča uporabne domete do 500 m. Domet se da povečati z uporabo posrednikov
("repeatorjev") in lahko doseže največ nekaj kilometrov. Že sami PLC modemi v sistemskih
števcih lahko delujejo tudi kot posredniki, tako da namestitev dodatnih naprav običajno ni
potrebna.
Nekateri proizvajalci ponujajo PLC komunikacijo z oddaljenimi napravami tudi preko SN
omrežja. Naprava se v tem primeru priključi preko kapacitivnega ali induktivnega sklopnika.
Običajna hitrost prenosa informacij s PLC na SN omrežju je 300 bps. Domet povezave je od
5km do 10km.
Velika prednost PLC je v tem, da je komunikacijski kanal že na voljo - števec, ki ima vgrajen
PLC modem, je priključen v omrežje takoj, ko ga zmontiramo. Nobeno dodatno ožičenje ni
potrebno. Pomembno je tudi, da je komunikacijski kanal – torej distribucijski vodi – v lasti
distributerjev in zato lahko le-ti sami narekujejo tempo sprememb uporabljene tehnologije za
prenos informacij.
Za sisteme naprednega merjenja se uporabljajo PLC tehnologije, ki delujejo v CENELEC A
frekvenčnem območju (3 – 95 kHz), ki je namenjeno izključno elektrodistribucijskim
podjetjem za prenos informacij povezanih z oskrbo z energijo. Trenutno aktualne PLC
tehnologije so naslednje:
56
•
•
•
•
8.3.1.1
IEC 61334-5-1 (S-FSK)
PRIME
PLC G3
Meters & more
IEC 61334-5-1 (S-FSK)
Ta PLC tehnologija ima ime kar po standardu, ki jo definira, ali pa po vrsti modulacije SFSK. To je trenutno edina tehnologija, ki je povsem definirana v okviru IEC standardov, ter
tudi javno objavljena. Na fizičnem sloju gre za uporabo S-FSK (Spread Frequency Shift
Keying) modulacije. Nosilca sta na frekvencah 63 in 74 kHz znotraj CENELEC A
frekvenčnega območja. Za zaščito podatkovnih okvirjev skrbi 24-bitna CRC (Cyclic
Redundancy Check) koda z najmanjšo Hammingovo razdaljo 6, kar omogoča učinkovito
detekcijo napak v najslabših razmerah na komunikacijskem kanalu. Tehnologija je
preizkušena in uporabljena v številnih AMR/AMM/AMI projektih. Ima zelo dobro razmerje
robustnost/cena. Njena slabost je nizka hitrost prenosa podatkov, ki je največ 2,4 kbps.
Efektivna hitrost prenosa podatkov je sicer še nekajkrat manjša.
Povezovalni sloj vsebuje MAC (Medium Access Control) in LLC (Logical Link Control)
podsloj. Vsak pametni števec lahko deluje tudi kot repitor – okvir podatkov samo posreduje
naprej. LLC opravlja naslednje funkcije:
• omogoča naslavljanje,
• pošiljanje podatkov, ki ne potrebujejo potrditve,
• zahtevanje podatkov s potrditvijo,
• zagotavljanje storitev za prenos podatkov.
MAC podsloj je definiran v IEC 61334-5-1, LLC pa v IEC 61334-4-32. Na aplikacijskem
sloju se uporablja DLMS/COSEM po standardih IEC 62056-53, IEC 62056-61 in IEC 6205662. Dodatno so definirani tudi podsloji za upravljanje sistema, kot je na primer avtomatsko
konfiguriranje novih števcev (IEC 61334-4-511), ipd.
57
Slika 8.6: S-FSK: standardi po OSI slojih
Tehnologija IEC 61334-5-1 je skupaj z DLMS/COSEM aplikacijskim slojem temelj odprtih
specifikacij IDIS (Interoperable Device Interface Specification), ki trenutno zagotavljajo
največjo mero interoperabilnosti med različnimi proizvajalci opreme. Projekt OPEN meter je
to tehnologijo obravnaval kot eno izmed možnosti, vendar je na fizičnem sloju in delu
povezovalnega sloja dal prednost PLC tehnologiji PRIME, uporabil pa je LLC in seveda
DLMS/COSEM na aplikacijskem nivoju.
8.3.1.2
PRIME
Prenos podatkov na fizičnem sloju poteka z uporabo modulacije OFDM (Orthogonal
FrequencyDivision Multiplexing) z 97 nosilci, ki se nahajajo v zgornjem delu CENELEC A
frekvenčnega področja in vsi skupaj zasedajo 47 kHz pasovne širine. Nosilci so modulirani z
DPSK (Differential Phase Shift Keying), pri čemer se uporablja modulacija z dvema fazama
DBPSK (Differential Binary Phase Shift Keying), štirimi fazami DQPSK, ali osmimi D8PSK.
Uporablja se konvolucijska koda in prepletanje, signal je tudi skrambliran. Izbira modulacije
in kodiranja je odvisna od trenutne kapacitete komunikacijskega kanala. Sistem lahko izbere
vrsto modulacije in kodiranja tako, da bo v danih razmerah hitrost prenosa podatkov največja.
Največja hitrosti prenosa podatkov je 128 kbps. Efektivna hitrost na motenem
komunikacijskem kanalu je običajno nekajkrat nižja.
58
Na povezovalnem sloju je protokolni sklad
sistema PRIME sestavljen iz več podslojev.
V osnovi pa se uporablja protokol LLC
(Logical Linc Control) po standardu IEC
61334-4-32. Sistem dopušča še možnost
uporabe IPv4 in TCP/UDP protokolov na
omrežnem in prenosmen sloju.
Na aplikacijskem sloju se uporablja
DLMS/COSEM po standardih IEC 6205653, IEC 62056-61 in IEC 62056-62.
Slika 8.7: PRIME: standardi po OSI slojih
PRIME se razvija v okviru AMI projekta španske distribucije Iberdrola. Je tudi osrednji PLC
sistem projekta OPEN meter in najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov.
8.3.1.3
G3 PLC
Za prenos podatkov na fizičnem sloju se uporablja z 36 nosilci, ki se nahajajo znotraj
CENELEC A frekvenčnega območja – med 34 kHz in 90 kHz. Nosilci se znotraj območja
razvrstijo adaptivno upoštevajoč morebitne motne na komunikacijskem kanalu. Možno je tudi
določiti območja, kjer nosilcev ne bo – na tak način lahko sistem sobiva s S-FSK sistemom.
Nosilci so modulirani z DBPSK (Differential Binary Phase Shift Keying) ali DQPSK
(Differential Binary Phase Shift Keying). Uporaba se koda z vnaprejšnjo korekcijo napak,
prepletanje in še drugi mehanizmi za učinkovit prenos podatkov preko komunikacijskega
kanala. G3 PLC pozna tudi t.i. robustni način prenosa, kjer se s ponavljanjem simbolov
doseže še večja uspešnost prenosa podatkov na zelo motenem komunikacijskem kanalu
59
(seveda za ceno zmanjšane efektivne hitrosti prenosa). Največja hitrost prenosa podatkov je
34 kbps, efektivna pa je običajno okoli 20 kbps.
Transport podatkov na spodnjih OSI slojih je
izveden v skladu z odprtimi internetnimi
standardi:
• IEEE 802.15.4-2006
• RFC 4944 - 6LoWPAN, uporabljen je
prilagoditveni 6LoWPAN sloj
• RFC2460 – IPv6
• RFC0768 – UDP
Sistem torej omogoča uporabo IPv6
protokola v okviru omrežij PAN (Personal
Area Networks), kar je osnova koncepta
interneta stvari (IOT – Internet of Things). Z
uporabo IP je tudi na voljo veliko učinkovitih
rešitev za doseganje zadovoljive varnosti
sistema (npr. VPN), nadzora in skalabilnosti.
Našteti sloji skrbijo za prenos podatkov
aplikacijskih slojev v okviru DLMS/COSEM
standardov (IEC 62056-53, IEC 62056-61 in
IEC 62056-62).
Slika 8.8: PLC G3: standardi po OSI slojih
Sistem G3 PLC se razvija v okviru AMI projektov za francosko distribucijo ERDF. Naknadno
je bil sistem vzet v projekt OPEN meter. Z uporabo tehnologije IPv6 in skladnosti s
konceptom Interneta stvari (IOT – Internet of Things) je konceptualno najbolj napreden PLC
sistem.
8.3.1.4
Meters & more
Sistem »Meters & more« definira štiri vrste naprav, ki komunicirajo prek PLC:
• vozlišče A – pametni števec,
• vozlišče B – periferna enota ali drug merilnik, koncentrator.
Sistem uporablja na fizičnem sloju B-PSK modulacijo z nosilcem na 86 kHz. Uporablja se
prepletanje in konvolucijsko kodiranje. Hitrost prenosa podatkov je 4,800 kbps. Dostop do
komunikacijskega kanala je urejen s pošiljanjem zahteve za oddajo, potrditvijo zahteve in
potrditvijo sprejema podatkovnega okvirja s podatki. Efektivna hitrost prenosa je v takih
60
sistemih običajno nekajkrat nižja od hitrosti prenosa podatkov. Podatki so šifrirani z uporabo
AES algoritma z dolžino ključa 128 bitov.
Sistem »Meters & more« se večinoma ne drži mednarodnih standardov. Podatkovni model ni
združljiv z DLMS/COSEM.
»Meters & more« izhaja iz sistema AMR, ki ga je pred leti uvedel Enel na področju Italije
(35 milijonov pametnih števcev). Poudarek je na »izhaja«, saj ne gre za povsem enak sistem.
Projektu se je pridružila še španska distribucija Endesa, ki namerava uvesti sistem za 13
milijonov svojih odjemalcev. Tudi ta projekt je bil naknadno vzet pod okrilje projekta OPEN
meter.
8.3.1.5
Širokopasovni PLC - BPL
BPL (Broadband over Power Lines) omogoča širokopasovne podatkovne povezave preko
energetskih napajalnih vodov. Tehnologija se razvija tudi kot možna alternativa xDSL
povezavam za dostop do Interneta. BPL običajno deluje v frekvenčnem območju od 2 do 30
MHz. Največje hitrosti prenosa dosegajo več sto Mbps. Prenos podatkov poteka po
neugodnem komunikacijskem kanalu - energetski napajalni vodi imajo na teh frekvencah
veliko slabljenje. Uporablja se OFDM modulacija in sicer dve varianti: bodisi FFT bodisi
valjčna. OFDM uporablja množico nosilnih frekvenc, sodobni BPL sistemi pa omogočajo
konfiguriranje lokacij teh nosilcev znotraj frekvenčnega spektra - tako se lahko izognemo
določenim motnjam, ali pa preprečimo motenje drugih naprav, ki tudi uporabljajo ta
frekvenčni spekter. Ravno slednje je pogost očitek BPL sistemom: nadzemni energetski
napajalni vodi delujejo kot antene in sevajo BPL signale v prostor, kar lahko povzroči motnje
uporabnikom radijskega frekvenčnega spektra.
Začetna ovira množični uporabi teh sistemov - pomanjkanje standardov in posledično
nezdružljivost opreme različnih proizvajalcev - se zadnje čase odpravlja: uveljavljajo se
standardi družine IEEE P1901, na področju uporabe BPL v pametnih omrežjih pa se
uveljavljajo še specifikacije »Homeplug Green PHY«.
Tehnologija BPL se uporablja tudi za širokopasovno povezavo računalniških sistemov znotraj
hiše, kar obravnava standard ITU G.9960.
Pametni števci za evropsko tržišče BPL komunikacije zaenkrat ne podpirajo.
8.3.1.6
Pregled PLC tehnologij
Tabela 8.1 podaja primerjavo osnovnih lastnosti PLC tehnologij, kot so vrsta modulacije,
frekvenčni pas in hitrost prenosa.
61
Tabela 8.1: Pregled osnovnih lastnosti PLC tehnologij
Standard
IEC 61334-5-1
PRIME
G3
Meters & more
IEEE P1901 in
ITU G.9960
Modulacija
S-FSK
OFDM
OFDM
BPSK
Frekvenčni pas
60-76 kHz
42 - 90 kHz
34 - 90 kHz
80-90 kHz
Hitrost prenosa
1,2 - 2,4 kbps
21-128 kbps
2,4 - 34 kbps
4,8 kbps
OFDM
2 - 30 MHz
>100 Mbps
Homeplug Green PHY
OFDM
2 - 30 MHz
120-400 kHz
250 kbps - 3,8 Mbps
Tehnologija po standardu IEC 61334-5-1 je najpogosteje uporabljena v obstoječih AMI
sistemih in je dodobra preizkušena. Njena slabost je nizka hitrost prenosa podatkov. PRIME
je najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov za namene AMI. Trenutno
potekajo prvi projekti uvedbe (Iberdrola v Španiji). Po prvih informacijah so rezultati dobri.
Počakati bo treba na poročila o izvedenih projektih, tako da se obetajoča tehnologija potrdi še
v praksi. G3 PLC je konceptualno najbolje zastavljen, saj uporablja tehnologije IPv6 in je
skladen s konceptom Interneta stvari (IOT – Internet of Things). Tehnologija je v razvojni
fazi. Tehnologija Meters & more je precej nestandardna rešitev glede na obstoječe standarde
in trende. Za njo sicer stojijo velika distribucijska podjetja, kot so Enel v Italiji in Endesa v
Španiji, ter multinacionalke, kot je na primer IBM, vendar uporabljena tehnologija po našem
mnenju ne ustreza sodobnim trendom, sploh če jo primerjamo s PRIME in G3 PLC. Vse
naštete tehnologije delujejo v frekvenčnem pasu CENELEC A, ki je namenjen izključno
elektrodistribucijskim podjetjem. BPL tehnologija deluje na širokem frekvenčnem območju
izven CENELEC A. Po naših podatkih pametnih števcev uveljavljenih proizvajalcev, ki bi
podpirali BPL, zaenkrat na evropskem tržišču ni.
8.3.2
Mobilno omrežje (GSM/GPRS/UMTS)
Hrbtenico mobilnega omrežja sestavlja mreža baznih postaj. Omrežje deluje na frekvenčnih
pasovih okoli 900 MHz in 1800 MHz, UMTS pa tudi na 2100 MHz (manjše razlike glede na
nekatere države – predvsem ZDA). Omrežje omogoča tudi podatkovni prenos kar s pridom
uporabimo za namene AMI sistemov. Priključitev na omrežje z napravo, ki vsebuje ustrezen
modem, je enostavna in za večji del države neproblematična: po podatkih enega izmed
operaterjev mobilne telefonije je pokritost prebivalstva s signalom mobilnega omrežja več kot
99%. Vendar se v praksi lahko kljub temu pojavijo mrtve cone, kjer je signal prešibak in ne
pomaga niti zunanja antena!
Podatkovni načini prenosa podatkov so lahko različni: klasični prenos podatkov CSD, hitri
prenos HSCSD in 3G CSD ter paketni prenosi GPRS/EDGE, UMTS/HSDPA in HSPA+.
Hitrosti prenosa za paketni prenos so običajno do 236 kb/s (EDGE), v omrežju UMTS pa
dosegajo običajno do 384 kb/s, ali do 3,6 Mb/s z ustrezno terminalsko opremo in kjer je
62
zagotovljen signal HSDPA. V uporabi je tudi že HSPA+ tehnologija, ki omogoča hitrosti
prenosa do 84Mb/s v smeri k uporabniku in 22 Mb/s v obratni smeri.
GPRS komunikacija za namene AMI običajno poteka preko navideznega privatnega omrežja,
oziroma preko svojega APN (Access Point Name) z ustrezno avtentikacijo.
V primeru osamljenih števcev (do 6 na TP) se splača vgraditi števce, ki že vsebujejo
GSM/GPRS modem in so sposobni direktno komunicirati z merilnim centrom. V nasprotnem
primeru se bolj splača vgraditi koncentrator in povezati števce preko PLC/DLC in nato naprej
do merilnega centra preko mobilnega omrežja.
Pri velikih AMI sistemih in zahtevi za pogostejše zajemanje podatkov lahko hitro pridemo do
omejitev zaradi končne zmogljivosti omrežja. Predvsem je problematično veliko število
hkratnih povezav - zato je ključnega pomena, da programska oprema merilnega centra poskrbi
za pravilno časovno in krajevno disperzijo vzpostavljanja povezav. Zelo zaželeno je
sodelovanje s strokovnjaki mobilnega operaterja v vseh fazah projekta (načrtovanje,
testiranje, zagon, obratovanje).
Zagotoviti je treba tudi direktno, dovolj zmogljivo in varno omrežno povezavo med merilnim
centrom in centrom mobilnega operaterja.
8.3.3
WiMAX omrežje
WiMAX omrežje je namenjeno širokopasovnim povezavam končnih uporabnikov v omrežje.
Omrežje temelji na standardih IEEE 802.16. Najpogosteje uporablja frekvenčne pasove med
2 in 4 GHz, obetajo pa se še novi, predvsem pod 1 GHz, kar bi omogočilo še boljše domete.
Način prenosa podatkov preko radijskega kanala je prilagojen razmeram, ko ni direktne
vidljivosti med končnim uporabnikom in bazno postajo, kar pomeni, da mora biti sistem
precej odporen proti težavam, ki jih povzročajo odboji radijskega signala. Hitrosti prenosa so
odvisne od razpoložljive pasovne širine in lahko dosegajo do 100 Mb/s. Večinoma je
razpoložljive pasovne širine manj in posledično so tudi prenosi počasnejši, na primer 23 Mb/s
pri pasovni širini 7 MHz. Domet je nekje do 30 km, če je med končnim uporabnikom in
bazno postajo optična vidljivost in pade nekje na 3 km v strnjenih naseljih, ko ni optične
vidljivosti. Standardi za WiMAX se sicer razvijajo pod okriljem neprofitne organizacije
WiMAX, ki so jo ustanovili vodilni proizvajalci komunikacijske opreme in sestavnih delov,
kot na primer Nokia, Intel, Proxim,...
Sistemski števci, ki so v uporabi v Evropi, integriranega WiMAX modema še nimajo. Možna
uporaba je za komunikacijo koncentrator - merilni center, če je seveda na dani lokaciji
omrežje na voljo. Licenco za javna WiMax omrežja sta v Sloveniji dobila Telekom Slovenije
in Tok telekomunikacije, vendar omrežja do danes še nista zaživela. Na Elektro Gorenjska
teče pilotni projekt uporabe WiMax sistema z uporabo lastne bazne postaje.
63
8.3.4
ZigBee omrežje
ZigBee je brezžično omrežje prilagojeno specifičnim potrebam senzorjev in drugih merilnih
in kontrolnih naprav. Te specifične potrebe se izražajo predvsem v zahtevi po zelo mali porabi
električne energije, kar omogoča baterijsko napajanje modulov in dolgo avtonomnost
napajanja (običajno do več let, tudi do 10), ter v potrebi po malih zakasnitvah pri prenosu
podatkov. Ker je to nova in zelo obetavna tehnologija, jo malo bolj podrobno predstavimo.
Bistvo ZigBee omrežja je, da se s pomočjo ZigBee Alliance vzpostavlja standardizirana
platforma za brezžično povezavo omenjenih naprav. Do sedaj je bilo na trgu namreč kar
nekaj rešitev, ki pa so bile vezane na posamezne proizvajalce in zato povezovanje naprav
različnih proizvajalcev praktično ni bilo mogoče. ZigBee torej vse bolj postaja globalni
standard za omrežje senzorskih, merilnih in kontrolnih naprav. ZigBee je odprt standard, ki
temelji na IEEE 802.15.4 specifikacijah za brezžična omrežja.
Glavne značilnosti:
• majhna poraba energije,
• dva načina stanja: aktivno (oddaja/sprejem) in pripravljenost (sleep),
• nizka cena, enostavna namestitev in vzdrževanje,
• velika gostota ZigBee vozlišč (naprav) v omrežju, naslovni prostor do
18.450.000.000.000.000.000 naprav,
• robusten protokol (protokol je podoben Bluetooth ali 802.11, vendar okrnjen na
najbolj nujno funkcionalnost),
• frekvenčno območje 868 MHz (EU), oziroma 915 MHz (USA, Avstralija), ter 2.4
GHz, ki postaja glavno področje za ta omrežja v vseh deželah,
• hitrost podatkov: 250 kbps (@2.4 GHz), 40kbps (@915 MHz), 20 kbps (@868 Mhz);
• CSMA/CD dostop do komunikacijskega kanala,
• različne topologije omrežja: "peer-to-peer", zvezda, mešano,
• domet: odvisno od okolja – od 5 do 500 m, tipično 50 m,
• možnost zagotovljenega časa prenosa podatka za aplikacije, ki zahtevajo nizko
latenco, oziroma odziv v predvidenem času,
• tipičen promet: periodični podatki (npr. odčitki senzorjev), ukazi (npr. vklop/izklop
stikala), podatki z zahtevano nizko latenco.
Varnost podatkov je zagotovljena na več nivojih. Že na prvem nivoju OSI modela (MAC
- nivo) se uporablja AES (Advanced Encription Standard), pri posredovanju podatkov
preko omrežja (Multi-Hop Messaging) pa na omrežnem – tretjem nivoju. Varnostni
mehanizmi zagotavljajo zaupnost podatkov, njihovo integriteto, kot tudi avtentičnost
glede na izvor, oziroma cilj.
ZigBee pozna tri vrste naprav: končne naprave, usmerjevalnike in koordinatorje.
Koordinator je centralna naprava omrežja in hkrati prehod na druga omrežja - povezava z
64
višjimi sloji (na primer preko GPRS, Ethernet,...). Povezan je z usmerjevalniki, ki skupaj z
RF povezavami med njimi in med koordinatorjem tvorijo hrbtenico omrežja na katero se
priključujejo končne naprave (slika 8.9).
ZigBee koordinator (FFD)
ZigBee usmerjevalnik (FFD)
ZigBee končna naprava (RFD ali FFD)
Slika 8.9: Topologija ZigBee omrežja
Zaradi optimizacije cene sta na voljo dva tipa
ZigBee komunikacijskih vmesnikov:
• FFD (Full Function Device):
• lahko deluje v katerikoli omrežni
topologiji,
• lahko je usmerjevalnik,
• lahko je koordinator,
• lahko pošilja sporočila katerikoli
drugi napravi v omrežju.
• RFD (Reduce Function Device):
• omejena na topologijo zvezda,
• ne more biti omrežni koordinator,
• lahko komunicira samo z omrežnim
koordinatorjem,
• zelo preprosta izvedba.
ZigBee vmesnik na sistemskih števcih je dobrodošel, tako za povezavo z merilniki drugih
energentov in hišnimi napravami, kot za povezavo samih sistemskih števcev s koncentratorji.
8.3.5
Brezžično širokopasovno dostopovno omrežje (Broadband Wireless Access - BWA)
Razvoj telekomunikacijskih sistemov na področju brezžičnih tehnologij je prinesel vrsto
možnih rešitev, ki se medsebojno razlikujejo glede na uporabljene frekvenčne pasove, in
posledično prenosne kapacitete, ki jih sistem dovoljuje. Frekvenčni pasovi so lahko licenčni
(npr. za tehnologijo WiMax) ali nelicenčni (npr. za tehnologijo Wi-Fi). Radijski sistemi za
zagotavljanje TK storitev se razlikujejo tudi v topološkem načinu delovanja: točka – točka
(ptp) ali točka – več točk( ptmp). Za potrebe zagotavljanja povezljivosti do TP postaj ali
končnih odjemalcev se je v svetu, s potrjenimi referencami pa tudi v Sloveniji, izkazala
tehnologija brezžičnega širokopasovnega dostopa (BWA), ki deluje na nelicenčnem
frekvenčnem pasu med 5,470 in 5,725 GHz. Sistem deluje po načelu točka – več točk, kjer
bazna postaja zagotavlja sektorsko pokrivanje geografskega področja – celic. Razporeditev
sektorjev je odvisna od prometnih potreb, uporabljenih frekvenčnih pasov ter topologije
območja, ki ga želimo pokriti. V polmeru brezžičnega pokrivanja se nahajajo končni
uporabniki (npr. TP postaje), pri katerih so nameščene t.i. CPE naprave, ki končnim
napravam, npr. koncentratorju AMI, zagotavljajo podatkovne storitve za povezovanje z
merilnim centrom. Pri tem se kot komunikacijski vmesnik uporablja Ethernet (10/100BaseT).
Kot radijska dostopovna metoda se uporablja časovni dupleks (TDD), kjer enote, ki pripadajo
določenemu sektorju, komunicirajo na določeni frekvenci, oddaja in sprejem pa sta časovno
65
zamaknjena. Uporabljena je OFDM modulacija, ki omogoča delovanje tudi v primerih, ko ni
optične vidljivosti. Za varnost prenosa podatkov se uporablja 128-bitno AES (Advanced
Encrypton Standard) šifriranje. Sistem podatke dodatno kodira z 32 mestnim
heksadecimalnim ključem, za najvišjo raven varnosti.
Navedena tehnologija je bila že uspešno preverjena in potrjena v pilotnih projektih v
slovenskih elektrodistribucijskih podjetjih, kjer je podjetje Stelkom, ki je v lastništvu
slovenskih elektroenergetskih podjetij, s postavitvijo opisanih sistemov zagotovilo, varne in
zanesljive komunikacijske storitve do TP postaj Elektro Primorske (TP Almira), Elektro
Ljubljane (TP Hladilniška, TP Obrtniška, TP Betonarna, TP Peske, vse na območju Trzina) in
Elektro Gorenjske (TP Primskovo). Meritve lastnosti TK storitev, ki so bile zaključene preko
tehnologije BWA so pokazale, da so zakasnitve preko Stelkomovega brezžičnega
dostopovnega sistema nizke (v razredu 15 ms), spremembe zakasnitev (jitter) pa zanemarljive.
Poleg tega je bila zabeležena visoka razpoložljivost storitev do TP postaj pod različnimi
pogoji, prenosne kapacitete pa zagotavljajo potrebe za TP postaje tudi za ostale uporabnike,
poleg AMI koncentratorjev (meritve kakovosti, vodenje, spremljanje obratovalnih
parametrov, itd). V prihodnosti je zaradi ugodnih tehničnih, stroškovnih in obratovalnih
pogojev za zagotavljanje TK storitev do TP postaj smiselno zagotavljanje TK storitev preko
opisanega brezžičnega širokopasovnega dostopovnega omrežja.
8.3.6
Brezžična zankasta omrežja (Wireless Mesh Networks – WMN)
Brezžična zankasta omrežja predstavljajo stroškovno in tehnološko učinkovite rešitve za
zagotavljanje telekomunikacijskih storitev v dostopu. Tehnologija je zanimiva tudi za
brezžično pokrivanje TP postaj, predvsem v gostih, strnjenih naseljih. Tehnologija uporablja
mehanizme v skladu s standardi 802.11 b/a/g/n (običajno jih označujejo kot Wi-Fi) na
nelicenčnih frekvenčnih območjih 2.4 GHz ali 5 GHz. Zaradi mehanizmov povezovanja
dostopovnih točk (ang. Access Point – AP) preko brezžičnih zalednih (ang. backhaul)
povezav je možno s tehnologijo WMN ustvariti dostopovno omrežje zankaste topologije.
Vgrajeni algoritmi preklopov prometnih tokov na obhodne v primeru okvar ali poslabšanja
razmer na primarni podatkovni poti omogočajo visoko razpoložljivost komunikacijskih
povezav za uporabniške naprave, npr. AMI koncentratorje in ostale podsisteme na ravni TP
postaje. Pri tem se kot komunikacijski vmesnik za uporabniške naprave uporablja Ethernet
(10/100BaseT). Nizke oddajne moči (predpisane s standardi) ter relativno kratek doseg
brezžičnih zalednih povezav uvrščajo tovrstno tehnološko rešitev glede primernosti uporabe v
strnjena področja – mesta in naselja. V odvisnosti od uporabljenega frekvenčnega pasu
zalednih povezav je odvisen tudi domet, ravno tako tudi od topologije terena. Pri višjih
frekvencah je za kakovostne povezave običajno zahtevana optična vidljivost, kar narekuje
tudi pogoje glede postavitve. Zato je običajno oprema, ki jo zasledimo na trgu v izvedbah za
zunanjo postavitev ter namestitev na konstrukcije, ki jih je možno namestiti na tovrstne
objekte (npr. javna razsvetljava, TP postaje, itd). Nizki stroški uporabljene tehnologije,
zagotavljanje zahtev glede visoke razpoložljivosti ter nizke zakasnitve in stabilne razmere
66
glede sprememb zakasnitev in kakovosti TK storitev na drugi strani kažejo na potencialno
primernost tehnologije za zagotavljanje komunikacijskih povezav za sisteme AMI na
področjih, na katerih se tehnologija izkaže kot cenovno in tehnično najprimernejša. Bistvena
prednost se izkaže predvsem pri dostopu do TP postaj, saj je vstop v fiksno TK omrežje (npr.
TK omrežje elektrodistribucijskega podjetja) potreben le v omejenem obsegu (npr. na dveh
točkah z upoštevanjem zahtev visoke razpoložljivosti), vsem TP postajam, ki so v dometu
načrtovanih brezžičnih zalednih povezav pa so na ta način zagotovljene TK povezave. Zaradi
zankaste topologije ima vsaka TP postaja vsaj dve zaledni povezavi, kar z vgrajenimi
algoritmi avtomatskih preklopov ustreza zahtevam glede visoke razpoložljivosti. V svetu se
tehnologija že močno uveljavlja ravno za potrebe izgradnje AMI infrastrukture.
V slovenskih elektrodistribucijskih podjetjih tehnologija WMN še ni uveljavljena in bi jo bilo
pred potencialnim uvajanjem potrebno preizkusiti in verificirati.
8.3.7
Druga omrežja
Predvsem za povezavo koncentratorjev z merilnim centrom se lahko uporabi praktično vsako
omrežje, ki omogoča prenos IP in zagotavlja ustrezno kvaliteto storitve in varnost. Če
distribucijsko podjetje na lokaciji koncentratorjev že razpolaga s svojim omrežjem, na primer
optičnim omrežjem in v nadaljevanju z Ethernet priključkom, je seveda najbolje uporabiti letega. Lahko se uporabi tudi javno telefonsko omrežje (PSTN, ISDN, xDSL), brezžična
omrežja (Wi-Fi), ipd.
CATV omrežja, ki nudijo tudi Internet storitve, so lahko tudi uporabna, vendar je v tem
primeru treba zagotoviti navidezno privatno povezavo in vse potrebne varnostne mehanizme
ter razmisliti o kvaliteti storitve, ki jo CATV operater ponuja.
V manjšem obsegu so uporabni tudi obstoječi sistemi radijskih zvez. Predvsem na lokacijah,
kjer GSM/GPRS omrežje ni na voljo, ter ni drugih komunikacijskih možnosti, se lahko preko
njih z ustreznim modemom zagotovi prenos najnujnejših podatkov do merilnega centra.
Za povezavo do posameznih števcev je na voljo dosti manj drugih možnosti, saj ustrezne IKT
infrastrukture do merilnih mest običajno ni, ali pa je v lasti drugih ponudnikov storitev, ki pa
(še) ne ponujajo naprav za enostavno priključitev števcev na virtualna privatna omrežja, kar bi
distribucijska podjetja sicer lahko izkoristila.
V prihodnosti je pričakovati razvoj FTTH (Fiber To The Home) rešitev, ki bodo poleg vseh
ostalih storitev (govor, TV, Internet,...) omogočala tudi osnovno IKT infrastrukturo za
energetske storitve.
Nekateri proizvajalci omogočajo lokalno povezavo naprav (števcev na koncentratorje) preko
RS 485 ali podobnih vodil.
67
8.4 Koncentratorji
Nekatere vrste komunikacije (npr. PLC/DLC) imajo omejen domet in/ali omejeno pasovno
širino, zato se uporabljajo koncentratorji, ki na lokalnem območju komunicirajo s števci, ter
prenašajo informacije na višji nivo in obratno.
Najpogostejša vrsta komunikacije na strani števcev je PLC/DLC, na strani komunikacije z
višjim nivojem pa imajo koncentratorji veliko več možnosti (Ethernet, GSM/GPRS, PSTN,
ISDN, ADSL,…) ter se lahko prilagodijo danemu komunikacijskemu omrežju. Koncentrator
običajno komunicira s programsko opremo merilnega centra po protokolih temelječih na
TCP/IP, npr. preko WEB servisov, ali pa s FTP protokolom, s katerim se prenašajo stisnjene
XML datoteke.
8.5 Merilni center
Merilni center omogoča informacijsko podporo poslovnim procesom od zajemanja podatkov
do obračuna (Meter-To-Cash, meter2cash). V splošnem ga sestavljata:
• strojna oprema (komunikacijska oprema, strežniki, delovne postaje, naprave za varno
shranjevanje podatkov, naprave za rezervno napajanje, ipd.),
• programska oprema (aplikativna programska oprema za zajem/prenos in obdelavo
podatkov, in upravljanje z merilnimi mesti, MDMS, programska oprema za nadzor
sistema, ipd.).
Sama izvedba merilnega centra je lahko zelo različna - od sistema za komunikacijo s števci
(HES - Head End System) in prenosom števčnih podatkov v že obstoječe poslovne
informacijske sisteme, do večslojne izvedbe z uporabo MDMS in raznih podpornih aplikacij
za nadzor sistema.
Izvedba merilnega centra mora biti v vsakem primeru robustna (redundantni sistemi,
varnostno shranjevanje podatkov, itd.) in skalabilna. Definirana mora biti ustrezna varnostna
politika in politika ravnanja z osebnimi podatki.
Obvladovanje vseh meter2cash procesov z informacijskega vidika je velik zalogaj, zato na
tem področju s svojimi celostnimi rešitvami prisotni največji svetovni ponudniki sistemskih
IT rešitev kot so na primer IBM, Oracle in SAP. Del teh procesov za slovenske distribucije
izvaja Informatika d.d. v okviru Integriranega informacijskega sistema (IIS).
