ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES

8/16/2019 ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM …

1/77

ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGAMERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V

SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES

Študija št. 2031/II

Ljubljana, april 2010

E L E K T R O I N { T I T U T M I L A N V I D M A R

I

n

[

t

i

t

u

t

z

a

e

l

e

k

t

r

o

g

o

s

p

o

d

a

r

s

t

v

o

i

n

e

l

e

k

t

r

o

i

n

d

u

s

t

r

i

j

o

L j u b l j a n a


2/77


3/77

ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGAMERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V

SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES

Študija št. 2031/II

Direktor:

Ljubljana, april 2010 dr. Boris ŽITNIK univ. dipl. inž. el.

E L E K T R O I N { T I T U T M I L A N V I D M A R I n [ t i t u t z a e l e k t r o g o s p o d a r s t v o i n e l e k t r o i n d u s t r i j o

L j u b l j a n a


4/77

Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije v slovenskem distribucijskem EES

Študija št.: 2031/II. Ljubljana, 2010

iv

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, 2010.

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.

ELEKTROIN{TITUTMILANVIDMAR


5/77



v

Izvajalec: ELEKTROINŠTITUT MILAN VIDMARInštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo

Ljubljana, Hajdrihova 2

Naročnik: SODO d.o.o.Maribor, Minař ikova ulica 5

Številka pogodbe: 46/2009

Številka študije: 2031/II

Naslov študije: Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne

energije (AMI) v slovenskem distribucijskem EES – drugi del

Nosilec pogodbe izvajalca: Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el.

Izdelovalci študije: Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el.

Gregor Omahen, univ. dipl. ekon.

dr. Janko Kosmač, univ. dipl. inž. el.

Spremljevalci: Matjaž Osvald, univ. dipl. inž. el.

mag. Igor Podbelšek, univ. dipl. inž. el.dr. Ivan Šmon, univ. dipl. inž. el.

Obseg študije: 77 strani

Datum izdelave: april 2010


6/77


7/77



vii

POVZETEK

Drugi del študije podaja povzetek rezultatov prvega dela, opredelitev uporabnikov sistema,

minimalne in dodatne tehnične zahteve, pregled kadrovskih zahtev, terminski načrt izvedbe in

problematiko financiranja naložbe. Drugi del služi kot osnova za nadaljnje korake pri izvedbi

naložbe – priprava razpisne dokumentacije in priprava za dejansko praktično izvedbo projekta

(kadri, finančna sredstva).

Ključne besede: napredno merjenje, napredna merilna infrastruktura, energetskainformacijska infrastruktura, AMI, AMM, AMR, sistemski števec, pametni

števec, učinkovita raba energije, upravljanje s porabo, DSM, upravljanje

rabe energije pri končnih uporabnikih

ABSTRACT

Analysis of the effects of Advanced Metering Infrastructure on Slovenian distributionpower system

The second part of the study provides a summary of the results of the first part, the definition

of system users, minimum and additional technical requirements, human resources, the

schedule of implementation and funding of investments. Study serves as a basis for further

progress in the implementation of investment - preparation of tender documents and preparingfor the actual practical implementation of the project (human and financial resources).

Keywords: smart metering, Advanced Metering Infrastructure, AMI, AMM, AMR, smartmeter, energy end-use efficiency, demand side management, DSM


8/77


9/77



ix

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 (AMM - Advanced Metering Management -

sistemi) 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 področ ja energetike bodo zagotovo usmerjene k doseganju teh

visoko zastavljenih ciljev. AMI sistemi lahko veliko pripomorejo k uresničitvi le-teh, sajomogočajo:

• var čevanje 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, več je 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


10/77



x

opremljeni s sistemskimi števci. Prav tako je treba določiti vpliv teh sistemov na učinkovito

rabo energije in zmanjšanja izpustov toplogrednih plinov.

Nekaj več jih AMI projektov: v Evropi sta na sistem AMM že prešli Italija (poslovna

odločitev podjetja ENEL) in Švedska (zakonsko predpisan s strani vlade). Trenutno prehod navzpodbudo regulatorja poteka na Nizozemskem, kmalu pa se ji bosta pridružili tudi Velika

Britanija in Francija.

Program:

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. Opis izbrane tehnologije;

2. Opredelitev uporabnikov sistema AMI;

3. Združljivost z obstoječimi sistemi (merilni centri in centri vodenja) in morebitne potrebne

prilagoditve obstoječih centrov in druge infrastrukture

4. Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta;

5. Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja;6. Ocena potrebnih finančnih sredstev.


11/77



xi

Kazalo

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

1

OPIS IZBRANE TEHNOLOGIJE ............................................................................................. 4

1.1

Funkcionalnosti sistema ................................................................................................ 4

1.1.1

Izvajanje poslovnih funkcij ........................................................... ...................................................... 4

1.1.2 Izvajanje tehnoloških funkcij ............................................................. ................................................. 8

1.2 Minimalne funkcionalne zahteve ................................................................................ 10

1.3 Tehnični kriteriji za sistem .......................................................................................... 11

1.3.1

Metrološke zahteve .......................................................... ........................................................... ...... 11

1.3.2

Oprema merilnih mest ...................................................................................................................... 11

1.3.3 Komunikacijske zahteve .............................................................. ..................................................... 12

1.3.4

Performanč ne zahteve ...................................................................................................................... 13

1.3.5 Informacijska varnost in zaš č ita podatkov ....................................................................................... 14

1.3.6

Interoperabilnost ...................................................... .................................................................. ...... 15

1.3.7 Življenjska doba ............................................................ ............................................................. ...... 15

1.3.8 Sinhronizacija ure ............................................................................................................................ 16

1.4

Arhitektura sistema ..................................................................................................... 16

1.4.1

Merilna mesta................................................................................................................................... 16

1.4.2 Koncentratorji ............................................................ ................................................................ ...... 21

1.4.3 Komunikacijsko omrežje ............................................................................................ ...................... 21

1.4.4

Merilni center ...................................................... .............................................................. ............... 25

1.5

Povzetek ...................................................................................................................... 27

2

OPREDELITEV UPORABNIKOV SISTEMA AMI .................................................................. 29

2.1

Odjemalci .................................................................................................................... 29