8.5.1
MDMS (Meter Data Management sistem)
MDMS - Meter Data Management sistem je programska oprema, ki spada med "midlware" in
zapolnjuje vrzel med procesnim (komunikacija s koncentratorji in sistemskimi števci) in
68
poslovnim slojem. Funkcije, ki jih MDMS običajno podpirajo, so lahko različne glede na
izvedbo, vseeno pa naštejmo najpogostejše:
• zajem podatkov iz različnih AMI merilnih podsistemov (sistemski števci in druga
oprema različnih proizvajalcev,…),
• validacija in razne obdelave merilnih podatkov (nadomeščanje in ocena manjkajočih
podatkov, agregiranje podatkov,…),
• upravljanje s komandami (na primer vklop/izklop porabnika),
• izvajanje DSM/DR ukrepov,
• upravljanje z dogodki in alarmi,
• določanje urnikov in režimov odčitavanja skupin števcev,
• priprava in posredovanje podatkov za obračun,
• posredovanje podatkov drugim informacijskim sistemom,
• posredovanje podatkov za to upravičenim udeležencem na energetskem trgu,
• informacijska podpora upravljanju s sredstvi,
• podpora predplačniškim sistemom.
Znotraj MDMS se izvede tudi centralna baza za merilne podatke oziroma za upravljanje s
podatki merilnih mest MDM/R (Meter Data Management Repository).
Pomembna lastnost teh sistemov je virtualizacija števca, oziroma merilnega mesta, ki pride do
izraza, ko se ti sistemi povežejo z drugimi (poslovnimi) informacijskimi sistemi – na primer
poslovne aplikacije dobijo želene podatke za določenega odjemalca za vse na enak način in
ne glede na tip ali proizvajalca števca, ki je nameščen pri odjemalcu, oziroma na tip
podsistema za komunikacijo s sistemskimi števci.
Informacijsko podpirajo AMI funkcije kot so na primer kratkoročno upravljanje s porabo
(DR), napredne tarifne sisteme, daljinsko odklapljanje, upravljanje s števci, nadzor in analizo,
idr.
Ti sistemi podpirajo različne protokole za dostop do števcev različnih proizvajalcev in
omogočajo komunikacijo z drugimi poslovnimi aplikacijami po uveljavljenih protokolih, na
primer po odprtih protokolih XML, EDIFACT, preko SOA in servisnih vodil, WEB servisov,
ipd.
Vodilni proizvajalci programske opreme MDMS so (po abecednem redu): Aclara,
EnergyICT, eMeter (produkt EnergyIP), Ecologic Analytics, Feranti Computer Systems,
Itron, Lodestar, Netinium, Oracle Utilities, OSIsoft, Powel, SAP.
Nekateri vodilni proizvajalci se pohvalijo z zelo kratko dobo uvedbe MDMS sistema (3
mesece!) v podjetje, kar je verjetno mogoče le, če so uporabljene znane IT rešitve za druge
sisteme (na primer povezava z obstoječim SAP sistemom, ipd.).
69
8.6 Podatkovni modeli
Podatkovni modeli so definirani v okviru aplikacijskega OSI sloja. So ključnega pomena za
standardizirano izmenjavo podatkov med napravami. Večina proizvajalcev opreme na
evropskem trgu uporablja DLMS/COSEM podatkovni model, ki je tudi standardiziran v
okviru IEC in CEN. Izjema je že omenjena tehnologija Meters & More, ki definira svoj –
nestandardni – podatkovni model.
Predvsem v ZDA, kjer se dosti uporabljajo rešitve temelječe na ZigBee, pa je v uporabi t.i.
ZigBee Smart Energy Profile (SEP).
8.6.1
DLMS/COSEM
DLMS (Device Language Message specification) je generaliziran koncept abstraktnega
modeliranja komunikacijskih entitet. COSEM (COmpanion Specification for Energy
Metering) pa je pripadajoči nabor pravil za modeliranje podatkov števcev in merilnikov rabe
energije.
DLMS/COSEM definira:
• objektni model funkcionalnosti števca in dostop do podatkovnih objektov preko
definiranih vmesnikov,
• enotni sistem identifikacije za vse podatke,
• pravila za tvorjenje sporočil in serilizacijo le-teh v podatkovni tok na nivoju bajtov,
• transportno metodo za prenos podatkov med elementi sistema AMI (predvsem med
števci in koncentratorji ter merilnimi centri.
Za DLMS/COSEM model skrbi združenje »DLMS User Association« [60]. Model se
dopolnjuje na pobudo članov tega združenja, ki so predvsem proizvajalci opreme in
uporabniki. Rezultati se posredujejo tehničnim komitejem pri IEC (TC 13) in CEN (TC 294),
ki jih vključijo v mednarodne standarde (npr. družina standardov IEC 62056 in EN 13757).
8.6.1.1
Podatkovni model COSEM
Standard IEC 62056-62 definira v okviru specifikacij COSEM (COmpanion Specification for
Energy Metering) podatkovne objekte, ki nastopajo v sistemih naprednega merjenja. Oprema,
npr. pametni števec, je modelirana kot fizična naprava, ki lahko vsebuje eno ali več logičnih
naprav. Vsaka logična naprava je model določenih funkcionalnosti, ki jih lahko naslovimo z
uporabo komunikacijskih vmesnikov. Logične naprave vsebujejo na primer merilne podatke,
razne parametre, ipd. Princip logičnih naprav omogoča združevanje funkcionalnosti v manjše
celote – tako so na primer podatki o porabi plina plinomera, ki je priključen na pametni
števec, svoja logična enota v okviru fizične enote pametni števec.
70
Funkcionalnosti logičnih naprav se modelirajo s COSEM podatkovnimi razredi, ki so
definirani v standardu IEC 62056-62. Poimenovanje razredov je definirano v standardu IEC
62056-61 – za poimenovanje se uporabljajo t.i. OBIS (Object Identification System) kode.
Naštejmo nekaj primerov COSEM objektov:
• objekti registrov, ki vsebujejo merilne vrednosti, kot so poraba energije, tok, napetost,
pretok, tlak, temperatura, ipd.,
• objekti, ki vsebujejo zaporedje podatkov, kot je na primer obremenilni diagram,
• objekti povezani s časom: ura, koledar, urnik tarif, idr.,
• objekti, ki določajo pravice dostopa do podatkov v števcu,
• objekti za upravljanje nalaganja nove programske opreme, idr.
Fizična naprava pametnega števca deluje kot strežnik, vse ostale naprave – koncentrator,
merilni center, konfigurirana naprava, pa kot odjemalci. Vsako logično napravo lahko
smatramo kot svoj aplikacijski proces, do katerega dostopajo storitve COSEM aplikacijskega
nivoja, ki ga definira standard IEC 62056-53.
8.6.2
Smart Energy Profile
Ta model se razvija v okviru združenja »ZigBee Alliance« [61]. Uporabljajo ga sistemi
temelječi na ZigBee tehnologiji. Definira podatkovne objekte in vmesnike za nadzor,
informiranje in upravljanje rabe energije in vode. Združenje opravlja tudi postopke
certificiranja naprav in s tem zagotavlja interoperabilnost med napravami različni
proizvajalcev.
9 Upravljanje s porabo
Upravljanje s porabo lahko v osnovi delimo na kratkoročno in dolgoročno. Dolgoročno
upravljanje s porabo zajema vztrajne dolgoročne spremembe v navadah odjemalcev. Glavni
cilj je dolgoročno in trajno zmanjšanje porabe električne energije na strani odjemalcev.
Večinoma je dolgoročno upravljanje s porabo regulatorno usmerjeno in prinaša dolgoročne
prednosti za odjemalce in okolje ter cenovne prihranke odjemalcev.
Kratkoročno upravljanje s porabo v tuji literaturi pogosto opredelijo s pojmom DR (Demand
Response) ali tudi z DSB (Demand Side Bidding). Vključuje predvsem kratkoročne
spremembe pri odjemalcih. S kratkoročnimi programi upravljanja s porabo podjetja, bodisi
upravljavci omrežja bodisi trgovci z električno energijo, odjemalcem ponudijo vzpodbude za
zmanjšanje njihove porabe v času kritičnega stanja elektroenergetskega omrežja ali v času
izredno visokih cen na trgu z električno energijo. Pri tem ni nujno, da se skupna neto poraba
zmanjša. Vzpodbude so lahko v obliki alternativnih sistemov tarif ali sistema vzpodbud.
71
Kratkoročno
upravljanje s porabo:
Dolgoročno
upravljanje s porabo:
Spodbuja fleksibilnost
porabnikov
Spodbuja
prerazporejanje porabe
in druge dolgoročne
spremembe v obnašanju
-
Vključuje kratkoročne
spremembe za
porabnika
-
Povečuje učinkovitost
trga
-
Daje porabnikom
možnost zalužka
-
Večja energetska
učinkovitost
-
Prednosti za okolje
-
Skupen nadzor,
merjenje in
komunikacijska
tehnologija
Medsebojno
dopolnjevanje pri
idejah in priložnostih
-
Večinoma usmerjen
regulatorno
-
Vključuje vztrajne
dolgoročne
spremembe v
obnašanju
porabnikov
-
Dolgoročne prednosti
za porabike
ponudnike in okolje
-
Cenovni prihranki za
porabnike
Slika 9.1: Shema kratkoročnega in dolgoročnega upravljanja s porabo [23].
V ZDA, kjer imajo na področju upravljanja s porabo največ izkušenj, so opredelili 6 različnih
ciljev ukrepov upravljanja s porabo – trije se nanašajo na kratkoročno in trije na dolgoročno
upravljanje s porabo. Za marsikaterega od njih nimamo ustreznega slovenskega izraza, zato
smo uporabili smiselne prevode [22]:
• nižanje konice (angleško »peak clipping«),
• povečevanje porabe v času nizke porabe (angleško »valley filling«),
• premikanje porabe iz časa visoke v čas nizke porabe (angleško »load shifting«),
• strateško nižanje porabe (angleško »strategic conservation«),
• strateško višanje porabe (angleško »strategic load growth«) in
• fleksibilno oblikovanje dnevnega diagrama (angleško »flexible load shape«).
72
Nižanje konice
Strateško nižanje porabe
Strateško višanje porabe
Povečevanje v času nizke porabe
Premikanje porabe
Fleksibilno oblikovanje
Slika 9.2: Možnosti upravljanja s porabo.
V povezavi s sistemom AMI so ključne kategorije nižanje in premikanje konice (kratkoročno
nižanje porabe) ter strateško nižanje porabe (dolgoročen ukrep).
9.1.1
Kratkoročno upravljanje s porabo
Sistem AMI omogoča vzpostavitev naprednih tarifnih sistemov ali inovativnih cenikov
električne energije, katerih namen je kratkoročno vplivati na porabo odjemalcev za potrebe
bodisi sistemskega operaterja omrežja bodisi ponudnika električne energije. Ključne koristi s
sistemskega vidika so manjše potrebe po nadgraditvah omrežja in po koničnih proizvodnih
enotah. Ključne koristi ponudnikov električne energije so v tem, da odjemalci prilagajajo
svojo porabo dejanskemu stanju na trgu, lahko pa tudi zmanjša svoja odstopanja, s čimer se
optimira nakup električne energije in s tem posledično znižajo cene za odjemalce.
Alternativno se lahko kratkoročno upravljanje s porabo uporabi tudi za potrebe terciarne
rezerve.
73
Zainteresirani odjemalci se bo preko tržno zanimivih paketov oskrbe aktivno vključili v
upravljanje z rabo končne energije. Tisti, ki bodo pripravljeni prilagajati svojo porabo, ali
svojo mikroproizvodnjo, razmeram na trgu z električno energijo oziroma razmeram v
elektroenergetskem sistemu, si bodo s tem lahko znižali stroške oskrbe z električno energijo.
Informacijska povezava z izvajalcem storitve upravljana s porabo bo za končnega uporabnika
ključnega pomena, saj bo preko nje dobil potrebne informacije o tarifah, cenah, ipd. Veliko se
da narediti že s preprostim obveščanjem odjemalcev (na primer s pošiljanjem obvestil preko
SMS, da bo naslednji dan ob določeni uri višja tarifa, ipd.). Ne smemo namreč pozabiti, da
moramo v primeru gospodinjskih odjemalcev nasloviti veliko število odjemalcev, da relativno
male posamezne potenciale za zmanjšanje porabe agregiramo. Stroški izvedbe ukrepov
morajo biti zato čim manjši. Pri tržno pogojenem upravljanju s porabo lahko obveščamo za
dan vnaprej, kar nam odpira kar nekaj možnosti za komuniciranje z odjemalci.
Možno komuniciranje z odjemalci je naslednje:
• obveščanje preko SMS,
• uporaba energetskega hišnega prikazovalnika, ki se priključi neposredno na sistemski
števec,
• uporaba signalnih naprav na samih aparatih,
• uporaba spletnega portala,
• distribucija informacij preko TV sprejemnika, idr.
Seveda se moramo vprašati katera bremena v gospodinjstvu so morebiti sploh na voljo, ko je
treba zmanjšati porabo. To so predvsem:
• električno ogrevanje,
• hlajenje – klime (AC),
• priprava sanitarne tople vode,
• gospodinjski aparati (pralni,sušilni in pomivalni stroji, pečica,...)
• razsvetljava,
• v prihodnosti: električni avtomobil!
Izvedba ukrepov upravljanja s porabo je lahko:
• s posredovanjem uporabnika, ko določene naprave sam izključi ali ne vključi in
• avtomatska, ko za ukrepe poskrbi ustrezna naprava (energetski kontroler).
Dobra rešitev je vsekakor povezava s hišno avtomatizacijo, kar omogočalo selektivno
optimalno upravljanje z bremeni glede na želeno ugodje ob minimalni ceni.
74
9.1.1.1
Napredni tarifni sistemi
Za vpliv na kratkoročne spremembe porabe lahko v osnovi uporabimo dva načina dodatnih
tarif ali cen električne energije:
• dinamično tarifiranje in
• kritično konično tarifo.
Pri dinamičnem tarifiranju lahko ure in cene energije spreminjamo, na primer, dnevno, s tem
da se uporabnike obvešča denimo 24 ur vnaprej. S tem dosežemo bolj natančno spreminjanje
porabe v območja, ki nam ustrezajo. Ukrep je dolgoročen in zahteva konstantno komunikacijo
z odjemalci, tako da je nujno prikazovanje informacij. Ker števci običajno niso na vidnih
mestih, je zato potreben prenos informacij na energetske prikazovalnike, računalnike,
televizijske sprejemnike ali mobilne telefone.
Sistem kritične konične tarife pomeni, da nekajkrat letno, denimo največ 20 ur na leto,
uporabimo tarifo ali ceno, ki je bistveno (vsaj petkrat) višja od običajne tarife ali cene in s tem
odjemalca stimuliramo k spremembi porabe. Najvišja konična poraba, na podlagi katere se
načrtuje potrebe po nadgradnji omrežja, se pojavi le nekajkrat letno. V letu 2006 je bila
denimo konična poraba v zgornjih petih odstotkih najvišje konične porabe zgolj v šestih urah,
zato se rabimo osredotočiti zgolj na ure, v katerih pričakujemo najvišjo porabo. Rezultati
nekaterih pilotnih projektov po svetu kažejo, da odjemalci svojo porabo v času kritične
konične tarife znižajo tudi za več kot 20 %.
Prve analize, ki jih izdelujemo na EIMV, kažejo, da so sistemske koristi bistveno višje od
tržnih, zato se bomo v študiji osredotočili predvsem na sistemske koristi. V tujini so bile
izdelane že številne ocene potenciala nižanja koničnega odjema. Na Finskem, Norveškem,
Švedskem možne prihranke ocenjujejo tudi do 20% konične moči [25]. V Veliki Britaniji
ocenjujejo potencial za znižanje konične porabe v višini 5 - 10 % celotne konične porabe [2].
Ta ocena je podana na podlagi obsežnih študij iz Kalifornije, kjer so ugotovili, da je potencial
nižanja konične porabe do 5 % [26]. V Franciji ocenjujejo največ za 2 % nižjo konično
porabo [24]. Nizozemci v svojih analizah ocenjujejo 2,5 % nižanje konice. V ZDA, kjer se z
upravljanjem s porabo ukvarjajo že od sedemdesetih let in kjer v različnih programih
upravljanja s porabo sodeluje več kot 35 milijonov gospodinjstev, so konično porabo znižali
za 3 % [27].
Pri preslikavi rezultatov tujih raziskav moramo biti zelo previdni, saj so rezultati močno
odvisni od klimatskih razmer v posameznih državah (najvišje prihranke dosegajo v državah,
kjer so dolge in mrzle zime in se veliko ljudi ogreva z električno energijo ter v državah, kjer
se konična poraba pojavlja v dolgih in vročih poletjih zaradi velikega števila klimatskih
naprav). Rezultati iz ZDA tudi niso povsem reprezentativni, saj so ZDA ogromna država, kjer
se konična poraba v različnih območjih pojavlja ob različnih obdobjih, zato uporaba različnih
programov po celotni ZDA ni nujno usklajena.
75
Za uspešen začetek uvajanja programov upravljanja s porabo pomembne naloge čakajo
regulatorja:
• definiranje vlog udeležencev v programih upravljanja s porabo (sistemski operater,
odjemalec, uporabnik omrežja, dobavitelj električne energije,…),
• opredelitev tarifnega sistema, v kolikor bo programe kratkoročnega upravljanja s
porabo izvajal sistemski operater,
• v kolikor programe kratkoročnega upravljanja s porabo izvaja sistemski operater, bodo
rezultati njegovih akcij v konfliktu z interesi dobaviteljev električne energije, ki
morajo vnaprej napovedati svoj vozni red.
Za potrebe študije bomo ocenili, da lahko konično porabo s kratkoročnimi ukrepi upravljanja
s porabo znižamo za 5 %. Ocenjujemo tudi, da se bodo programi upravljanja s porabo
postopoma začeli uvajati šele po nekaj letih od vzpostavitve sistema. Za potrebe študije bomo
ta čas ocenili na 5 let po začetku uvajanja sistema, nakar bo končni cilj (5 % nižanje konice)
dosežen po 5 letih postopnega uvajanja.
9.1.2
Dolgoročno upravljanje s porabo
Sistem AMI omogoča, da odjemalci dobijo dejanske podatke o svoji porabi. Z ozaveščanjem
odjemalcev lahko pričakujemo, da bodo bolj pozorni na svojo porabo in jo tudi zmanjšali.
Nekateri tuji viri, predvsem iz področij Skandinavije in Velike Britanije govorijo o 5
odstotnem potencialnem znižanju porabe z uvedbo sistemov AMI. Eva Hoos v svoji
prezentaciji govori o potencialu znižanja porabe zaradi sistemov AMI od 3 – 15 % [28]. Za
potrebe študije bomo uporabili bolj pesimistične ocene in potencial znižanja porabe ocenili na
3 %.
Med načine obveščanja in ozaveščanja odjemalcev lahko štejemo mesečne informacije na
računih, prikaz podatkov na internetnem portalu in prikazovanje trenutne porabe na
energetskih prikazovalnikih. Vsi ti načini obveščanja zahtevajo določena vlaganja, ki jih je v
tem trenutku težko oceniti, zato ne stroškov ne koristi ne bomo vključili v ekonomsko analizo.
76
10 Analiza EU in slovenske zakonodaje
10.1 Slovenska zakonodaja
10.1.1 Energetski zakon [4] in [5]
To je izhodiščni zakon na področju energetike. Z njim se zagotavljajo pogoji za varno in
zanesljivo oskrbo uporabnikov z energetskimi storitvami po tržnih načelih, načelih
trajnostnega razvoja, ob upoštevanju učinkovite rabe, gospodarne izrabe obnovljivih virov
energije ter pogojev varovanja okolja. Zakon zagotavlja konkurenčnost na trgu energije.
Zakon definira energetsko politiko, ki med drugimi zagotavlja (člen 9):
• zanesljivo in kakovostno oskrbo z energijo in zagotavljanje prednosti učinkoviti rabi
energije in izkoriščanju obnovljivih virov energije pred oskrbo iz neobnovljivih virov
energije,
• spodbujanje konkurenčnosti na trgu z energijo,
• varstvo potrošnikov in spodbujanje prilagodljivih porabnikov energije.
Ureja trg energije in gospodarske javne službe na področju energetike katerih predmet so:
• oskrba z električno energijo (obvezne gospodarske javne službe: sistemski operater
prenosnega omrežja, sistemski operater distribucijskega omrežja, organizator trga z
električno energijo),
• oskrba z zemeljskim plinom (obvezna gospodarske javna služba: sistemski operater
prenosnega omrežja),
• oskrba s toplotno energijo in drugimi energetskimi plini iz omrežja.
Upravičeni odjemalci električne energije in zemeljskega plina so vsi odjemalci (člen 19).
V 66a. členu Energetskega zakona je zapisano, da morajo programe, ki zmanjšujejo rabo
energije iz posameznih omrežij oziroma povečujejo učinkovitost njene rabe in izrabo
obnovljivih virov energije, opravljati po javnem pooblastilu izvajalci gospodarskih javnih
služb po tem zakonu, se pravi upravljavci omrežja.
Sistemski operaterji in dobavitelji energije in goriv končnim odjemalcem morajo najmanj
enkrat letno končnim odjemalcem v jasni in razumljivi obliki podati naslednje informacije:
• veljavne dejanske cene in dejansko porabo energije;
• primerjave porabe energije odjemalca s porabo energije v istem obdobju prejšnjega
leta;
• primerjave s povprečnim normaliziranim ali referenčnim porabnikom energije iz iste
porabniške kategorije, vedno, kadar je to mogoče in koristno.
77
Poleg informacij iz prejšnjega odstavka morajo končnim odjemalcem posredovati tudi
podatke o pravnih in fizičnih osebah, ki nudijo informacije o učinkoviti rabi in obnovljivih
virih energije, vključno z naslovi spletnih strani, na katerih je mogoče dobiti informacije o
razpoložljivih ukrepih za izboljšanje energetske učinkovitosti, izrabi obnovljivih virov
energije, sistemih za soproizvodnjo toplote in električne energije, primerjalnih diagramih
porabe končnih porabnikov in/ali nepristranskih tehničnih specifikacijah za opremo in
proizvode, ki rabijo energijo (člen 67. a).
Dobavitelj energije iz omrežja (mišljeno je električno omrežje in omrežje zemeljskega plina),
mora energijo meriti vsakemu odjemalcu. Tarifni sistem lahko določa, da se dobavljeno
energijo obračunava enkrat letno ali v krajšem časovnem obdobju, v vmesnem času pa
odjemalec plačuje akontacije. Na zahtevo odjemalca mora dobavitelj v vsakem trenutku
obračunati dobavljeno energijo (člen 92).
S tem zakonom se ustanovi regulator Agencija Republike Slovenije za energijo, katere izmed
glavnih nalog je nadzor nad delovanjem trga z električno energijo in zemeljskim plinom (člen
80).
Po 87. členu Javna agencija RS za energijo določa omrežnino za uporabo elektroenergetskih
omrežij. Po 91. členu lahko tarifni sistem določa tarifne postavke v različnih višinah, odvisno
od sezone in dnevne dinamike odjema. Po 92. členu lahko sistemski operater prenosnega ali
distribucijskega omrežja s posameznimi odjemalci v tarifnih skupinah dogovori ugodnejše
pogoje, če tak odjemalec s prilagajanjem svojega odjema prispeva k ugodnejši obremenitvi
energetskega omrežja, pri čemer mora odjemalce z enakim prilagajanjem obravnavati enako.
Obvezno metodologijo za pripravo tarifnih sistemov določi Agencija za energijo s splošnim
aktom, kateremu da soglasje vlada (94. člen).
10.1.2 Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo, Ur. l. RS
63/2004, 95/2004 [13]
Javna agencija Republike Slovenije za energijo (AGEN-RS) je javna agencija, ki opravlja
regulatorne, razvojne in strokovne naloge z energetskega področja. Glavni namen agencije je
zagotavljanje preglednega in nepristranskega delovanja energetskih trgov (trga z električno
energijo in zemeljskim plinom, in oskrba z daljinsko toploto ter drugimi energetskimi plini) v
interesu vseh udeležencev.
Agencija med drugim:
• izdaja splošne akte za izvrševanje javnih pooblastil o metodologiji za obračunavanje
omrežnine, o metodologiji za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje
upravičenih stroškov in sistema obračunavanja teh cen in o metodologiji za pripravo
tarifnih sistemov,
78
•
•
•
nadzira neodvisnost sistemskih operaterjev, učinkovito ločitev distribucije in prenosa
od proizvodnje in dobave (elektrika, zemeljski plin) in stopnjo transparentnosti in
konkurenčnosti trga z električno energijo, oziroma zemeljskim plinom,
daje soglasje k sistemskim obratovalnim navodilom,
določa omrežnino za uporabo elektroenergetskih omrežij in upravičene stroške in
druge elemente omrežnine za elektroenergetska omrežja.
10.1.3 Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega
operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe
dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Ur. l. RS, št. 117/2004, 23/2007 [6]
Ta uredba ureja način izvajanja obvezne republiške gospodarske javne službe dejavnost
sistemskega operaterja distribucijskega omrežja (SODO) električne energije.
SODO je dolžan pri gradnji, vzdrževanju, upravljanju distribucijskega omrežja ter merjenju
električne energije ravnati v skladu z načelom najboljše dosegljive tehnologije (člen 4).
SODO je med drugimi zadolžen za (člen 5):
• napoved porabe električne energije ter potrebnih energetskih virov z uporabo metode
celovitega načrtovanja, z upoštevanjem varčevalnih ukrepov pri porabnikih za potrebe
načrtovanja razvoja distribucijskega omrežja,
• izvajanje števčnih in obratovalnih meritev v distribucijskem omrežju,
• izvajanje meritev in analiz na področju kakovosti oskrbe z električno energijo,
• oblikovanje obratovalne statistike.
Če uporabnik omrežja odjema električno energijo brez zahtevanih ali dogovorjenih merilnih
naprav, ali mimo njih, ali če onemogoča pravilno registriranje obračunskih količin, je SODO
upravičen zahtevati in uporabnik omrežja dolžan plačati ocenjeni odjem električne energije in
moči, ki vključuje ceno električne energije, ceno dostopa do omrežja, in stroške odklopa in
ponovnega priklopa ter stroške v zvezi z ugotavljanjem neupravičenega odjema (člen 11).
SODO je dolžan vsaki dve leti pripraviti načrt razvoja distribucijskega omrežja za naslednjih
deset let na območju, na katerem izvaja to javno službo, upoštevaje podatke o zasedenosti
omrežja oziroma njihove analize (člen 22).
SODO mora spremljati in ugotavljati kakovost oskrbe z električno energijo, in sicer: kakovost
napetosti, stalnost delovanja omrežja (zanesljivost) in komercialno kakovost. Med drugim je
dolžan (člen 25):
• vzpostaviti stalno spremljanje – monitoring kakovosti električne napetosti na
povezavah z omrežji drugih operaterjev,
• vzpostaviti sistem za zajemanje in shranjevanje podatkov o prekinitvah dobave in
odjema električne energije v skladu z določili te uredbe na celotnem omrežju,
79
•
•
vzpostaviti sistem za spremljanje komercialne kakovosti (kakovosti storitev),
vsako leto izdelati analizo nivoja motenj v skladu z določili te uredbe, izdelati
primerjavo z nivojem načrtovanja za posamezne dele omrežja ter jih posredovati
sistemskemu operaterju prenosnega omrežja električne energije, agenciji ter
uporabnikom.
SODO mora zagotavljati brezhibno delovanje merilnih naprav uporabnika omrežja. O
ugotovljenih nepravilnosti je dolžan v osmih dneh obvestiti uporabnika (člen 31). Zagotoviti
mora merjenje oddane oziroma odvzete električne energije (delovne in jalove) in delovne
moči vsakega uporabnika omrežja in na ustrezen način odbirati ali zagotoviti odbiranje
merilnih naprav (člen 32).
SODO je dolžan vsakemu uporabniku in dobavitelju električne energije sporočiti merilne
podatke, ki jih le-ta potrebuje za obračun dobavljene električne energije (člen 32).
Merilne naprave morajo ustrezati zakonskim predpisom in pogojem iz soglasja za
priključitev. Podrobneje je določen način merjenja odčitavanja števcev v splošnih pogojih
tako, da zbrani podatki omogočajo obračun dobavljene energije in cene za uporabo omrežja
(člen 32).
SODO je dolžan pripraviti in skrbeti za izvedbo spodbujevalnih programov učinkovite rabe
energije v skladu s 66.a členom Energetskega zakona ter sodelovati z drugimi sistemskimi
operaterji pri pripravi skupnih programov. Programi morajo biti usklajeni z Nacionalnim
energetskim programom, načrtom razvoja distribucijskega omrežja in programi učinkovite
rabe energije.
Uredba o spremembah in dopolnitvah Uredbe o načinu izvajanja gospodarske javne službe
dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske
javne službe dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Ur. l. 23/2007 prinaša še
sledeče spremembe, ki se nanašajo na tematiko naloge:
• k zadolžitvam (člen 5) se doda: nediskriminatorno obravnavanje uporabnikov omrežja
in izvajanje zasilne oskrbe,
• SODO mora dobavitelju na njegovo zahtevo omogočiti, da odjemalci plačujejo
uporabo omrežja skupaj z računom za dobavljeno energijo (člen 13a),
• SODO mora vsakemu dobavitelju električne energije poslati merilne podatke ali
omogočiti dostop do njihove zbirke za uporabnike omrežja, katerih pooblastilo si je
dobavitelj pridobil, in sicer podatke, ki jih potrebuje za:
izdelavo ponudbe potencialnim odjemalcem,
napoved diagrama odjema odjemalcev, ki jih oskrbuje,
obračun dobavljene električne energije,
kontrolo bilančnega obračuna, ki ga izvaja organizator trga,
kontrolo letnega poračuna odstopanj, ki ga izvaja organizator trga,
80
-
storitev plačila za uporabo omrežja skupaj z računom za dobavljeno energijo.
Podatki iz prejšnjega odstavka morajo biti poslani ali dostopni v elektronski obliki, v enakem
formatu in enakem roku za vse dobavitelje. Poslani ali dostopni morajo biti najmanj za
zadnjih dvanajst mesecev. SODO mora omogočiti dostop do podatkov tudi organizatorju trga
in Javni agenciji Republike Slovenije za energijo. Obseg, obliko in roke pošiljanja ali
dostopnosti podatkov podrobneje določi SODO v sistemskih obratovalnih navodilih. (člen
33a).
10.1.4 Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo,
Ur. l. RS, št. 123/2003 [16]
To so sistemska obratovalna navodila distribucijskega omrežja za električno energijo in
veljajo za družbe Elektro Celje, d.d., Elektro Gorenjska, d.d., Elektro Ljubljana, d.d., Elektro
Maribor, d.d. in Elektro Primorska, d.d. in uporabnike distribucijskih omrežij (člen 2).
Pravilnik nalaga upravljalcu omrežja med drugimi naslednje naloge (člena 16 in 17):
• načrtovanje ter vzdrževanje naprav za spremljanje kakovosti električne energije,
• načrtovanje, vzdrževanje in nadzor telekomunikacijskih naprav,
• načrtovanje, vzdrževanje in nadzor naprav za zajem in prenos števčnih in obratovalnih
meritev v distribucijskem elektroenergetskem sistemu,
• pridobivanje podatkov 15-minutnih realiziranih vrednosti proizvodnje in odjema ter
izračun realizacije odjemalcev brez registracijskih meritev po analitičnem postopku,
• analizo izpadov, okvar in izdelavo obratovalne statistike.
10.1.5 Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja
električne energije, Ur. l. RS, št. 126/2007 [15]
Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne
energije določajo (člen 1):
• odnose med SODO in odjemalci,
• priključitev na distribucijsko omrežje električne energije (v nadaljevanju: omrežje),
• odjem in oddajo električne energije,
• merilne naprave in merjenje električne energije,
• obračun, način zaračunavanja in plačevanja uporabe omrežij,
• odnose med SODO in dobavitelji električne energije,
• odnose med odjemalci in dobavitelji električne energije,
• evidenco merilnih mest,
• kakovost storitev sistemskega operaterje distribucijskega omrežja električne energije.
S tematiko naloge so povezani predvsem členi omenjeni v nadaljevanju.
81
Stroške nakupa, namestitve števcev in pripadajoče merilne opreme ob prvi namestitvi plača
imetnik soglasja za priključitev. Stroške vzdrževanja števcev električne energije in
pripadajoče merilne opreme nosi SODO (člen 59).
Števci morajo biti vgrajeni na vidno in za uporabnika ter od SODO pooblaščenim ljudem
stalno dostopno mesto. V nasprotnem primeru je treba na stroške imetnika soglasja za
priključitev zagotoviti daljinsko odčitavanje z uporabo drugih tehnologij. Strošek zajema
merilnih podatkov nosi SODO (člen 60).
Merilne naprave na prevzemno-predajnih mestih pri uporabnikih s priključno močjo nad 41
kW, oziroma z nazivno jakostjo omejevalca toka nad 3 x 63 A, morajo biti izvedene tako, da
se zagotavlja (člen 65):
• merjenje in registracijo četrturnih vrednosti delovne in jalove energije,
• prikaz obračunskih vrednosti,
• daljinski prenos podatkov do SODO.
SODO pri uporabnikih s priključno močjo 41 kW ali manj navadno meri le delovno energijo.
Števčne stikalne ure za preklop tarif dvotarifnih števcev električne energije, ki niso
opremljene s samodejnim preklopom med letnim in zimskim časom, se ob prehodu med
poletnim in zimskim časom ne prestavljajo (člen 71).
Pri uporabnikih z dvotarifnim merjenjem električne energije se količine električne energije
obračunajo tako, kot jih je izmeril števec, ne glede na pravilnost delovanja krmilne naprave
(člen 74).
Odbiranje merilnih podatkov na merilnih napravah uporabnika z merilnimi napravami za
registracijo četrturnega odjema ali oddajanja, ki ima daljinsko odbiranje, poteka mesečno in
se registrira pri SODO.
Uporabnikom s priključno močjo nad 41 kW, ki ne izpolnjujejo pogojev iz prvega odstavka,
ter uporabnikom s priključno močjo 41 kW ali manj, ki imajo merilne naprave za registracijo
četrturnega odjema ali oddajanja, SODO odbira merilne naprave za potrebe obračuna enkrat
mesečno, v roku 5 dni od začetka koledarskega meseca.
Ostalim uporabnikom se merilne naprave odčitavajo praviloma enkrat letno. Odčitki iz tega
člena sodijo v standardno storitev SODO (člen 79).
Uporabnikom, ki se jim obračunska moč ne meri in imajo letno ali mesečno obračunsko
obdobje, SODO ob spremembi cene za uporabo omrežja, ki ne sovpada s koncem
obračunskega obdobja, ne odčita električnih števcev (člen 94).
82
Menjava dobavitelja pomeni spremembo dobavitelja, ki je pri SODO prijavljen kot dobavitelj
za merilno mesto in je urejena v tem poglavju teh splošnih pogojev. Menjavo dobavitelja
SODO izvede brez stroškov za uporabnika. Spremembo dobavitelja izvede SODO prvega dne
v koledarskem mesecu, če je bila popolna zahteva za menjavo dobavitelja prijavljena pri
SODO do desetega dne predhodnega meseca (člen 102).
SODO uporabniku zagotavlja kakovostno oskrbo z električno energijo, ki zajema komercialno
kakovost, zanesljivost in kakovost napetosti, skladno z zahtevami v teh splošnih pogojih s
stanjem tehnike in z značilnostmi, primerljivimi s SODO v EU. Za ocenjevanje kakovosti
električne napetosti se uporabljata slovenska standarda SIST EN 50160 in SIST HD 472 S1
(člen 122).
SODO mora zagotavljati, da skupno število in trajanje vseh nenapovedanih prekinitev dobave
ali odjema na enem merilnem mestu v enem letu na distribucijskem omrežju ne preseže
vrednosti določenih v pogodbi o kakovosti električne energije (člen 124).
SODO je dolžan do 1. januarja 2009 vzpostaviti sistem za zajemanje in shranjevanje podatkov
o prekinitvah dobave in odjema električne energije (člen 135).
10.1.6 Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za
določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za
elektroenergetska omrežja, Ur. l. RS, št. 121/05 [9]
Akt določa:
metodologijo za obračunavanje omrežnine in
•
metodologijo za določitev omrežnine in kriterije za ugotavljanje upravičenih
stroškov ter sistem obračunavanja omrežnin za elektroenergetska omrežja.
Ločeno za prenosno in distribucijsko omrežje, povezovalne vode in za posamezne sistemske
storitve, razen za tiste storitve, za katere se organizira konkurenčen trg.
•
Stroški merjenja električne energije in obdelava ter posredovanje merilnih podatkov se
pokrivajo iz omrežnine in to tako za prenosno (stroški, ki jih ima s tem SOPO), kot tudi za
distribucijsko omrežje (stroški, ki jih ima SODO) (12. in 13. člen).
V aktu o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev
omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja je v
4. členu navedeno, da so omrežnina in tarifne postavke za omrežnino med drugim določene s
ciljem spodbujati uporabnike omrežij k optimalni uporabi omrežij. V nadaljevanju ni
opredeljeno, na kakšen način ali pod kakšnimi pogoji je možno s ceno za uporabo omrežij
odjemalce spodbujati k optimalni uporabi omrežja.
83
10.1.7 Uredba o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem
sistemu, Ur.l. RS, št. 42/1995, 64/1995 [14]
S to uredbo se določajo kriteriji za omejevanje obtežb in porabe električne energije in ukrepi
za njihovo izvajanje (člen 1). Z omejitvami po tej uredbi so mišljene omejitve, ki so potrebne
zaradi: preprečitve razpada elektroenergetskega sistema, izpada večjih proizvodnih
zmogljivosti ali zaradi znižanja proizvodnje električne energije iz ekoloških razlogov in zaradi
pomanjkanja električne energije.
Distribucijska podjetja so dolžna izdelati letne načrte za varčevanje in omejevanje porabe
električne energije za posamezne stopnje omejitev (člen 10).
10.2 Evropske direktive
10.2.1 DIREKTIVA 2006/32/ES Evropskega parlamenta in sveta z dne 5. aprila 2006 o
učinkovitosti rabe končne energije in o energetskih storitvah [18]
Namen te direktive je povečati gospodarno izboljšanje učinkovite rabe končne energije v
državah članicah z (člen 1):
• zagotavljanjem potrebnih okvirnih ciljev kakor tudi mehanizmov, spodbud ter
institucionalnih, finančnih in pravnih okvirov za odstranitev obstoječih tržnih ovir in
nepopolnosti, ki preprečujejo učinkovito rabo končne energije;
• ustvarjanjem pogojev za razvoj in spodbujanje trga energetskih storitev in za
zagotavljanje drugih ukrepov za izboljšanje energetske učinkovitosti za končne
porabnike.
Direktiva nalaga državam članicam, da zagotovijo, da se več truda vloži v pospeševanje
učinkovitosti rabe končne energije. Ustvarijo naj ustrezne pogoje in spodbude za udeležence
na trgu, da bodo končnim odjemalcem nudili več informacij in svetovanje o učinkovitosti rabe
končne energije (člen 7).
Zelo pomemben je člen 13, ki govori o merjenju in informativnem izračunu porabe energije.
Med drugimi nalaga državam članicam:
• da zagotovijo, v mejah tehnične izvedljivosti, finančne sprejemljivosti in sorazmerno z
morebitnimi prihranki energije, da imajo končni odjemalci električne energije,
zemeljskega plina, daljinskega ogrevanja in/ali hlajenja in tople sanitarne vode na
voljo individualne števce po konkurenčnih cenah, ki natančno prikazujejo dejansko
količino porabljene energije končnega odjemalca in podajo dejanski čas njene porabe.
• da zagotovijo, da obračunavanje, ki ga opravijo distributerji energije, sistemski
operaterji distribucijskega omrežja in podjetja za maloprodajo energije, po potrebi,
temelji na dejanski porabi energije in je v jasni in razumljivi obliki. Končni odjemalci
84
dobijo poleg obračuna na voljo ustrezne informacije o celovitem prikazu tekočih
stroškov za porabljeno energijo. Obračun na podlagi dejanske porabe se izvaja dovolj
pogosto, da lahko odjemalci uravnavajo svojo porabo energije.
Direktiva zahteva od držav članic izdelavo akcijskih načrtov, ki opisujejo ukrepe za
izboljšanje energetske učinkovitosti, načrtovane za doseganje zastavljenih ciljev varčevanja z
energijo - splošni cilj je doseči nacionalni okvirni cilj varčevanja z energijo, ki za deveto leto
uporabe te direktive znaša 9 %.
10.2.2 DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2005/89/ES z dne 18.
januarja 2006 o ukrepih za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo
in naložb v infrastrukturo [19]
Direktiva določa ukrepe za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Namen
direktive je, da se zagotovi (člen 1):
• pravilno delovanje notranjega trga z EE,
• ustrezno ravnotežje med ponudbo in povpraševanjem,
• ustrezna raven medomrežnih povezav med državami članicami.
Države članice lahko upoštevajo pomen spodbujanja energetske učinkovitosti in uvajanja
novih tehnologij, zlasti tehnologij za uravnavanje povpraševanja, tehnologij, ki uporabljajo
obnovljive vire energije, in porazdeljene proizvodnje (člen 3). Direktiva vzpodbuja države
članice, da sprejmejo ukrepe za spodbujanje sprejetja tehnologij za uravnavanja
povpraševanja v realnem času, kakor so najnovejši merilni sistemi (člen 5).
10.2.3 DIREKTIVA 2009/72/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13.
Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi
direktive 2003/54/ES
Ta direktiva določa skupna pravila za proizvodnjo, prenos, distribucijo in dobavo električne
energije. Določa pravila: glede organiziranja in delovanja elektroenergetskega sektorja,
dostop do trga, merila in postopke, ki se uporabljajo pri javnih razpisih in izdaji energetskih
dovoljenj ter obratovanju sistemov (člen 1).
Direktiva nalaga državam članicam obveznost, da poskrbijo, da bodo elektroenergetska
podjetja delovala skladno s pravili te direktive v smislu doseganja konkurenčnega,
zanesljivega in trajno okolju prijaznega trga z električno energijo in da ne bo razlikovanj med
temi podjetji glede pravic in obveznosti (člen 3). Poleg tega nalaga ustanovitev enega ali več
regulatornih organov, ki so popolnoma neodvisni od elektroenergetskih podjetij in ki so
predvsem pristojni za nediskriminatoren, resnično konkurenčen in učinkovit trg (člen 35).
85
V 41. členu je zapisano, da morajo države članice za spodbujanje dobro delujočih in
preglednih maloprodajnih trgov v Skupnosti zagotoviti, da so vloge in odgovornosti
operaterjev prenosnega sistema, operaterjev distribucijskih sistemov, odjemalcev in po potrebi
drugih udeležencev na trgu opredeljene glede na pogodbene dogovore, obveznosti do
odjemalcev, izmenjavo podatkov ter pravil glede poravnave, lastništvo podatkov in
odgovornost za merjenje porabe.
V prilogi 1, členu 1. i uredba pravi, da morajo biti odjemalci ustrezno obveščeni o dejanski
porabi električne energije in stroških, in sicer dovolj pogosto, da lahko sami uravnavajo svojo
porabo električne energije. Informacija se zagotovi v zadostnem roku, pri čemer se upošteva
zmogljivost opreme odjemalca za merjenje porabe in zadevni produkt električne energije.
Upoštevati je treba stroškovno učinkovitost takšnih ukrepov. Te storitve odjemalcem ni
mogoče dodatno zaračunati.
Države članice zagotovijo izvajanje inteligentnih merilnih sistemov, ki spodbujajo dejavno
sodelovanje odjemalcev na trgu dobave električne energije. Izvajanje teh merilnih sistemov je
lahko predmet ekonomske ocene dolgoročnih stroškov in koristi za trg in posamičnega
odjemalca ali tega, katera oblika inteligentnega merjenja je ekonomsko razumna in
stroškovno učinkovita ter kakšen časovni okvir za njihovo distribucijo je izvedljiv.
Ta ocena se opravi do 3. septembra 2012.
Države članice ali pristojni organi, ki jih te države imenujejo, pripravi jo časovni razpored
uvedbe inteligentnih merilnih sistemov, s ciljem do desetih let.
V primeru, da je uvedba inteligentnih števcev pozitivno ocenjena, se najmanj 80 %
odjemalcev opremi z inteligentnimi merilnimi sistemi do leta 2020.
Države članice ali drugi pristojni organ, ki ga določijo, na svojem ozemlju zagotovijo
interoperabilnost merilnih sistemov, ki naj bi bili uvedeni, ter upoštevajo ustrezne standarde
in najboljšo prakso, pa tudi pomembnost razvoja notranjega trga z električno energijo.
V interpretaciji direktive je med drugim navedeno, da bi morale biti v analizah stroškov in
koristi sistemov naprednega merjenja poleg samih koristi distributerjev obravnavane vsaj še
naslednje družbene koristi:
• izboljšana konkurenčnost na trgu,
• energetska učinkovitost in prihranki električne energije,
• nižji računi zaradi boljših informacij o dejanski porabi,
• nove storitve za odjemalce,
• izboljšane inovativni tarifni sistemi,
• natančni računi,
• znižani stroški in lažje uvajanje predplačniških sistemov,
86
•
•
manjše onesnaževanje zaradi nižjih emisij in
možnost vključitve mikrogeneracije v sistem.
Če ekonomska analiza pokaže pozitiven rezultat, bi moralo biti do leta 2020 s sistemi
naprednega merjenja opremljenih vsaj 80 % odjemalcev, pri katerih je sistem ekonomsko
upravičeno vzpostaviti. Če se ekonomska analiza ne naredi, mora biti do 2020 s sistemi
naprednega merjenja opremljenih 80 % vseh odjemalcev.
Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z zemeljskim plinom in o razveljavitvi
Direktive 2003/55/ES
Podobno kot »električna« direktiva ima tudi Direktiva o skupnih pravilih notranjega trga z
zemeljskim plinom vsebovane zahteve, da države članice zagotovijo izvajanje inteligentnih
merilnih sistemov, ki spodbujajo dejavno sodelovanje odjemalcev na trgu dobave zemeljskega
plina. Izvajanje teh merilnih sistemov je lahko predmet ekonomske ocene dolgoročnih
stroškov in koristi za trg in posamičnega odjemalca ali tega, katera oblika inteligentnega
merjenja je ekonomsko razumna in stroškovno učinkovita ter kakšen časovni okvir za njihovo
distribucijo je izvedljiv.
Ta ocena se opravi do 3. septembra 2012.
Države članice ali pristojni organi, ki jih te države imenujejo, pripravi jo časovni razpored
uvedbe inteligentnih merilnih sistemov, s ciljem do desetih let.
V primeru, da je uvedba inteligentnih števcev pozitivno ocenjena, se najmanj 80 %
odjemalcev opremi z inteligentnimi merilnimi sistemi do leta 2020.
Države članice ali drugi pristojni organ, ki ga določijo, na svojem ozemlju zagotovijo
interoperabilnost merilnih sistemov, ki naj bi bili uvedeni, ter upoštevajo ustrezne standarde
in najboljšo prakso, pa tudi pomembnost razvoja notranjega trga z zemeljskim plinom.
marca 2004 o merilnih instrumentih
Direktiva ureja področje naslednjih meril: vodomeri, plinomeri in korektorji plina, števci
delovne električne energije, merilniki toplotne energije, merilni sistemi za zvezno in
dinamično merjenje količin tekočin razen vode, avtomatske tehtnice, taksimetri, opredmetene
mere, dimenzionalni merilni instrumenti ter analizatorji izpušnih plinov. Odpravlja ovire pri
trgovanju za te vrste merilnih instrumentov in med drugim uveljavlja evropske postopke
ugotavljanja skladnosti ter nalaga državam članicam, da sprejmejo ustrezne postopke za
meroslovni nadzor.
87
Direktiva v prilogi »MI-003 Števci delovne električne energije« definira razrede točnosti
števcev (A, B, C) glede na največje dopustne pogreške v odstotkih pri naznačenih
obratovalnih pogojih in definiranih obsegih bremenskega toka ter delovni temperaturi. Podaja
tudi dopustne učinke motenj, zahteve za prikaz merilnega rezultata, idr.
V prilogi I »Bistvene zahteve« se na sisteme naprednega merjenja še posebej nanaša naslednje
določilo:
»10.5 Ne glede na to, ali se lahko merilni instrument, ki je namenjen za merjenja s strani
distribucijskih podjetij, daljinsko odčita, mora biti v vsakem primeru opremljen z meroslovno
nadzorovanim prikazovalnikom, do katerega je potrošniku omogočen dostop brez orodja.
Odčitek tega prikazovalnika je merilni rezultat, ki služi kot osnova za izračun zneska za
plačilo.« [53]
10.3 Strateški dokumenti
10.3.1 Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (ReNEP), Ur.l. RS, 57/2004 [21]
Nacionalni energetski program predstavlja slovensko vizijo ravnanja z energijo v širšem
pomenu in postavlja cilje in določa mehanizme za prehod od zagotavljanja oskrbe z energenti
in električno energijo k zanesljivi, konkurenčni in okolju prijazni oskrbi z energijskimi
storitvami. Postavlja tudi cilje in mehanizme za spremembo razumevanja vloge in pomena
energije pri dvigu blaginje.
Po ReNEP je predvideno znižanje energetske intenzivnosti za 2,3% na leto (ob 60%
povečanju BDP). Poleg tega se predvideva povečanje učinkovitosti rabe končne energije v
industriji, široki rabi in prometu do leta 2010 - glede na leto 2004 - za 10% in v javnem
sektorju za 15 %.
10.3.2 Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje 2008-2016 (ANURE), Ministrstvo za okolje in prostor, Ljubljana 2008 [8]
Ta - prvi - akcijski načrt je bil izdelan na osnovi 14. člena Direktive 2006/32/ES o učinkoviti
rabi končne energije in o energetskih storitvah, ki državam članicam nalaga izdelavo treh
akcijskih načrtov (drugi se mora pripraviti v letu 2011, tretji pa v letu 2014). Cilj akcijskih
načrtov je izpolnitev zahteve, iz prej omenjene direktive, da države članice dosežejo 9 %
prihranka končne energije v devetih letih (2008-2016). Kot izhodišče se upošteva povprečna
letna raba v zadnjem petletnem statističnem obdobju brez porabe goriv v napravah, ki so v
trgovanju s pravicami do emisij toplogrednih plinov (obdobje 2001-2005, povprečna letna
raba 47.349 GWh).
88
Akcijski načrt podaja nabor instrumentov za izboljšanje energetske učinkovitosti v
gospodinjstvih, terciarnem sektorju, industriji in prometu, ter nabor večsektorskih ukrepov.
Akcijski načrt določa:
• izračun izhodiščne rabe končne energije,
• ciljne prihranke za celotno obdobje 2008-2016 in določitev vmesnega cilja za obdobje
2008-2010,
• sektorske in večsektorske instrumente za izboljšanje energetske učinkovitosti, ter
instrumente v javnem sektorju,
• financiranje in
• izvajanje akcijskega načrta.
Med instrumenti za gospodinjstva so tudi navedene finančne spodbude (neposredne
investicijske subvencije, financiranje iz proračunskih sredstev in namenska posojila s
subvencionirano obrestno mero) za učinkovito rabo električne energije, ki med ukrepi
navajajo:
• spodbujanje nakupa energijsko najvarčnejših gospodinjskih aparatov,
• sofinanciranje in promocija nakupa varčnih sijalk in
• meritve in svetovanje - uvajanje inteligentnih merilnikov v gospodinjstvih (internetno
spremljanje, daljinsko odčitavanje), hitrih meritev in svetovanja pri odjemalcih.
Pod pojmom inteligentni merilniki so mišljeni sistemski števci (smart meters) in to je prvič,
da se napredno merjenje električne energije sploh omenja kot sredstvo za učinkovito rabo
energije.
Pričakovani prihranki za gospodinjstva, ki jih navaja ta instrument, so: 460 GWh letno in
posredno znižanje emisij za 104 kt CO2 letno. Ocenjena vrednost javnih sredstev potrebnih za
izvedbo tega instrumenta znaša 29 mio €.
Podoben ukrep - meritve in svetovanje - se med drugimi omenja tudi v okviru finančnih
vzpodbud za učinkovito rabo energije za terciarni sektor. Za terciarni sektor so pričakovani
prihranki 525 GWh letno in znižanje emisij 121 kt CO2 letno. Sredstva, ki bodo na voljo,
znašajo 21 mio €.
Nosilec tega instrumenta je Ministrstvo za okolje in prostor, izvajalci pa Ekološki sklad RS in
pokrajine.
Naslednji pomemben instrument, ki je povezan s temo te naloge, je večsektorski. Imenuje se
"Programi upravljanja rabe energije pri končnih odjemalcih (DSM)". Podjetja za oskrbo z
energijo, vezano na omrežja, izvajajo projekte za učinkovito rabo energije pri končnih
porabnikih, zlasti v gospodinjstvu, terciarnem sektorju ter v malih in srednje velikih podjetjih.
89
Predvideni ukrepi so:
• gospodinjstva: učinkovita raba EE: gospodinjski aparati, razsvetljava,
• terciarni sektor: učinkovita raba EE: razsvetljava, sistemi za prezračevanje in
klimatizacijo,
• industrija: učinkovita raba EE: elektromotorni sistemi, razsvetljava, sistemi za
prezračevanje in klimatizacijo, komprimiran zrak,
• več sektorski ukrep: učinkovit sistemi za ogrevanje in pripravo sanitarne tople vode,
ukrepi energetske sanacije stavb
• tarife za nakup energije: oblikovanje tarif za prodajo energije, ki spodbujajo
učinkovito rabo energije in izrabo obnovljivih virov energije.
Predvideno je, da se bo okoli 10% zgoraj navedenih ukrepov izvajalo na podlagi tega
instrumenta, preostalih 90% pa s finančnimi vzpodbudami iz proračuna. Pri tej predpostavki
znašajo prihranki predlaganih ukrepov za sektor gospodinjstva in terciarni sektor 279 GWh,
emisije toplogrednih plinov pa se bodo zmanjšale za 84 kt CO2. Ocena vrednosti javnih
sredstev potrebnih za izvedbo instrumenta znaša 15 mio €. Stroški za izvedbo programa se
lahko po pridobljenem soglasju Ministrstva za gospodarstvo deloma ali v celoti krijejo iz
dodatkov k omrežnini v ceni za uporabo omrežij.
Nosilci izvedbe tega instrumenta so: Ministrstvo za gospodarstvo, Ministrstvo za okolje in
prostor in Agencija RS za energijo; izvajalci pa: SODO, SOPO in energetska podjetja dobavitelji energije.
10.4 Povzetek in komentar
10.4.1 Slovenska zakonodaja
Iz predstavljenih zakonov in podzakonskih aktov v luči sistemov naprednega merjenja (AMM
sistemov) lahko potegnemo sledeče ugotovitve:
• poudarek na energetski učinkovitosti je očiten, zakonodaja je naravnana na
vzpostavitev pogojev za konkurenčen in transparenten trg energije, vendar nove
tehnologije, kot so na primer AMM/AMI sistemi, niso nikjer omenjeni kot možno
sredstvo za dosego tudi teh ciljev,
• ni vzpodbud za AMI, nasprotno:
• predpisano odčitavanje števcev je le enkrat-letno za gospodinjstva in ostale
uporabnike na NN brez merjenja obračunske moči,
• na voljo je dolga doba za postopek menjave dobavitelja (20 dni),
90
•
ni zakonske podlage za dinamično tarifiranje, upravljanje s porabo (DSM) Energetski zakon sicer daje pravno podlago, vendar podzakonski akti še niso ustrezno
usklajeni.
Člen 135. Splošnih pogojev za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega
omrežja električne energije je naložil sistemskemu operaterju distribucijskega omrežja, da je
moral vzpostaviti sistem za zajemanje in shranjevanje podatkov o prekinitvah dobave in
odjema električne energije. Distribucijska podjetja zaenkrat to zahtevo rešujejo preko SCADA
sistemov in spremljanja izpadov odvodov po RTP, vendar je za učinkovito izvedbo te zahteve
nujen AMI sistem, saj sistemski števec beleži prekinitve pri vsakem končnem uporabniku in
točne podatke posreduje naprej v centralno bazo.
Za uspešno izrabo funkcionalnosti AMI sistema je treba prilagoditi zakonodajo - predvsem je
treba urediti področje dinamičnega tarifiranja in upravljanja s porabo (DSM). Energetski
zakon sicer predvideva posebne tarife za odjemalce, ki s prilagajanjem porabe pomagajo
sistemu, vendar pa v Aktu o določitvi omrežnine ni nikjer opredeljeno, v kakšnih okvirih se to
lahko nediskriminatorno izvaja.
10.4.2 Strateški dokumenti
Realizacija ciljev Resolucije o Nacionalnem energetskem programu ne sledi načrtom - do
sedaj je bilo realiziranih le 5 do 10% letnih ciljev. Kot glavni vzrok se navaja omejena
proračunska sredstva [8].
Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje 2008-2016 navaja množico
instrumentov za izvedbo programov za energetsko učinkovitost. Prvič se v Sloveniji uradno
omenja napredno merjenje (v dokumentu imenovano inteligentno merjenje) kot sredstvo za
dosego energetske učinkovitosti na področju električne energije, ter programe za upravljanje s
porabo (DSM). Žal so opisi ukrepov v zvezi naprednim merjenjem in DSM preveč
nekonkretni, ocene o prihrankih, ki so posledica predlaganih ukrepov, pa nerealne
(previsoke). Javna sredstva namenjena za izvedbo teh instrumentov so izrazito podcenjena.
Omenjena dokumenta in dosedanje izvajanje programov jasno kažeta, da problem niso le
omejena proračunska sredstva, temveč so razlogi tudi [52]:
• kadrovske ovire - pomanjkanje znanj, osveščenosti in strokovnjakov,
• ekonomske ovire - naložbe v ukrepe učinkovite rabe energije ob sedanji davčni
zakonodaji niso "rentabilne", torej manjkajo ekonomski motivi za realizacijo ukrepov.
V pripravo takih dokumentov in v izvajanje programov je treba nujno vključiti strokovne
organizacije in inštitucije!
91
10.4.3 Direktive Evropskega parlamenta in sveta
Zakonodaja je zelo naravnana k zagotavljanju pogojev za konkurenčne in transparentne trge z
energijo in za učinkovito rabo energije [Direktiva 2006/32/ES]. V zakonodaji se pojavljajo
vzpodbude, ki države članice spodbujajo:
• k uvajanju novih tehnologij, kot so najnovejši merilni sistemi [Direktiva 2005/89/ES,
člen 5],
• da zagotovijo obračun po dejanski porabi in dovolj pogosto, da lahko odjemalci
uravnavajo svojo porabo [Direktiva 2006/32/ES, člen 13].
Najnovejša Direktiva o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo državam
članicam nalaga, da do leta 2012 pripravijo analizo stroškov in koristi ter da do leta 2020 s
sistemskimi števci opremijo vsaj 80 % odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže
pozitivne rezultate. Podobne zahteve podaja tudi Direktiva o skupnih pravilih notranjega trga
z zemeljskim plinom.
92
11 Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema AMI ter
postavitev kriterijev za uvajanje
Finančno načrtovanje investicij je proces ugotavljanja in analize možnih naložb.
Na donosnost investicije vpliva vrsta dejavnikov:
•
življenjska doba investicije,
•
vrednost denarja v času,
•
stroški kapitala,
•
denarni tokovi,
•
občutljivost investicije na spremembe posameznih elementov.
Življenjska doba investicije je pomembna z vidika natančnosti planiranja prihodnjih
dogodkov, denarnih tokov, stanja na trgu, cen in konkurence. Daljša kot je življenjska doba
projekta in s tem trajanje investicije, manjša je natančnost pri predvidevanjih in ocenah
posameznih denarnih tokov. Napovedovanje daleč v prihodnost je zelo tvegano in
nezanesljivo, ker se lahko s tekom časa spremeni cela vrsta dejavnikov na posameznem trgu.
V študiji iz leta 2008 smo življenjsko dobo sistema AMM ocenili na 15 let. V zadnjih dveh
letih se je zaradi tehnološkega napredka podaljšala na 20 let. Ker podjetja nimajo potrebnih
človeških, finančnih in materialnih resursov ocenjujemo, da bomo zamenjavo števcev izvedli
v 5 letih. Daljše obdobje zamenjave ni smiselno, saj kupujemo sistem, ki mora biti
medsebojno kompatibilen. Z daljšim trajanjem zamenjave se lahko zgodi, da tehnologija
napreduje do te mere, da bodo števci nekompatibilni. Celotno obravnavano obdobje, ki ga
bomo imenovali čas trajanja projekta, bo dolgo enako dolžini življenjske dobe.
Vrednost denarja v času je zelo pomemben faktor pri izračunavanju ekonomske upravičenosti
investicije. Denar, ki ga imamo na razpolago danes, je vreden več od denarja, ki ga bomo
dobili čez nekaj let. Tako moramo iskati ali prihodnjo ali sedanjo vrednost denarja. V praksi
se največkrat uporablja slednja. S sedanjo vrednostjo se išče sedanji ekvivalent denarnim
zneskom, ki bodo nastali v prihodnosti. Sedanja vrednost prikazuje, koliko je določen denarni
tok vreden danes, s čimer se zagotovi primerjava med zneski v različnih obdobjih. V študiji je
uporabljena dinamična metoda, kjer se upošteva čas nastopa denarnih tokov, saj daje
natančnejše rezultate od statične metode, kjer se vpliva časa ne upošteva.
Diskontna stopnja mora biti enaka stroškom kapitala podjetja, ki ga bomo potrebovali za
investicijo. S stroški kapitala razumemo strošek dolgoročnih in trajnih virov financiranja.
Diskontna stopnja je le delno pod nadzorom podjetja, saj so določene vhodne spremenljivke
kot sta davek in obrestne mere dane od zunaj. Višja kot je diskontna stopnja, večjo težo imajo
zneski, ki nastajajo v začetnem obdobju, kar pomeni, da imajo veliko večjo težo sami stroški
izgradnje. Zaradi trenutne gospodarske krize je strošek dolžniškega kapitala relativno nizek
93
(nizek EURIBOR), vendar pa se lahko v prihodnosti to spremeni. Diskontno stopnjo bomo
postavili v višino 6 %.
Naslednji dejavnik so denarni tokovi. Investicijske odločitve temeljijo na denarnih tokovih in
ne na računovodskem dobičku. Pri analizi je nujno treba upoštevati samo dodatne denarne
tokove, saj bodoča naložba na obstoječe tokove nima vpliva. Pri določanju denarnih tokov je
zelo pomembno, da je amortizacija strošek, ni pa denarni odtok.
Pri ocenah denarnih tokov projekta je treba v splošnem opredeliti:
• začetni investicijski izdatek in
• denarne tokove iz poslovanja v času življenjske dobe projekta.
Na koncu je potrebno analizirati še tveganje naložbe oziroma vplive spreminjanja posameznih
vhodnih podatkov na pričakovane donose projekta. Pričakovane vrednosti denarnih tokov
temeljijo na naših predpostavkah, vendar so odvisne od vpliva različnih spremenljivk
V praksi se najpogosteje uporabljajo naslednji investicijski kriteriji presojanja ekonomske
upravičenosti naložb:
• doba povračila diskontiranih tokov,
• neto sedanja vrednost in
• notranja stopnja donosa.
Doba povračila je najbolj enostaven investicijski kriterij. Pove nam časovno obdobje (število
let, mesecev, dni), v katerem se povrne začetni znesek naložbe z upoštevanjem časovne
vrednosti denarja. Kratka doba vračila je zelo pomembna zaradi izogiba tveganjem dolgega
obdobja. Ker je na dolgi rok zelo težko natančno napovedovati posamezne spremenljivke, je
za naložbo pomembno, da se povrne čim hitreje.
NSV je metoda ocenjevanja projektov z uporabo tehnike diskontiranih denarnih tokov. Pri tej
metodi se najprej opredeli vse pričakovane denarne tokove, se jih nato diskontira (aktualizira),
sešteje in na koncu odšteje začetni investicijski izdatek. Če je dobljena vrednost večja od nič,
je investicijski projekt sprejemljiv. V primeru ko je NSV manjša od nič, pa je investicijski
projekt nesprejemljiv (v grobem si lahko v tem primeru predstavljamo, da bi podjetja
potrebovala najmanj toliko finančne vzpodbude, denimo v obliki nepovratnih sredstev, da bi
se jim naložba izplačala). Kadar se odloča med dvema izključujočima projektoma, se izbere
tistega, ki ima višjo NPV. Prednosti neto sedanje vrednosti so, da upošteva vse pričakovane
denarne tokove projekta in da upošteva časovno vrednost denarja. Slabost je, da je absolutna
mera in da ni tako reprezentativna kot ostali dve obravnavani meri.
NSD je diskontna stopnja, pri kateri je sedanja vrednost pričakovanih denarnih pritokov
projekta enaka sedanji vrednosti investicijskih izdatkov projekta, oziroma je NSV enaka 0. Če
94
razlago poenostavimo, nam NSD pove, kolikšen letni donos na vložena sredstva določena
naložba prinaša. Kadar je NSD višja od diskontne stopnje je projekt sprejemljiv, sicer ni.
Tudi NSD upošteva vse pričakovane denarne tokove projekta in časovno vrednost denarja,
vendar pa ni sto odstotno zanesljiv kriterij za odločanje, predvsem pri medsebojno
izključujočih projektih. Kljub temu se v praksi veliko uporablja, ker je relativen kriterij.
11.1 Ekonomska upravičenost odklopnikov
Proizvajalci navajajo različne cene odklopnikov. Če pogledamo 3 največje proizvajalce,
katerih števce se lahko po SONDO vgrajuje v Sloveniji. Prvi proizvajalec ima pri enofaznih
števcih odklopnike serijsko vgrajene in jih ni mogoče naročiti brez odklopnika, pri trofaznih
pa je cena odklopnika približno 100 €. Drugi proizvajalec ima pri enofaznih števcih ceno
odklopnika 10 €, pri trofaznih pa približno 35 €. Pri tretjem proizvajalcu odklopniki pri
enofaznih števcih stanejo 12 €, pri trofaznih pa 22 €. Ker je v Sloveniji približno polovica
števcev enofaznih, polovica pa trofaznih, bomo ceno povprečnega odklopnika ocenili kot
tehtano povprečje cen odklopnikov najcenejšega proizvajalca, kar znaša 17 € na merilno
mesto. Skupna investicijska vrednost v odklopnike tako znaša skoraj 15 milijonov €.
Na območju Elektra Ljubljane je bilo v letu 2010 skupno 609 zahtev po spremembi naročene
moči, kar je ob sedanjem stanju tehnike potrebno opraviti ročno (zamenjava varovalk),
medtem ko bi se z odklopniki to lahko izvajalo daljinsko. Ker Elektro Ljubljana zajema
približno tretjino odjemalcev, bomo ocenili, da na območju celotne Slovenije letno pride do
približno 1.800 zahtev po spremembi moči. Ker bi nov sistem omogočal lažjo in cenejšo
spremembo moči, bomo predvideli, da se bo število zahtevkov povečalo na 6.000 letno.
Potrebno delo pri zamenjavi varovalk smo ocenili na 1 uro, kar znaša približno 17 € stroškov
lastnega dela. Skupni letni stroški pri zamenjavi varovalk na 6.000 merilnih mestih znašajo
102.000 €.
Izračuni pokažejo, da se ob uporabljenih predpostavkah naložba v odklopnike ne splača. Neto
sedanja vrednost je močno negativna v višini skoraj 12 milijonov €. Naložba v odklopnike bi
bila ekonomsko upravičena, če bi bilo letno na območju Slovenije v povprečju 75.000 zahtev
po spremembi moči ali če bi bila povprečna cena odklopnikov približno 1,5 €. Naše
priporočilo je zato, da se odklopnike namesti samo pri tistih odjemalcih, ki so bodisi neredni
plačniki, bodisi pri tistih kjer se pričakuje večje število sprememb priključne moči.