2.2

Sistemski operater distribucijskega omrežja ............................................................... 29

2.3

Dobavitelji električne energije .................................................................................... 30

2.4

Regulator ..................................................................................................................... 30

2.5

Dobavitelji plina, vode in daljinske toplote ................................................................ 31

2.6

Ponudniki naprednih energetskih storitev ................................................................... 31

3

ZDRUŽLJIVOST Z OBSTOJEČIMI SISTEMI (MERILNI CENTRI IN CENTRI VODENJA) INMOREBITNE POTREBNE PRILAGODITVE OBSTOJEČIH CENTROV IN DRUGE

INFRASTRUKTURE. ............................................................................................................ 32

3.1

Merilni centri v distribucijskih podjetjih .................................................................... 32


12/77



xii

3.2

Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov ....................................................... 32

3.3

Povezava s sistemom vodenja .................................................................................... 34

3.4

Potrebne prilagoditve obstoječih merilnih centrov in centrov vodenja ...................... 35

4

PROJEKT UVEDBE SISTEMA AMI V SLOVENSKI DISTRIBUCIJSKI EES ............................ 37

4.1

Ključne faze poteka projekta ....................................................................................... 37

4.1.1 Faza 1: nač rtovanje ......................................................................................................................... 37

4.1.2 Faza 2: preizkus koncepta, opreme in testiranje ključ nih parametrov - pilotni projekti .................. 38

4.1.3

Faza 3: Priprava razpisne (tenderske) dokumentacije ................................................................ ..... 38

4.1.4 Faza 4: Izvedba razpisov in podpis pogodb ............................................................. ........................ 39

4.1.5 Faza 5: Masovna uvedba (roll out) ................................................................ .................................. 39

4.2

Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja ............................................ 40

4.3

Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta ....................................................... 41

4.3.1

Vodenje projekta .............................................................................................................................. 41

4.3.2

Zamenjave števcev in montaže koncentratorjev ter kontrolnih števcev ............................................ 41

4.3.3 Kadri v merilnem centru ........................................................................................ .......................... 43

5

OCENA POTREBNIH FINANČNIH SREDSTEV ...................................................................... 44

5.1

Povzetek rezultatov ekonomske analize stroškov in koristi ........................................ 44

5.1.1

Pregled investicijskih izdatkov in stroškov delovanja sistema naprednega merjenja ...................... 44

5.1.2

Koristi sistema AMI ........................................................ ............................................................ ...... 46

5.1.3 Ekonomska upravič enost sistema ..................................................................................................... 49

5.2 Financiranje naložbe ................................................................................................... 49

5.2.1 Vzpodbude za uč inkovito in var č no rabo električ ne energije ...................................................... ..... 52

5.2.2

Povišanje omrežnine .................................................................................... .................................... 52

5.2.3 Najem merilne opreme ........................................................... .......................................................... 52

ZAKLJUČKI .......................................................................................................................... 54

LITERATURA ....................................................................................................................... 57


13/77



xiii

Kazalo slik

Slika 1.1:

Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode. ............................ 8

Slika 1.2:

Komunikacijske zahteve za sistem. .................................................................... 13

Slika 1.3:

Zasnova AMI sistema. ........................................................................................ 17

Slika 1.4:

Energetska informacijska infrastruktura ............................................................. 17

Slika 1.5:

Ecometer – primer hišnega energetskega prikazovalnika. .................................. 20

Slika 3.1:

Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov ............................................... 33

Slika 3.2:

Povezava s sistemom vodenja. ............................................................................ 35

Slika 4.1: Časovnica izvajanja projekta uvedbe sistema AMI ............................................ 40

Slika 5.1:

Deleži posameznih investicijskih izdatkov ......................................................... 45

Slika 5.2:

Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za sistemskega operaterja

distribucijskega omrežja. .................................................................................... 47

Slika 5.3: Neto vpliv na omrežnino v primeru najema in primeru nakupa naprednega

sistema merjenja .................................................................................................. 53


14/77



xiv

Kazalo tabel

Tabela 1.1:

Okvirne kom. performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator) ............ 14

Tabela 4.1:

Število potrebnih zamenjav števcev na leto. ....................................................... 41

Tabela 4.2:

Ocena števila potrebnih montaž v TP ................................................................. 42

Tabela 4.3:

Ocenjene ure za vsa montažerska dela. ............................................................... 42

Tabela 4.4:

Potrebno število monterjev in koordinatorjev dela. ............................................ 42

Tabela 4.5:

Potrebno število inženirjev v merilnem centru za potrebe AMI. ........................ 43

Tabela 5.1: Investicijski izdatki na merilno mesto, na leto in skupaj ...................................... 44

Tabela 5.2:

Skupne (nediskontirane) vrednosti posameznih vrst stroškov v fazi delovanja

sistema naprednega merjenja .............................................................................. 45

Tabela 5.3:

Skupni prihranki sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega

omrežja (nediskontirano) .................................................................................... 46

Tabela 5.4:

Koristi dobaviteljev električne energije .............................................................. 47

Tabela 5.5: Vrednostni obseg naložb in lastna sredstva (vsi zneski v tisoč €) posameznih

distribucijskih podjetij ........................................................................................ 50

Tabela 5.6: Vrednostni dolgoročni načrt naložb (v tisoč €) za obdobje med 2009 in 2010 .... 51

Tabela 5.7: Potrebna sredstva za naložbo v sistem naprednega merjenja (v tisoč €) brez

stroškov financiranja ........................................................................................... 51


15/77



xv

SEZNAM KRATIC

ADSL Asymmetrical Digital Subscriber Line

AES Advanced Encription Standard

AGEN-RS Agencija Republike Slovenije za energijo, glej tudi ARSE

AMI Advanced Metering Infrastracture, napredna merilna infrastruktura, tudinapredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanještevčnih 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 nadgrajenisistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMI inAMM)

APN Access Point Name; uporablja se pri GPRS

ARSE Agencija Republike Slovenije za energijo, glej tudi JARSE

ASCII ANSI Standard Code for Information Interchange, ameriški standard zaizmenjavo podatkov v znakovni (tekstni) obliki