95
11.2 Investicijski izdatki sistema AMI
Začetna investicijska vrednost nastopa na začetku obdobja. Sistem AMI sestavlja več
gradnikov, zato lahko nabavno vrednost razdelimo na:
• nabavna vrednost sistemskih števcev in komunikacijske opreme,
• izdatki pri nakupu opreme v koncentratorjih,
• izdatki pri nakupu centrov za zbiranje in obdelovanje podatkov,
• stroški izobraževanja zaposlenih in
• stroški prehoda na nov sistem.
Kot smo napisali že v uvodu, smo življenjsko dobo sistema AMI postavili na 20 let, čas
prehoda pa na 5 let (v tem času se število zamenjanih števcev enakomerno porazdeli po
posameznih letih), tako da je skupno trajanje projekta 20 let.
Za število merilnih mest, kjer je potrebno namestiti sistemske števce, bomo upoštevali le tista
merilna mesta, ki še nimajo potrebnih funkcionalnosti AMM/AMI števcev. Takšnih je
trenutno 848.916. Od tega je približno polovica enofaznih in polovica trofaznih števcev [75].
V tabeli 11.1 so navedene današnje nabavne cene števcev in opreme, ko se kupujejo manjše
količine, in pričakovane nabavne cene pri večjih količinah (nad 100.000 kosov). Ocenili smo,
da bodo v tem primeru cene opreme za približno 20 % nižje od trenutnih.
Tabela 11.1: Nabavne cene opreme
Oprema
Enofazni PLC
Trofazni PLC
Enofazni GPRS
Trofazni GPRS
Koncentrator
Kontrolni števec
Cena ob majhni količini
v €/kos
110
145
215
250
910
430
Cena ob veliki količini
v €/kos
92
120
179
208
758
358
Skupni začetni investicijski izdatki in stroški ob upoštevanju nakupa večjih količin opreme
znašajo na merilno mesto približno 200 € (brez stroškov financiranja 170 €). Na letnem nivoju
izdatki in stroški naložbe (brez stroškov financiranja) dosegajo približno 22,5 milijonov €,
skupni investicijski izdatki in stroški prehoda na AMM sistem znašajo približno 172
milijonov €. Daleč največji delež zajema nabavna vrednost sistemskih števcev s stroški
montaže in komunikacijske opreme. Razen stroškov financiranja so deleži vseh ostalih
stroškov skorajda zanemarljivi in ne vplivajo bistveno na naložbo.
96
Tabela 11.2: Investicijski izdatki na merilno mesto, na leto
leto in skupaj
Investicijski izdatki v €
Na merilno mesto
Na leto
Skupaj
Nabavna vrednost sistemskih števcev
138,31
23.483.005 117.415.026
Nabavna vrednost kontrolnih števcev
9,63
1.634.633
8.173.166
Stroški centrov za zbiranje in obdelavo
podatkov in centralnega sistema za dostop
do merilnih podatkov
15,01
2.548.482
12.742.412
Stroški izobraževanja zaposlenih
0,59
100.000
500.000
Strošek prehoda na nov sistem
1,18
200.000
1.000.000
Stroški informiranja
5,89
1.000.000
5.000.000
Stroški financiranja
31,95
5.424.778
27.123.891
Skupaj
202,56
27.966.121 171.954.496
Nabavna vrednost sistemskih
števcev
2,9%
0,6%
Nabavna vrednost kontrolnih
števcev
15,8%
0,3%
Stroški centrov za zbiranje in
obdelavo podatkov
7,4%
68,3%
4,8%
Strošek prehoda na nov sistem
Stroški financiranja
Slika 11.1
1: Deleži posameznih investicijskih izdatkov
97
11.2.1 Nabavna vrednost AMI števcev in komunikacijske opreme
Pod nabavno vrednost AMI števcev prištevamo stroške samega števca in stroške
komunikacijske opreme na merilnem mestu ali na mestu koncentratorja. Sem moramo prišteti
tudi stroške montaže števcev in komunikacijske opreme.
Trenutne cene sistemskih števcev so:
• cena sistemskega enofaznega števca s PLC komunikacijo 110 €/števec,
• cena sistemskega trifaznega števca s PLC komunikacijo 145 €/števec,
• cena sistemskega enofaznega števca z GPRS komunikacijo 215 €/števec,
• cena sistemskega trifaznega števca z GPRS komunikacijo 250 €/števec,
• cena koncentratorja 910 €/koncentrator.
V analizi upoštevamo, da se bo cena ob nakupu večje količine števcev znižala, zaradi česar
pričakujemo 20 % nižje cene opreme. Ne upoštevamo montaže odklopnikov, ki ne bodo
vgrajeni sistemsko.
Cene se močno razlikujejo med števci, ki za komunikacijo uporabljajo PLC ali GPRS.
Komunikacija prek PLC zahteva tudi nakup koncentratorja, ki pri GPRS komunikaciji ni
potreben. Število TP, kjer je potrebno namestiti koncentrator, je 14.543.
Čas zamenjave obstoječega števca s sistemskim smo v povprečju ocenili na 0,625 ure na
števec. Tri četrtine števcev smatramo kot lahko dostopnih in pri njih je normativ zamenjave
pol ure na števec. Pri ostalih je normativ zamenjave eno uro na števec. Čas montaže
koncentratorja smo ocenili na 6 ur na koncentrator, s tem da morata biti pri montaži zaradi
varnosti pri delu udeleženi po dve osebi. Upoštevali smo še povprečno 10 km avto - voženj na
števec. Pri montaži koncentratorjev upoštevamo 11 km avto - voženj.
Glede zamenjave števcev s sistemskimi obstajata dva možna načina. Po prvem zamenjujemo
števce sistematično po transformatorskih postajah. V petletnem obdobju prehoda bi moralo iti
določeno število števcev na redno žigosanje, vendar jih raje zamenjamo s števci, ki so bili
zamenjani pri drugih odjemalcih in imajo še veljaven žig. Pri drugem možnem načinu
prehoda tudi števce, ki bi morali biti žigosanji menjamo s sistemskimi, vendar jih na sistem
priključimo šele, ko pride na vrsto za zamenjavo vseh števcev celoten TP. S tem utrpimo
oportunitetne stroške, saj bodo števci v sistemu krajši čas. Zato je ugodnejši prvi način, ki ga
bomo tudi upoštevali.
98
Tabela 11.3: Skupne vrednosti investicijskih izdatkov pri nabavi in montaži sistemskih
števcev
Število
Strošek
Skupno kupljeni enofazni števci PLC
410.145
37.733.365
Skupno kupljeni trifazni števci PLC
421.792
50.615.088
Skupno kupljeni enofazni števci GPRS
8.370
1.498.286
Skupno kupljeni trifazni števci GPRS
8.608
1.790.466
Skupno kupljeni koncentratorji
14.543
11.023.594
Strošek dela pri zamenjavi števcev
-
9.019.733
Strošek dela pri montaži koncentratorjev
-
2.966.772
Strošek avtovoženj pri menjavi števcev
-
2.716.531
Strošek avtovoženj pri montaži koncentratorjev
-
51.191
Skupaj
-
117.415.026
Letno
-
23.483.005
Ob skupno kupljeni količini 848.916 števcev nabavna vrednost sistemskih števcev in
koncentratorjev znaša približno 117 milijonov €.
11.2.2 Stroški dodatne opreme koncentratorjev
V investicijskih stroških števcev je vključena že vsa oprema v koncentratorjih, razen
kontrolnih števcev. Cena kontrolnega števca se na podlagi izkušenj distribucijskega podjetja
ocenjuje na 430 €, ob večji nakupljeni količini pa na 358 €. Skupni investicijski strošek
kontrolnih števcev tako znaša približno 5 milijonov €.
Poleg nabavne vrednosti opreme, moramo pri koncentratorjih posebej upoštevati še stroške
montaže. Po izkušnjah iz prakse je potrebnih še 6 ur monterskega dela za montažo vsakega
kontrolnega števca, s tem da morata biti tudi pri teh delih na terenu hkrati po dva zaposlena.
Bruto ceno dela monterja lahko ocenimo v višini 17 €/uro. Skupni stroški montaže na letnem
nivoju tako znašajo približno 600 tisoč €, kar v petih letih skupaj znese približno 3 milijone €.
99
11.2.3 Stroški centrov za zbiranje in obdelavo podatkov
Poleg naložbe v samo merilno in komunikacijsko opremo, je potrebno posodobiti center za
zbiranje in obdelavo merilnih podatkov, kupiti ustrezno strojno (hardware) opremo, investirati
v programsko opremo, kupiti licence in izobraziti zaposlene za delo v novih razmerah.
Za območje Slovenije ocenjujemo, da potrebujemo 5 centrov za zbiranje in obdelavo
podatkov in center s centralnim sistemom za dostop do merilnih podatkov. Strošek strojne
opreme in programske opreme je lahko vezan neposredno na merilni center ali pa prek
licenčnine razdeljen glede na število merilnih mest. V študiji bomo uporabili drugo metodo in
stroške strojne in programske opreme v vsakem centru ocenili v višini 1.000.000 in licenčnino
v višini 7 €/merilno mesto, kar znaša približno 11 milijonov €. Investicijo v centralni sistem
za dostop do merilnih podatkov smo ocenili na 1.800.000 €.
Ob sami naložbi v programsko in strojno opremo, bo potrebno izobraziti tudi zaposlene, da
bodo usposobljeni za delo z novim sistemom. Strošek izobraževanja se ocenjuje v višini
500.000 €. Oba stroška zajemata majhen delež v skupnih stroških, zato morebitne napačne
ocene o stroških ne vplivajo bistveno na končne rezultate.
11.2.4 Strošek prehoda
Z uvedbo sistema AMI se predvideva, da bodo nastali še razni dodatni stroški, zaradi povsem
normalnih težav ob prehodu na nov sistem. Zaposleni bodo potrebovali nekaj časa, da se
privadijo na nove delovne razmere, prihajalo bo do različnih zagonskih težav,... Te stroške je
težko natančno predvideti. Večina analiz stroškov in koristi jih sploh ne upošteva, vendar
menimo, da moramo pričakovati in oceniti tudi to vrsto stroškov. Na Nizozemskem, kjer so se
po temeljitih študijah odločili za prehod na AMM sistem na nivoju celotne države, so jih
denimo ocenili v višini 5 milijonov € [30]. Za področje Slovenije jih bomo ocenili v višini
milijon € (200.000 € letno).
11.2.5 Stroški informiranja odjemalcev
Projekt zajema veliko število odjemalcev (skoraj 850.000), zato lahko pričakujemo, da stroški
informiranja odjemalcev ne bodo zanemarljivi. V tej fazi projekta jih je težko natančno
opredeliti, vendar pa ocenjujemo, da bodo v petih letih znašali približno 5.000.000 €.
100
11.2.6 Stroški financiranja
Naložba v sistem AMI predstavlja velik investicijski zalogaj za distribucijska podjetja
moramo predvideti, da vsega ne bodo zmogli financirati z lastnimi sredstvi, temveč bo
potrebno najeti dolžniški kapital. Ocenjujemo, da bo potrebno približno 70 odstotkov naložbe
financirati z dolžniškim kapitalom.
Obrestne mere so zaradi nizke trenutne vrednosti EURIBOR zelo nizke, vendar je pričakovati,
da se bo v prihodnjih letih povišal. Zaradi tega smo povprečno obrestno mero v obdobju
ocenili na 5 %. Ročnost kreditov smo postavili na deset let.
Stroški obresti se med leti gibljejo zelo različno. Skupno bi ob opisanih predpostavkah znašali
približno 27 milijonov €. V analizi ekonomske upravičenosti so stroški financiranja zajeti v
diskontni stopnji.
11.3 Stroški v življenjski dobi
Pri vodenju in delovanju sistema AMI v njegovi življenjski dobi nastajajo predvsem tri vrste
stroškov:
• materialni stroški vzdrževanja in obratovanja sistema,
• stroški dela in
• stroški prenosa podatkov.
Dodatno se pojavljajo še višji stroški izgub, saj imajo pametni števci tudi do trikrat večjo
lastno rabo delovne energije kot indukcijski, kar na nivoju Slovenije pomeni približno 15
GWh dodatnih izgub električne energije.
Ob tem predvidevamo še dodatne stroške za izvedbo funkcije dinamičnega tarifiranja, za
katero predvidevamo dodaten strošek v višini 200 tisoč € letno (vendar ocenjujemo, da se bo
začela izvajati šele ob popolni vzpostavitvi sistema, se pravi po petih letih). Predpostavka je
podrobneje razložena v podpoglavju 11.3.4.
Največji delež odpade na stroške dela, najmanj pa za funkcijo merjenja ostalih energentov, pri
kateri dodatnih stroškov ne predvidevamo. Podrobneje so posamezne vrste stroškov
opredeljene v nadaljevanju poglavja.
101
Tabela 11.4: Letne in skupne (nediskontirane) vrednosti posameznih vrst stroškov
Letni stroški (€)
Skupaj
Stroški vzdrževanja
različno
3.091.198
Stroški dela
različno
30.000.000
Stroški prenosa podatkov
567.384
10.212.908
Dodatne izgube električne energije
različno
22.117.177
Dinamično tarifiranje
200.000
3.000.000
0
0
različno
68.421.283
Merjenje ostalih energentov
Skupaj
11.3.1 Skupni stroški vzdrževanja
Skupne stroške vzdrževanja razdelimo na stroške žigosanja in stroške vzdrževanja.
Stroški žigosanja sistemskih števcev so bistveno nižji kot pri mehanskih števcih, saj se
žigosanje opravlja le na vzorcu števcev vsake 4 leta. Ocenili bomo, da bo rezultat vzorčnega
žigosanja pozitiven, zato bomo stroške omejili samo na stroške žigosanja vzorca.
Tabela 11.5: Velikost vzorca za žigosanje
Velikost populacije
Velikost vzorca
do 500
50
501-1200
80
1201-3200
125
3201-10000
200
10001-35000
315
V letih 4 do 7 bo iz sistema AMI na žigosanje šlo vzorčno število števcev populacije v
velikosti petine vseh števcev (približno 80.000 enofaznih in 80.000 trifaznih števcev), po
sedmem letu pa gre na žigosanje vzorec populacije dveh petin vseh števcev (približno
160.000 enofaznih in 160.000 trifaznih števcev). Upoštevali bomo, da bodo v sistemu AMI
102
trije različni tipi enofaznih in trofaznih števcev, zato bo potrebno za vsak tip izvesti žigosanje.
Skupno torej dobimo v vsakem letu 6 vzorcev po 315. Stroški žigosanja ostajajo enaki kot pri
obstoječem števcu – približno 19 € za enofazni in 26 € za trifazni števec. Stroški žigosanja,
skupaj s stroški dela in avto – voženj pri žigosanju, števcev v sistemu AMI v celotnem
obdobju tako znašajo skoraj 1,3 milijona €.
V prvih štirih letih prehoda na sistem AMI je potrebno žigosati tudi še obstoječe števce.
Vsakih 12 let je potrebno žigosanje mehanskih števcev, ki zajema dejavnosti demontaže
števca, montaže nadomestnega števca, odvoz števca na žigosanje in žigosanje. Predpostavili
bomo, da je število žigosanj približno enakomerno porazdeljeno med posameznimi leti, tako
da gre vsako leto na žigosanje dvanajstina vseh števcev.
Vsako leto bi morala biti žigosana ena dvanajstina od skupnega preostalega števila
indukcijskih števcev. Toda od števcev, ki smo jih že izločili, ima sedem dvanajstin še vsaj pet
let veljaven žig, zato jih lahko uporabimo namesto novih števcev. V tabeli 11.6 vidimo, da je
teh števcev več od števcev, ki bi jih morali žigosati, zato se s prehodom na sistem AMI lahko
v celoti izognemo stroškom žigosanja preostalih indukcijskih števcev.
Tabela 11.6: Potrebno število indukcijskih števcev za žigosanje
Leto
Skupno preostalo
število števcev
Pretečeni žig
Število števcev z
veljavnim žigom
Število števcev za
žigosanje
1
679.133
56.594
99.040
0
2
509.350
42.446
198.080
0
3
339.566
28.297
297.121
0
4
169.783
14.149
396.161
0
5
0
0
495.201
0
Stroškov žigosanja že danes obstoječih AMR in AMM števcev ne bomo upoštevali, saj se s
prehodom na sistem AMI ne bodo spremenili in tako za ekonomsko analizo niso relevantni.
Ostali stroški vzdrževanja zajemajo vzdrževanje opreme, tako sistemskih števcev kot tudi
centrov za zbiranje in obdelavo podatkov in programske opreme. Težko je predvideti, kolikšni
bi bili ti stroški v realnosti. Ocene v dostopni literaturi se gibljejo od 0,2 % [4] do 1 % [34]
začetnih investicijskih stroškov na leto. Stroški vzdrževanja so odvisni tudi od garancije
proizvajalca in pogodbe s proizvajalcem. Za potrebe analize jih bomo ocenili v višini 100.000
€ letno (del stroškov vzdrževanja je že opredeljen pri rednem žigosanju, zato je ta vrednost
manjša).
103
11.3.2 Stroški dela
Ocenili smo, da za sistem AMI potrebujemo 5 centrov za zbiranje in obdelavo podatkov in da
bo v vsakem zaposlenih deset ljudi, ki bi morali biti usposobljeni inženirji z visoko izobrazbo.
Letni (bruto) strošek takega zaposlenega za podjetje lahko ocenimo v višini 30.000 €. Skupno
bi stroški dela na letnem nivoju znašali 1.500.000 €. V obstoječem stanju je na področju
merjenja zaposlenih 20 osebe (sem ne štejemo monterjev). Sistem AMI prinaša nove funkcije
(dinamično tarifiranje, mesečno odčitavanje in zaračunavanje), ki bodo gotovo dvignile
število opravil zaposlenih. Po drugi strani bi zmogljiv merilni center z dobro programsko
opremo lahko olajšal delo. Realno stanje se bo pokazalo šele skozi praktične izkušnje
11.3.3 Stroški prenosa podatkov
Tretja vrsta stroškov v življenjski dobi sistema so stroški prenosa podatkov. V državah, kjer
so že uvedli sistem naprednega merjenja, se kot tehnologija za prenos podatkov najpogosteje
uporablja PLC ali GPRS. Tudi v dosedanjih pilotnih projektih v Sloveniji se večinoma
uporablja ti dve tehnologiji.
Italija se je denimo v celoti odločila za PLC, medtem ko se na drugi strani Švedska odloča za
GSM/GPRS. V drugih državah in študijah se najpogosteje uporabljata oba medija. PLC v
gosteje naseljenih področjih in GSM/GPRS v redkeje naseljenih.
Stroški GSM/GPRS komunikacije in PLC komunikacije iz koncentratorjev so 18 € na merilno
mesto oziroma koncentrator na leto [1]. Ocenjujemo, da bi lahko preko PLC povezali 95 %
odjemalcev in samo 5 % z GPRS. V tabeli 11.7 vidimo, da letni stroški prenosa podatkov
znašajo približno milijon €.
Tabela 11.7: Letni stroški prenosa podatkov
Delež odjemalcev (%)
Stroški (€)
Stroški GPRS
2,0%
305.610
Stroški PLC
98,0%
261.774
100,0%
567.384
Skupaj
11.3.4 Stroški dodatnih izgub električne energije
Pametni števci imajo približno trikrat večjo lastno rabo delovne energije kot indukcijski, kar
na nivoju Slovenije pomeni približno 15 GWh dodatnih izgub električne energije. Pri izračunu
skupnih stroškov smo upoštevali ceno energije v prvem letu v višini približno 50 €/MWh in
104
povprečno 5 % letno rast cen energije. Skupni stroški dodatnih izgub v celotnem obdobju
znašajo približno 22 milijonov €.
11.3.5 Stroški izvajanja funkcij dinamičnega tarifiranja in povezovanja s ponudniki vode,
plina in daljinske toplote
Na podlagi obsežnih tujih raziskav o dinamičnem tarifiranju in rezultatih tujih pilotskih
projektov, denimo [25], lahko podamo oceno, da bi uvedba dinamičnega tarifiranja poleg
investicijskih stroškov v infrastrukturo, ki so zajeti v samih investicijskih stroških AMI
sistema, na letnem nivoju zahtevala še 200 tisoč €. Ti stroški zajemajo reklamne akcije za
obveščanje odjemalcev ter stroške sprotne komunikacije z odjemalci glede dinamičnega
spreminjanja tarif.
AMI sistem omogoča, da se preko njega odčitava merilne podatke tudi za plin, vodo in
daljinsko toploto. V ekonomski analizi bomo predvideli, da vse investicijske izdatke
integracije (števci, komunikacijska oprema) nosijo sami ponudniki ostalih energentov ali
vode.
11.4 Koristi sistema AMI z vidika sistemskega operaterja distribucijskega
omrežja
Sistemski operater distribucijskega omrežja s sistemom AMI pridobi naslednje koristi:
• prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja,
• prihranki odčitavanja v obstoječem sistemu merjenja,
• prihranki zaradi nižjih komercialnih izgub,
• prihranki zaradi zniževanja konične porabe,
• prodaja podatkov ponudnikom plina, vode in daljinske toplote in
• ostale koristi (načrtovanje razvoja omrežja, hitrejša detekcija izpadov,...).
Skupni prihranki (nediskontirano) sistemskega operaterja distribucijskega omrežja v celotnem
času trajanja projekta bodo dosegli več kot 520 milijonov €. Največji delež, več kot tretjina,
odpade na prihranke zaradi nižanja konice.
105
Tabela 11.8: Skupni prihranki sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega
omrežja (nediskontirano)
Prihranek
Vrednost v €
Vzdrževanje
92.159.631
Odčitavanje
53.752.495
Komercialne izgube
88.830.737
Nižanje konice
180.767.148
Multiutility
57.530.138
Ostali prihranki
47.304.015
Skupaj
520.344.164
Ostali prihranki
9%
Multiutility
11%
Vzdrževanje
18%
Odčitavanje
10%
Nižanje konice
35%
Komercialne
izgube
17%
Vzdrževanje
Odčitavanje
Komercialne izgube
Nižanje konice
Multiutility
Ostali prihranki
2: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za
Slika 11.2
sistemskega operaterja distribucijskega omrežja.
11.4.1 Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega
obstoje
sistema merjenja
S sistemom AMI se v celoti izognemo vsem stroškom povezanim z žigosanjem in zamenjavo
obstoječih števcev. Skupni letni prihranek za 848.916 merilnih mest znaša približno 5
milijonov €.
106
Tabela 11.9: Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja
Vrsta stroška
Vrednost v €
Žigosanje
1.116.629
Zamenjava
1.916.003
Delo pri žigosanju in zamenjavi
1.004.999
Avto-vožnje pri žigosanju in zamenjavi
249.015
Delo zaposlenih v centru
750.000
SKUPAJ
5.036.646
11.4.2 Prihranki odčitavanja v obstoječem sistemu merjenja
Z uvedbo sistema AMM se popolnoma izognemo tudi stroškom odčitavanja, saj je to sedaj
daljinsko. Upoštevali bomo, da se 95 % obstoječih števcev odčitava letno in 5 % mesečno.
Prihranki so enaki stroškom obstoječega načina odčitavanja in letno znašajo skoraj 3 milijone
€.
Tabela 11.10: Prihranki odčitavanja obstoječega sistema merjenja
Kategorija
Delo
Avtovožnje
Skupaj
Letni prihranek (€)
Skupni prihranki (€)
2.144.124
38.594.226
842.126
15.158.269
2.986.250
53.752.495
11.4.3 Prihranki zaradi nižjih komercialnih izgub
Pri prenosu in dobavi električne energije prihaja do izgub, ki jih morajo plačati distribucijska
podjetja. Izgube delimo na tehnične in komercialne izgube, ki jih naprej razdelimo na:
• kraje in
• nenatančno merjenje.
Dogaja se, da posamezni odjemalci nezakonito iz omrežja pridobivajo električno energijo. To
lahko dosežejo bodisi s tem, da obidejo električni števec, bodisi s tem, da vplivajo na sam
števec.
107
Pri klasičnih, induktivnih števcih se z leti obrabljajo premikajoči delci. S tem se števci počasi
upočasnjujejo, tako da se porablja čedalje več energije, kot pa se je zaračuna. Na drugi strani
sistemski števci nimajo premikajočih se delcev in njihova natančnost se z leti ne spreminja.
Za Slovenijo se ocenjuje, da komercialne izgube znašajo približno 2 % prevzete električne
energije, kar je bilo v letu 2008 približno 3.182 GWh [31]. Z nastopom gospodarske krize se
sicer zmanjšuje skupna poraba električne energije, vendar tega zmanjšanja pri gospodinjskem
odjemu ni, zato se bomo naslonili na vrednosti iz leta 2008. Ker ocenjujemo, da bo kriza
napram trajanju projekta vendarle kratkoročne narave in zaradi relativno majhne elastičnosti
odjema gospodinjstev bomo v naslednjih letih upoštevali nadaljnjo rast porabe
gospodinjskega odjema za 1,6 % letno.
Gospodarska kriza je občutno znižala cene električne energije. Še v letu 2008 se je cena
pasovne energije pri nas gibala okoli 100 €/MWh, v avkciji za nakup električne energije za
pokrivanje izgub v letu 2010 (izvedeno v novembru 2009), pa je ta znašala le 47,62 € [32].
Ker je življenjska doba sistema 20 let ocenjujemo, da se bo kriza v tem času končala in da
bodo cene energije do konca obdobja dosegle višje vrednosti, kot so bile pred nastopom krize.
Na podlagi tega ocenjujemo povprečno 5 odstotno letno rast cen električne energije. Poleg
tega smo upoštevali tudi letno rast porabe, ki je za naslednjih 20 let v povprečju na letnem
nivoju ocenjena na 2,6 %.
Ocenjujemo, da se lahko s sistemom AMI komercialne izgube zmanjša za polovico. Prihranek
se spreminja med leti zaradi rasti porabe in postopnega uvajanja sistema. Po dvajsetih letih bi
se ob uporabljenih predpostavkah o rasti porabe in rasti cen energije povzpel na približno 10
milijonov €.
11.4.4 Prihranki nižanja konice
V poglavju 9.1.1 smo vpliv kratkoročnega zniževanja porabe na konično porabo ocenili v
višini 5 % letne konične porabe. Ocena EIMV je, da povečanje konice za 1 kW v
distribucijskem omrežju na letnem nivoju pomeni 100 € stroška. Za izračun prihranka zaradi
nižje konice upoštevamo še današnjo konično porabo (v letu 2008 je bila 1963 MW) in
predvideno rast konične porabe v naslednjih 20 letih (ocenjeno na 2,5 % letno). Izračunani
prihranki v dvajsetem letu presežejo 16 milijonov €.
11.4.5 Koristi zaradi vključitev merjenja ostalih energentov in vode
AMI omogoča, da se preko njega odčitava merilne podatke drugih energentov in pitne vode.
Ključna prednost sistema AMI napram gradnji samostojnih sistemov daljinskega odčitavanja
ostalih energentov in vode je v tem, da je na števcih električne energije že električna energija,
zato ni potrebno dodatno napajanjem poleg tega bo s sistemom AMI že vzpostavljena vsa
potrebna informacijska infrastruktura.
108
V tabeli 11.11 smo prikazali število odjemalcev plina, daljinske toplote in vode. Prva dva
podatka smo pridobili iz podatkov Agencije za energijo, medtem ko smo za odjemalce vode
predvideli, da jih je enako število kot odjemalcev električne energije (v statističnem letopisu
iz leta 2009 v letu 2008 sicer navajajo zgolj nekaj več kot 500 tisoč priključkov na javnem
vodovodnem omrežju, vendar ob opombi, da je dokumentacija omrežja še v izdelavi, zato je
natančnost podatka zelo vprašljiva [29]). Ob tem moramo upoštevati tudi, koliko je dejansko
merilnih mest napram številu odjemalcev, saj imajo denimo večstanovanjski objekti običajno
skupen števec za vodo in daljinsko toploto. Zato smo ocenili, da je število merilnih mest pri
plinu enako številu odjemalcev, medtem ko smo za vodo in daljinsko toploto ocenili zgolj 25
% merilnih mest napram številu odjemalcev.
Tabela 11.11: Število odjemalcev ostalih energentov in delež merilnih mest
Plin
Daljinska toplota
Voda
Število
odjemalcev
124.262
115.685
901.524
Delež merilnih mest glede
na število odjemalcev
100%
25%
25%
Na trgu je relativno veliko število ponudnikov ostalih energentov, zato je vprašanje, kolikšen
delež podjetij bo dejansko investiral v nadgradnjo svojega sistema merjenja. Medtem ko si
predvsem ponudniki plina lahko obetajo dodatne koristi od natančnejših podatkov, na drugi
strani ponudniki vode in daljinske toplote dejansko prihranijo praktično zgolj svoje stroške
odčitavanja. Zato smo v modelu ocenili, da bodo distribucijska podjetja vsako leto privabila
štiri odstotke odjemalcev, kar bo na koncu obdobja pomenilo 80 odstotno pokritost. Ob
trenutnem enoletnem odčitavanju je zelo vprašljiva ekonomika za ostale ponudnike. Seveda
se razmere z morebitno uvedbo obveznega mesečnega odčitavanja povsem spremenijo.
V študiji bomo predvideli, da investicijske stroške integracije (števci, komunikacijska
oprema) nosijo sami ponudniki ostalih energentov. Podatki o trenutnih stroških merjenja se
med podjetji močno razlikujejo. Za potrebe študije bomo vrednost odčitkov ocenili na 0,5
€/mesec.
Ob postopnem vključevanju merilnih mest (vsako leto smo ocenili priključitev 4 % merilnih
mest) bodo letne koristi v dvajsetem letu presegle 5 milijonov €.
11.4.5.1 Ostali prihranki ali koristi
V podjetju nastaja še vrsta potencialnih koristi, ki pa jih je izredno težko ovrednotiti, še
posebej, ker nimamo konkretnih podatkov iz prakse. Med njimi bi posebej omenili:
• koristi na področju načrtovanja omrežja,
109
•
•
•
koristi zaradi hitrejše detekcije izpadov,
koristi zaradi lažje vključitve razpršene proizvodnje, osnova za ‘’pametno mrežo’’ in
koristi zaradi natančnejših podatkov o kakovosti dobavljene električne energije.
S sistemom AMI bi dobili natančne podatke o porabi posameznih odjemalcev, s katerimi bi
lahko natančno načrtovali omrežje in se izognili morebitnemu predimenzioniranju zaradi
nezanesljivih podatkov. V mnogih primerih bi lahko ugotovili, da kakšna sicer načrtovana
naložba še nekaj let ni potrebna. Pomembno dejstvo, ki se ga moramo zavedati pri
načrtovanju omrežja je, da ne obstajajo naprave za vsako vrednost posamezne kategorije,
temveč jih imamo po razredih. Zatorej načrtovalci niti ne rabijo biti povsem natančni (ali je
denimo novi transformator obremenjen s 50 ali 60 odstotki je bolj ali manj vseeno). Normalno
je, da se kdaj kakšen vod ali napravo vgradi kakšno leto prekmalu, vendar se lahko prav tako
kakšnega drugega vgradi nekaj let prepozno.
Možni so še prihranki na področju ugotavljanja porabe, ker bi jih sedaj pač pridobili
avtomatsko z AMI sistemom.
V praksi je zelo težko ugotoviti, kakšne bi bile koristi v resnici. Medtem ko v določenih tujih
raziskavah te prihranke ocenjujejo od 4 do 19 odstotkov vseh investicijskih stroškov [33], jim
v drugih virih (argumentirano) ne namenjajo večje pozornosti [34]. Prihranki so odvisni od
trenutnega stanja omrežja.
Argument v večini tujih študij je, da se z uvedbo AMI sistema hitreje detektira izpade in s tem
učinkoviteje organizira delo ekip na terenu, s čimer se manjšajo stroški izpadov. V
prezentaciji [35] avtor navaja praktične primere iz ZDA, kjer naj bi določeno distribucijsko
podjetje z AMM sistemom doseglo kar 10 % nižje stroške izpadov v večjih nevihtah. Spet
drugo podjetje iz ZDA naj bi doseglo letno zmanjšanje stroškov izpadov za 1 %.
SenterNovem ocenjuje kar 10 odstotno zmanjšanje števila minut nedobavljene energije zaradi
hitrejše detekcije izpadov [30]. Po drugi strani pa ponovno v študiji iz Ontaria (Kanada)
ocenjujejo, da se hitrost detekcije in popravila okvare bistveno ne bo izboljšala [34]. Prednosti
vidijo zgolj v tem, da se zmanjša število vračanj osebja na teren, ker pozabijo priključiti zgolj
kakšnega posameznega odjemalca.
Zanima nas ekonomika z vidika podjetja, zato moramo tudi pogledati, kolikšne stroške
podjetje dejansko plača zaradi izpadov. Trenutno je stanje v Sloveniji takšno, da se odškodnin
zaradi izpadov pri odjemalcih brez merjenja moči praktično ne plačuje. Verjamemo, da se bo
v prihodnosti situacija spremenila, vendar v obdobju prve naložbe v sistem AMI (20 let), teh
koristi posebej ne bomo upoštevali.
V prihodnjih letih se v Evropi, in tudi pri nas, predvideva visok prodor razpršene proizvodnje
na distribucijsko omrežje. Z uvedbo AMI sistema se omogoči lažje (zadošča en števec,
medtem ko sta sedaj potrebna dva) in natančnejše merjenje podatkov. Z vidika manjših
110
stroškov števcev distribucijska podjetja neposredno nimajo koristi, saj so jih dolžni pokriti
investitorji. Je pa sistem AMI osnova za tako imenovano ‘’pametno mrežo’’ (smartgrid). Z
veliko vključitvijo razpršenih virov se bo namreč tudi distribucijsko omrežje soočilo s tokovi
iz vseh smeri in le z natančnimi podatki v realnem času bo te tokove možno učinkovito
nadzorovati. Ponovno je skorajda nemogoče ovrednotiti to korist, saj je v prvi vrsti že
vprašanje, do kolikšne mere bodo razpršeni viri dejansko vključeni v omrežje v naslednjih 15
do 20 letih. Vsekakor pa bi bili z AMI lažje pripravljeni tudi na masovno integracijo.
Z uvedbo sistema AMI lahko za vsako merilno mesto spremljamo tudi podatke o kakovosti
električne energije in s tem detektiramo slaba mesta v omrežju. Tako se lahko izognemo
visokim stroškom posebnega merjenja kakovosti električne energije. V praksi je s kakovostjo
zaenkrat tako, da za tarifne odjemalce ni zelo pomembna in ponovno se ne plačuje odškodnin
za eventuelno slabšo kakovost. Morda se bo ta zadeva v prihodnjih letih spremenila, vendar je
v ekonomski analizi ne bomo posebej vrednotili.
Posamezno je brez oprijemljivih podatkov iz prakse iz slovenskega področja omenjene koristi
praktično nemogoče ovrednotiti. Zato bomo vse koristi skupaj ocenili v višini 10 odstotkov
vrednosti vseh ovrednotenih koristi skupaj. V osnovnem modelu bi te koristi tako skupaj
znašale približno 45 milijonov € (nediskontirano).
11.5 Ekonomska upravičenost z vidika sistemskega operaterja
distribucijskega omrežja, vpliv na omrežnino in financiranje naložbe
11.5.1 Ekonomska upravičenost
Sistem AMI je ekonomsko upravičen že zgolj z vidika sistemskega operaterja distribucijskega
omrežja, kar pokažejo vsi trije kazalci ekonomske upravičenosti. NSV je pozitivna v višini
približno 76 milijonov €, kar pomeni, da so tolikšne neto koristi naložbe. Notranja stopnja
donosa je 11,3 %, kar je več od diskontne stopnje 6 %. Naložba se povrne v 15 letih, torej pet
let pred iztekom življenjske dobe.
Rezultati prve verzije študije iz leta 2010 kažejo znaten napredek od rezultatov v študiji iz leta
2008. Vzroki za to so predvsem v padcu cen opreme, daljši življenjski dobi zaradi
tehnološkega napredka in bistveno nižjim stroškom delovanja, predvsem na račun nižjih
stroškov komuniciranja in vzorčnega žigosanja. V posodobitvi študije se dosežejo še boljši
rezultati zaradi pričakovanih nižjih cen opreme, kljub temu da smo upoštevali nekatere
dodatne stroške kot so stroški informiranja in stroški dodatnih izgub zaradi večje lastne rabe
pametnih števcev.
Naložba pokaže največjo občutljivost na neizpolnjevanje ciljev nižanja konice, vendar je v
vseh primerih še vedno ekonomsko upravičena. V primeru, da podjetjem ne bi uspelo
111
pridobiti pogodb za odčitavanje podatkov s ponudniki ostalih energentov in vode, se
ekonomska upravičenost ne poslabša bistveno.
Tabela 11.12: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk
Sprememba osnovne predpostavke
NSV
NSD v doba povračila
%
Osnovni rezultati
76.423.630
11,3%
15
Nižanje konice – 2,5 %
29.417.065
8,3%
18
Nižanje komercialnih izgub – 0,5 %
52.627.313
9,8%
16
Ostale koristi – 0 %
52.304.435
9,7%
16
Rast cen energije – 0
61.081.789
10,4%
15
Investicijska vrednost opreme + 20 %
54.166.312
9,4%
16
Brez prihodkov »multiutility«
44.895.846
9,3%
17
11.5.2 Vpliv na omrežnino
Naložba v sistem AMI bo vplivala na višino omrežnine sistemskega operaterja
distribucijskega omrežja. Z naložbo v opremo se poviša strošek amortizacije in poviša znesek
donosa na sredstva. Sistem AMI zahteva tudi svoje stroške delovanja in obratovanja. Na drugi
strani sistem AMI prinaša koristi, ki vplivajo na zniževanje omrežnine.
Na sliki 11.3 je prikazan ocenjen vpliv sistema AMI na omrežnino v posameznih letih, brez
upoštevanja ostalih naložb v omrežje. V prvih letih, ob najvišji investicijski dinamiki, je
zaradi sistema pritisk na višanje omrežnine glede na današnje stanje. V petem letu pride do
preloma, ko koristi presežejo stroške in stroški delovanja sistemskega operaterja
distribucijskega omrežja se začnejo nižati. Skupen neto vpliv na omrežnino v celotnem
obdobju je pozitiven, kar pomeni, da se skupna omrežnina v celotnem obdobju zniža.
112
Neto sprememba omrežnine
5.000.000
0
-5.000.000
-10.000.000
-15.000.000
-20.000.000
-25.000.000
-30.000.000
-35.000.000
-40.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Leta
Nakup opreme
Slika 11.3: Neto sprememba omrežnine ob naložbi v sistem AMI.
11.6 Koristi dobaviteljev električne energije
Koristi dobaviteljev električne energije se izražajo predvsem na treh področjih:
• večja natančnost računov in s tem povezani nižji stroški dela z odjemalci,
• nižja oportunitetna izguba odstopanj zaradi natančnejših podatkov in
• zmanjšanje terjatev do kupcev.
Tabela 11.13: Koristi dobaviteljev električne energije
Prihranek
Vrednost v €
Nižji stroški dela z odjemalci
4.500.000
Opomini in obresti
16.810.274
Odstopanja
10.800.000
Skupaj
32.110.274
113
Nižji stroški dela
z odjemalci
14%
Odstopanja
34%
Opomini in
obresti
52%
Nižji stroški dela z odjemalci
Opomini in obresti
Odstopanja
Slika 11.4: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za dobavitelje električne energije.
Poleg navedenih koristi bi lahko tudi dobavitelji električne energije oblikovali nove pakete
storitev za svoje odjemalce, ki bi temeljili na optimizaciji nakupa in porabe električne
energije. Obstaja tudi možnost uvedbe predplačniških paketov. V sklopu študije smo se
odločili, da bomo koristi inovativnih tarifnih sistemov obravnavali zgolj s sistemskega vidika.
11.6.1 Prihranki stroškov dela z odjemalci
Tarifnim odjemalcem se porabo trenutno odčitava enkrat letno, na kar se znesek razdeli na 12
mesecev. S tem lahko prihaja do nejasnosti pri računih na strani odjemalcev, ki nato kličejo v
klicne centre podjetij in zahtevajo pojasnila. Z uvedbo AMI sistema mesečni računi nastanejo
povsem natančni in število klicev naj bi se drastično zmanjšalo.
AMI sistem tudi zelo zmanjša možnost izstavitve napačnega računa, do česar prihaja pri
ročnem odbiranju podatkov zaradi napačnega odčitka. Tudi iz tega vidika se precej zmanjšajo
stroški pritožb in ponovnega odčitavanja.
Števci so v veliki večini postavljeni v stavbah, zaradi česar morajo biti odjemalci v času
odčitavanja doma. Včasih se je težko uskladiti in zato prihaja do dodatnega usklajevanja
preko klicnega centra.
V tujih študijah se zelo razlikujejo ocene prihrankov zaradi nižjih stroškov klicnih centrov. V
študiji iz Ontaria so najbolj pesimistični in prihranke ocenjujejo zgolj v višini 0,24 € na
odjemno mesto na leto [34]. Francozi te prihranke ocenjujejo že precej višje (1,86 € na
odjemno mesto na leto) [24]. Nizozemci ocenjujejo 50 % zmanjšanje števila klicev in s tem
25 % znižanje stroškov klicnih centrov [30]. Zelo podobno v svoji študiji ocenjuje
Energywatch [36].
114
Za potrebe ekonomske analize bomo zmanjšanje stroškov ocenili bolj konzervativno kot
večina tujih virov, saj natančnih podatkov iz prakse še ni, ne želimo pa, da bi z morebitnimi
preveč optimističnimi ocenami vplivali na rezultate analize. Zato smo prihranke klicnih
centrov ocenili na letnem nivoju na 25 % obstoječih stroškov, kar letno znaša približno 250
tisoč €.
11.6.2 Prihranki zaradi natančnejših podatkov
Bilančne skupine morajo čim bolj natančno predvideti svoj odjem, saj v primeru odstopanj
plačujejo penale. Ob enoletnem merjenju podatkov tarifnih odjemalcev so njihovi podatki
dokaj skopi in prihaja do napak v ocenah. S pridobitvijo povsem natančnih, 15 minutnih
podatkov, se bo lahko bolj natančno predvideli svoj skupni odjem. Dobavitelji ocenjujejo, da
bi lahko stroške z natančnejšimi podatki zmanjšali za 10 %, kar na letnem nivoju pomeni
prihranek 600.000 €.
11.6.3 Zmanjšanje terjatev
S sistemom AMI in realnimi podatki lahko dobavitelji začnejo zaračunavati opomine in
zamudne obresti. Zaradi tega se ocenjuje, da bo sistem AMI prinesel večjo plačilno disciplino
odjemalcev – število opominov se bo zmanjšalo za polovico, pa tudi te se bo odjemalcem
zaračunalo. To bo prineslo direktne prihranke pri stroških izdajanja opominov in pri
zaračunanih obrestih v skupni višini 16 milijonov € v celotnem obdobju.
11.7 Koristi sistemskega operaterja prenosnega omrežja
Tako kot sistemski operater distribucijskega omrežja tudi sistemski operater prenosnega
omrežja pridobi koristi zaradi nižjega koničnega odjema. Marginalni sistemski strošek moči
prenosnega omrežja je na EIMV ocenjen na 34,5 €/kW na leto [37]. Skupni prihranek na
nivoju prenosnega omrežja tako znaša približno 62 milijonov €.
11.8 Družbene koristi
Družbene koristi sistema AMI lahko opredelimo na treh področjih:
• izogib naložbam v konične proizvodne kapacitete zaradi znižanja konične porabe,
• tržne koristi, ki se lahko pokažejo v nižjih cenah zaradi padca porabe v času konice,
• okoljske koristi – manjša poraba električne energije in posledično nižji izpusti CO2.
Za potrebe ekonomske analize bomo ovrednotili samo prvo od navedenih koristi. Marginalni
sistemski strošek moči konične proizvodnje je na EIMV ocenjen na 55 €/kW [37]. Skupni
115
prihranek naložb v konično proizvodnjo ob ocenjenem 5 % znižanju konične porabe znaša
skoraj 100 milijonov €.
Znižanje porabe v času konice se lahko na trgu izkaže v znižanju cen, zaradi česar imajo
koristi vsi odjemalci. Toda upoštevati moramo, da je slovenski trg z električno energijo tesno
povezan s sosednjimi trgi z električno energijo, kjer morebitno zmanjšanje konične porabe
slovenskih odjemalcev predstavlja zelo marginalne količine, zato ni pričakovati, da bo imelo
kakšen bistven vpliv na cene električne energije.
Okoljskih koristi, povezanih predvsem z zniževanjem izpustov CO2 ne bomo vrednotili.
Podrobneje bomo te koristi opisali v poglavju 13.
11.9 Koristi za odjemalce
Koristi za odjemalce se bodo izkazale predvsem v znižanju računov za električno energijo
zaradi dveh vzrokov:
• ob ekonomski upravičenosti sistema AMI z vidika sistemskega operaterja
distribucijskega omrežja so potrebni manjši stroški delovanja omrežja, kar pomeni
nižjo omrežnino napram stanju omrežja brez sistema AMI. Prihranki ostalih akterjev
na trgu z električno energijo (sistemski operater prenosnega omrežja in dobavitelji
električne energije) bi se tudi morali izkazati v znižanju tarif za uporabo omrežja in
cen električne energije ter
• učinkovitejša raba (nižja poraba) električne energije pri odjemalcih pomeni znižanje
računov za električno energijo.
Poleg znižanih računov za električno energijo odjemalci pridobijo koristi tudi z natančnimi
računi za električno energijo in s ponudbo novih paketov storitev na trgu, s katerimi lahko
optimirajo svojo porabo električne energije.
11.10 Ekonomska upravičenost z družbenega vidika
Pri izračunu ekonomske upravičenosti z družbenega vidika bomo upoštevali vse koristi, ki
smo jih ovrednotili v prejšnjih poglavjih. Poudariti je potrebno, da so ostale neovrednotene
pomembne koristi:
• okoljske koristi na račun znižanih emisij CO2
• makroekonomske koristi zaradi prihrankov odjemalcev pri računih za električno
energijo (prihranek odjemalcev pomeni na drugi strani nižje prihodke sistemskih
operaterjev in dobaviteljev električne energije, lahko pa povečana kupna moč
odjemalcev vseeno prinese makroekonomske koristi).
116
Upoštevajoč vse ovrednotene koristi, osnovni kazalci ekonomske upravičenosti dobijo
bistvene višje vrednosti. Neto sedanja vrednost je višja za več kot 200 % in znaša približno
171 milijonov €. Notranja stopnja donosa je 16,3 %, naložba pa se povrne v 12 letih.
Tabela 11.14: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk z
upoštevanjem koristi vseh udeležencev na trgu
Sprememba osnovne predpostavke
NSV
NSD v Doba povračila
%
Osnovni rezultati
171.233.536
16,3%
12
Nižanje konice – 2,5 %
85.980.722
12,1%
14
Nižanje komercialnih izgub – 0,5 %
147.437.219
15,1%
12
Ostale koristi – 0 %
147.114.341
15,0%
13
Rast cen energije – 0
155.891.695
15,7%
12
Investicijska vrednost opreme + 20 %
148.976.218
14,2%
13
Izpad prihodkov »multiutility«
139.705.753
14,7%
13
Analiza občutljivosti pokaže, da je naložba tudi z upoštevanjem koristi vseh udeležencev, še
vedno najbolj občutljiva na rezultate pri zniževanju konične porabe, toda kljub zgolj 2,5 %
znižanju konice naložba ostaja ekonomsko upravičena. Naložba ostane ekonomsko
upravičena tudi, če se ne doseže prihrankov nižanja konice. Na vse ostale primere
spreminjanja predpostavk, naložba ne kaže večje občutljivosti.
117
Družbene koristi
Koristi SOPO
Koristi dobaviteljev
Meja stroškov in
koristi
Investicija in
stroški
Neto korist
Koristi SODO
Slika 11.5: Koristi uvedbe sistema AMI
11.11 Financiranje naložbe
Izračun ekonomske upravičenosti je pokazal, da je naložba v sistem naprednega merjenja
ekonomsko upravičena in da se lahko prihranki na vseh segmentih trga z električno energijo
pokažejo v obliki nižjih računov končnih odjemalcev. Vendar naložba v sistem naprednega
merjenja zahteva precejšen vložek glede na finančne zmožnosti distribucijskih podjetij in
sistemskega operaterja distribucijskega omrežja. Bistveni poudarek gre besedi sistem – le s
tem, da bodo vsi posamezni števci povezani v enoten sistem, se bo lahko stroškovno najbolj
učinkovito in celovito izrabilo koristi, ki jih sistem prinaša. Naložbo v sistem naprednega
merjenja je potrebno izpeljati čim hitreje, saj ob predvidenih 20 letih delovanja vsako dodatno
leto pri gradnji sistema pomeni dodatno tveganje pri tehnološkem razvoju – ob hitrem razvoju
tehnologije se lahko zgodi, da bo sistem zastarel. Čas izgradnje smo zaradi kadrovskih
omejitev postavili na 5 let.
Ključni problem pri naložbi v sistem naprednega merjenja je v precejšnjem nesorazmerju med
potrebnimi naložbami, ki sta jih v aktualnem dolgoročnem razvojnem načrtu potrdila tako
Ministrstvo za gospodarstvo kot Javna agencija Republike Slovenije za energijo in
razpoložljivimi sredstvi. V tabeli 11.15 prikazujemo, kolikšen delež lastnih sredstev je bilo na
voljo v letih 2009 in 2010 in kolikšen obseg naložb je bil načrtovan. Povprečno je bil delež
lastnih sredstev v letu 2009 le približno 35 %, v letu 2010 pa je padel na 28 %. Posebej
118
zaskrbljujoč je položaj pri Elektro Ljubljani, ki ima v letu 2010 na voljo le 14 % lastnih
sredstev.
Tabela 11.15: Vrednostni obseg naložb in lastna sredstva (vsi zneski v tisoč €) posameznih
distribucijskih podjetij
2009
Lastna sredstva
2010
Naložbe
Lastna sredstva
Naložbe
Elektro Celje
7.998
26.707
11.442
35.100
Elektro Gorenjska
7.297
15.797
7.285
26.821
Elektro Ljubljana
13.478
55.865
10.766
75.859
Elektro Maribor
11.952
26.952
13.500
30.500
Elektro Primorska
8.337
18.593
8.448
19.050
Z leti se obseg načrtovanih naložb v omrežje ne manjša. Ker lahko predvidevamo, da se obseg
lastnih sredstev z leti ne bo večal (bolj verjetno se bo manjšal, na račun odplačevanja dolgov),
se bo razkorak med potrebnimi in lastnimi sredstvi le še večal, kar pa lahko pomeni nevarnost
za izvedbo naložbe. Kot dodatno tveganje je potrebno upoštevati dejstvo, da se bodo z
odlašanjem v naložbo zaradi direktiv EU cene in čakalne dobe proti letu 2020 iz leta v leto
višale.
Tabela 11.16: Vrednostni dolgoročni načrt naložb (v tisoč €) za obdobje med
leti 2009 in 2010
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Elektro Celje
26.707 35.100 39.440 40.920 40.640 38.440 37.000 37.500 36.140 35.740
Elektro Gorenjska
15.797 26.821 24.369 25.276 23.656 16.621 17.881 17.096 16.423 16.165
Elektro Ljubljana
55.866 75.859 73.285 73.726 72.978 66.690 61.821 61.967 62.813 59.584
Elektro Maribor
26.952 30.501 43.247 40.038 37.208 28.070 34.997 23.629 22.136 19.216
Elektro Primorska
18.593 19.050 19.648 18.718 19.415 21.122 23.192 23.584 25.375 27.015
Za naložbo v sistem naprednega merjenja, upoštevajoč vse investicijske izdatke razen
stroškov montaže (lastno delo) in stroškov financiranja, je potrebno zagotoviti skupno skoraj
130 milijonov € sredstev, ali približno 26 milijonov € letno. V dosedanjem razvojnem načrtu
je bilo v desetih letih za področje merjenja namenjeno približno 120 milijonov €. V letih, v
katerih je predvidena izgradnja sistema pa je predvideno približno 95 milijonov €. Vidimo
lahko, da distribucijskim podjetjem manjka velik delež sredstev, ob tem da je močno
vprašljivo že financiranje obstoječega dolgoročnega načrta.
119
Ob predpostavki, da bodo distribucijska podjetja lahko zagotovila sredstva za obstoječi
dolgoročni razvojni načrt, v času izvedbe naložbe v sistem naprednega merjenja, manjka
približno 35 milijonov € sredstev, za katere bi bilo potrebno poiskati alternativne načine
financiranja:
• sredstva na račun vzpodbud za učinkovito in varčno rabo električne energije,
• povišanje omrežnine v obliki posebne tarife za merjenje ali
• najem merilne opreme in plačevanje odčitkov.
11.11.1 Vzpodbude za učinkovito in varčno rabo električne energije
S sistemom naprednega merjenja se bo z natančnim informiranjem odjemalcev o njihovi
porabi in dodatnimi storitvami dvigalo ozaveščanje odjemalcev o rabi električne energije, na
račun česar se pričakuje približno 3 % nižja poraba odjemalcev (100 GWh letno). Nižja
poraba električne energije pomeni tudi nižje emisije CO2, ki smo jih ocenili na 100.000 ton
letno. Sistem naprednega merjenja omogoča tudi ukrepe upravljanja s porabo s ciljem
zniževanja konične obremenitve, kar je ukrep za bolj učinkovito izrabo obstoječega omrežja
in precejšnje prihranke pri naložbah v omrežje in konične proizvodne enote. Ocenjujemo, da
bi se lahko konično porabo znižalo za 5 %. Poleg navedenega je sistem naprednega merjenja
tudi ključni element pri vzpostavitvi koncepta SmartGrids, brez katerega ne bo možno
vključiti vseh razpršenih virov električne energije, ki so potrebni za izpolnitev okoljskih zavez
Slovenije.
Tako varčna raba kot učinkovita raba električne energije sta dva od temeljnih ciljev Evropske
Unije na področju okoljskih zavez. Iz tega razloga bi morala podjetja preučiti možnosti
financiranja projekta s pomočjo evropskih sredstev.
11.11.2 Povišanje omrežnine
Ob predpostavki, da lahko podjetja zagotovijo sredstva za obstoječi dolgoročni razvojni načrt,
je potrebno za sistem naprednega merjenja v petih letih dodatno zagotoviti še 40 milijonov €.
Ena od možnih rešitev problema je posebna postavka pri omrežnini, namenjena izključno
financiranju projekta. Ker se naložba namenjena odjemalcem na nizki napetosti, je smiselno,
da se kratkoročno obremeni zgolj njih. Ob predvidenih 4.000 GWh povprečne letne porabe
odjemalcev brez merjenja moči, bi dodatek v obdobju petih let znašal približno 0,27 centa na
kWh. Povprečnemu gospodinjstvu bi se mesečni račun na ta način povišal za 0,75 €. Ponovno
velja opomniti, da je sistem naprednega merjenja ekonomsko upravičen že z vidika
Sistemskega operaterja distribucijskega omrežja, tako da se bodo stroški delovanja celotnega
sistema po uvedbi sistema AMI znižali. Odjemalci bi na nek način kreditirali sistemskega
operaterja, kar bi se jim kasneje povrnilo z znižanjem stroškov.
120
11.11.3 Najem merilne opreme
Sistemski operater distribucijskega omrežja ima tudi možnost, da se s ponudniki na trgu
dogovori za najem merilne opreme, tako da za uporabo sistema plačuje odčitke. Takšen način
financiranja bi gotovo pomenil povišanje stroškov, saj del tveganj prevzame ponudnik
opreme. Poleg tega tudi za SODO nastanejo nova tveganja, saj ne bo lastnik opreme. V tem
primeru je potrebna zelo velika pozornost pri sestavi pogodbe s ponudnikom, da se ustrezno
zavaruje pred vsemi možnimi tveganji.
Ob upoštevanju predpostavke, da bi s plačevanjem odčitkov SODO še vedno lahko dosegal
enake koristi, kot če bi sam investiral v opremo, potem moramo kot merilo o maksimalni ceni
najema upoštevati skupne stroške, katerim se SODO izogne, če ne investira sam. Ti zajemajo
vse investicijske stroške in stroške v življenjski dobi, razen:
• stroškov opreme merilnega centra,
• stroškov izobraževanja zaposlenih,
• stroškov informiranja,
• stroškov zaposlenih v centru vodenja,
• stroškov komuniciranja z odjemalci za potrebe dinamičnega tarifiranja in
• stroškov dodatnih izgub električne energije.
Skupna nediskontirana vrednost vseh stroškov znaša dobrih 160 milijonov €, diskontirana pa
140 milijonov €. Ob upoštevanju 6 % donosa ponudnika odčitkov potrebuje ponudnik letno
11,5 milijonov € prihodka, da pokrije vse stroške, ki jih ima z vzpostavitvijo sistema. Cena
odčitka (upoštevamo mesečne odčitke) bi v tem primeru znašala 1,13 €. Da bi SODO še
dosegal koristi s sistemom AMI, je maksimalna cena odčitka, ki jo lahko plača 1,84 € (skupaj
približno 18.750.000 letno).
Z najemom merilne opreme SODO ne potrebuje lastnih sredstev za izvedbo naložbe. Stroški
se v bilancah prikažejo prek višjih stroškov delovanja sistema (plačilo storitve) in se
enakomerno porazdelijo na vseh 20 let delovanja sistema.
Na sliki 11.6 prikazujemo vpliv na omrežnino v primerih, da se naložba financira z lastnimi
sredstvi in krediti ter v primeru, da se najame storitev. Upoštevamo zgolj spremembe
omrežnine, ki jih povzroči sistem naprednega merjenja, brez vpliva ostalih naložb. V tej fazi
je nemogoče natančno opredeliti, za koliko se bi naložba v primeru najema podražila. Da bi si
dobavitelj opreme zagotovil denimo 6 % donos v 20 letih delovanja sistema, mora biti skupna
vrednost najemnine dvakrat višja od vrednosti naložbe.
121
Neto sprememba omrežnine
10.000.000
5.000.000
0
-5.000.000
-10.000.000
-15.000.000
-20.000.000
-25.000.000
-30.000.000
-35.000.000
-40.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Leta
Nakup opreme
Najem opreme
Slika 11.6: Neto vpliv na omrežnino v primeru najema in primeru nakupa
naprednega sistema merjenja
Z vidika omrežnine je skupno v celotnem obdobju nekoliko ugodnejša varianta, pri kateri
podjetje opremo kupi. V obeh primerih je v prvi polovici življenjske dobe pritisk na višanje
omrežnine, ki pa je nekaj nižji v primeru nakupa. V drugem delu koristi pretehtajo nad
dodatnimi stroški, s čimer se lahko omrežnina niža, prihranki pa so večji v primeru nakupa
opreme. Z najemom je tudi manj ugodno poslovanje podjetij, saj izgubijo dodatne prihodke iz
naslova omrežnine (zaradi donosa na sredstva) in ne akumulirajo sredstev za naložbe (v
primeru najema ni amortizacije). Višji so tudi stroški delovanja sistema, ki bodo vplivali na
slabše poslovanje podjetij. Poslabša se ekonomska upravičenost projekta.
11.12 Primerjava ekonomičnosti sistema AMI ob različnih časih zamenjave
števcev
V sklopu tega poglavja bomo primerjali ekonomičnosti, če se izvede hitra zamenjava števcev
v obdobju 5 let, kot je predvideno v osnovnem primeru, ali če se izvede zamenjava števcev po
naravni poti. V tem primeru se na območju celotne Slovenije letno zamenja približno 30.000
števcev, kar pomeni, da je celoten čas zamenjave 28 let. Opozoriti moramo na dokaj težavno
primerjavo teh dveh primerov, saj so življenjske dobe projektov različne. Zato bomo
pogledali samo stroške in koristi v 20 letnem obdobju. Kot merilo s katerim lahko primerjamo
oba projekta, v tem primeru lahko uporabimo notranjo stopnjo donosa, ker je relativna
vrednost.
V primeru zamenjave po naravni poti se moramo najprej zavedati, da Slovenija ne bo
izpolnila ciljev direktive 2009/72/ES, saj bo do leta 2020 v tem primeru zamenjanih le
približno 30 % števcev namesto zahtevanih 80 %. V tem primeru bodo verjetno Slovenijo
doletele določene kazni, vendar pa njihove višine ne moremo predvideti, zato jih bomo pri
122
izračunu ekonomike zanemarili. V primeru počasne zamenjave se koristi pridobivajo
postopoma, ne moremo pa upoštevati koristi nižanja konice. Za njih je potrebno oblikovanje
dodatnih tarif za omrežnino, kar je pa možno šele, ko bodo vsi odjemalci opremljeni s
sistemskimi števci, sicer pride do diskriminatornega obravnavanja odjemalcev. Zato v prvih
20 letih uvedba naprednih tarif ni možna, ker vsi odjemalci še ne bodo imeli sistemskih
števcev. V sistemu AMI bi imeli v tem primeru opravka z različnimi tehnologijami, ki bi jih
bilo treba obvladovati tako z obratovalskega vidika, kot z vidika vzdrževanja.
Po drugi strani v primeru naravne zamenjave lahko zanemarimo stroške informiranja, saj
odjemalci ne bodo čutili dodatnih stroškov uvajanja sistema. Ostale stroške in koristi ustrezno
razdelimo čez celotno obdobje.
Izračuni kažejo, da je ekonomika počasne zamenjave bistveno manj ugodna kot v primeru
predčasne. Na nivoju distribucijskega podjetja je NSD le 3 % (v primerjavi z 12,4 v primeru
predčasne zamenjave), na družbenem nivoju pa je NSD 5,4 %. Zaključimo lahko, da je z vseh
vidikov predčasna zamenjava ugodnejša.
Notranja stopnja donosa v %
14
12
10
8
6
4
2
0
Hitra zamenjava
Zamenjava po naravni poti
Hitrost prehoda
Slika 11.7: Primerjava notranjih stopenj donosa hitrega prehoda in prehoda po naravni poti
12 Izbira primernega modela za slovenski DEES
Predlagan tržni model za Slovenijo smo opisali v poglavju 6.3.4 na strani 29. Zaradi
pomembnosti ga še enkrat predstavimo s shemo na sliki 12.1.
123
Slika 12.1: Predlagan tržni model za Slovenijo
V Sloveniji ima vsako distribucijsko merilni center (imamo 5 merilnih centrov), ki opravlja
večino MDM funkcij in kot taki se naj uporabljajo in razvijajo naprej. Predlagamo pa izvedbo
centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov (CSDMP) v okviru SODO. To bi
omogočalo hitre in učinkovite postopke - na primer ob zamenjavi dobavitelja, posredovanju
podatkov drugim zainteresiranim in za dostop do podatkov pooblaščenim udeležencem na
trgu.
Pri izboru tehnologije je treba zagotoviti, da bo sistem nediskriminatorno zagotavljal vsaj
minimalne funkcionalne, komunikacijske in performančne zahteve (predstavljene v poglavju
5.5), da bo robusten in skalabilen, ter da bo dobro poskrbljeno za informacijsko varnost.
Sistem mora biti načrtovan skladno s konceptom vgrajene zasebnosti (7.2), saj imamo pri
sistemu AMI opravka z občutljivimi osebnimi podatki.
Pri izbiri opreme je treba zahtevati združljivost oziroma interoperabilnost sistemskih števcev
in koncentratorjev najmanj dveh uveljavljenih proizvajalcev, ter izbrati opremo z načrtovano
življenjsko dobo vsaj 20 let. Zavedati se moramo, da standardi sami po sebi še ne zagotavljajo
interoperabilnosti. Le-ta je zagotovljena le, če je vzpostavljen sistem testiranja po standardih
in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav!
Problem zadnjega kilometra – torej povezave do končnega uporabnika – je trenutno cenovno
in organizacijsko najugodneje rešiti z uporabo PLC/DLC tehnologije. Za povezavo med
koncentratorji in merilnim centrom lahko uporabimo omrežja mobilnih operaterjev, ter še
Ethernet in brezžična dostopovna omrežja, kjer je to mogoče (predvsem v transformatorskih
postajah - v prihodnosti je zaradi ugodnih tehničnih, stroškovnih in obratovalnih pogojev za
zagotavljanje TK storitev do TP postaj smiselno zagotavljanje TK storitev preko brezžičnega
124
širokopasovnega dostopovnega omrežja, predvsem v primeru, ko imamo v TP še druge
sisteme, npr. za meritve kakovosti, vodenje, spremljanje obratovalnih parametrov, itd).
V poglavju 8.3.1 so analizirane aktualne PLC tehnologije. S-FSK PLC tehnologija je
standardizirana in dovolj preizkušena in uveljavljena, ima pa seveda omejitve glede pasovne
širine in sistemskih zmogljivosti. Tehnologija PRIME je najresnejši kandidat za naslednjo
generacijo PLC sistemov za namene AMI. Počakati bo treba na standardizacijo v okviru IEC
in na poročila o izvedbah projektov, ki potekajo, tako da se zelo obetajoča tehnologija potrdi
še v praksi. G3 PLC je konceptualno najbolje zastavljen, saj uporablja tehnologije IPv6 in je
skladen s konceptom Interneta stvari (IOT – Internet of Things), vendar je ta tehnologija še v
razvojni fazi.
Zavedati se moramo omejitev, ki jih prinaša uporaba PLC in GPRS, predvsem tega, da bo za
dokaj intenzivno dvosmerno komunikacijo med odjemalci, oziroma merilnimi mesti, na eni in
distributerjem, dobavitelji in ponudniki energetskih storitev na drugi (npr. 15-minutno sprotno
spremljanje porabe – v »realnem času«), treba počakati na bolj zmogljivo komunikacijsko
infrastrukturo in seveda na nove sistemske števce in pripadajočo opremo, ki jo bo lahko
izkoriščala. Bistveno pa je, da izbrana tehnologija zadostuje za izvajanje zahtevanih funkcij,
ki ekonomsko upravičijo naložbo v sistem AMI.
S postavitvijo AMI je treba poskrbeti za priključitev in posredovanje merilnih podatkov
drugih energentov in vode. Sistemski števci naj podpirajo žično M-bus povezavo po
standardu SIST EN 13757- 2 ali brezžično M-bus, 868 MHz, povezavo po standardu SIST
EN 13757-4. Dobrodošla je tudi možnost uporabe ZigBee za ta namen.
V okviru uvedbe sistema AMI v slovenskih distribucijskih podjetjih predlagamo tudi nabavo
in namestitev kontrolnih števcev v TP, ki morajo biti povezani v sistem in so pogoj za
uspešno (avtomatsko) detekcijo izgub, kraj in goljufij.
Zelo pomembno je tudi, da se nabavi cel sistem, torej da se izvede masovna uvedba
sistemskih števcev. Od ponudnika oziroma ponudnikov je treba zahtevati izpolnjevanje
funkcionalnih in predvsem performančnih zahtev in to tudi vezati na pogoje za prevzem in
plačilo.
Tehnologija na tem področju se hitro razvija. Zakasnitev začetka uvedbe projekta (leto in več)
zahteva ponovno presojo izbora primerne opreme. Pri izboru pa je treba upoštevati, da se
uporabi oprema uveljavljenih proizvajalcev, ki se že uspešno masovno (AMI sistemi z
najmanj 100.000 merilnimi mesti) uporablja najmanj dve leti, ki je standardizirana v okviru
IEC in je interoperabilna z opremo vsaj še enega uveljavljenega proizvajalca.
125
Če se ne gre v masovno uvedbo in če se projekt preveč zavleče, bomo imeli opravka z
različnimi tehnologijami. V tem primeru moramo interoperabilnost omejiti na nivo TP
(pametni števci – koncentratorji) in na nivo komunikacije merilnih centrov in koncentratorjev.
To v praksi pomeni, da bomo imeli v okviru ene TP en sistem, v okviru druge pa drug sistem,
ki med sabo ne bosta interoperabilna na nivoju menjave števcev enih z drugimi.