BPL Broadband over Power Line

BS (1) bilančna skupina; (2) base station, slo. bazna postaja

B2B Business to Business

CATV Cable Television, npr. CATV network, omrežje kabelske televizije

CEN Comité Européen de Normalisation

CENELEC Comité Européen de Normalisation ÉlectrotechniqueCIM 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

CSMA/CD Carrier Sense Multiple Access / Collision Detection, način dostopa do

kumnikacijskega kanala

DA Distribution Automation


16/77



xvi

DB Data Base, podatkovna baza

DCV Distribucijski center vodenja

DLC Distribution Line Carrier = Low Voltage PLC

DLMS Device Language Message Specification

DMZ Demilitarization Zone, varnostno območ je (demilitarizirana cona)

DO Distribucijsko omrežje

DSM Demand Side Management, slo. upravljanje s porabo

DSMR Dutch Smart Meter Requirements

EDIFACT Electronic Data Interchange For Administration, Commerce, and

Transport

EE Električna energija, elektroenergetski

EES Elektroenergetski sistem

ELES Javno podjetje Elektro-Slovenija d.o.o.

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

IIS Integriran informacijski sistem

IKT Informacijsko-komunikacijske tehnologije

ISDN Integrated Services Digital Network

ISM Industrial, Scientific and Medical radijska frekvenčna območ ja

JARSE Javna agencija Republike Slovenije za energijo


17/77



xvii

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 Management System

OT Organizator trga (v Sloveniji je to Borzen d.o.o.)

PLC Power Line Carrier

PPP Point to Point Protocol

PSTN Public Switched Telelphone Network

RF Radio Frequency

RFD Reduced Function Device

RS Republika Slovenija

RS 232, 485 Standard za serijsko povezavo preko fizičnega priključka

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 daljinskinadzor in vodenje

SIST Slovenski inštitut za standardizacijo

SIT Site Integration Test

SMTP Simple Message Transfer Protocol

SMS Short Message Service


18/77



xviii

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 omrežjeWAN 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

xDSL Različne Digital Subscriber Line tehnologije (ADSL, VDSL,...)

XML Extensible Markup Language


19/77



1

UVOD

Merjenje električne energije predstavlja eno pomembnejših funkcij distribucijskega

elektroenergetskega omrežja. Obsega zajem, obdelavo in posredovanje obračunskih merilnih

podatkov o odjemu in proizvodnji električne energije. Ti podatki so osnova za delovanje

poslovnega sistema distribucije 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 na gospodinjskem odjemu in široki

potrošnji. Tak način zajemanja podatkov ne ustreza več današnjim zahtevam: je počasen indrag, 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 zato predstavlja enega od prioritetnih začetnih korakov v postopku preoblikovanja

poslovnih procesov distribucije.

Tehnologija merjenja porabe električne energije pri končnih odjemalcih v svetu in pri nas

doživlja korenit tehnološki preskok. Že od začetka devetdesetih let prejšnjega stoletja ročno

odčitavanje obračunskih števcev električne energije nadomeščajo sistemi za daljinsko

odčitavanje števcev - AMR (Automated Meter Reading) sistemi. Ti omogočajo periodično ali

sprotno na zahtevo izvedeno avtomatizirano daljinsko odčitavanje števčnih podatkov in

obremenilnih diagramov, varno shranjevanje in obdelavo teh podatkov v merilnem centru,

kjer so ti podatki nato na voljo za obračun porabe električne energije in za druge nadaljnje

obdelave. S tem omogočajo obračun električne energije po dejanski porabi.

Z dodajanjem naprednih funkcij, sistemi za daljinsko odčitavanje števcev preraščajo v

napredne sisteme za daljinsko odčitavanje števcev. Ti poleg standardnih AMR funkcij

omogočajo še:

• daljinsko priklapljanje in izklapljanje uporabnika,

• daljinsko omejevanje priključne moči uporabnika,

• dinamično nastavljanje tarif,

• sprotno povratno informacijo porabniku o višini njegove porabe in s tem

možnost var čevanja,• daljinsko krmiljenje odjema uporabnika,

• ugotavljanje, lociranje in preprečevanje komercialnih izgub,


20/77



2

• delovanje števcev na predplačilni način,

• merjenje nekaterih parametrov kakovosti električne energije,

• daljinsko diagnostiko delovanja števca,

• dodatno daljinsko odčitavanje števcev drugih energentov (zemeljski plin,

toplota, hlad) in vode.

V Evropi ponekod že poteka tehnološki prehod na napredno merilno tehnologijo tudi na

področ ju merjenja odjema gospodinjskih odjemalcev. Uporabljene tehnične rešitve sistemov

ter dinamike njihovega uvajanja so od države do države različne, saj so zelo različna tako

zakonska in ekonomska okolja kot tudi vgrajena merilna oprema ter kulture in tradicije. Kot

prvi sta praktično v celoti prehod na napredne sisteme uvedli naša soseda Italija in Švedska. V

vseh ostalih državah Evropske Unije potekajo različni pilotni in testni projekti. Ponekod z več

100.000 števci (denimo Francija), spet drugje z manjšim številom (denimo Avstrija).

Tudi v Sloveniji je v zadnjih letih prišlo do velikega vzpona na področ ju uvajanja naprednih

sistemov merjenja. Od manjših, tako rekoč butičnih, pilotnih projektov so vsa podjetja prešla

na več je projekte, Elektro Gorenjska pa ima že izdelan načrt prehoda na sistem naprednega

merjenja za vse gospodinjske odjemalce.

Merilna tehnologija za potrebe sistemov naprednega merjenja je že dozorela. Na voljo so tudi

dovolj kakovostne, zanesljive in ekonomične rešitve komunikacijskih povezav do vsakega

izmed izredno številnih gospodinjskih odjemalcev. Kljub temu pri vseh teh tehnologijah poteka še naprej zelo intenziven razvoj novih ali izboljšanih rešitev v smeri povečevanja

zanesljivosti ter zniževanja stroškov proizvodnje in uporabe na osnovi natičnih (plug-in)

izvedb števcev, samodejnega konfiguriranja komunikacijskih poti, na IP protokolu

zasnovanih komunikacij ter številnih drugih novih pristopov. Del navedenih tehnoloških

rešitev je že usklajen z obstoječimi mednarodnimi standardi, del pa predstavljajo

nestandardne lastne rešitve posameznih proizvajalcev.