13 Ocena okoljskih učinkov
V poglavju 9.1.2 smo že navedli, da se lahko z uvedbo sistema AMI in posledično
energetskega svetovanja (podrobne informacije o porabi na računih), morebitnih
prikazovalnikih pri uporabnikih s tekočimi podatki o porabi (lahko tudi prenos na televizijo
ali računalnik) doseže znižanje porabe za 3 %. Na letnem nivoju ob današnjem stanju porabe
odjemalcev brez merjenja moči to pomeni nižjo porabo za skoraj 100 GWh letno.
Z zniževanjem porabe in zniževanjem konične porabe (takrat obratujejo tudi enote, ki so
največji onesnaževalci glede na enoto proizvedene električne energije) znižamo tudi skupne
emisije CO2. Povprečne emisije CO2 za proizvodnjo ene kWh v slovenskem sistemu so
približno 0,55 kg CO2 na kWh. Če upoštevamo še višje emisije v času konice, lahko številko
zaokrožimo na 1 kg izpustov CO2 na kWh. S sistemom AMI lahko ob predvidenem 3
odstotnem znižanju porabe emisije CO2 zmanjšamo za 100.000 ton letno, kar je za državo
ključnega pomena pri zasledovanju okoljskih zavez EU.
Sistem AMI je tudi osnova za tako imenovano pametno omrežje (Smartgrids), brez katerega
Slovenija evropskih okoljskih zavez ne bo zmogla izpolniti.
14 Projekt uvedbe sistema AMI v slovenski distribucijski EES
Projekt masovne uvedbe sistema bo potekal po posameznih distribucijskih podjetjih, vendar
usklajeno v okviru projektne skupine na nivoju SODO. Pri tem je pomembno, da se nabavi
cel sistem, torej da se izvede masovna uvedba sistemskih števcev in pripadajoče opreme za
vsa merilna mesta elektrodistribucijskih podjetij za območje cele Slovenije5.
5
V poglavju 11.12 smo pokazali, da je ekonomika počasne zamenjave bistveno manj ugodna kot v primeru
predčasne. Če se izvede zamenjava števcev po t.i. naravni poti, se na območju celotne Slovenije letno zamenja
približno 30.000 števcev, kar pomeni, da je celoten čas zamenjave 28 let. V tem primeru se moramo najprej
126
Za uspešno izvedbo tako zahtevnega projekta na območju cele države je nujna dobra
organizacija in vodenje projekta. Predlagamo, da se v vsakem distribucijskem podjetju
formira delovna skupina za ta projekt, vodja te skupine pa je član delovne skupine v okviru
SODO, ki je osrednji koordinator skupnih aktivnosti. Delovno skupino v okviru SODO lahko,
poleg članov iz distribucijskih podjetji, sestavljajo tudi drugi člani (npr. predstavnik
Ministrstva za gospodarstvo oziroma Direktorata za energijo, predstavnik JARSE,
predstavniki ponudnikov izbrane rešitve, operaterji mobilnih omrežij in drugi ponudniki TK
storitev, svetovalci,…).
Na nivoju podjetja mora imeti delovna skupina polno podporo vodstva, kateremu mora biti
vodja skupine neposredno odgovoren.
14.1 Ključne faze poteka projekta
Projekt uvedbe sistema AMI lahko razdelimo na sledeče faze:
• načrtovanje,
• preizkus koncepta in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti,
• priprava razpisne (tenderske) dokumentacije,
• izvedba razpisov,
• izgradnja sistema – masovna uvedba (roll out).
14.1.1 Faza 1: načrtovanje
Eden izmed ključnih pogojev za uspešno uvedbo AMI sistema na področju cele države je
skrbno načrtovanje projekta. Določene faze načrtovanja so se začele pred prvimi pilotnimi
projekti. Leta 2008 je bila izdelana prva strateška tehnološko-ekonomska študija uvedbe
sistema naprednega merjenja v slovenski distribucijski EES [48], sledile so še podrobnejše
študije za posamezna distribucijska podjetja. V tej študiji na podlagi predhodnih študij,
najnovejše analize obstoječega stanja AMI sistemov v slovenskih distribucijskih podjetjih,
ekonomske analize stroškov in koristi ter pregleda zakonodaje, dokončno definiramo
minimalne funkcionalne zahteve, postavimo tehnične in tehnološke kriterije, funkcionalne
zahteve in predlagamo tehnične rešitve. Priporočljivo pa izdelati še načrte in ocene, ki jih
navajamo v nadaljevanju.
Faza načrtovanja zajema:
zavedati, da Slovenija ne bo izpolnila ciljev direktive 2009/72/ES, saj bo do leta 2020 zamenjanih le približno
30% števcev namesto zahtevanih 80%.
127
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
definiranje tržnega modela - vlog udeležencev na trgu z energijo,
definiranje minimalnih funkcionalnih zahtev,
definiranje meroslovnih, komunikacijskih in performančnih zahtev,
izbor tehničnih rešitev in priprava tehničnih standardov,
izdelava načrta za prevzemno kontrolo,
načrtovanje izobraževanja izvajalcev in virov, ki bodo skrbeli za sistem,
izdelava podrobnega načrta uvedbe (rezervacija potrebnih virov in pogodbe z
zunanjimi izvajalci, ipd),
izdelava navodil za demontažo, montažo in preizkus števcev ter druge opreme,
izdelava načrta ravnanja (morebitne prodaje, razgradnje, ipd) s starimi (indukcijskimi)
števci,
izdelava načrta komuniciranja z odjemalci tekom masovne uvedbe,
izdelava varnostne politike (informacijska varnost),
izdelava presoje vplivov na zasebnost in politike ravnanja z osebnimi podatki,
načrt aktivnosti za potrebne spremembe zakonodaje,
tržne aktivnosti (priprava dodatnih tarifnih shem, pogodb, ipd),
finančne aktivnosti,
oceno varnostnih tveganj,
promocijske aktivnosti (pridobivanje podpore javnosti).
Minimalne funkcionalne, komunikacijske in performančne zahteve morajo veljati za področje
cele države, torej za vsa distribucijska podjetja. Nekatere druge aktivnosti (izdelave načrtov,
finančne aktivnosti,...) pa so lahko lastne distribucijskim podjetjem.
14.1.2 Faza 2: preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni
projekti
Vsa elektrodistribucijska podjetja že imajo dovolj izkušenj s pilotnimi projekti, ponekod so
bili opravljeni tudi testi ključnih parametrov (doseganje funkcionalnih, komunikacijskih in
performančnih zahtev). Pred masovno uvedbo je predvideno še obdobje za preizkus
morebitne nove opreme, s katero elektrodistribucijska podjetja še nimajo izkušenj in za
izvedbo prevzemnih preizkusov na terenu (SAT preizkusi).
14.1.3 Faza 3: Priprava razpisne (tenderske) dokumentacije
Pripravi tenderske dokumentacije je treba posvetiti posebno pozornost, saj je od nje odvisno,
ali bo izbran sistem, ki bo izpolnjeval zahteve nastale v fazi načrtovanja. Priporočamo, da se v
izdelavo tenderske dokumentacije vključi tudi strokovne inštitucije, oziroma svetovalce.
128
Pomembno je, da je tenderska dokumentacija vseh distribucijskih podjetij usklajena v okviru
minimalnih funkcionalnih, komunikacijskih in performančnih zahtev, ki so definirane v fazi
načrtovanja, saj to zagotavlja nediskriminatornost uporabnikov na področju cele države.
14.1.4 Faza 4: Izvedba razpisov in podpis pogodb
Razpise izvedejo distribucijska podjetja v skladu s svojo prakso. Po izboru se podpišejo
pogodbe z dobavitelji opreme in storitev.
14.1.5 Faza 5: Masovna uvedba (roll out)
Ta faza zajema:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
izobraževanje kadrov,
prevzemne kontrole (FAT preizkusi),
upravljanje z delovnimi nalogi,
demontaža stare opreme, montaže sistemskih števcev in pripadajoče opreme,
shramba, morebitna prodaja, razgradnja, ipd., stare opreme,
zagone in testiranja opreme,
testiranje doseganja funkcionalnih, komunikacijskih in performančnih zahtev (SAT
preizkusi) in integracijski preizkusi (SIT),
nadgradnjo merilnih centrov,
informiranje uporabnikov,
pomoč uporabnikom,
dokumentiranje.
Vse naštete aktivnosti so zelo pomembne, še posebej pa izpostavimo učinkovito prevzemno
kontrolo, ki se mora izvajati dosledno po vnaprej pripravljenem načrtu - tako teste v sami
tovarni dobavitelja (FAT), kot teste na lokaciji (SAT) in integracijske teste (SIT).
Za vodilo za uspešno montažo naj velja, da se vsako merilno mesto obišče le enkrat.
Posebno pozornost je treba nameniti končnim uporabnikom, saj jim je treba predstaviti
novosti, ki jih sistem prinaša, jih izobraževati in vzpodbuditi k uporabi naprednih funkcij, ki
bodo na voljo. Seveda so tu ključnega pomena tržne aktivnosti distribucijskih podjetij, ki
morajo ponuditi nove zanimive storitve oziroma pakete oskrbe.
129
14.2 Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja
Predviden časovni potek projekta uvedbe sistema AMI za slovenski distribucijski EES je 5 let
z dobrim letom priprave za pripravo in izvedbo razpisov ter dokončanjem faze načrtovanja.
Ker se je načrtovanje sistema v določeni meri začelo s prvimi pilotnimi projekti, ki so bili
izvedeni v letu 2005, je prav, da začnemo časovnico tega leta.
Zaradi zahteve evropske direktive, da mora biti do leta 2020 s pametnimi števci opremljenih
80 % vseh odjemalcev za katere je sistem ekonomsko upravičeno uvesti, je ključnega pomena
pravočasen začetek projekta masovnega uvajanja sistema. V EU bo potrebno zamenjati prek
350 milijonov števcev in proti letu 2020 obstaja rizik daljših dobavnih rokov in višjih cen
opreme. Poleg tega je Slovenija relativno majhna država z majhnim številom odjemalcem in
ima s tem težja pogajalska izhodišča.
Faze projekta, ki so podrobneje opisane v 14.1, so sledeče:
1. načrtovanje,
2. preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti,
3. priprava razpisne (tenderske) dokumentacije,
4. izvedba razpisov,
5. izgradnja sistema – masovna uvedba (roll out).
Slika 14.1: Časovnica izvajanja projekta uvedbe sistema AMI
Slika 14.1 prikazuje predvideno časovnico izvajanja projekta. V četrtem kvartalu leta 2011 se
začne s pripravo razpisne dokumentacije. Ta faza traja pol leta. Po tem, v drugem kvartalu
2012, je treba izvesti razpise. Izbori in podpisi pogodb se zaključijo najkasneje do konca leta
2012. V letu 2013 se izvedejo še pilotni preizkusi morebitne nove opreme, s katero
elektrodistribucijska podjetja še nimajo izkušenj in predvsem prevzemni preizkusi na terenu
(SAT). Leta 2014 se začne masovna uvedba, ki traja do konca leta 2019. Do začetka masovne
uvedbe leta 2014 se izdelajo še manjkajoči podrobni načrti, ki so navedeni v 14.1.1.
130
Elektro Gorenjska je že sprejela poslovno odločitev za uvedbo sistema AMI za vse svoje
odjemalce s priključno močjo manjšo od 41 kW in je delno že izvedla fazi 3 in 4, ter se
pripravlja na masovno uvedbo (fazo 5). Za to distribucijsko podjetje se zato faze 3, 4 in 5 na
časovnici predvidoma premaknejo za dve leti v levo.
14.3 Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta
14.3.1 Vodenje projekta
V vsakem elektrodistribucijskem podjetju mora vodja projekta delati samo na projektu uvedbe
sistema AMI. Biti mora izkušen inženir, ki uživa popolno zaupanje in podporo vodstva,
dober vodja tima, ter usposobljen za vodenje projektov.
14.3.2 Zamenjave števcev in montaže koncentratorjev ter kontrolnih števcev
Ob predpostavki, da število potrebnih zamenjav in montaž enakomerno porazdelimo v
petletnem obdobju uvedbe, dobimo število potrebnih zamenjav oziroma montaž na leto (tabeli
14.1 in 14.2). Predviden čas za menjavo števca je eno uro za težje dostopne števce, pol ure za
lažje dostopne, čas za montažo koncentratorja, kontrolnega števca in pripadajoče opreme v pa
TP 2x12 ur (2 človeka 12 ur). (Ura poleg demontaže oziroma montaže pokriva tudi
pripravljalna dela in preizkus opreme, upoštevan je tudi povprečen čas vožnje). Ure so
določene po oceni, da je 75% števcev lažje dostopnih.
Tabela 14.1: Število potrebnih zamenjav števcev na leto.
EDP / Leto
1
2
3
4
5
Celje
31.040
31.040
31.040
31.040
31.040
Gorenjska
17.015
17.015
17.015
17.015
17.015
Ljubljana
59.614
59.614
59.614
59.614
59.614
Maribor
38.492
38.492
38.492
38.492
38.492
Primorska
23.623
23.623
23.623
23.623
23.623
Tabela 14.2: Ocena števila potrebnih montaž v TP
(koncentrator, kontrolni števec) na leto.
EDP / Leto
1
2
3
4
5
Celje
531
531
531
531
531
Gorenjska
291
291
291
291
291
Ljubljana
1.019
1.019
1.019
1.019
1.019
131
Maribor
658
658
658
658
658
Primorska
404
404
404
404
404
Tabela 14.3: Ocenjene ure za vsa montažerska dela.
EDP / Leto
1
2
3
4
5
Celje
32.138
32.138
32.138
32.138
32.138
Gorenjska
17.617
17.617
17.617
17.617
17.617
Ljubljana
61.725
61.725
61.725
61.725
61.725
Maribor
39.854
39.854
39.854
39.854
39.854
Primorska
24.459
24.459
24.459
24.459
24.459
Tabela 14.3 vsebuje ocenjeno število ur po normativih za montažerska dela, ki zajemajo
zamenjavo števcev na merilnih mestih in montažo koncentratorjev, kontrolnih števcev ter
pripadajoče opreme v TP. Če privzamemo, da dela monter 220 dni na leto po 8 ur na projektu
uvedbe sistema AMI, dobimo oceno potrebnih kadrov za montažo (tabela 14.4). Za
učinkovito delo monterjev rabimo še koordinatorje dela. Ocenjeno število le-teh podaja tabela
14.4.
Tabela 14.4: Potrebno število monterjev in koordinatorjev dela.
EDP
Število monterjev
Štev. koordinatorjev
Celje
18
2
Gorenjska
10
2
Ljubljana
35
3
Maribor
23
2
Primorska
14
2
Elektrodistribucijsko podjetje lahko seveda sklene pogodbo za montažerska dela tudi z
zunanjimi izvajalci. Pomembna je tudi ustrezna IT podpora procesom montaže.
14.3.3 Kadri v merilnem centru
Inženirji v merilnem centru bodo poleg rednih opravil tekom uvedbe sistema AMI še dodatno
obremenjeni s podporo monterjem na terenu (testiranje, idr.). Vsak merilni center mora imeti
najmanj:
• vodjo merilnega centra in
• dva inženirja administratorja sistema.
132
Za vsakih novih 50.000 sistemskih števcev vključenih v sistem je potreben dodaten inženir.
Tabela 14.5 vsebuje ocenjeno potrebno število inženirjev v merilnem centru glede na število
merilnih mest vključenih v sistem AMI.
Tabela 14.5: Potrebno število inženirjev v merilnem centru za potrebe AMI.
Obseg merilnega
centra (število
merilnih mest)
do 50.000
Število inženirjev
3
50.000 do 100.000
4
100.000 do 150.000
5
150.000 do 200.000
6
200.000 do 250.000
7
250.000 do 300.000
8
300.000 d0 350.000
9
14.4 Informiranje javnosti
Pri projektu uvedbe sistema AMI lahko pride do odpora odjemalcev, predvsem zaradi dveh
glavnih razlogov:
• vprašanje varstva osebnih podatkov in
• zaradi morebitne dodatne finančne obremenitve odjemalcev v začetnem obdobju
trajanja projekta.
Navedena problematika je v študiji podrobneje opisana v samostojnih poglavjih (7 in
11.11.2). Da bi se izognili prevelikemu nasprotovanju projektu, je potrebno precej pozornosti
nameniti sociološkim vidikom komuniciranja z odjemalci in interesnimi skupinami ter
njihovem informiranju.
Akcije na področju informiranja lahko razdelimo na:
• akcije, povezane z interesnimi skupinami in
• akcije neposrednega komuniciranja in informiranja odjemalcev.
Na področju interesnih skupin je v povezavi z varovanjem osebnih podatkov predvsem
ključnega pomena uskladitev z Informacijskim pooblaščencem. V povezavi z informiranjem
interesnih skupin o koristih sistema so za projekt najpomembnejše predvsem okoljevarstvene
organizacije in potrošniške organizacije (npr. Zveza potrošnikov Slovenije), ki bi jih bilo
ključno pritegniti k projektu, saj imajo same velik vpliv in dostop do medijskega prostora. V
sklopu teh aktivnosti moramo upoštevati predvsem organizacije okroglih miz, javnih
posvetovanj in pripravo potrebnega gradiva.
133
Na področju neposrednega komuniciranja in informiranja odjemalcev lahko aktivnosti
razdelimo na naslednji vrsti:
• posredno komuniciranje in informiranje s pojavljanjem v medijih in
• pripravo ter distribucijo potrebnega informativnega gradiva.
Za komuniciraje z javnostjo je priporočljivo najeti storitve uveljavljenih agencij za
komuniciranje.
134
ZAKLJUČKI
Uvedba napredne merilne infrastrukture (AMI – Advanced metering Infrastructure) za
gospodinjske odjemalce in t.i. »široki odjem« je potrebna predvsem zaradi zahtev:
• po varčevanju z energijo,
•
po učinkoviti rabi energije,
•
po večjem deležu energije iz obnovljivih virov,
•
po integraciji novih tehnologij, kot je npr. infrastruktura za električne avtomobile,
•
po transparentnosti trga z energijo
•
po novih inovativnih storitvah za uporabnike omrežij in ne nazadnje
•
zahtev regulatorne narave, kot je Direktiva 2009/72/ES o skupnih pravilih notranjega
trga z električno energijo, ki nalaga državam članicam, da do leta 2020 uvedejo sistem
naprednega merjenja za vsaj 80% odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže
pozitivne rezultate.
Napredna merilna infrastruktura (AMI) ponuja veliko več od samega merjenja in
posredovanja merilnih podatkov. S svojimi dodatnimi funkcijami predstavlja eno od
osnovnih energetskih informacijskih infrastrukturnih tehnologij, ki med drugimi omogoča:
• bistveno izboljšanje kakovosti oskrbe odjemalcev oziroma uporabnikov omrežja,
• varčno in učinkovito rabo energije,
• delovanje resnično konkurenčnih in transparentnih trgov z energijo,
• razvoj inovativnih energetskih storitev,
• izvedbo pametnih elektroenergetskih omrežij (SmartGrids) na nizkonapetostnem
nivoju,
• infrastrukturo za priključitev merilnikov in prenos podatkov o porabi drugih
energentov (zemeljski plin, toplota) ter pitne vode.
V Sloveniji se že nekaj let izvajajo pilotni projekti sistemov naprednega merjenja, pri
nekaterih elektrodistribucijskih podjetjih gre že za postopno uvajanje (sicer še v malem
obsegu), Elektro Gorenjska pa je že sprejela odločitev o masovni uvedbi sistema AMI.
Analiza, ki smo jo opravili leta 2010 kaže, da je 13 % odjemalcev s priključno močjo do 41
kW (gospodinjstva, poslovni odjem, javna razsvetljava) v slovenskem EES opremljenih s
pametnimi števci, ki omogočajo daljinsko odčitavanje, vendar jih od teh le 6 % ustreza
minimalnim funkcionalnim zahtevam sistema, ki jih definiramo v študiji.
Vsako slovensko elektrodistribucijsko podjetje ima merilni center, ki s svojo strojno in
programsko opremo upravlja s pametnimi števci in skupaj s komunikacijskimi omrežji tvori
135
sistem AMI. Merilni centri po distribucijah se naj uporabljajo in razvijajo naprej. Predlagamo
pa izvedbo centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov za udeležence na energetskem
trgu v okviru SODO.
Izbor tehnologije temelji na naslednjih predpostavkah:
• do leta 2020 je treba v sistem AMI vključiti 80% odjemalcev,
• ker je na voljo le še devet let in pol, uvedba pa traja vsaj pet let s še dodatnima dvema
letoma priprav, je treba izvesti sistem s tehnologijo, ki je danes na voljo in je že
preizkušena,
• v čim večji meri je treba ohraniti združljivost z obstoječimi sistemi AMI in merilnimi
centri, ki jih elektrodistribucijska podjetja že imajo,
• pri izboru tehnologije je treba zagotoviti, da bo sistem vsem odjemalcem
nediskriminatorno zagotavljal vsaj minimalne funkcionalne zahteve,
• da bo sistem robusten in skalabilen, ter da bo dobro poskrbljeno za informacijsko
varnost.
Minimalne funkcionalne zahteve naj bodo naslednje:
• daljinsko odčitavanje števcev (vsaj porabljena delovna energija za odjemalce, v
primeru generacije pa porabljena/proizvedena delovna in jalova energija),
• registracija 15-minutnih obremenilnih diagramov; min. pomnilnik za 40 dni,
• podpora naprednim tarifnim sistemom (več tarif, dinamične tarife),
• prikaz izmerjenih veličin in drugih podatkov (informacija o trenutnih tarifah) na
prikazovalniku števca,
• možnost priklopa števcev drugih energentov,
• krmilni odklopnik (s funkcijo daljinske prekinitve oskrbe in omejevalnika moči) v
sistemskem števcu ali možnost namestitve odklopnika,
• spremljanje kakovosti dobave (podatki o prekinitvah in upadih napetosti opremljeni s
časovnimi značkami),
• točna ura in sinhronizacija časa,
• dostop do podatkov na zahtevo za udeležence na trgu – izvedba centralnega sistema za
dostop do merilnih podatkov,
• daljinsko upravljanje števca (preizkus, parametriranje, diagnostika in nadgradnja
programske opreme),
• detekcija zlorab in zlonamernih posegov v števec.
Poleg minimalnih funkcionalnosti lahko podjetja svojim odjemalcem v okviru novih paketov
oskrbe, ki se bodo lahko razvili na možnostih, ki jih daje sistem AMI, ponudijo nadstandardne
136
storitve. Z uvedbo sistema AMI pričakujemo tudi razvoj novih inovativnih energetskih
storitev, ki jih bodo lahko ponujali tudi neodvisni ponudniki.
Ta trenutek je za izvedbo informacijske povezave do končnih uporabnikov najbolj smiselna
uporaba kombinacije PLC tehnologije in omrežij mobilnih operaterjev. Slednja omrežja so
primerna tudi za povezavo koncentratorjev z merilnimi centri (v primeru, da je v TP na voljo
Ethernet priključek že obstoječega omrežja, ga je seveda smiselno uporabiti tudi za sistem
AMI - v prihodnosti je zaradi ugodnih tehničnih, stroškovnih in obratovalnih pogojev za
zagotavljanje TK storitev do TP postaj smiselno zagotavljanje TK storitev preko brezžičnega
širokopasovnega dostopovnega omrežja, predvsem v primeru, ko imamo v TP še druge
sisteme, npr. za meritve kakovosti, vodenje, spremljanje obratovalnih parametrov, itd).
V okviru te študije (8.3.1) so bile analizirane aktualne PLC tehnologije. S-FSK PLC
tehnologija je standardizirana v okviru IEC, dovolj preizkušena, uveljavljena in podprta s
strani industrijskega združenja IDIS, njena slabost je predvsem nizka hitrost prenosa
podatkov. Tehnologija PRIME je najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov
za namene AMI. Počakati bo treba na standardizacijo te tehnologije v okviru IEC in poročila
o izvedenih projektih, ki potekajo, tako da se zelo obetajoča tehnologija potrdi še v praksi. G3
PLC je konceptualno najbolje zastavljen, saj uporablja tehnologije IPv6 in je skladen s
konceptom Interneta stvari (IOT – Internet of Things), vendar je ta tehnologija še v razvojni
fazi. Bistveno pa je, da izbrana tehnologija zadostuje za izvajanje zahtevanih funkcij, ki
ekonomsko upravičijo naložbo v sistem AMI.
Pri izbiri opreme je treba zahtevati združljivost oziroma interoperabilnost sistemskih števcev
in koncentratorjev najmanj dveh uveljavljenih proizvajalcev, ter izbrati opremo z načrtovano
življenjsko dobo vsaj 20 let. Zavedati se moramo, da standardi sami po sebi še ne zagotavljajo
interoperabilnosti. Le-ta je zagotovljena le, če je vzpostavljen sistem testiranja po standardih
in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav, kar običajno zagotavljajo razna industrijska
združenja (npr. IDIS, PRIME, ZigBee Alliance,...).
Uporaba PLC tehnologije zahteva skrb za kakovost napetosti v distribucijskem omrežju.
Dandanes se v omrežje vključuje vse več nelinearnih naprav, tako porabnikov kot tudi
generatorjev električne energije, ki v omrežje inicirajo harmonske toke. Harmonski toki na
impedancah omrežja povzročajo harmonsko napetost, ki moti ostale porabnike v omrežju, še
posebej naprave, ki komunicirajo med sabo z uporabo PLC in preko inducirane napetosti
tudi telekomunikacijske naprave, katerih vodniki so na določeni trasi položeni paralelno z
energetskimi vodi.
Za potrebe načrtovanja omrežja si morajo distribucijska podjetja postaviti svoje nivoje
načrtovanja za posamezne motnje in dele omrežja, ki jim bodo v pomoč pri zagotavljanju
primerne kakovosti napetosti v svojih omrežjih in ki morajo imeti ožje dovoljene meje, kot pa
so v standardu SIST EN 50160. Distribucijska podjetja pri načrtovanju motenj v omrežju ne
137
smejo preseči postavljenih nivojev načrtovanja. To jim zagotavlja dovolj rezerve, da v
primeru normalnega razvoja omrežja in z rednimi obdobnimi meritvami kakovosti napetosti v
omrežju, nivoji, ki jih postavlja SIST EN 50160, ne bodo preseženi.
Pri načrtovanju sistema AMI ne smemo pozabiti na perečo problematiko varovanja osebnih
podatkov. Z vidika osebnih podatkov so najbolj občutljivi obremenilni diagrami iz katerih se
da razbrati določene navade konkretnega odjemalca (npr. kdaj prihaja domov, ipd.).
Obremenilni diagrami in tudi določene sprotne 15-minutne meritve pa so potrebni za
izvajanje regulirane dejavnosti distribucijskega podjetja, saj omogočajo zanesljivo in varno
obratovanje omrežij in zagotavljajo dragocene podatke za načrtovanje in razvoj omrežij.
Sistem AMI bo namreč edina masovna merilna platforma na nizkonapetostnem omrežju.
Meritve pa so nujne, sploh v spremenjenih razmerah v distribucijskem omrežju, ko smo priča
integraciji obnovljivih virov ter drugih tehnologij, zaradi katerih tudi uvajamo koncept
pametnega omrežja.
Pri načrtovanju sistema AMI priporočamo upoštevanje koncepta vgrajene zasebnosti.
Dvonivojska zasnova hranjenja podatkov, ki izhaja iz predlaganega tržnega modela (merilni
centri in centralni sistem za dostop do merilnih podatkov) in ločitev med podatki potrebnimi
za tehnične procese in podatki potrebnimi za poslovne procese, so dobra podlaga za izvedbo
sistema v skladu s predlaganim konceptom. Vsako podjetje mora v skladu z že omenjenimi
standardi in priporočili izdelati presojo vplivov na zasebnost in politiko upravljanja in
varovanja osebnih podatkov. Treba se je zavedati, da je varovanje informacij ne zajema le
tehničnih ukrepov, temveč tudi organizacijske (izobraževanje, notranji in zunanji nadzor,
sprejem in izvajanje varnostnih politik, ipd.). Ukrepi za zavarovanje morajo biti ustrezni glede
na naravo in tveganje, ki jih prinaša obdelava osebnih podatkov.
Za uspešno izrabo funkcionalnosti AMI sistema je treba prilagoditi zakonodajo - predvsem je
treba urediti področje dinamičnega tarifiranja in kratkoročnega upravljanja s porabo.
Energetski zakon sicer predvideva posebne tarife za odjemalce, ki s prilagajanjem porabe
pomagajo sistemu, vendar pa v Aktu o določitvi omrežnine ni nikjer opredeljeno, v kakšnih
okvirih se to lahko nediskriminatorno izvaja.
Direktiva ES o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo državam članicam
nalaga, da do leta 2012 pripravijo analizo stroškov in koristi ter da do leta 2020 s sistemskimi
števci opremijo vsaj 80 % odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže pozitivne rezultate.
Ekonomska analiza pokaže, da je sistem naprednega merjenja upravičen že zgolj z vidika
koristi sistemskega operaterja distribucijskega omrežja. Neto sedanja vrednost je približno 76
milijonov €, notranja stopnja donosa 11,3 %, naložba pa se povrne v 15 letih. Z družbenega
vidika so koristi še bistveno višje in tako notranja stopnja donosa znaša 16,3 %, naložba pa se
povrne v 11 letih.
138
Na ekonomičnost najbolj vpliva nižanje konice, ki ga predvidevamo z ukrepi kratkoročnega
upravljanja s porabo, zato bo tej kategoriji potrebno nameniti veliko pozornosti, čeprav je z
družbenega vidika naložba upravičena tudi brez upravljanja s porabo.
Zelo pomembno je tudi, da se nabavi cel sistem, torej da se izvede masovna uvedba
sistemskih števcev in pripadajoče opreme za vse distribucije v celoti. V študiji obravnavamo
uvedbo sistema naprednega merjenja v Sloveniji v petih letih (z dodatnima dvema letoma
priprav).
Tehnologija na tem področju se hitro razvija. Zakasnitev začetka uvedbe projekta (leto in več)
zahteva ponovno presojo izbora primerne opreme. Pri izboru pa je treba upoštevati, da se
uporabi oprema uveljavljenih proizvajalcev, ki se že uspešno masovno (AMI sistemi z
najmanj 100.000 merilnimi mesti) uporablja najmanj dve leti, ki je standardizirana v okviru
IEC in ki je interoperabilna z opremo vsaj še enega uveljavljenega proizvajalca.
Če se ne gre v masovno uvedbo in če se projekt preveč zavleče, bomo imeli opravka z
različnimi tehnologijami. V tem primeru moramo interoperabilnost omejiti na nivo TP
(pametni števci – koncentratorji) in na nivo komunikacije merilnih centrov in koncentratorjev.
To v praksi pomeni, da bomo imeli v okviru ene TP en sistem, v okviru druge pa drug sistem,
ki med sabo ne bosta interoperabilna na nivoju menjave števcev enih z drugimi.
Če se izvede zamenjava števcev po naravni poti, se na območju celotne Slovenije letno
zamenja približno 30.000 števcev, kar pomeni, da je celoten čas zamenjave 28 let. V primeru
zamenjave po naravni poti se moramo najprej zavedati, da Slovenija ne bo izpolnila ciljev
direktive 2009/72/ES, saj bo do leta 2020 v tem primeru zamenjanih le približno 30 % števcev
namesto zahtevanih 80 %. V sistemu AMI bi imeli v tem primeru opravka z različnimi
tehnologijami, ki bi jih bilo treba obvladovati tako z obratovalskega vidika, kot z vidika
vzdrževanja. Izračuni kažejo, da je ekonomika počasne zamenjave bistveno manj ugodna kot
v primeru predčasne. Z vidika distribucijskega podjetja je notranja stopnja donosa le 3 % (v
primerjavi z 13,1 v primeru predčasne zamenjave), z družbenega vidika pa je notranja stopnja
donosa 5,4 %. Zaključimo lahko, da je z vseh vidikov predčasna zamenjava ugodnejša.
S sistemom naprednega merjenja pridobijo vsi akterji na trgu z električno energijo:
• odjemalci med drugim pridobijo natančne račune o svoji porabi vsak mesec, različne
možnosti informiranja o rabi, večjo izbiro paketov oskrbe in možnost prilagajanja
svoje porabe, ter hitrejši in učinkovitejši postopek menjave dobavitelja. Ekonomska
upravičenost projekta se lahko odrazi v nižjem strošku električne energije za
odjemalce,
• sistemski operater distribucijskega omrežja s sistemom najprej doseže občutne
prihranke pri delovanju obstoječega sistema merjenja in odčitavanja podatkov. Z
natančnimi podatki se znižajo komercialne izgube, sistem pa je tudi nujna osnova za
kratkoročno upravljanje s porabo, s čimer se doseže zmanjšanje koničnih obremenitev
ter posledično zmanjšajo potrebe za naložbe v omrežje,
139
•
•
•
•
sistemski operater prenosnega omrežja in proizvajalci električne energije lahko ravno
tako pridobijo z nižanjem konične porabe, sistem pa lahko omogoča tudi nudenje
nekaterih sistemskih storitev, kot je na primer razbremenjevanje sistema in nudenje
terciarne rezerve,
dobavitelji električne energije pridobijo z nižanjem stroškov dela z odjemalci in s
prihranki zaradi natančnih podatkov o porabi, na osnovi sistema AMI pa lahko
razvijejo nove pakete oskrbe in druge inovativne energetske storitve,
za regulatorja pomeni sistem AMI učinkovito informacijsko podporo za natančno
spremljanje kakovosti oskrbe z električno energijo in informacijsko podporo za
učinkovite postopke zamenjav dobavitelja, kar posledično izboljšuje preglednost in
kakovost energetskega trga,
podjetja, ki distribuirajo in tržijo druge energente in vodo, pridobijo možnost
priključitve svojih merilnikov in informacijskih sistemov za izmenjavo podatkov na
sistem AMI, ter si tako zagotovijo natančno in časovno sinhronizirano daljinsko
odčitavanje ter druge storitve, brez velike investicije v lasten sistem.
Z uvedbo sistema AMI se pričakuje tudi pozitivne okoljske učinke, saj se z obveščanjem
odjemalcev o njihovi dejanski porabi veča njihovo zavedanje o porabi električne energije. Na
račun tega se pričakuje 3 % nižjo porabo električne energije, kar letno pomeni približno 100
GWh in 100.000 ton nižje emisije CO2.