AMR sistemi na področ ju odjemalcev z merjenjem moči - odjemalcev s priključno moč jo 41

kW in več, kjer so obvezni 15 minutni podatki o porabi, niso vprašljivi, zato se bomo v študiji

osredotočili le na odjemalce brez merjenja moči - s priključno moč jo manjšo od 41 kW, pri

katerih je zakonsko predpisano odčitavanje le enkrat letno.

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 s pametnimi števci (oziroma s sistemom AMI) opremljenih vsaj 80 %

vseh odjemalcev.

V tuji literaturi se za sisteme naprednega merjenja uporabljata kratici AMM (Advanced

Metering Management) in AMI (Advanced Metering Infrastructure). Določeni viri


21/77



3

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.

Še nekaj besed o merilnih napravah za merjenje porabe električne energije, ki jih imenujemo

kar števci: delimo jih na indukcijske in statične (elektronske). Podmnožica statičnih števcevso sistemski števci (tudi pameni števci, ang. smart meters), 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).

Sistem naprednega merjenja pomeni ključno izboljšavo v distribucijskih omrežjih, saj v prvi

vrsti predstavlja osnoven in nujno potreben element za nadgradnjo klasičnega konceptaomrežja v naprednega (SmartGrids), poleg tega pa omogoča številne prihranke pri delovanju

in vzdrževanju obstoječega omrežja ter številne nove inovativne energetske storitve.


22/77



4

1 Opis izbrane tehnologije

1.1 Funkcionalnosti sistema

1.1.1 Izvajanje poslovnih funkcij

1.1.1.1 Daljinski zajem podatkov o porabljeni/predani energiji

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 mese

čnih od

čitkov (obra

čunavanje po dejanski porabi), v prihodnje pa je za pričakovati take smernice tudi s strani EU direktiv. Učinkovito mesečno odčitavanje se

praktično lahko izvede le z AMR/AMM/AMI sistemi, ki pa poleg obračunskih podatkov

nudijo še dosti več, saj omogočajo intervalno registracijo porabljene/predane energije – na

primer vsakih 15 minut, kar nam omogoča registracijo dnevnih obremenilnih diagramov (load

profiles).

V prihodnosti je pričakovati množično uporabo mikrogeneracijskih enot (kogeneracijskih

naprav, fotovoltaike,…), ki bodo priključene na NN distribucijsko omrežje. Razmere v

omrežju bodo dosti bolj dinamične in spremljanje pretokov energije tudi na NN bo zelokoristno. Stanje tehnike spremljanja v kvazi realnem času (npr. z resolucijo 15 minut)

praktično še ne omogoča, saj so ta trenutek ozko grlo komunikacije (najpogosteje uporabljeni

PLC in GPRS imata premajhno pasovno širino in sistemske zmogljivosti), vendar

sinhronizirana ura v sistemskih števcih omogoča vsaj naknadno (off line) analizo.

1.1.1.2 Lokalni prikaz podatkov

Sprotno obveščanje končnega uporabnika o njegovi porabi, tarifah in cenah, je pogoj za

učinkovito upravljanje s porabo in za var čevanje z energijo.

Najpogosteje uporabljene tehnične možnosti za informiranje uporabnika so:

• uporaba energetskega hišnega prikazovalnika, ki se priključi neposredno na

sistemski števec,

• 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-tehnaprej, kar predstavlja zaenkrat še problem zaradi zahteve po dokaj intenzivni dvosmerni


23/77



5

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, saj so le-ti običajnonameščeni izven bivalnih prostorov, poleg tega so prikazovalniki na števcih precej omejeni

kar se tiče prikazovanja kompleksnejših informacij.

Direktni informacijski kontakt med uporabnikom in distributerjem predstavlja velik

informacijski potencial tudi za razvoj novih storitev.

1.1.1.3 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].

1.1.1.4 Infrastruktura za upravljanje s porabo (Demand Side Management / DemandResponse, DSM/DR)

Upravljanje s porabo (DSM - Demand Side Management) je širok pojem, ki zajema:

• učinkovito rabo energije (energijsko učinkovitejši aparati, razsvetljava,…),

• DR (Demand Response) – sistemske storitve, kot na primer:

- nižanje konice,

- izravnavanje diagrama,

• DSB (Demand Side Bidding) – tržne storitve:

- nižanje porabe v času visokih cen – prodaja električne energije na trgu,

- nudenje terciarne rezerve.

Predvsem DR in DSB sta zanimiva za uporabo pri odjemalcih, ki so povezani v sistem AMI.

Ena od glavnih zahtev za njuno izvedbo je prav sposobnost sistemskega števca, da omogoča


24/77



6

uporabo dinamičnih tarif in beleženje 15-minutnih obremenilnih diagramov. Dinamične tarife

so namreč eno izmed glavnih sredstev za dosego ciljev DR in DSB.

Zainteresirani odjemalci se bo preko tržno zanimivih paketov oskrbe aktivno vključili v

upravljanje z rabo končne energije. Tisti, ki bodo pripravljeni prilagajati svojo porabo, alisvojo mikroproizvodnjo, razmeram na trgu z električno energijo oziroma razmeram v

elektroenergetskem sistemu, si bodo s tem lahko bistveno znižali stroške oskrbe z električno

energijo.

Informacijska povezava s svojim distributerjem bo za končnega uporabnika ključnega

pomena, saj bo preko nje dobil potrebne informacije o stanju sistema, o tarifah, cenah, ipd.

Vendar se lahko veliko naredi 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 velikoštevilo 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 posredovanje uporabnika, ko določene naprave sam izključi ali ne vključi in

• avtomatska.

Ena izmed rešitev avtomatskega odziva na ukrep upravljanja s porabo je tale: če so števciopremljeni z odklopnikom je možen scenarij naslednji: sistemski števec dobi signal "Code


25/77



7

Red", da je treba porabo znižati. Števec v tem primeru zniža nastavljeno vrednost

omejevalnika moči na za tak primer prednastavljeno vrednost (npr. iz 7kW na 3kW). Če

poraba presega novo nastavljeno vrednost limite, števec uporabnika odklopi. Ponoven priklop

je možen s pritiskom na tipko na sistemskem števcu. Seveda je pred tem treba zmanjšati

porabo, sicer bo števec ponovno izvedel odklop. Tak ukrep je primeren za izvajanje sistemskestoritve razbremenjevanja omrežja in se mora izvesti čim hitreje in v zadosti velikem obsegu.

Boljša rešitev je vsekakor povezava s hišno avtomatizacijo, kar omogočalo selektivno

upravljanje z bremeni (na primer izklop samo ogrevanja, ipd.).

Poudarimo, da se dobri rezultati lahko dosežejo z dobrim odnosom do uporabnika, dobrim

informiranjem, dobrimi tarifnimi sistemi in ustreznimi paketi oskrbe.

1.1.1.5 Podpora predplačniškemu sistemu

Prednost AMI sistemov je tudi v možnosti daljinskega upravljanja s predplačniškim

sistemom. Sistem omogoča daljinsko spremljanje kredita, daljinsko polnjenje, ponovni

priklop, ipd.

1.1.1.6 Merjenje porabe in drugih veličin ostalih energentov (multi-utility)

Elektrika seveda ni edini energent, ki se uporablja v gospodinjstvih, zato je dobro razmišljatitudi o možnosti priklopa merilnikov veličin ostalih energentov. To so predvsem zemeljski

plin, toplota/hlad in pitna voda.

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.


26/77



8

Slika 1.1: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode.

1.1.2 Izvajanje tehnoloških funkcij

1.1.2.1 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 zaznati 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.

1.1.2.2 Odkrivanje napak

Sistem za nadzor AMI infrastrukture v obliki alarmov javlja morebitne izpade sistemskih

števcev ali koncentratorjev. Upravljalec omrežja je tako hitro seznanjen z napakami in lahko

prej ukrepa. Zelo hitro se lahko odkrije tudi morebitni okvarjen ali poškodovan števec.

1.1.2.3 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 sevedadiagrame kontrolnih števcev v TP. S tehnikami za brskanje po podatkih - podatkovnim

rudarjenjem (data mining) in ustreznimi programskimi operacijami je možno izdelati


27/77



9

karakteristične diagrame za določene skupine odjemalcev s podobno strukturo porabe in tako

vnesti v matematične modele za napovedovanje dodatna znanja, ki napoved izboljšajo.

1.1.2.4 Analize omrežja in upravljanje s sredstvi

Shranjeni podatki, ki jih sistem AMI nudi, lahko služijo za najrazličnejše analize, ki pomagajo

pri vzdrževanju obstoječega omrežja in načrtovanju širitev le-tega.

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.

1.1.2.5 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.

Nekateri sistemski števci 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.

1.1.2.6 Menjava dobavitelja

AMI sistemi omogočajo hitro zamenjavo dobavitelja – obračunski podatki so na voljo za vsak

dan, z informacijskega vidika pa pomeni zamenjava dobavitelja to, da se novemu dobaviteljuomogoči dostop do podatkov njegovega novega uporabnika.


28/77



10

1.1.2.7 Daljinski preizkus števca, parametriranje in nadgradnja programske opreme

Sistemske števce lahko preko omrežja vedno preizkusimo, parametriramo ali pa nadgradimo

njihovo programsko opremo.

1.1.2.8 Prikaz porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spletnega portala

Podatki, ki jih AMM sistem 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 var čno rabo energije glede na podatke, informacija o

kakovosti oskrbe, ipd. Zainteresirani uporabnik lahko te podatke izkoristi za izboljšanje

energetske učinkovitosti svojega gospodinjstva.

1.2 Minimalne funkcionalne zahteve

Vsaka dodatna funkcionalnost ima običajno svojo dodatno ceno, zato je pomembno definirati

minimalni nabor funkcionalnosti, ki bi jih naj sistem nediskriminatorno zagotavljal vsakemu

uporabniku, oziroma udeležencu.

Za vsako funkcionalnost je priporočljiva skrbna analiza stroškov in koristi.

Priporoča se sledeč nabor minimalnih funkcionalnosti:• daljinsko odčitavanje števcev,

• registracija 15-minutnih obremenilnih diagramov (load profiles); min. pomnilnik za

40 dni,

• dostop do podatkov na zahtevo za udeležence na trgu,

• možnost dinamičnih tarif,

• daljinsko upravljanje števca (preizkus, parametriranje in nadgradnja programske

opreme),

• informacija o trenutnih tarifah,

• možnost priklopa števcev drugih energentov,• krmilni odklopnik v sistemskem števcu ali možnost namestitve odklopnika,

• spremljanje kakovosti dobave (prekinitve in upadi napetosti),

• točna ura in sinhronizacija časa,

• detekcija zlonamernih posegov v števec.

Dobro je definirati časovni interval za obremenilne diagrame. V primeru električne energije je

dobro imeti 15 minutne podatke, ali pa vsaj urne. Trg zemeljskega plina bo tudi slej ko prej

zahteval pogostejše podatke kot pa dnevne odčitke in je v prihodnje dobro računati na potrebo

po urnih podatkih. Za daljinsko toploto in vodo ta trenutek zadostujejo dnevni odčitki.


29/77



11

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.

1.3 Tehnični kriteriji za sistem

1.3.1 Metrološke zahteve

Sistemski števci vključeni v AMI morajo seveda meriti v zahtevanem razredu točnosti terustrezati 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.

Rok za redno overitev sistemskih števcev (statičnih števcev) je 12 let, lahko pa se podaljša na16 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 gospodinjskeodjemalce, je zahteva le po merjenju prejete delovne energije, SONDO [46] pa dodatnozahtevajo tudi indikacijo smeri pretoka energije. Ker pa danes večina števcev omogočaštirikvadrantno merjenje (prejem, predaja, delovna energija, jalova energija) je smiselno zaAMI dati prednost tistim števcem, ki štirikvadrantno merjenje omogočajo in jih tudi temuustrezno parametrirati – seveda, če so cenovo sprejemljivi. Proizvajalci večinoma ponujajoštevce, ki merijo delovno energijo v razredu točnosti B, kar je še natančneje kot je zahtevano.

1.3.2 Oprema merilnih mest

Oprema in izvedba merilnega mesta mora biti skladna s prilogo »Tipizacija merilnih mest«, ki

je del sistemskih obratovalnih navodil za distribucisjko 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 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]),

• 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:


30/77



12

• 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.