140
LITERATURA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
[18]
[19]
Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009
Ofgem: Domestic Metering Innovation, Ofgem, 2006
ERGEG: Smart Metering with a Focus on Electricity Regulation, oktober 2007
Energetski zakon (EZ–UPB2), uradno prečiščeno besedilo, Uradni list RS, št. 27/07
Ukaz o razglasitvi zakona o spremembah in dopolnitvah Energetskega zakona,
Uradni list RS, št. 70/2008
Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega
operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe
dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Uradni list RS 23/07
Uredba o koncesiji gospodarske javne službe dejavnosti sistemskega operaterja
distribucijskega omrežja električne energije, Uradni list RS, št. 39/07
Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje 2008-2016 (ANURE), Ministrstvo za okolje in prostor, Ljubljana 2008
Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za
določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za
elektroenergetska omrežja, Uradni list RS, št. 121/05
Uredba o energetski infrastrukturi, Uradni list RS, št. 62/03, 88/03
Uredba o tarifnem sistemu za prodajo električne energije, Uradni list RS, št. 36/04
Uredba o splošnih pogojih za dobavo in odjem električne energije, Uradni list RS, št.
117/02, 21/03
Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo, Ur. l. RS
63/2004, 95/2004
Uredba o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem
sistemu, Ur.l. RS, št. 42/1995, 64/1995
Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja
električne energije, Ur. l. RS, št. 126/2007
Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo,
Ur. l. RS, št. 123/2003
DIREKTIVA 2003/54/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 26.
junija 2003 o skupnih pravilih za notranji trg z električno energijo
DIREKTIVA 2006/32/ES Evropskega parlamenta in sveta z dne 5. aprila 2006 o
učinkovitosti rabe končne energije in o energetskih storitvah
DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2005/89/ES z dne 18.
januarja 2006 o ukrepih za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo in
naložb v infrastrukturo
141
[20]
[21]
[22]
[23]
[24]
[25]
[26]
[27]
[28]
[29]
[30]
[31]
[32]
[33]
[34]
[35]
[36]
[37]
[38]
[39]
142
DIREKTIVA 2009/72/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13.
Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi
direktive 2003/54/ES
Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (ReNEP), Ur.l. RS, 57/2004
EPRI: Industrial Load Shaping: An Industrial Application of DSM, Volume 1:
Project Overview, Palo Alto, 1990
Richard Formby, Demand side bidding for smaller customers, IEA, 2005
CapGemini Consulting: AMM for France: The Complete Case, 2007
IEA DSM: Subtask 2: Time of Use Pricing for Demand Management Delivery, IEA,
2005
Charles Rivers Associates: Impact Evaluation of the California State-Wide Pricing
Pilot, Final Report, 2005
Kushler Martin, York Dan: Exploring the Relationship Between Demand Response
and Energy Efficiency: A Review of Experience and Discussion of Key Issues,
Washington, 2005
Eva HOOS: Smart metering in a strengthened energy efficiency and internal market
framework: towards the 2020 targets and beyond, Bruselj, 2009
SURS: Statistični letopis Republike Slovenije 2009
SenterNovem: Implementing smart metering Infrastructure at small-scale customers,
SenterNovem, 2005
Poročilo o stanju na področju energetike v Sloveniji v letu 2008, Javna agencija RS
za energijo, Maribor, 2009
Rezultati avkcije za nakup električne energije za pokrivanje izgub, SODO, november
2009
Houseman Doug: Getting all of the value from your smart metering investment,
CapGemini, 2007
Ontario Energy Board: Smart Meter Implementation Plan, Report of the Board To
the Minister, 2005
Michael Wiebe: Benefit-Cost Analysis for Advanced Metering and Time-Based
Pricing, MW Consulting, 2007
Energywatch: Smart Meters – Costs and Consumer Benefits, Report to Energywatch
by Eoin Lees Energy, 2007
Omahen Gregor, Valenčič Leon, Bregar Zvonko: Vrednotenje in optimiranju naložb
v dolgoročnih razvojnih načrtih prenosnega omrežja, študija št. 1922, EIMV, 2008
SIST EN 50470-1:2007 - Oprema za merjenje električne energije (a.c.) - 1. del:
Splošne zahteve, preskušanje in preskusni pogoji - Merilna oprema (razredni indeksi
A, B in C) - Electricity metering equipment (a.c.) - Part 1: General requirements,
tests and test conditions - Metering equipment (class indexes A, B and C)
SIST EN 50470-3:2007 - Oprema za merjenje električne energije (a.c.) - 3. del:
Posebne zahteve - Statični števci za delovno energijo (razredni indeksi A, B in C) Electricity metering equipment (a.c.) - Part 3: Particular requirements - Static meters
for active energy (class indexes A, B and C)
[40]
[41]
[42]
[43]
[44]
[45]
[46]
[47]
[48]
[49]
[50]
[51]
[52]
[53]
[54]
[55]
[56]
[57]
Pravilnik o dopolnitvi Pravilnika o meroslovnih zahtevah za statične števce delovne
električne energije točnostnih razredov 1 in 2, Ur. list 71/2006
Netherlands Technical Agreement, NTA 8130:2007, Minimum set of functions for
metering of electricity, gas and thermal energy for domestic customers, Nederlands
Normalisatie-instituut, avgust 2007
Dutch Smart Meter Requirements v2.31, Main Document, Netbeheer Nederland, 8.
Januar 2009
Report on the identification and specification of functional, technical, economical
and general requirements of advanced multi-metering infrastructure, including
security requirements, OPEN meter, Project Funded by the European Commission
under the 7th Framework Programme, Energy Theme; Grant Agreement No 226369,
7. Januar 2009
http://www.openmeter.com/ (1. marec 2010)
Standardisation mandate to CEN, CENELEC and ETSI in the field of
measuringinstruments for the development of an open architecture for utility meters
involvingcommunication protocols enabling interoperability M/441 EN, Enterprise
and industry directorate-general, European commission, Brussels, 12. marec 2009
Sistemska obratovalna navodila za distribucijsko omrežje električne energije, SODO,
sistemski operater distribucijskega omrežja električne energije, d.o.o., Maribor, 2011
Matvoz, Dejan, Bokal, Drago, Derganc, Boštjan, Omahen, Gregor, Knežević, Rade,
Leskovec, Franc: Vgradnja novih oddajnikov 110 kV MTK sistema za področje R
Slovenije : študija št. 1730. Ljubljana: Elektroinštitut Milan Vidmar, 2005
A. Souvent, G. Omahen, B. Derganc, J. Kosmač: Strateška tehnološko-ekonomska
študija uvedbe sodobnega sistema za merjenje električne energije (AMM sistema) v
slovenski distribuciji, študija št. 1849, Elektroinštitut Milan Vidmar, Ljubljana 2008
Zarko Sumic: MarketScope for Meter Data Management Products, Gartner Industry
research Note G00173024, 9. december 2009
http://www.coronis.com/ (9. April 2010)
http://www.ecometer.com.au/ (9. April 2010)
Mnenje k predlogu nacionalnega akcijskega načrta za energetsko učinkovitost za
obdobje 2008-2016, Gospodarska zbornica Slovenije, Ljubljana 2008
DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2004/22/ES z dne 31.
marca 2004 o merilnih instrumentih, UL L 135, 30.4.2004
Design of the overall system architecture (D3.1), The OPEN meter Consortium,
8.2.2010, Version: 1.1
Amendment design of the overall system architecture (D3.1), The OPEN meter
Consortium, 23.12.2010, Version: 1.3
Description of current state-of-the-art technologies and protocols - general overview
of state-of-the-art technological alternatives (D2.1/PART1), The OPEN meter
Consortium, 24.06.2009, Version: 3.0
http://www.landisgyr.com/na/en/pub/products_na.cfm?eventProducts=products.Prod
uctDetails&ID=258&catID=91 (18.6.2011)
143
[58]
[59]
[60]
[61]
[62]
[63]
[64]
[65]
[66]
[67]
[68]
[69]
[70]
[71]
[72]
[73]
[74]
[75]
144
Accenture: Understanding Consumer Preferences in Energy Efficiency, Accenture end
– consumer observatory on electricity management, Accenture, 2010
T-City Friedrichshafen, http://www.telekom.com/dtag/cms/content/dt/de/302080
(10.6.2011)
http://www.dlms.com/ (10.6.2011)
http://www.zigbee.org/ (10.6.2011)
http://www.euridis.org/ (10.6.2011)
http://en.wikipedia.org/wiki/OSI_model (10.6.2011)
http://www.idis-association.com/ (11.6.2011)
http://www.prime-alliance.org/ (11.6.2011)
http://www.g3-plc.com/ (11.6.2011)
http://www.metersandmore.com/ (11.6.2011)
Uporaba LED sijalk za razsvetljavo in njihov vpliv na elektroenergetsko omrežje,
Študija št. 1929, Elektroinštitut Milan Vidmar, Ljubljana, 2009.
Listina o temeljnih pravicah Evropske unije, (2000/C 364/01), Evropski parlament,
Svet in Komisija, Nica, 7. 12. 2000
Zakon o varstvu osebnih podatkov (ZVOP-1), Ur.l. RS, št. 94/07, UPB
Smernice za razvoj informacijskih rešitev ,Verzija 1.0, Informacijski pooblaščenec,
6.12.2010
Andrej Tomšič: Internet stvari in vgrajena zasebnost, 25. delavnica o
telekomunikacijah VITEL, Brdo pri Kranju, EZS, maj 2011
Task force Smart Grids, Expert group 2: Regulatory recommendations for data safety,
data handling and data protection, 16. februar 2011
Second Report on status of standardisation (D5.8), The OPEN meter Consortium,
16.6.2011, Version: 1.0
Podatki elektrodistribucijskih podjetij
PRILOGA A: Pilotni projekti
15 Pilotni projekti slovenskih distribucijskih podjetij
Priloga je bila izdelana januarja 2010 in odraža takratno stanje!
15.1 Elektro Celje
15.1.1 AMR za gospodinjske odjemalce do leta 2010
Projekt se je začel leta 2005. Vgrajenih je 14.815 števcev proizvajalcev Landis+Gyr in
Iskraemeco in 130 koncentratorjev. Števci so preko PLC, GSM in GPRS povezav povezani s
komunikatorji, povezava med komunikatorji in merilnim centrom pa poteka preko
GSM/GPRS. Uporabljeni so števci Iskraemeco MT351, ME351, ME371 in MT371 (skupaj
skoraj 90 % vseh števcev) ter števci proizvajalca Landis+Gyr ZCF120AC in ZMF120AC.
Tudi koncentratorji so Iskraemecovi P2LPC (več kot 90 %) in Landis+Gyr AG RG1A. Sistem
je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se urni obremenilni diagrami, prenos v
merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan. Poleg te funkcionalnosti so na voljo še
sledeče:
•
daljinski preizkus in nadzor nad delovanjem števca,
•
možnost dinamičnega spreminjanja tarif ,
•
spremljanje porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spleta,
•
nadzor nad izgubami,
•
možnost priklopa števcev drugih energentov in vode ter
•
registriranje prekinitev napajalne napetosti.
Dosežena zanesljivost komunikacije je 99,35 % za PLC in 98,9 % za GSM/GPRS.
15.1.2 Pilotni projekt z Energetiko Celje
Ta projekt se bo začel v letu 2010. Inštaliranih bo 97 števcev proizvajalca Landis+Gyr
(ZCF120AC in ZMF120AC) in en koncentrator. Števci bodo povezani prek PLC,
GSM/GPRS in RF (brezžični M_bus). Ključni namen projekta je povezava električnih števcev
s plinomeri.
145
15.1.3 Merilni center
V merilnem centru za potrebe AMR in AMI potekajo naslednji procesi:
• zajemanje, validacija in procesiranje podatkov,
• dostava merilnih podatkov drugim aplikacijam,
• arhiviranje podatkov,
• izdelava poročil.
Procesi so podprti s programsko opremo SEP2 (Iskraemeco) in Advantis (Landis+Gyr).
Konfiguracijo merilnega centra prikazuje slika 15.1.
Slika 15.1: Konfiguracija merilnega centra Elektro Celje
15.1.3.1 Programska oprema
Programsko opremo SEP2 sestavljajo različni moduli. V Elektro Celje so v uporabi naslednji:
Modul – SEP2DbManager
Modul omogoča kreiranje potrebnih struktur za shranjevanje podatkov v podatkovne baze.
Gre predvsem za obračun podatkov, analizo in prognozo. Program SEP2DbManager skrbi
poleg definiranja posameznih merilnih skupin tudi za pripravo ustreznih podatkov, ki so nujni
za shranjevanje podatkov, zbranih s programskim paketom SEP2 Collect. Brez predhodne
inicializacije podatkovnih struktur v sistemu namreč ni možno zbiranje rezultatov merjenja iz
posameznih merilnih mest, niti ni možno izvajanje obračunskih analiz. Podatkovne strukture
so splošno zasnovane, zato so odprte in sprejemajo definicije različnih naprav, ki nastopajo na
merilnih mestih. Programski modul SEP2DbManager uporablja splošen modul za dostop do
146
podatkovnih baz. Na ta način je omogočen enoten dostop do posameznih tipov relacijskih baz
podatkov. Zaenkrat sta podprti podatkovni bazi Oracle in Microsoft SQL Server.
Modul omogoča:
• pripravo podatkovnih baz za vnos opisnih podatkov o elementih sistema
ISKRAMATIC SEP2 kot tudi rezultatov merjenja (za tako pripravljene baze se
uporablja pojem SEP2 podatkovne baze);
• pregledovanje SEP2 podatkovnih baz;
• kreiranje in izvajanje preprostih poizvedb v SEP2 podatkovnih bazah;
• popis merilnih elementov sistema ISKRAMATIC SEP2;
• pregledovanje in urejanje merilnih elementov in njihovih lastnosti;
• pregledovanje merilnih rezultatov.
Modul – SEP2 Collect
SEP2 Collect je del programskega paketa SEP2W, ki je namenjen zajemanju merilnih
rezultatov, ki se tvorijo na merilnih mestih in njihovo shranjevanje v baze podatkov.
Zajemanje podatkov poteka po t.i. komunikacijskih kanalih, ki omogočajo vzpostavljanje
zveze s podpostajami in prenos merilnih rezultatov do centralne postaje. Posamezni prenosi
podatkov se lahko izvršijo na zahtevo, ali povsem avtomatsko ob določenem času. Prenose
podatkov lahko tudi združujemo in jih ponavljamo po časovnem planu. Ker je podpostaj v
sistemu lahko zelo veliko, je zelo pomembno, da zajemanje podatkov poteka kar se da
učinkovito. SEP2 Collect zato omogoča istočasni prenos podatkov po več komunikacijskih
kanalih.
Modul SEP2 Report
SEP2 Report je del programskega paketa SEP2W in je namenjen obdelavi merilnih rezultatov
za potrebe obračuna, analize in prognoze porabe energije. Rezultati te obdelave so prikazani v
obliki poročil, ki jih uporabnik lahko pregleduje na zaslonu, jih tiska ali shranjuje kot različne
datoteke.
Modul – SEP2 Report.NET
Spletna aplikacija SEP2 Report.NET omogoča dostop do podatkov v obliki grafičnih in
tekstovnih poročil preko spleta. Narejena je na osnovi Microsoft.NET tehnologije in omogoča
enostaven pregled merilnih rezultatov in ostalih podatkov preko spletnih brskalnikov.
Druga programska oprema
V merilnem centru je v uporabi tudi naslednja programska oprema:
• SQL to DB2,
147
•
•
T4 za pošiljanje obračunskih stanj na Informatiko, d.d. (za obračun),
Agames:
• pošiljanje obremenilnih diagramov dobaviteljem in odjemalcem električne
energije v skladu s standardnimi in nadstandardnimi storitvami,
• obračun odstopanj).
15.1.3.2 Odčitavanje
Daljinsko odčitavanje porabe električne energije, pogostost odčitavanja:
• dnevno
• obračunska stanja za gospodinsjtva,
• registracija 15-minutnih dnevnih obremenilnih diagramov, prenos v merilni center:
• vse tri napetosti, in vse podatke iz 4 kvadrantnega števca (delovna, jalova
energija in konica).
15.1.3.3 Informacije za odjemalce oziroma uporabnike
Dostop do informacij o porabi je možen preko spletnega portala prek modula SEP2
Report.NET, vendar le za poslovne odjemalce (P > 41kW). Gospodinjstva te možnosti
nimajo. Z gospodinjstvi se komunicira preko informacij na računih in z dopisi.
15.2 Elektro Gorenjska
Do leta 2008 se je na območju Elektro Gorenjska izvajalo naslednje projekte:
•
AMR T099 Komna
•
AMR T0568 Primskovo šola in
•
AMR To263 Lipce vas
Od leta 2008 se je začel pilotni projekt v soseski Struževo, ki mu sledi projekt popolne
zamenjave števcev s sistemskimi, ki naj bi ga izvedli v petih letih (od leta 2009 do 2013).
V letu 2010 so se izvajali še naslednji projekti:
•
TP Kidričeva ulica
•
TP Komunalni servis
•
TP Planina jug 1 in 2
•
TP Plavž stolpnice
•
TP Tavčarjeva
•
TP Zelenica Bled
148
•
•
TP PSO Mercator Bohinjska Bistrica
TP Strženica
15.2.1 AMR T099 Komna
Leta 2005 je bilo nameščenih 6 števcev Iskraemeco MT351 in en koncentrator P2LPC.
Komunikacija s koncentratorjem poteka preko PLC, med koncentratorjem in merilnim
centrom pa gre preko GSM/GPRS. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Prenos
v merilni center se vrši avtomatsko dvakrat na mesec. Zanesljivost komunikacij je 100 %.
15.2.2 AMR T0568 Primskovo šola
Nameščenih je 302 števcev Iskraemeco MT351 in ME351 in en koncentrator P2LPC.
centrom pa gre preko GSM/GPRS. Sistem je začel obratovati spomladi 2006. Namenjen je
zajemanju podatkov o porabi. Prenos v merilni center se vrši avtomatsko dvakrat na mesec.
15.2.3 AMR T0263 Lipce vas
Nameščenih je 100 števcev Iskraemeco MT351 in ME351 in en koncentrator P2LPC.
centrom pa gre preko GSM/GPRS. Sistem je začel obratovati jeseni 2006. Namenjen je
zajemanju podatkov o porabi. Prenos v merilni center se vrši avtomatsko dvakrat na mesec.
15.2.4 Pilotni projekt Struževo
V soseski Struževo Elektro Gorenjska izvaja pilotni projekt razvoja daljinskega nadzora nad
porabo energentov in vode. Končni odjemalci prek sistemskih števcev plačujejo dejansko
porabljeno elektriko, vodo in toploto, ne da bi sporočili stanje števca. Števci omogočajo tudi
nadzor nad porabo in s tem ponujajo možnosti učinkovitejše rabe energije. Dodatni učinki se
kažejo v pravilnejšem načrtovanju distribucije električne energije in drugih energentov,
obračunavanju na dejansko porabo, predvsem pa omogočajo lažje upravljanje s stroški
15.2.5 TP Komunalni servis
Projekt na tem TP se je začel v letu 2008. Inštaliranih je bilo 86 števcev (Iskraemeco MT371
in ME371) ter koncentrator (Iskraemeco P2LPC). Uporabljena komunikacija je PLC in
GPRS. Dosežena zanesljivost komunikacije je 99 % za PLC in 98 % za GPRS. Števci poleg
dnevnega daljinskega odčitavanja in dinamičnih tarif omogočajo tudi daljinski vklop ali
izklop uporabnikov, možnost predplačniške funkcije, detekcijo nedovoljenih posegov v
števec, daljinsko upravljanje števca, zajemanje podatkov o kakovosti in možnost priklopa
149
števcev drugih energentov in vode. V sistemu se tako odčitava še 174 vodomerov, 88
kalorimetrov in 1 plinomer, ki so z električnim števcem povezani prek žične povezave
Modbus. Z odjemalci se komunicira prek informacij na računih.
15.2.6 TP Plavž stolpnice in TP Tavčarjeva
V letu 2008 so v podjetju s sistemskimi števci opremili tudi 422 odjemalcev na omenjenih TP.
Števci so enake vrste kot v primeru TP Komunalni servis, vendar je bila dosežena nekaj nižja
zanesljivost komunikacije prek PLC (91 %) in enaka na GPRS (98 %). Števci omogočajo
enake funkcionalnosti kot pri TP Komunalni servis, čeprav v projekt niso vključeni števci
drugih energentov ali vode.
15.2.7 TP Zelenica Bled
S števci proizvajalca Iskraemeco (MT 351 in ME 351) se je v letu 2008 opremilo odjemalce
na TP Zelenica Bled (koncentrator P2LPC). Dosežena zanesljivost komunikacije je 98 % za
PLC in 99 % za GPRS. Števce se odčituje dnevno, možna pa je tudi uporaba dinamičnih tarif.
Kontrolni števec v TP ni inštaliran, tako da podjetje nima nadzora nad izgubami. Z odjemalci
se komunicira prek informacij na računih.
15.2.8 TP PSO Mercator Bohinjska Bistrica in TP Strženica Bohinjska Bistrica
V tem projektu se je inštaliralo 149 števcev in koncentratorja. Oprema je enaka kot v projektu
na TP Zelenica Bled. Zanesljivost komunikacije PLC je 97 % in 99 % za GPRS.
Funkcionalnosti so enake kot v projektu TP Zelenica Bled.
15.2.9 TP Kidričeva ulica
Projekt se je začel v letu 2009. Inštaliranih je bilo 34 sistemskih števcev (Iskraemeco MT351)
in koncentrator (Iskraemeco P2LPC). Števci so povezani prek PLC, koncentrator pa prek
optične povezave. Funkcionalnosti so enake kot v projektu na TP Zelenica Bled. Dosežena
zanesljivost komunikacije je 100 %. Z odjemalci se komunicira prek informacij na računih.
15.2.10TP Planina jug 1 in 2
V letu 2009 se je s sistemskimi števci (Iskraemeco MT371) in koncentratorjema (Iskraemeco
P2LPC) opremilo tudi 200 odjemalcev na TP Planina jug 1 in 2. Dosežena zanesljivost
komunikacije je 99 % za PLC in 100 % za GPRS. Števci omogočajo enake funkcionalnosti
kot na TP Komunalni servis, v projekt pa je povezanih še 273 vodomerov in 200
kalorimetrov.
150
15.2.11Merilni center
V merilnem centru Elektro Gorenjska potekajo naslednji procesi:
• zajem podatkov (odčitavanje),
• vnos novih podatkov (novi priklopi),
• validacija podatkov,
• priprava in pošiljanje obračunskih podatkov na informatiko,
• agregacija podatkov,
• izvajanje analitičnega postopka,
• posredovanje podatkov udeležencem na trgu (Agencija, Borzen, dobavitelji),
• vpogled porabe na merilnih mestih preko spletne aplikacije,
• izvajanje daljinskih odklopov,
• posredovanje podatkov ostalim ponudnikom energentov.
Nameščena programska oprema je SEP2W, ki bo predvidoma v letošnjem letu v celoti
funkcionalna za potrebe AMI sistema. Nameščena je tudi starejša verzija SEP2W 1.9 in tudi
programska oprema Advance. Za potrebe agregacije in pošiljanja podatkov se uporablja
aplikacija Agames. Podatkovni strežnik je MS SQL 2008. Shematski prikaz informacijske
rešitve prikazuje slika 15.2.
151
Slika 15.2: Informacijska rešitev merilnega centra Elektro Gorenjska
15.2.11.2 Načrtovan obseg merilnega centra
Predvideno število sistemskih števcev, ki bodo vključeni v merilni center, je 85.000.
V merilnem centru se izvaja zajem obračunskih podatkov števčnih stanj in odčitavanje 15
minutnih vrednosti obremenilnega diagrama. Odjemalcem s priključno močjo do 41kW, ki
imajo nameščene sistemske števce, se odčitava dnevne podatke števčnih stanj. Odjemalcem,
ki imajo nameščene štrikvadrantne meritve odčitavamo tudi povprečne 15 min. vrednosti
energije in napetosti. Odjemalce odbiramo enkrat dnevno. Podatki o parametrih kakovosti s
sistemskih števcev se trenutno še ne odbirajo in še niso povezani z obratovalnimi meritvami.
V bodoče se predvideva tudi povezava na tem področju
15.3 Elektro Ljubljana
15.3.1 Pilotni AMR projekt na PLC platformi
Leta 2005 je bil izveden pilotni projekt s 33 števci, ki so preko PLC povezave povezani s
komunikatorjem. Uporabljeni so bili števci podjetja Iskraemeco in sicer dva tipa MT351 in
ME351, ter koncentrator P2LPC, ki je z merilnim centrom povezan preko GSM/GPRS
povezave. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se četrturni
obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan.
Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 3%, dosežena zanesljivost komunikacije je 99%
za PLC in 100% za GSM.
15.3.2 Projekt spremljanja četrturne dinamike obremenitve na reprezentativnem vzorcu
gospodinjskih odjemalcev
Jeseni 2006 je bil izveden pilotni projekt s 3.888 števci, ki so preko GSM/GPRS povezav
povezani z merilnim centrom. Uporabljeni števci: Iskraemeco MT372 in ME372 in
Landis+Gyr ZMF120AC. Pilotni projekt služi statističnemu spremljanju letnega obnašanja
dinamike rabe energije reprezentativnega vzorca gospodinjskih odjemalcev na področju
Elektro Ljubljana. Vzorec v velikosti 1,7% vseh gospodinjskih odjemalcev podaja rezultat
četrturnega obnašanja celotne populacije pri le 2% statistični napaki.
152
Sistem je prvenstveno namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se četrturni
obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan. Poleg te
funkcionalnosti so na voljo še sledeče:
•
•
zaznavanje nedovoljenih posegov,
•
daljinski odklop / priklop uporabnika,
•
omejevalnik moči,
•
možnost dinamičnega spreminjanja tarif,
•
•
registriranje prekinitev napajalne napetosti.
Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 2%, dosežena zanesljivost komunikacije je 98 %.
Podatki o gibanju dnevne porabe vzorca gospodinjskih odjemalcev so dnevno objavljeni na
spletni strani www.elektro-ljubljana.si.
15.3.3 Projekt AMR Žiri
Zahteva po višjem nivoju kakovosti dobave električne energije odjemalcem na področju, ki so
napajani iz RTP Žiri je bila odločujoči faktor za izvedbo pilotnega projekta nameščanja
števcev s PLC/GPRS komunikacijo. Glavni problem teh odjemalcev je bil v tem, da se RTP
Žiri napaja iz severno primorskega 110kV omrežja. Le-ta pa ni pokrit s MTK signalom, ki ga
v podjetju uporabljamo za krmiljenje tarife pri končnih odjemalcih. Posledično je bilo večini
odjemalcem onemogočen odjem električne energije po dvotarifnem načinu merjenja.
Na področju, ki ga napaja RTP Žiri se nahaja 246 transformatorskih postaj. Na njih je
priključeno nekaj več kot 6200 odjemalcev. Prav tako se na tem področju nahaja nekaj
manjših proizvajalcev električne energije. Projekt je bil uspešno zaključen konec leta 2008.
Inštalirali so se števci in koncentratorji proizvajalca Landis+Gyr:
•
na TP z več kot 5 merilnimi mesti števci ZCF120ACD+AD-CP90B140 in
ZMF120ACD+AD-FP90B140 in koncentratorji AC-RG1A in
•
na TP z manj kot 5 merilnimi mesti števci ZCF120ACD+AD-CG90B in
ZMF120ACD+AD-FG90B140.
S projektom so bili realizirani še dodatni cilji:
•
manjši stroški obratovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja,
•
prihranki zaradi ročnega odčitavanja odčitavanja meritev obstoječega sistema
merjenja,
•
prihranki zaradi zniževanja konične porabe distribucijskih podjetij,
•
dodatni prihodki zaradi hitrejšega detektiranja kraj s pomočjo SOIPE,
natančnejših odčitavanj podatkov (nižje komercialne izgube),
•
prihranki zaradi večje natančnosti računov in posledično manjšega števila
pritožb odjemalcev
153
•
odjemalcem smo omogočili tudi dodatne storitve (Spremljaj svojo porabo,
merjenje porabe drugih energentov…)
Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 3%, dosežena zanesljivost komunikacije je 100
%. Področje RTP Žiri se nahaja na območju, kjer so pogoste nevihte s strelami. Posledice
udarov strel v bližini merilnih in komunikacijskih naprav so uničile nekaj števcev pri
odjemalcih. V večini primerov pa je prenapetostna zaščita izklopila koncentratorje merilnih
podatkov, ki so nameščeni v TP. To je v praksi pomenilo ponoven obisk monterja v TP-ju in
ponoven priklop koncentratorja. Le dva koncentratorja pa je prenapetost do sedaj uničila.
15.3.4 Projekt AMM Domžale
Sodobni sistemi za merjenje električne energije ponujajo veliko več od samega merjenja el.
energije in posredovanja merilnih podatkov. Njihova AMR funkcija je praktično že
uveljavljena, do izraza pa vse bolj prihajajo ostale funkcije, ki jih ti sistemi omogočajo. Tako
predstavljajo eno od osnovnih infrastrukturnih tehnologij, ki med drugim omogočajo
vzpostavitev povezave s števci drugih energentov in vode.
Ker na tem tehničnem področju razen nekaj manjših pilotov večjih spoznanj v podjetju
Ljubljana nimajo, so v sodelovanju z dobaviteljem-koncesionarjem plina v občini Domžale
sklenili dogovor o daljinskem zajemu merilnih podatkov iz plinomerov na širšem napajalnem
področju RTP Domžale, kjer je v naslednjih letih predvidevajo nekaj tisoč odjemalcev tega
energenta. Inštaliranih bo 18.070 števcev proizvajalca Landis+Gyr in plinomeri Libra.
V tem smislu je projekt AMM Domžale nadgradnja projekta AMR Žiri.
Merilne podatke s plinomerov zagotavljajo s povezavo plinomerov s sistemskimi števci
električne energije. Daljinski zajem merilnih podatkov od števca električne energije do
merilnega centra izvajamo:
•
preko javnega mobilnega omrežja po GSM/GPRS načinu ali
•
preko vzpostavljenega PLC sistema do koncentratorja, ki je povezan v
GSM/GPRS komunikacijski sistem.
•
Pri vseh odjemalcih na področju občine Domžale, ki so priključeni na elektro
omrežje se lahko vzpostavi GSM/GPRS ali PLC daljinski zajem in lokalno Mbus žično ali M-bus brezžično povezavo.
Predvideni zaključek projekta: 30.06.2010
Po zaključku prve polovice projekta je delovanje celotnega sistema 100%. Težave so se
pojavile (na petih MM) pri odjemalcih, ki imajo vgrajeno nestandardizirano opremo hišne
“inteligentne inštalacije”.
154
15.3.5 Projekt daljinskega zajema merilnih podatkov in upravljanje z energijo na lastnih
merilnih mestih
Pri vzpostavitvi sistema daljinskega zajema merilnih podatkov energentov na lastnih merilnih
mestih v okviru podjetja so v Elektro Ljubljana izvajali testiranje in preizkus merilnih
sistemov t.i. »multi-utility sistemov. Inštalirani so bili števci proizvajalca Landis+Gyr,
kalorimetri Actaris in vodomeri Elster.
Cilj in namen projekta je bil zagotavljanje daljinskega prenosa merilnih podatkov po različnih
komunikacijskih kanalih s poudarkom na maksimalni izkoriščenosti lastnega omrežja in že
vzpostavljene merilne infrastrukture.
V procesu razvoja in testiranja se je izkazalo, da lahko podjetje zagotovi merilne podatke tudi
za preostale energente in vodo in s tem zagotovi nabor dodatnih storitev, ki omogočajo
učinkovito in racionalno rabo el. energije ter ostalih energentov.
Vsa merilna oprema brezhibno deluje v pričakovanih projektno opredeljenih parametrih.
Projekt je bil v letu 2009 zaključen.
15.3.6 Projekt Trnovska 10
Namen in cilji projekta so opremiti merilna mesta v že zgrajenem starejšem
večstanovanjskem objektu (50 merilnih mest) na Trnovski 10 v Ljubljani za daljinski prenos
merilnih podatkov porabe energentov in vode prek števca električne energije. V ta namen je
bil izdelan izvedbeni projekt, ki vsebuje »multi-utility rešitve«. Želja in cilj stanovalcev
(investitorji v merilno opremo ostalih energentov in vode) je celovita prenova objekta, ki se
ga predstavi kot vzorčni primer energetske učinkovitosti večstanovanjske enote. Pri tem
vključuje tudi zunanje institucije, ki se ukvarjajo s problematiko področja URE (ZRMK,
FAGG, MOL, Umanotera).
V sklopu projekta se želi preveriti tehnično ustreznost delovanja merilne opreme in uporabo
komunikacijskih protokolov M bus, M bus RF in omrežja GSM/GPRS, PLC.
Projekt se nahaja v zaključni fazi in bo ustrezno predstavljen širši javnosti kot primer
celovitega delujočega sistema multi-utility storitev.
Informacijska infrastruktura za zagotavljanje procesov v Merilnem centru Elektro Ljubljana je
zgrajena tako da nemoteno in zanesljivo zagotavlja delovanje naslednjih procesov:
• zajem merilnih podatkov,
• obdelavo merilnih podatkov,
155
•
•
•
•
izmenjavo merilnih podatkov,
zagotavljanje merilnih podatkov za napoved,
zagotavljanje merilnih podatkov za obračun in
podporo za podatkovne storitve.
Informacijska infrastruktura je sistem več medsebojno povezanih strežnikov, s programsko
opremo in komunikacijskimi povezavami do merilnih mest in ostalih informacijskih
podsistemov. Celotna informacijska infrastruktura v merilnega centra je prikazana na sliki
15.3.