1.3.3 Komunikacijske zahteve

Večina funkcionalnosti sistemskih števcev je izvedljiva le s povezavo števca z drugiminapravami, oziroma udeleženci na trgu z energijo. Komunikacijske zahteve so zato ključnega

pomena, saj v informacijskem smislu omogočajo izvedbo tržnega modela. V prvem delu

študije [50] smo opisali nizozemski model, ki je opisan v tehničnem priporočilu NTA-8130

[41] in v dokumentih Dutch Smart Meter Requirements (DSMR) [42], ter model OPEN meter

[44]. Za slovenske razmere izhajamo iz nizozemskega modela - komunikacijske zahteve za

sistem prikazuje slika 1.2.

Komunikacijske poti potekajo preko vnaprej definiranih komunikacijskih vmesnikov. Njihov

pomen je sledeč:• P1 vmesnik za povezavo z drugimi moduli, oziroma napravami priključenimi na

omrežje hišnih naprav (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!

• P0 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.).


31/77



13

Slika 1.2: Komunikacijske zahteve za sistem.

Za sistemski števec je nujno definirati vsaj dva komunikacijska vmesnika. Če povzamemo

DSMR, sta to:

• P2 za priključitev števcev porabe ostalih energentov in vode in

• P3 za komunikacijo z merilnim centrom oziroma višjim nivojem.

Dodatno sta zaželena še:

• P1 za povezavo do hišnih naprav - na začetku bo to verjetno hišni prikazovalnik z

energetskimi informacijami, v prihodnje pa je treba računati na priklop na omrežje

hišnih naprav (HAN),

• P0 lokalni vmesniki za konfiguriranje in nadzor.

Na nivoju sistema definiramo še:

• P4 vmesnik za dostop do podatkov na višjem nivoju – na nivoju centralnega

sistema za dostop do merilnih podatkov, ki bo skupna vstopna točka na nivoju

SODO.

1.3.4 Performanč ne zahteve

Za doseganje predvidenih učinkov se morajo določena opravila, kot na primer odčitavanje

števcev, reakcija na signal "Code Red", 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 1.1 okvirne vrednosti glede na trenutno stanjetehnike, oziroma dobavljivost opreme (upoštevajoč uporabo PLC in GPRS tehnologij) in

gostoto največ 300 števcev na koncentrator. Pri meritvah performančnih zahtev je treba


32/77



14

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, ipd.

Tabela 1.1: Okvirne komunikacijske performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator)

Opravilo Zahteve

Dnevno odčitavanje števcev (dva

obračunska registra, 15-minutni obremenilni

diagrami – en kanal)

99% števcev 16h po začetku cikla

99,9% števcev 24h po začetku cikla

Dnevno odčitavanje dnevnika dogodkov 99% števcev 16h po začetku cikla

99,9% števcev 24h po začetku cikla

Odčitavanje posameznega števca na zahtevo

(intervalni podatki)

30 minut za mesec dni intervalnih podatkov

Izvršitev komande v posameznem števcu

(odklop/priklop, nastavitev nove limite,...)5 minut

Izvršitev komande za skupino števcev

(spreminjanje nastavitev, nastavitev nove

limite,...)

90% števcev 30 minut

99,9% števcev 8ur

Reakcija na signal "Code Red" za

naslovljeno skupino števcev



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 koncentratrojev in

sproži branje manjkajočih podatkov na zahtevo, ali pa nastavi cikle branja večkrat na dan (s

tem se prenaša manjša količina podatkov na cikel).

1.3.5

Informacijska varnost in zaš č ita podatkov

AMI ne omogoča le nadzor nad porabo energije, temveč omogočajo tudi določene akcije, kot

je na primer odklop uporabnika, ipd. Zato mora biti poudarek na informacijski varnosti

sistema še toliko več ji.

Za vsako napravo v sistemu, ki je priključena na omrežje, mora biti zagotovljena:

• avtentikacija,

• avtorizacija,

• kriptirana povezava,• integriteta prenosa podatkov,

• detekcija poskusa vdora ali goljufije.


33/77



15

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

največ ji možni ravni skozi vse življenjsko obdobje!

Zelo dobro je treba definirati varnostno politiko sistema in jo tudi dosledno izvajati,

vzdrževati, nadzorovati in nadgrajevati.

1.3.6 Interoperabilnost

Interoperabilnost med opremo različnih proizvajalcev – predvsem med sistemskimi števci in

koncentratorji, je bila do nedavnega velik problem, saj zaradi hitrejšega razvoja sistemov

naprednega merjenja od razvoja standardizacije na tem področ ju ni bila zagotovljenazdružljivost naprav različnih proizvajalcev. Problema se je dobro zavedala tudi Evropska

komisija in je zato marca 2009 izdala Standardizacijski mandat M/441 [45], ki nalaga

organizacijam CEN, CENELC in ETSI razvoj odprte arhitekture AMI sistema z uporabo

standardiziranih protokolov, ki bodo zagotavljali interoperabilnost. Poleg tega so k razvoju

interoperabilnosti resno pristopili tudi vodilni proizvajalci, predvsem zaradi zahtev po

interoperabilnosti v tenderjih za velike projekte (na primer zahteva distribucije Francije ERDF

po interoperabilnosti vsaj treh proizvajalcev, ki jim bodo dobavljali opremo). Primer so

specifikacije IDIS, ki so nastale na pobudo treh vodilnih proizvajalcev za sisteme naprednega

merjenja. Te specifikacije temeljijo na obstoječih mednarodnih standardih in so v skladu z

združenjem DLMS-US. IDIS bo še to leto odprt za vse proizvajalce.

Danes lahko torej že mirno zapišemo zahtevo, da je treba uporabiti opremo, ki omogoča

interoperabilnost najmanj dveh proizvajalcev sistemskih števcev in pripadajoče opreme!

1.3.7 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 Q&A (Quality Assurance) 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 dosti krajša.

Nadalje se pojavlja vprašanje življenjske dobe TK omrežij. Ali bo mobilni operater na primerčez 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


34/77



16

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.

1.3.8 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].

1.4 Arhitektura sistema

Arhitekturo AMI sistemov lahko v grobem razdelimo na tri nivoje. To so:

• merilna mesta opremljena s sistemskimi števci,

• komunikacijsko omrežje,

• merilni center.

Slika 1.3 prikazuje zasnovo tipičnega AMI sistema.

1.4.1 Merilna mesta

Čeprav je števec električne energije v izvedbi sistemskega števca (tudi pametnega števca, ang.

smart meter) v večini AMI sistemov obravnavan kot osrednja naprava merilnega mesta, so

informacijske potrebe povezane z merilnim mestom dosti več je kot samo zajemanje podatkov

o porabi električne energije.


35/77



17

Merilni center

(Informacijski sistemi)

Transformatorskapostaja

Plin Voda

Plin Voda

M-Bus

S0

GSM / GPRS

DLC

DLC

Data

Komunikacijsko omrežje

Plin Voda

M-Bus

- xDSL- GSM / GPRS- PSTN

- ISDN- ETHERNET

Toplota NN omrežje

Merilno

mesto

Merilno

mesto

Merilno

mesto

Koncentrator

Slika 1.3: Zasnova AMI sistema.

Merilno mesto danes vse bolj postaja energetska informacijska vstopna točka v gospodinjstva

(slika 1.4), torej stičišče med uporabniki in njihovimi hišnimi napravami na eni, in

distributerji, prodajalci in drugimi udeleženci na energetskem trgu, na drugi strani. Sistem

naprednega merjenja tako lahko pomeni energetsko informacijsko infrastrukturo s katero je

moč poleg električne energije nadzorovati in upravljati tudi druge energente in vodo.

Slika 1.4: Energetska informacijska infrastruktura


36/77



18

1.4.1.1 Sistemski števci (pametni števci)

Osnovni element merilnega mesta je sistemski števec (ang. smart meter). Natančno merjenje v

predpisanih razredih točnosti je seveda pri obravnavi sistemov naprednega merjenja

samoumevno. Pri obravnavi AMI sistemov se zato osredotočimo na dodatne funkcionalnosti.(Kot smo že omenili v prvem delu študije [50], nekatere rešitve predlagajo uporabo ločenega

komunikacijskega vmesnika, ki opravlja te dodatne funkcionalnosti, sam števec pa skrbi le za

merjenje – primer take rešitve je naprava imenovana MUC – Multi-Utility Communication

Controler.) Kakorkoli, te funkcionalnosti so lahko naslednje:

• zmožnost varne komunikacije – dvosmerne izmenjave podatkov z višjim nivojem (s

sistemi za obdelavo in upravljanje s podatki),

• zmožnost komunikacije, oziroma posredovanje podatkov števcev ostalih

energentov (multi-utility),• možnost komunikacije s hišnimi napravami,

• intervalno (nastavljivi intervali, na primer 15, 30, 60,… minut) shranjevanje

merilnih vrednosti, ki jih je vedno možno daljinsko odčitati,

• pomnilnik za registrirane vrednosti vsaj za 40 dni,

• možnost daljinskega (opcija tudi lokalnega) odklopa in (ponovnega) vklopa,

• možnost daljinskega omejevanja, oziroma uravnavanja porabe, funkcija "Code

red",

• možnost dinamičnih tarif,

• možnost daljinskega nastavljanja tarif,• možnost predplačniškega sistema in pripadajoče upravljanje (daljinsko nalaganje

kredita, preverjanje stanja, ipd.),

• avtomatska sinhronizacija ure (točen čas),

• možnost prikaza določenih informacij (poraba, cene, ipd.) na ločenem

prikazovalniku - zaslonu,

• merjenje zanesljivosti oskrbe in nekaterih parametrov kvalitete napetosti – možnost

shranjevanja dogodkov (upadov, izpadov npr.),

• možnost daljinskega nadzora in upravljanja s števcem ter možnost avtodiagnostike,

• zmožnost sledljivosti posegov v števec in ustrezna zaščita dostopa.

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 (1.4.1.4). Tak prikazovalnik omogoča distributerjem,

prodajalcem in drugim ponudnikom energetskih storitev, vzpostavitev dodatnega

(informacijskega) odnosa s svojimi odjemalci kar lahko za sabo potegne še razne druge

informacijske storitve.

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


37/77



19

prenos informacij o trenutni porabi, tarifah, cenah, ipd., na podlagi katerih se lahko

učinkovito upravlja poraba električne energije in tudi drugih energentov v hiši.

1.4.1.2 Priključitev števcev ostalih energentov (multi-utility) in povezava s hišnimi napravami

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. Večina števcev drugih energentov

danes še ni opremljena s komunikacijskim vmesnikov (izjema so morda novejši kalorimetri zamerjenje porabe toplote, ki že lahko imajo npr. M-Bus vmesnik) Največ kar lahko trenutno od

teh števcev pričakujemo je, da imajo na voljo impulzni izhod (S0), ki je lahko realiziran že v

samem števcu kot breznapetostni kontakt, ali pa ga dobimo z namestitvijo dodatne relejne ali

optične enote.

Sistemski števci največkrat podpirajo sledeče možnosti priključitve drugih števcev:

• M-bus,

• impulzni vhodi (S0).

V Evropi se je 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. Žične povezave - če so sploh mogoče - so običajno časovno zamudne in

posledično drage. Zato se vse bolj posega po brezžičnih (RF) možnostih povezav.

1.4.1.3 M-bus

M-bus (Metering bus) vodilo je namenjeno 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, SIST EN 13757-3, in SIST EN 13757-4.


38/77



20

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, delujejo kot "Master" na katerega se lahko

priključi običajno do 4 M-bus naprave (druge števce). Informacije iz teh naprav so v

sistemskem števcu predstavljene preko DLMS/COSEM obstraktnega modela za »multi-

utility«.

Z uporabo brezžičnega M-bus po SIST EN 13757-4 je možno naprave povezati tudi preko

RF. Običajno delajo na ISM frekvenčnem območ ju.

1.4.1.4 Hišni energetski prikazovalnik

Slika 1.5: Ecometer – primer hišnega energetskega prikazovalnika.