Slika 15.3: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Ljubljana
15.3.7.1 Strojna oprema
V Elektro Ljubljana so strojno informacijsko opremo zgradili, tako da zagotavlja kapacitete za
minimalno pet letno obdobje in z enostavno možnostjo nadgradnje sistema. V osnovi se
sestoji iz diskovnega polja, sistema s platformo strežniških rezin, koncepta za visoko
razpoložljivost in zagotavljanje brezprekinitvenega delovanja. Tovrstna platforma zagotavlja
visoko zanesljivost za režim delovanja sistema 24/7, majhno energijsko porabo in
fleksibilnostjo prilagajanja oz. nadgrajevanja.
Konfiguracija strežnikov
156
Konfiguracijo strežnikov v osnovi delimo na osnovi izvajanja posameznih procesov:
• sistemski strežniki za daljinski zajem merilnih podatkov,
• sistemski strežniki za obdelavo in izmenjavo podatkov,
• sistemski strežnik za izvajanje podpornih funkcij sistema,
• podatkovni strežnik in
• spletni strežnik.
Strežniki so grajeni v 19'' »rack« ohišju na platformi strežniških rezin z možnostjo vgradnje
10 fizičnih strežnikov. Glavne tehnične značilnosti sistema:
• samostojno redundantno napajanje ohišja in strežnikov (2+2),
• podvojeno hlajenje,
• vgrajeni podvojeni GbE stikali s po 12 RJ45 porti za povezavo v LAN,
• vgrajeni podvojeni 4Gbit FC stikali s po 12 aktivnimi porti,
• omogočena funkcionalnost redirekcije grafične konzole in priklop oddaljenega pogona
(FDD, CD, HDD),
• povezava na centralno kontrolo za upravljanje s strežniki (LCD, tipkovnica, miška).
Sistemski strežniki za daljinski zajem merilnih podatkov
Sistemi strežniki za daljinski zajem merilnih podatkov so v pogonu 24 ur dnevno, 7 dni v
tednu. Zaradi potreb programske opreme za daljinski zajem morajo biti strežniki fizično
ločeni gleda na vrsto merilno komunikacijske opreme in protokolov prenosa merilnih
podatkov. Poleg tega ne potrebujejo veliko diskovnih kapacitet in procesorskega časa. Zaradi
navedenih dejstev je najbolj racionalna rešitev z virtualizacijo strežnikov, ki omogoča zelo
fleksibilno razpolaganje s strojno opremo in tudi hitre spremembe, odprave napak pri
poškodbi programske opreme ali operacijskega sistema. Platforma strežnikov za izvajanja
daljinskega zajema merilnih podatkov je na virtualizaciji strežnikov z VmWare ESX
sistemom. Na vsakem strežniku je nameščen operacijski sistem Mocrosoft 2003 Server 32 bit.
Fizični strežnik ima naslednjo konfiguracijo:
• 200 GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja) za cca 5-6 virtualnih
strežnikov,
• 2 – QUAD-CORE procesorja in
• 16 GB delovnega pomnilnika RAM.
Sistemski strežniki za obdelavo in izmenjavo podatkov
Sistemski strežnik za obdelavo in izmenjavo merilnih podatkov mora zadostiti potrebi po hitri
odzivnosti in visoki sposobnosti procesiranja velikega števila podatkov. Strežniki opravljajo
naslednje osnovne funkcije:
• seštevanje merilnih podatkov in zapisovanje v podatkovno bazo,
• odštevanje merilnih podatkov in zapisovanje v podatkovno bazo,
157
• množenje merilnih podatkov in zapisovanje v podatkovno bazo.
in bolj napredne/zahtevne funkcije:
• nadomeščanje manjkajočih merilnih podatkov z vgrajenimi algoritmi,
• formiranje tabel v bazi ali datotek za nadaljnjo uporabo,
• izdelava bilanc za daljša obdobja.
Za te procese je na voljo zmogljivejši strežnik z operacijskim sistemom Microsoft 2003
Server 64 bit z naslednjo konfiguracijo:
• 100 GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja),
Sistemski strežniki za izvajanje podpornih funkcij sistema
Strežniki so namenjeni za izvajanje manj zahtevnih funkcij v sitemu in imamo zaradi tega tudi
manj zahtevno konfiguracijo:
• 100 GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja),
Na strežnikih je nameščen operacijski sistem Microsoft 2003 Server 64 bit.
Podatkovni strežnik
Podatkovni strežnik je vez med vsemi strežniki in podatkovno bazo. Zaradi velikega števila
povezav in velikega pretoka podatkov je konfiguracija strežnika naslednja:
• 1 TB GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja),
Na strežniku je nameščen operacijski sistem Microsoft 2003 Server 64 bit in relacijska baza
MS SQL Server 2005.
Spletni strežnik
Spletni strežnik je dislociran od Merilnega centra in je nameščen v visoko varovanem okolju
(DMZ). Strežnik je varnostno ščiten s strani poslovnega omrežja Elektro Ljubljana in z
zunanjega spletnega okolja. Na spletnem strežniku imamo nameščene spletne aplikacije in
sistem za izmenjavo podatkov (WEB services). Ker strežnik deluje avtonomno imamo
vzpostavljeno redundantno napajanje z dvojnim napajalniki in postavitev diskov v RAID5.
Konfiguracija strežnika:
• 6 x SAS 300 GB diskov,
• 1 x QUAD-CORE procesorja in
158
•
16 GB delovnega pomnilnika RAM.
Diskovno polje
Diskovno polje je namenjeno za zagotovitev diskovnega prostora vsem strežnikom,
shranjevanju merilnih podatkov v podatkovne baze in ostalih potrebnih podatkov.
Konfiguracija diskovnega polja:
• SAN tehnologija,
• redundantni krmilnik,
• vgrajeni podvojeni GbE stikali s 4 RJ45 porti za povezavo v LAN,
• vgrajeni podvojeni 4Gbit FC stikali 1/2/4 Gbit, 4 portov,
• RAID6,
• 12 x 450 GB trdih diskov, 15k, SAS.
Strežniki in diskovno polje so povezani dvakrat preko optičnih vlaken, ki omogočajo lokalen
prenos s hitrostjo 4Gbit. Podvojena optična povezava sistemu omogoča visoko zanesljivost
delovanja, saj je vzpostavljen v primeru odpovedi ene povezave še vedno ena deluje. V
primeru odpovedi obeh optičnih povezav sistem samodejno deluje preko Gb Ethernet LAN
povezav.
Programska oprema mora omogočati podporo pri izvajanju naslednjih procesov:
• obvladovanje merilnih naprav na merilnem mestu (spreminjanje parametrov, izvajanje
kontrole stanja merilne naprave),
• daljinski zajem merilnih podatkov,
• zapis in shranjevanje merilnih podatkovne v podatkovne baze,
• validiranje merilnih podatkov,
• nadzorovanje stanja omrežja,
• spremljanje osnovnih parametrov kakovosti napetosti,
• izdelovanje poročil,
• izmenjavo podatkov z ostalimi sistemi.
Na sliki 15.4 so prikazani procesi in podatkovni tokovi v merilnem centru in s povezanimi
podsistemi.
V merilnem centru Elektro Ljubljana za potrebe izvajanja osnovnih funkcij daljinskega
zajema, upravljanja z nastavitvami merilnih mest in pregleda merilnih podatkov uporabljajo
dve programski rešitvi Iskraemeco in Landis+Gyr.
159
Na tem nivoju obe programski rešitvi omogočata enako funkcionalnost, tako da bomo v
nadaljevanju povzeli skupne funkcionalnosti in module.
Slika 15.4: Shematski prikaz procesov in podatkovnih tokov
Osnovni modul
Modul omogoča upravljanje in administriranje sistema. V sistemu se definirajo nivoji dostopa
uporabnikov in njihove uporabniške pravice. V tem modulu se v celoti nastavljajo tehnični
parametri za posamezno merilno mesto in povezave s podatkovnimi bazami za zapis merilnih
podatkov.
Modul za daljinski zajem
160
Modul zagotavlja zajem merilnih podatkov po različnih protokolih: SCTM, M-bus, IEC1107,
DIN19244 in DLMS. Omogočeno je samodejno klicanje po vnaprej nastavljenih urnikih, ki
lahko izvajajo istočasno klicanje več merilnih mest, število hkratnih klicev je omejeno le na
razpoložljive komunikacijske kanale.
V modulu je pregled aktivnosti na zahtevo oziroma v naprej pripravljenih urnikih:
• pregled napolnjenosti merilnih podatkov posameznega merilnega mesta in
• avtomatično obveščanje (e-mail, SMS) o neuspelih transakcijah.
Modul za prikaz merilnih podatkov in izdelavo enostavnih analiz
Programski modul se lahko namesti pri uporabniku, lahko pa se uporabi spletni brskalnik.
Dostop do podatkov nadzoruje administrator sistema, ki upravlja z uporabniškimi pravicami.
Uporabniške pravice točno definirajo posamezne nivoje dostopa do posameznih skupin
merilnih podatkov.
Modul omogoča:
• pregled merilnih podatkov:
• tabelarični pregled energije, moči (Wh, kW) za poljubno obdobje,
• grafični pregled za poljubno obdobje,
• fleksibilno tarifiranje,
• uporaba poljubnih kriterijev in matematičnih funkcij (seštevanje, odštevanje,
množenje),
• pregled merilnih podatkov iz različnih baz in izvajanje poljubnih matematičnih
funkcij med njimi.
•
izdelavo poročil:
• za poljubna merilna mesta,
• za različne podatkovne baze,
• uporaba tarifnih pravil,
• izvoz v poljubni obliki (txt, xls, htm),
• poleg ročnega izvoza poročila mora omogočati tudi izvoz po urniku.
•
izdelavo bilanc:
• za poljubna merilna mesta,
• za različne podatkovne baze (Advance, Sep2W),
• izdelava poročil po urniku,
• zapis poročil v bazo,
• izvoz poročil v datoteke (txt, xls, htm).
161
•
•
substitucijo (za nadomeščanje manjkajočih vrednosti je potrebna inteligentna
programska oprema in strokovno usposobljen inženir elektrotehnike) manjkajočih
vrednosti v posameznem obremenilnem diagramu in
validacijo podatkov po različnih kriterijih.
Modul za krmiljenje merilnih naprav
Modul omogoča dvosmerno komunikacijo po DLMS protokolu.
Sistem krmiliti števce z vgrajenimi odklopniki. V bazi se evidentira in spremlja stanje
(vključen / izključen) števcev na terenu in shranjuje zgodovino stanj. Pregled je enostaven in
omogoča prikaz po različnih kriterijih za iskanja: (vključen / izključen, števec).
Izvajanje zahtev za izklop oziroma vklop števca se shranjuje v lokalni bazi.
Modul je zasnovan tako, da ga je mogoče nadgraditi in povezati z obračunskim sistemom
Elektro Ljubljana. Del funkcij za izvrševanje zahtev je lahko avtomatiziran glede na stanje
plačanih oz neplačanih računov v povezavi s podatkovno bazo DB2.
Modul omogoča spreminjanje stanja aktivnih tarifnih shem na števcu. V sistemu je
evidentirana struktura tarifnih shem. Na zahtevo se izvede daljinsko nastavljanje tarifnih shem
in sicer za en števec oz. več odvisno od pravil za izbrano skupino. Vse spremembe in aktivna
stanja so shranjena v lokalni bazi.
V nadaljevanju bodo opisani programski moduli, ki izvajajo točno določene procese.
Modul za posredovanje merilnih podatkov v sistem za obračun
Modul je vezni člen med bazo merilnih podatkov in obračunsko bazo v sistemu za obračun.
Sistem za obračun v podjetju Elektro Ljubljana je star že 30 let. Osnova je IBM DB2. Sistem
za obračun potrebuje točno definirane vhodne podatke. V tabeli 15.1 je prikazana struktura
podatkov za obračun, ki jih izdela programski modul. Podatki morajo biti shranjeni v *.hst
datoteki.
162
Tabela 15.1: Struktura podatkov za obračun
Atributi
tip zloga
NAO - način obračuna
ŠTOD - številka odjemnega mesta
DIS - distribucijsko podjetje
SMM - številka merilnega mesta
Datum (ddmmyy)
Šifra del. števca
Številka del. števca
dostopnost do merilnega mesta
presledek
Stanje VT - višja tarifa
presledek
Stanje MT - mala tarifa
presledek
Stanje KT - konična tarifa
Konica VT - visoka tarifa
Šifra jal. števca
Številka jal. števca
presledek
Stanje VTj - visoka jalova tarifa
presledek
Stanje MTj - mala jalova tarifa
Skupaj mest:
dolžina v bytih
2
1
12
1
9
6
4
8
1
1
7
1
7
1
7
5
4
8
1
7
1
7
101
Modul za pregled merilnih podatkov in izdelavo naprednih analiz na omrežju
Modul je namenjen za pregled merilnih podatkov, izvajanje analiz za potrebe spremljanja in
kontrole pretokov po distribucijskem omrežju, pregled podatkov za posamezno merilno mesto
s parametri kakovosti. Modul je dostopen vsem zaposlenim v podjetju Elektro Ljubljana
znotraj poslovnega omrežja preko spletnega brskalnika in uporabniškimi pravicami
posameznika, ki jih dodeli operater v merilnem centru.
Modul omogoča branje merilnih podatkov iz različnih obstoječih podatkovnih zbirk (Sep2W,
Advance in DB2) in je odprt za povezovanja z drugimi podatkovnimi bazami (SQL, Oracle,
DB2, …).
163
Modul je integriran v prostorski informacijski sistem Elektro Ljubljana. Preko sistema je
mogoče enostavno dostopati do merilnih podatkov s posameznega merilnega mesta,
distribucijske transformatorske postaje, RTP, RP (primarna stran, sekundarna stran TR in
izvodi) in ostalih merilnih mest, ki imajo vzpostavljen daljinski zajem merilnih podatkov.
Modul za obdelavo in izmenjavo merilnih podatkov
Modul je vmesnik med podatkovnimi bazami v Merilnem centru in končnim uporabnikom
(dobavitelj, SODO, JARSE, BORZEN, odjemalec, proizvajalec…). Modul omogoča izvajanje
naslednjih procesov:
•
•
•
•
dnevno posredovanje merilnih 15-minutnih ali urnih podatkov po elektronski pošti v
standardiziranem slovenskem formatu,
»napihovanje« diagramov na podlagi mesečnih obračunskih podatkov in normiranje
preostalega diagrama (na dnevni in mesečni osnovi),
agregacija obremenilnih diagramov odjemalcev po bilančnih skupinah oz. bilančnih
podskupinah na posameznem preskrbovalnem področju z možnostjo korigiranja
agregiranih diagramov s faktorjem izgub,
dnevni izračun preostalega diagrama obremenitve upravičenih odjemalcev brez
ustreznih telemetričnih meritev.
Radius strežnik/modul
Radius je sistemski strežnik/modul za administracijo in upravljanje APN povezave med
merilnim centrom preko Mobilnega operaterja in posamezne SIM kartice na merilnem mestu.
Na strežniku je operacijski sistem Microsoft Win2003 Server, Microsoft Radius Server in
Microsoft Acitve Directory sistem. Konfiguracija Radius strežnika je enaka procesnim
strežnikom.
Merilne podatke, ki jih merijo sistemski števci in se odčitavajo preko daljinskega zajema, v
lahko grobem razvrstimo na naslednje skupine:
• diagram obremenitve (LP, 15 mi, 1h, 1 dan),
• obračunski podatki (RO, 1. v mesecu ob 0:00 uri),
• dogodki na merilno komunikacijski opremi (events) in
• parametri kakovosti napetosti.
Daljinski zajem se izvaja po urniku, ki je določen za vsak dan. Praviloma se prične z
daljinskim zajemom merilnih podatkov vsak dan ob 0:00 uri, tako da so do 7:00 ure zjutraj
164
zagotovljeni vsi podatki, ki so potrebni za izvajanje napovedi in dnevnega zagotavljanja
merilnih podatkov končnim uporabnikom.
Trenutna informacijska infrastruktura zagotavlja obvladovanje 50.000 merilnih mest, vendar z
dodajanjem diskovnega polja in strežnikov lahko z minimalnimi investicijskimi vložki
vzpostavimo sistem za obvladovanje 350.000 in več merilnih mest.
15.3.7.5 Skrb za informacijsko varnost
•
•
•
•
•
Strojna oprema omogoča visoko razpoložljivost in zanesljivost delovanja (HA) strojne
opreme z vzpostavljenim redundantnim strežnikom in sistemom za spremljanje
delovanja in samodejnega ukrepanja v primeru okvare ene od komponent,
diskovno polje je postavljeno v RAID6,
dnevno se izdeluje varnostne kopije vseh podatkov na dislocirano lokacijo,
izmenjava podatkov po elektronski pošti omogoča uporabo certifikata,
vsi zaposleni v Elektro Ljubljana so seznanjeni z občutljivostjo posameznih podatkov
od partnerjev/odjemalcev in se ravnamo v skladu s pridobljenim standardom
ISO27001 in zakonom o varovanju osebnih podatkov.
15.4 Elektro Maribor
15.4.1 AMR prek PLC, GSM/GPRS in RF
Leta 2005 so v podjetju začeli s projektom daljinskega odčitavanja preko PLC in GSM/GPRS
povezav. Do sedaj je bilo nameščenih 30.588 števcev s PLC povezavo in 293 koncentratorjev.
V začetku leta 2007 je bilo v okviru izvedbe Projekta spremljanja četrt-urne dinamike
obremenitve na reprezentantnem vzorcu gospodinsjkih odjemalcev nameščenih 1.411 števcev,
ki z merilnim centrom komunicirajo preko GSM/GPRS. V nekaj primerih, ko povezava preko
GSM/GPRS omrežja ni bila mogoča, se uporablja radijska povezava (RF) - lastno radijsko
omrežje. Uporabljeni so števci Iskraemeco MT351, ME351, MT372 in ME372 ter
koncentratorji P2LPC. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se
četrturni obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan.
Poleg te funkcionalnosti so na voljo še sledeče:
•
•
zaznavanje nedovoljenih posegov,
•
daljinski odklop / priklop uporabnika,
•
omejevalnik moči,
•
možnost dinamičnega spreminjanja tarif,
165
•
•
•
registriranje prekinitev napajalne napetosti,
ponekod so na števce priključeni števci porabe pitne vode.
Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 2,3%, dosežena zanesljivost komunikacije je 98,6
% za PLC (brez dodatni posegov v NN omrežje), 100 % za GSM/GPRS in 100% za RF.
15.4.2 AMM/AMI prek PLC
V letu 2009 se je začel še projekt namestitve 1.882 sistemskih števcev na 25 TP z opremo
proizvajalca Landis+Gyr. Komunikacija je PLC, od koncentratorje do centra pa GPRS.
Dosežena zanesljivost komunikacije je 99,4 % za PLC in 100 % za GPRS. Funkcionalnosti so
enake kot v projektu z opremo proizvajalca Iskraemeco.
V merilnem centru se izvajajo procesi zajemanja, obdelovanja, validacije, agregacije,
shranjevanja in posredovanja podatkov (slika 15.5).
Slika 15.5: Ponazoritev podatkovnih tokov merilnega centra Elektro Maribor
Za zajem podatkov skrbita programski orodji »Sep2Collect« proizvajalca Iskraemeco in
»Advance System« proizvajalca Landis+Gyr.
166
Vsi merilni in ostali podatki (števčna stanja, obremenilni diagrami, dogodki, podatki o
kakovosti,…) se shranjujejo v podatkovni strežnik MS SQL.
Dnevno zagotavljanje podatkov upravičencem na trgu z električno energijo poteka preko
podsistema za izmenjavo podatkov Agames, ki po naprej pripravljenih urnikih obdeluje in
posreduje merilne podatke.
Preko sistema WWW100 so podatki »on line« dostopni tudi uporabnikom omrežja. Ta sistem
omogoča prikaz obremenilnega diagrama za uporabnika omrežja preko svetovnega spleta in
tako omogoča sprotno spremljanje dinamike porabe in s tem optimizacijo odjema odjemalca.
Za izmenjavo podatkov med merilnim centrom in obračunskim centrom skrbi podsistem za
pripravo in prenos obračunskih podatkov SQL 2 DB2. V podprocesu priprave obračunskih
podatkov se izvajajo validacijski postopki, ki skrbijo za odkrivanje nepravilnosti med podatki
in preko sistema zahtevkov v klicnem centru kreirajo zahtevo za pregled merilnega mesta.
Informacijsko infrastrukturo merilnega centra prikazuje slika 15.6.
Do baz merilnega centra dostopajo tudi ostale intranetne aplikacije, ki skrbijo za
izračunavanje bilanc, CRM, SCADA in hitri vpogled v merilne podatke osebju klicnega
centra in ostalim, ki opravljajo dela povezana z merjenjem električne energije in zagotavljanja
merilnih podatkov.
Osnovna perioda zajema podatkov je 24ur, pomembnejša merilna mesta pa se odbirajo tudi v
krajši časovni periodiki (12 ur, 1ura). Merilna mesta, katerih merilna oprema ne omogoča
beleženja obremenilnih diagramov, se odbirajo 1x mesečno.
Sistem je v fazi nenehnega dograjevanja z novimi moduli, saj je predvidena končna
kapaciteta 220.000 merilnih mest vključenih v AMI sistem.
167
Slika 15.6: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Maribor
168
Dostop do podatkovnih baz je zaščiten skladno z varnostno politiko podjetja skladno z
vodenjem občutljivih podatkov (dostop le pooblaščenim osebam z ustreznimi gesli). V
aktivnih bazah so shranjeni podatki za preteklo in tekoče leto, medtem ko se starejši podatki
hranijo v arhivskih bazah, ki so prav tako vedno dostopne »on line«. Aktivne baze se
arhivirajo minimalno 1x mesečno in sicer na lokalni strežnik ter Tivoli strežnik, ki je na
dislocirani enoti.
15.5 Elektro Primorska
15.5.1 AMR Hum in Krožna
V kraju Dobrovo je bilo leta 2005 nameščenih 64 števcev Iskraemeco ME351 in MT351 in
koncentrator P2LPC. Enaka oprema se je uporabila leta 2006 na lokaciji Krožna v Kopru, kjer
je bilo nameščenih 33 števcev in koncentrator. Povezava koncentrator – števci poteka preko
PLC, koncentrator – merilni center pa preko GSM/GPRS. V merilni center se dnevno
prenašajo enourni obremenilni diagrami in merilni podatki. Prenašajo se tudi morebitni
dogodki. Zanesljivost komunikacije je 100 %.
15.5.2 AMR Šmihel
Leta 2007 je bilo na lokaciji Šmihel (Ajdovščina) nameščenih 56 števcev Landis+Gyr tipa
ZMF/ZCF120Abd z modulom za PLC tip AD FP/CP in koncentratorjem AC-RG1A. Gre za
Landis+Gyr-ov sistem Advantis. V merilni center se dnevno prenašajo enourni obremenilni
diagrami in merilni podatki, ter morebitni dogodki. Zanesljivost komunikacije je 100 %.
15.5.3 AMM Kamnje, Vrtovin (1,2,3), Hrušica, Šalara, Čepovan
Na lokacijah Kamnje, Vrtovin 1, Vrtovin 2, Vrtovin 3, Vrtovin 4 (Ajdovščina) je bilo leta
2007 nameščenih 239, na lokaciji Hrušica (Komen) 58, Šalara (Koper) 57 in Čepovan 1
(Čepovan) 80 števcev Landis+Gyr tipa ZMF/ZCF120Abd z modulom za PLC tip AD FP/CP
in koncentratorji AC-RG1A. Trenutno uporabljene funkcionalnosti sistemskih števcev na teh
lokacijah so: dnevni prenos enournih obremenilnih diagramov in obračunskih podatkov;
prenos morebitnih dogodkov, ter možnost daljinskega odklopa - vsi števci so namreč
opremljeni z odklopnikom.
169
15.5.4 AMM števci na težko dostopnih mestih
Leta 2007 je bilo na težko dostopna merilna mesta nameščenih 63 števcev Landis+Gyr tipa
ZMF/ZCF120Abd z AD FG/CG GSM/GPRS modulom, ki imajo neposredno povgezavo z
merilnim centrom. Tudi ti števci so opremljeni z odklopnikom. Funkcionalnosti so enake
tistim iz prejšnjega podpoglavja. Zanesljivost komunikacije je 100 %.
15.5.5 Projekti po letu 2008
Po letu 2008 se je nadaljevalo z nameščanjem števcev proizvajalca Landis+Gyr tipa
ZMF/ZCF120Abd z modulom za PLC tip AD FP/CP in koncentratorji AC-RG1A ter
GSM/GPRS module tipa AD FG/CG za težje dostopna merilna mesta. Trenutno uporabljene
funkcionalnosti sistemskih števcev so: dnevni prenos enournih in 15 minutnih obremenilnih
diagramov in obračunskih podatkov; prenos morebitnih dogodkov, možnost daljinskega
odklopa - vsi števci so namreč opremljeni z odklopnikom, detekcija nedovoljenih posegov
pod pokrovom, beleženje izpadov … Skupno je nameščenih 92 koncentratorjev s katerimi
komunicira 7731 števcev in 487 števcev z neposredno GSM/GPRS komunikacijo.
Dosežene zanesljivosti so večinoma 100 % razen neposredno po instalaciji, ko je zaradi
raznih dejavnikov izpad komunikacije do 2 %.
Odjemalcem je omogočen dostop do informacij o porabi in prikaz obremenilnega diagrama
prek spletnega portala.
Procesi, ki tečejo v merilnem centru so: odčitavanje oziroma zajemanje, obdelovanje,
validacija, agregacija, shranjevanje in posredovanje podatkov. Merilni center je ločen na
center za odjemalce s priključno močjo 41 kW in več in na center za odjemalce s priključno
močjo manjšo od 41 kW. Informacijsko shemo sistema za odjemalce s priključno močjo
manjšo od 41 kW prikazuje slika 15.7. Opis v nadaljevanju velja za center za odjemalce s
priključno močjo do 41 kW, razen v primeru, kjer je posebej navedeno, da gre za center za
odjemalce s priključno močjo 41 kW in več.
170
Slika 15.7: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Primorska
(za odjemalce s P < 41 kW)
Sistem teče na petih strežnikih:
• EPGOAMR01 – na strežniku tečeta programski opremi:
• Converge skupaj s podatkovno bazo Oracle,
• Advance,
• EPGOSQLCL01 in EPGOSQLCL02 - na teh strežnikih teče MS SQL 2005
podatkovni strežnik, ki ga uporablja Advance,
• MS SQL 2005 Server – podatkovni strežnik za spletne aplikacije,
• IIS 6 Server – strežnik za spletne aplikacije.
S sistemom Advance se odčitavajo števci Landis+Gyr ZMF in Iskraemeco MT3xx z uporabo
različnih protokolov (DLMS, PLC Landis+Gyr, PLC Iskraemeco) in po različnih
komunikacijskih poteh (Ethernet, GSM). Podatki se shranjujejo v MS SQL podatkovni
strežnik, ki teče na strežnikih EPGOSQLCL01 in EPGOSQLCL02.
S sistemom Converge se odčitavajo števci Landis+Gyr (GSM/GPRS, PLC) z uporabo DLMS
protokola po različnih komunikacijskih poteh (Ethernet, GPRS). Podatki se shranjujejo v
Oracle podatkovno bazo.
Merilni center za odjemalce s priključno močjo 41 kW in več uporablja programsko opremo
SEP2 proizvajalca Iskraemeco. Podatki se shranjujejo v MS SQL podatkovni strežnik.
171
15.5.6.2 Odčitavanje in druge operacije
Zajemajo se odčitki, obremenilni diagrami in dogodki. Iz tedenskega se prehaja se na dnevno
zajemanje podatkov. Na voljo so tudi podatki o kakovosti napetosti. Trenutno ni omejitve
glede časa shranjevanja podatkov, oziroma »on-line« dostopa do njih.
Odjemalce je možno daljinsko odklopiti v primeru, da imajo števec z odklopnikom. Možno je
tudi daljinsko nastavljanje omejevalnika moči v števcu.
Predviden obseg merilnega centra je 130.000 merilnih mest.
Podatki se dnevno arhivirajo. Varnostna politika informacijskega sistema v merilnem centru
je v skladu z varnostno politiko podjetja.
172
PRILOGA B: Vhodni podatki ekonomskega modela
Podatki o merilnih mestih
Potrebno število števcev
število
848.916
Delež odjemalcev z GPRS komunikacijo
delež
2,0%
Delež odjemalcev s PLC komunikacijo
delež
98,0%
Življenjska doba klasičnega števca
v letih
32
Cena sistemskega števca enofazni PLC
€/števec
92
Cena sistemskega števca trifazni PLC
€/števec
120
Cena sistemskega števca enofazni, GSM
€/števec
179
Cena sistemskega števca trifazni, GSM
€/števec
208
Čas montaže
ure/števec
Avtovožnje montaža po TP
km
10
Avtovožnje montaža koncentratorjev
km
11
Koncentrator
€/koncentrator
Čas montaže
ure/koncentrator
12
Življenjska doba sistemskega števca
v letih
20
čas zamenjave klasičnih števcev s sistemskimi
leta
Število koncentratorjev
Cena kontrolnega števca na TP
Licenčnina
število
€/TP
€/merilno mesto
Stroški centrov vodenja
skupaj v €/center
Število centrov vodenja
število
Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov
€
skupaj v €/center
100.000
Potreben čas za montažo opreme v TP
ure/koncentrator
12
Strošek delovne ure monterja
€/uro
17
Enkraten strošek prehoda
€
Števci in oprema
1
758
5
14.543
358
7
1.000.000
5
1.800.000
1.000.000
Podatki o merilnih mestih ostalih ponudnikov
Število merilnih mest plina letni odjem
število
124.262
Število merilnih mest plina mesečni odjem
število
0
Število merilnih mest daljinske toplote
število
115.685
Število merilnih mest daljinske toplote mesečni odjem število
0
Število merilnih mest vode letni odjem
število
901.524
Število merilnih mest vode mesečni odjem
število
0
Cena odčitka
€/odčitek
1
173
Investicijski stroški ob priključevanju
€/odjemno mesto
Pokritost ob koncu obravnavanega obdobja
odstotek
0
80%
Stroški vzdrževanja in delovanja
Stroški vzdrževanja in delovanja pametnih števcev
skupaj v evrih
število zaposlenih v centrih
število
Letni strošek dela zaposlenega
€/zaposlenega/leto
Sedanje število zaposlenih
število
100.000
50
30.000
25
Stroški prenosa podatkov
cena prenosa podatkov - GSM
€/merilno
mesto/mesec
1,50
cena prenosa podatkov - PLC
€/koncentrator/mesec
1,50
Podatki o odjemu in cenah energije/moči
Odjem gospodinjstev
GWh/leto
3.182
Delež komercialnih izgub
odstotek
2,0%
Konični odjem
kW/leto
Povprečna letna rast porabe
odstotek
2,6%
Povprečna letna rast konice
odstotek
2,5%
Cena energije za izgube
€/kWh
Letna rast cen energije
odstotek
Marginalni sistemski strošek distribucijskega omrežja €/kW
1.963.000
0,05
5,00%
100
Marginalni sistemski strošek prenosnega omrežja
€/kW
35
Marginalni sistemski strošek konične proizvodnje
€/kW
55
Diskontna stopnja
odstotek
6,00%
Delež dolžniškega kapitala v naložbi
odstotek
70,00%
Obrestna mera dolžniškega kapitala
odstotek
5,00%
Ročnost kreditov
število let
10
Prihranki AMI
174
% nižanja koničnega odjema zaradi dinamičnega
tarifiranja (v desetem letu)
odstotek
Čas začetka uporabe dinamičnega tarifiranja
leto
5
Trajanje prehoda na dinamično tarifiranje
število let
5
Delež prihrankov komercialnih izgub
odstotek
Stroški dela z odjemalci (klicni center,...)
skupaj v €
Prihranki stroškov dela z odjemalci kot odstotek
skupnih stroškov dela z odjemalci
odstotek
Letni dodatni stroški za potrebe programov
dinamičnega tarifiranja
€
5,0%
50,0%
1.000.000
25,0%
200.000
Ostale koristi
delež glede na skupne
koristi
Redna zamenjava
Potreba po žigosanju
Vsi števci
Delež zamenjave obstoječih števcev ob žigosanju
Povprečna vožnja na zamenjavo
Strošek vožnje
Delež enofaznih števcev
Delež trifaznih števcev
Cena žigosanja enofazni
Cena žigosanja trifazni
Cena novega števca enofazni
Cena novega števca trifazni
Normativ zamenjave enofaznih števcev
Normativ zamenjave trifaznih števcev
število let
število
odstotek
km/števec
€/km
odstotek
odstotek
€/števec
€/števec
€/števec
€/števec
kos/dan
kos/dan
12
848.916
30,0%
11
0,32
49,3 %
50,7 %
19
26
70
110
12
8
Stroški odčitavanja
Število števcev letno odčitavanje
Število odčitkov na leto
Število odčitkov obvezno mesečno
Število števcev mesečno odčitavanje
Normativ avtovožnje
Normativ odčitkov letni odjem
Normativ odčitkov mesečni odjem
število
število
število
število
km/odčitek
odčitkov/dan
odčitkov/dan
806.470
1
1
42.446
2
95
70
Ostali stroški
Število opominov na leto
Strošek opomina
Povprečna terjatev
Povprečna zamuda
Zamudne obresti
Letna oportunitetna izguba odstopanj
Delež komercialnih izgub v gospodinjskem odjemu
Možen prihranek stroškov odstopanj
Dodatne izgube zaradi lastne rabe
število
€/opomin
€/terjatev
dni
odstotek
€
odstotek
odstotek
€
GWh
10%
750.000
0,3
150
20
11,5%
6.000.000
2,0%
10,0%
5.000.000,0
15,0
175

v slovenskem distribucijskem ees

Transcription

Similar documents

Iščemo sodelavca/ko za delovno mesto: INŽENIR KAKOVOSTI

AMI sistemi

OBRAZEC ZA NAROČILO PONUDBE

2014-OOM-vaje 11.pdf

IZAR RECEIVER BATTERY

KF230 - CMC Ekocon

skripta mmn 10.2013 - Hitri servis Caserman

ZAP.ŠT. STORITEV Enota mere Cena v € brez DDV Cena v

MOBILNO POVEZOVANJE NAPRAV (M2M)