Že prej omenjena naprava služi informiranju odjemalcev o stanju porabe za različne energente

– za tiste, za katere je informacija na voljo v sistemskem števcu. Naprave običajno omogočajo

prikaz trenutnih vrednosti, nekatere pa tudi prikaz arhiviranih vrednosti, kot na primer

Ecometer (Landis+Gyr) (slika 1.5). Dodatno je možen prikaz cen energentov, stanja tarif in

kratkih sporočil.

Prikazovalnik se s sistemskim števcem običajno poveže preko brezžične povezave.


39/77



21

Namestitev energetskih prikazovalnikov je lahko nadstandardna storitev v okviru nekaterih

paketov oskrbe, ki jih bodo ponujali trgovci z električno energijo.

1.4.2

Koncentratorji Nekatere vrste komunikacije (npr. PLC/DLC) imajo omejen domet in/ali omejeno pasovno

širino, zato se uporabljajo koncentratorji, ki na lokalnem območ ju 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 FTP protokol, s katerim se prenašajo stisnjeneXML datoteke; za te namene se pripravlja tudi uporaba protokolov iz družine IEC 61850 (npr.

ERDF v Franciji).

1.4.3 Komunikacijsko omrežje

Komunikacijsko omrežje mora zagotoviti varen prenos podatkov v obe smeri med

koncentratorji, števci ter sistemi v merilnem centru.

Pogosto se v AMI sistemih uporabljata vsaj dve različni omrežji:

• geografsko lokalno: omrežje za komunikacijo med sistemskimi števci in

koncentratorji (npr. PLC/DLC preko energetskih vodov, RS485 vodilo,…),

• geografsko široko: omrežje za komunikacijo med koncentratorji in merilnim

centrom (npr. GSM/GPRS, Ethernet, telefonsko omrežje, ipd.).

Za komunikacijo med števci in koncentratorji ali merilnim centrom in števci direktno se

najpogosteje uporablja DLMS/COSEM protokol. Za komunikacijo med koncentratorji in HES

(Head End System) v merilnih centrih pa internetni protokoli temelječi na družini protokolovTCP/IP.

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 uporabimo predvsem omrežja mobilnih operaterjev

(GSM/GPRS), ter še Ethernet in brezžična omrežja, kjer je to mogoče (predvsem v

transformatorskih postajah). V nadaljevanju je kratek opis tistih komunikacijskih tehnologij,

ki jih lahko uporabimo za komunikacijska omrežja sistema AMI.


40/77



22

1.4.3.1 PLC / DLC in BPL – komunikacija po energetskih napajalnih vodih

Prenos podatkov poteka preko energetskih napajalnih vodov (PLC - Power Line Carrier, DLC

- Distribution Line Carrier, BPL - Broadband over Power Lines). Napajalni vodi niso najbolj

primerni za prenos visokofrekvenčnih signalov (veliko slabljenje, motnje, motenje drugihuporabnikov frekvenčnega spektra – predvsem pri BPL…), zato je domet precej omejen.

Ta vrsta komunikacije se za potrebe AMI največ uporablja znotraj območ ja transformatorske

postaje (transformator predstavlja za PLC/DLC signale blokado) na NN strani in omogoča

uporabne domete do 500 m. Domet se da povečati z uporabo ojačevalnikov ("repeatorjev") in

lahko doseže največ nekaj kilometrov. Že sami PLC modemi v sistemskih števcih običajno

delujejo tudi kot "repeatorji", tako da namestitev dodatnih naprav ni potrebna. Hitrost prenosa

informacij je običajno 1200 ali 2400 bps. Modulacija signala je S-FSK (Spread Frequency

Shift Keying), delujejo pa na CENELEC A frekvenčnem območ ju (3 – 95 kHz), ki jenamenjeno izključno elektrodistribucijskim podjetjem za prenos informacij povezanih z

oskrbo z energijo. Na trg prihajajo PLC modemi z OFDM modulacijo, ki omogoča več je

hitrosti prenosa in boljšo odpornost na motnje.

Velika prednost PLC/DLC je v tem, da je infrastruktura že zgrajena. Števec, ki ima vgrajen

PLC/DLC 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 sami narekujejo tempo sprememb uporabljene

tehnologije za prenos informacij. (V primeru omrežij mobilnih operaterjev so namreč odvisnood storitev, ki jih le-ti ponujajo, nimajo pa tudi garancije kako dolgo bo neka storitev še na

voljo).

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.

BPL (Broadband over Power Lines) omogoča širokopasovne podatkovne povezave prekoenergetskih napajalnih vodov. Tehnologija se razvija predvsem kot možna alternativa xDSL

povezavam za dostop do Interneta. BPL običajno deluje v frekvenčnem območ ju od 1 do 30

MHz. Največ je hitrosti prenosa dosegajo 200 Mb/s, vendar se v praksi doseže precej manj (od

30 do 80 MB/s). Težave zaradi za prenos podatkov neugodnega komunikacijskega kanala -

energetskih napajalnih vodov - se rešujejo z uporabo OFDM modulacije. 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: energetski napajalni vodi delujejo kot antene in sevajo BPLsignale v prostor, kar lahko povzroči motnje uporabnikom radijskega frekvenčnega spektra.

Dodatna ovira množični uporabi teh sistemov je tudi pomanjkanje standardov in posledično


41/77



23

nezdružljivost opreme različni proizvajalcev. Sistemski števci za evropsko tržišče BPL

komunikacije ne podpirajo.

1.4.3.2 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

GSM/GPRS/UMTS modem, je zelo enostavna in za več ji del države neproblematična: po

podatkih enega izmed operaterjev mobilne telefonije je pokritost prebivalstva s signalom

GSM 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 prenos (GPRS in HSDPA/UMTS). Hitrosti prenosa za

paketni prenos so običajno do 82,4 kb/s, razen v omrežju UMTS kjer dosegajo do 384 kb/s

oziroma do 3,6 Mb/s z ustrezno terminalsko opremo in kjer je zagotovljen signal HSDPA.

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 (manj kot 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 GSM/GPRS.

Stroški uporabe omrežja niso majhni, pri velikih AMI sistemih in zahtevi za pogostejše

zajemanje podatkov pa lahko hitro pridemo do omejitev zaradi končne zmogljivosti omrežja.

Predvsem je problematično veliko število hkratnih povezav - zato je klju

čnega 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.


42/77

Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije v slovenskem distribucijskem

Documents

ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES