Zastosowanie elektronicznych liczników energii elektrycznej do

Moduł PMA-3
Moduł wejść analogowych obsługujący 8 wejść w standardzie
4-20 mA, 0-20 mA, 0-5 mA z wyjściami 3-przewodowymi (aktywne
lub pasywne do wyboru), wejścia są separowane galwanicznie
od systemu i między sobą. Rozdzielczość przetwarzania A/C 16
bitów przy całkowitym błędzie pomiaru poniżej 0,01%. Moduł
posiada układ redukcji offsetu, maksymalny czas próbkowania
5 kHz (domyślny 2,5 kHz), czas pojedynczego pomiaru 4 µs, filtr
uśredniający, filtr wiarygodności danego pomiaru. Możliwość
konfigurowania modułu przez złącze USB 2.0. Wszystkie wejścia
posiadają pełną kompensację temperaturową w całym zakresie
pracy.
Moduł PMB-8 i moduł PMB-8s
Moduł wyjść analogowych PMB-8 przeznaczony jest do
generacji szybkich sygnałów analogowych dowolnego zakresu
zawartego w przedziale 0-20 mA. Moduł zawiera 8 kanałów
wyjściowych separowanych galwanicznie od systemu i między
sobą. Rozdzielczość przetwarzania C/A 16 bitów na kanał przy
całkowitym błędzie pomiaru poniżej 0,03%.
Dodatkowo został stworzony moduł PMB-8s, który jest jedynym dostępnym na rynku modułem umożliwiającym sterowanie
sygnałem wyjściowym w zakresie wartości od -20 do +20 mA.
Taka konstrukcja umożliwia rozwiązywanie nietypowych zagadnień w procesach sterowania automatyki przemysłowej.
Moduły wykonawcze wejść i wyjść analogowych PMA-3
PMB-8 i PMB-8s są najnowocześniejszymi, najdokładniejszymi
i najtańszymi modułami 16-bitowymi dostępnymi na rynku polskim
i przeznaczonymi do zastosowań w automatyce przemysłowej.
Moduły te przewyższają jakością i dokładnością moduły innych producentów oraz posiadają następujące cechy wyróżniające je spośród modułów firm światowych stosowanych szczególnie
w branży energetycznej:
• możliwość bardzo szybkich pomiarów prądów wejściowych
jednocześnie we wszystkich 8 kanałach wejściowych,
• możliwość pełnej konfiguracji modułu, m.in. włączenie i wyłączenie filtrów uśredniających 20 ms, filtrów wiarygodności
pomiarów,
• bardzo dużą dokładność - rzeczywisty błąd pomiaru nie przekracza 0,01% zakresu pomiarowego,
• wysoka stałość parametrów wejściowych i wyjściowych
w czasie poniżej 0,01%,
• pełna zgodność z wymogami kompatybilności elektromagnetycznej EMC,
• pełna odporność na zakłócenia zewnętrzne,
• pełna kompensacja temperaturowa (dla PMA-3 - w zakresie 575°C, dla PMB-8 w zakresie 5-55°C) niezależnie od kanału,
• bardzo szybka odpowiedź układu na sygnał sterujący (dla
PMA-3 4 µs, dla PMB-8 - poniżej 5 µs),
• pełna kompatybilność ze starszymi modułami Systemu MASTER.
Obecnie w Instytucie pracuje się nad dostosowaniem modułów wejść/wyjść analogowych do protokołu HART oraz nad konstrukcją nowego sterownika dla systemu pod nazwą PMC-4.
Jacek Kiernicki, Grzegorz Bałuka
Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o.
Zastosowanie elektronicznych liczników energii elektrycznej
do detekcji i lokalizacji przypadków
nielegalnego poboru energii elektrycznej
Application of electronic energy meters for detection and localization
of illegal electricity usage
Definicja nielegalnego poboru
energii elektrycznej
Nielegalny pobór energii to w świetle Ustawy Prawo Energetyczne, art. 3 pkt 18 pobieranie paliw i energii bez zawarcia
umowy z przedsiębiorstwem lub niezgodnie z umową. Tym samym
wszystkie przypadki pobierania paliw i energii z naruszeniem warunków umowy, bądź przy jej braku, należy uznać za zachowanie
określone przez ustawę jako nielegalny pobór.
strona 818 (11)
Za nielegalny pobór energii elektrycznej należy uznać stan,
w którym dochodzi do: uszkodzenia plomb założonych na
urządzeniach pomiarowych w instalacji zasilającej, uszkodzenia
przewodów instalacji zasilającej, pobierania energii z częściowym
lub całkowitym pominięciem licznika, uszkodzenia cech legalizacyjnych licznika, mechanicznego uszkodzenie licznika.
Urynkowienie sektora energetyki wymusza na przedsiębiorstwach dystrybucyjnych konieczność podejmowania zadań
prowadzących do obniżania kosztów dostarczania energii
www.energetyka.eu
grudzień 2012
elektrycznej odbiorcom. Istotną rolę odgrywa tu zespół działań
mających na celu minimalizację strat mocy i energii w sieci dystrybucyjnej. Minimalizacja strat energii w procesie przesyłu energii
od dostawcy do odbiorcy wymaga odpowiednich, uzasadnionych
ekonomicznie, przedsięwzięć technicznych i organizacyjnych,
dotyczy to w dużej mierze działań na rzecz ograniczenia nielegalnego poboru energii.
Bilans energii w sieci dystrybucyjnej,
łańcuch bilansowy
Bilans energii elektrycznej w sieci przedsiębiorstwa dystrybucyjnego jest to suma algebraiczna energii wprowadzonej
do sieci i energii oddanej, pobranej przez odbiorców finalnych,
przesłanej do ościennych przedsiębiorstw dystrybucyjnych lub
do sieci przesyłowej. Poszczególne elementy bilansu tworzą tzw.
łańcuch bilansowy.
Łańcuch bilansowy w sieciach niskiego napięcia przedstawia
bilans energii dostarczonej ze źródła zasilającego, zwykle stacji
transformatorowej SN/nn, mierzonej przez licznik bilansujący
i energii pobieranej, tj. sumy energii zmierzonej przez liczniki energii zainstalowane u odbiorców przyłączonych do sieci. W praktyce
taki łańcuch bilansowy nie jest łańcuchem zamkniętym i aby go
zamknąć należy w bilansie uwzględnić energię niezbilansowaną,
której wielkość wynika z niedoskonałości przyrządów pomiarowych, z braku lub zafałszowania danych pomiarowych i z powodu
towarzyszących przesyłowi strat energii tzw. strat bilansowych.
Bilans energii elektrycznej dla sieci nn zasilającej odbiorców
jedno- i trójfazowych, obejmujący przedział pomiarowy 15-minutowy i przedział dobowy (96 przedziałów 15-minutowych),
przedstawiają poniższe formuły.
• Bilans energii elektrycznej w przedziale 15-minutowym (Dt =
15 min)
– energia elektryczna pobrana przez zasilany obwód,
– energia elektryczna wykazana przez
liczniki zainstalowane u odbiorców
jednofazowych na poszczególnych
fazach,
– energia elektryczna pobrana przez liczniki odbiorców trójfazowych (p),
– straty energii elektrycznej (bilansowe)
w fazach A, B i C.
• Bilans energii elektrycznej w przedziale dobowym (96 x 15
min)
(w powyższej formule w oznaczeniach energii dla uproszczenia
pominięto indeksy ∆ti).
grudzień 2012
Straty bilansowe energii elektrycznej ze względu na ich pochodzenie można podzielić na dwie zasadnicze grupy:
– straty techniczne, wynikające ze zjawisk towarzyszących
przepływowi prądu w sieci elektroenergetycznej; ich wielkość
jest pochodną struktury i konfiguracji sieci oraz wielkości
przepływających przez nią mocy i energii;
– straty handlowe, będące w głównej mierze efektem nielegalnego poboru energii elektrycznej, jak również w znacznie
mniejszym stopniu niedokładnością urządzeń pomiarowych.
Straty przesyłowe energii elektrycznej, straty techniczne,
wynoszą średnio od 6 do 10% wolumenu przesyłanej energii,
a ich wielkość świadczy o poziomie technicznym i organizacyjnym
przedsiębiorstwa dystrybucyjnego.
Wielkość strat wynikających z nielegalnego poboru energii jest
obecnie trudna do dokładnego wyznaczenia, ale są one na tyle
znaczne, że wymagają podjęcia środków zaradczych.
Z informacji podawanych przez Urząd Regulacji Energetyki
wynika, że w latach 2006 – 2010 liczba przypadków nielegalnego poboru energii elektrycznej wyraźnie się zmniejszała. O ile
bowiem w 2006 roku wielkość nielegalnie pobranej energii
wynosiła około 89,9 tys. MW, o tyle w 2007 r. – około 72,2
tys. MWh, w 2008 – około 72,6 tys. MWh, w 2009 – około
67,6 tys. MWh, a w 2010 – około 58,1 tys. MWh. Oznacza to,
że według statystyk nielegalny pobór energii w 2010 roku był
mniejszy niż w 2006 o około 35%. Ale można mieć poważne
wątpliwości, co do tego, w jakim stopniu statystyki odzwierciedlają rzeczywistość.
Ze względu na brak dokładnego opomiarowania sieci trudno
jest oddzielić straty techniczne od strat handlowych, o których
informacje w sporej mierze opierają się na wiedzy eksperckiej
dystrybutorów. Tak więc trudno uznać czy nielegalny pobór
energii elektrycznej znacząco zmniejsza się naprawdę, czy tylko
statystycznie. Według ocen niektórych przedstawicieli spółek
dystrybucyjnych nawet 6% odbiorców pobiera energię elektryczną
w sposób nielegalny.
Walka z nielegalnym poborem jest trudna, ponieważ aby
udowodnić nielegalny pobór energii należy złapać nierzetelnego
odbiorcę niemal na gorącym uczynku. Spadek ujawnionych przypadków nielegalnego poboru energii w 2010 roku może więc także
wynikać z trudności w formalnym ich udowodnieniu.
Obecnie średni wolumen nielegalnie pobranej energii
w przeliczeniu na każdego odbiorcę przyłączonego do sieci jest
szacowany rocznie na około 80 kWh [1].
Nielegalny pobór energii ma miejsce przede wszystkim w sieci
nn, czyli „kradzież energii” to domena „drobnych” odbiorców
indywidualnych. W 2010 roku ponad 96% nielegalnie pobranej
energii pobrano z sieci niskiego napięcia.
Charakterystyka ilościowa
odbiorców indywidualnych
zasilanych z sieci elektroenergetycznej nn
Gospodarstwa domowe (grupa taryfowa G) to około 14
milionów odbiorców przyłączonych do sieci nn, pobierających
rocznie około 28,6 TWh. Stanowi to 25% energii elektrycznej
sprzedawanej przez Spółki Dystrybucyjne.
www.energetyka.eu
strona 819 (12)
Ponieważ jak wspomniano, przypadki nielegalnego poboru
energii występują przede wszystkim w sieciach nn, to biorąc
pod uwagę jak liczną grupę stanowią przyłączeni do niej odbiorcy, należy się spodziewać, że zapotrzebowanie na systemy
wykrywania i lokalizacji przypadków nielegalnego poboru energii
w pełni uzasadnia podjęcie prac w celu znalezienia sprawnych,
dokładnych i ekonomicznie uzasadnionych rozwiązań.
Linia promieniowa napowietrzna lub kablowa, 4- lub 5-żyłowa,
posiadająca możliwość dwustronnego zasilana. Takie rozwiązania
stosuje się z uwagi na to, że daje ono możliwość zasilania przynajmniej części odbiorców w przypadku awarii zasilania podstawowego lub podczas przeglądów i napraw sieci; w normalnych
warunkach jedno ze źródeł zasilania jest wyłączone.
Najczęściej spotykane układy zasilania
odbiorców w sieci nn
Zasilająca sieć elektroenergetyczna niskiego napięcia
w zabudowie miejskiej jest siecią otwartą, promieniową z liniami kablowymi o przekrojach dobranych do przewidywanych
obciążeń. Aktualnie stosuje się przekroje 120 lub 240 mm2 Al.
Jeden ciąg kablowy zasila zwykle kilkudziesięciu odbiorców.
W aglomeracjach miejskich kablowa linia zasilająca układana
jest najczęściej w ziemi (np. pod chodnikiem) wzdłuż ciągu budynków. Kolejne budynki przyłączane są do linii zasilającej przy
pomocy muf trójnikowych lub skrzynek przyłączowych. Instalacja
wewnątrz budynku zasilana jest za pośrednictwem wewnętrznej
linii zasilającej (WLZ).
Na obszarach podmiejskich i wiejskich stosuje się z zasady
napowietrzne linie zasilające o przekrojach 75 do 120 mm2, często
wykonywane przy użyciu przewodów izolowanych, co chroni od
porażeń i znacznie utrudnia nielegalny pobór energii. Odbiorcy
przyłączani są do sieci za pomocą przyłączy – jeśli są oddaleni od
linii zasilającej – lub bezpośrednio za pomocą złączy. Podejścia
do budynków wykonuje się zwykle przewodami aluminiowymi
o przekrojach od 25 do 35 mm2.
W przypadku osiedli podmiejskich, np. w budownictwie
jednorodzinnym, przyjmuje się realne obciążenie szczytowe pojedynczego odbiorcy w granicach od 12 do 20 kW.
Nowych bloków „deweloperskich” na ogół nie wyposaża
się w instalacje gazowe i w takim przypadku przy założeniu, że
użytkownicy mieszkań będą korzystać z wszelkich udogodnień
AGD, projektuje się instalację elektryczną przyjmując szacunkowo
zapotrzebowanie rzędu 20 kW na jedno mieszkanie.
Do zasilania odbiorców komunalnych i wiejskich najczęściej
stosuje się przedstawione poniżej układy sieci nn.
Linia promieniowa napowietrzna lub kablowa, 4- lub 5-żyłowa, jednostronnie zasilana; do linii przyłączeni są odbiorcy, np.
szereg domów jednorodzinnych lub budynki wielokondygnacyjne
(wielorodzinne).
Rys. 2. Linia promeniowa z możliwością zasilania dwudtronnego
W budynkach wielokondygnacyjnych do złącza przyłączona
jest tzw. wewnętrzna linia zasilająca (WLZ), doprowadzająca energię elektryczną do punktów odbioru (mieszkań). Licznik mierzący
zużycie energii może znajdować się w mieszkaniu odbiorcy lub, co
ma miejsce w relatywnie nowych budynkach, na zbiorczej tablicy
w klatce schodowej budynku.
Rys. 3. Wewnętrzna linia zasilająca
W domach jednorodzinnych wymaga się umieszczania punktu
pomiarowego na granicy działki. Pozwala to na łatwy odczyt osobom prowadzącym ewidencję zużycia energii, a przez jednoczesne
utrudnienie dostępu do liczników zmniejsza możliwości ingerencji
w instalację w celu dokonywania nielegalnego poboru.
Stosowane metody lokalizacji i likwidacji
przypadków nielegalnego poboru
energii elektrycznej
Rys. 1. Linia promieniowa jednostronnie zasilana
strona 820 (13)
Podejrzenie występowania nielegalnego poboru energii zachodzi zwykle po analizie niepłaconych faktur, lekturze donosów
składanych przez osoby trzecie i obserwacji podejrzanych odbiorców. Formalne stwierdzenie przypadku nielegalnego poboru
energii ma zazwyczaj miejsce podczas rutynowych czynności
związanych z odczytem licznika i dokonywane jest przez inkasenta. Jego zadaniem jest wtedy zabezpieczenie jak największej
liczby dowodów świadczących o zaistnieniu stanu sprzecznego
z prawem.
www.energetyka.eu
grudzień 2012
Ustalenie faktu nielegalnego poboru daje podstawę do
wszczęcia kontroli. Brak skuteczności kontroli może pozbawić
przedsiębiorstwo energetyczne jakichkolwiek możliwości uzyskana odszkodowania za ujawniony nielegalny pobór energii. Zgodnie z literą prawa, art.6 k.c., ciężar udowodnienia nielegalnego
poboru energii spoczywa na stronie, która z tego faktu wywodzi
skutki prawne, a więc w tym przypadku na przedsiębiorstwie
energetycznym.
Kolejną czynnością jest przeprowadzenie kontroli, do której
upoważnieni są przedstawiciele przedsiębiorstwa energetycznego
zajmującego się dystrybucją energii. Mają oni prawo wstępu na
teren nieruchomości lub do pomieszczeń, gdzie jest przeprowadzana kontrola.
W ramach kontroli dokonuje się sprawdzenia układów pomiarowych, weryfikacji zawartych umów i prawidłowości rozliczeń
oraz przeprowadza niezbędne przeglądy urządzeń będących
własnością przedsiębiorstwa energetycznego.
Szczegółowe zasady przeprowadzenia kontroli zostały określone w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 11 sierpnia
2000 r. w sprawie przeprowadzania kontroli przez przedsiębiorstwa energetyczne (Dz. U. Nr 75, poz. 866).
Wykorzystanie smart meteringu
do lokalizacji przypadków
nielegalnego poboru energii elektrycznej
Pojęcie smart metering najczęściej kojarzy się ze zdalnym
odczytem liczników i przekazywaniem odczytanych danych do
systemu nadrzędnego, gdzie wykorzystywane są do billingu
i monitoringu pracy sieci.
W nowoczesnych, inteligentnych systemach pomiarowych
typu AMI (Advanced Metering Infrastructure) informacje o wszelkich anomaliach, w tym o przypadkach nielegalnego poboru
energii, przekazywane są automatycznie do centrów zarządzania
siecią ze wskazaniem miejsca w sieci, w którym z dużym prawdopodobieństwem taka anomalia występuje. Systemy AMI mierzą, gromadzą i analizują dane o zużyciu
energii elektrycznej i jej parametrach komunikując się z urządzeniami pomiarowymi, licznikami energii elektrycznej według
ustalonego programu czasowego lub na żądanie. Podstawowymi
elementami systemów AMI są liczniki elektroniczne (tzw. liczniki
inteligentne), przeznaczone do pomiaru energii elektrycznej.
Zależnie od potrzeb dostawców i odbiorców liczniki energii dokonują pomiarów i rejestracji pobranej energii czynnej, energii
biernej, natężenia prądu, poziomu napięcia w punktach węzłowych (punktach przyłączenia odbiorców), rejestracji profilu mocy
w wybranych cyklach czasowych (np. 15-, 30-, 60-minutowych),
rejestracji wielomiesięcznych cykli pomiarowych (np. 3, 6, 12
miesięcy przy 15-minutowym cyklu uśredniania) i zapisu w pamięci licznika wielkości pomiarowych z wielu ostatnich okresów
rozliczeniowych. Nowoczesne liczniki energii wyposażone są
w moduły komunikacyjne, przeznaczone do lokalnego bezpiecznego odczytu danych poprzez interfejs optyczny (optozłącze)
i parametryzowania licznika, a także w moduły do zdalnego odczytu wielkości mierzonych. Liczniki takie mają wewnętrzne zegary
czasu rzeczywistego z kalendarzem oraz urządzenia do zdalnego
sterowania odbiornikami. Istnieje też możliwość definiowania
przez użytkownika sekwencyjnych ekranów wyświetlacza LCD.
grudzień 2012
Systemy AMI wyspecjalizowane w wykrywaniu i lokalizacji
przypadków nielegalnego poboru nie wymagają instalowania
innych urządzeń poza odpowiednio wyposażonymi licznikami,
koniecznymi w obsłudze obrotu energią. Wymagane wyposażenie
nie wychodzi poza standardy wspomniane wyżej.
Przedsiębiorstwa dystrybucyjne zakładają stopniową wymianę stosowanych dotychczas konwencjonalnych liczników
elektromechanicznych na liczniki elektroniczne, a zatem znaczna
część kosztów związanych z wprowadzeniem zdalnego monitorowania poboru energii, w tym wykrywania i lokalizacji nielegalnego poboru, zniknie jako przeniesiona na wydatki wynikające
z rutynowych czynności związanych z eksploatacją i inwestycjami
sieciowymi.
Akwizycja danych pomiarowych
Dane pomiarowe mogą być przesyłane do centrów zarządzania siecią (systemów nadrzędnych) automatycznie, przy
wykorzystaniu sieci telefonii komórkowej (system GSM), techniki WiFi (wireless local area network), techniki Ethernetowej
(sieci lokalne), sieci Internetu. Można też korzystać z odczytów
okresowych wykonywanych „ręcznie” przez wyposażonych
w przenośne komputery lub notatniki PSION inkasentów. W tym
ostatnim przypadku zgromadzone w pamięci optoczytnika dane,
po dokonaniu serii odczytów, wprowadzane są do odpowiednio
oprogramowanych komputerów.
Zdalny odczyty i transmisja danych są realizowane przez
systemy akwizycyjne.
Zależnie od potrzeb stosuje się zwykle trzy systemy akwizycji. • System akwizycji aktywnej: urządzenia pomiarowe i rejestrujące przekazują dane do systemu akwizycji zdalnej ścieżkami
transmisyjnymi (np. PLC) w odpowiedzi na zapytania wysyłane przez program akwizycji. System taki pozwala na objęcie
obsługą kilkunastu tysięcy urządzeń przez jeden serwer pomiarowy zapewniając niezawodność i odpowiednią wydajność
akwizycji.
• System akwizycji pasywnej: urządzenia pomiarowe i rejestrujące mogą samodzielnie, zgodnie z zadanym harmonogramem
i w odpowiedzi na konkretne wskazane wydarzenie (event),
nawiązywać połączenie z centralnym systemem informatycznym i przesyłać dane pomiarowe, komunikaty i alerty. System
akwizycji pasywnej jest znacznie wydajniejszy od systemu
akwizycji aktywnej (ma dużo większą szybkość działania, ponieważ nie czeka na zapytania) i pozwala na obsługę bardzo
dużej liczby liczników.
• System akwizycji pull&push: akwizycja typu pull&push łączy
w sobie cechy akwizycji aktywnej i pasywnej. Przekazywanie
danych odbywa się w systemie akwizycji pasywnej, a więc
szybko, a w przypadku zakłóceń w procesie pozyskiwania
danych lub konieczności przesłania poleceń, według systemu
akwizycji aktywnej.
Od nowoczesnych systemów pomiarowych wymaga się również funkcjonalności, która pozwala na sterowanie pracą urządzeń
zainstalowanych w sieci odbiorczej w ramach programów DSR
(Demand Side Response), tj. załączanie i wyłączanie odbiorców
i wybranych odbiorników, ograniczanie pobieranej mocy, wprowadzanie zmian parametryzujących, np. zmiany taryfy, okresu
www.energetyka.eu
strona 821 (14)
uśredniania, zamykania okresów rozliczeniowych, synchronizacji
czasu itp. Jednokierunkowe przesyłanie danych od licznika czy
koncentratora do systemu akwizycyjnego, jak to jest w przypadku
akwizycji aktywnej i akwizycji pasywnej, bez możliwości sterowania odbiorem nie spełnia potrzeb DSR.
Sieci nn zasilające odbiorców końcowych wyposażone w systemy AMI, przystosowane do zdalnego wykrywania i lokalizacji
nielegalnego poboru energii, bazują na odpowiednio zorganizowanym systemie pomiarowym, który pozwala na bilansowanie energii
(w trybie on line lub off line). Jeśli wielkość energii niezbilansowanej przekracza pewną dopuszczalną wartość (straty bilansowe,
uchyby przyrządów itp.), to system AMI wskazuje na anomalię
pomiarową, która mogła powstać na skutek nieprawidłowego
działania lub uszkodzenia urządzeń pomiarowych (liczników)
czy też dodatkowego, nielegalnego, poboru energii niewykazanej
przez licznik odbiorcy.
W celu dokładnego wyznaczenia wielkości niezbilansowania
przy normalnej pracy każdej z sieci zasilających nn, system
komputerowy wyposaża się w bazę danych opisującą schematy
połączeń nadzorowanych sieci i ich parametry (wykorzystującą
do akwizytora
Rys. 4. Schemat przyłączenia odbiorców jedno i trójfazowych
do sieci nn
paszporty i mapy GIS) i za pomocą odpowiedniego programu obliczeniowego dokonuje się dla każdego okresu pomiarowego (np.
co 15 minut) obliczeń chwilowych bilansów energii. Zaimplementowany program obliczeniowy korzysta z danych dostarczanych
przez liczniki (np. zmierzona wielkość energii czynnej i biernej,
napięcia lub prądu).
Przegląd metod zdalnego wykrywania
i lokalizacji nielegalnego poboru
energii elektrycznej
Wydaje się celowe pokazanie zasad, na których opierają się
niektóre z nielicznych, opublikowanych metod zdalnego wykrywania i lokalizacji nielegalnego poboru energii elektrycznej.
1. Metoda przedstawiona w publikacji „A Solution to Remote
Detection of Illegal Electricity Usage via Power Line Communication” [2].
W metodzie tej detekcja i lokalizacja odbiorców podejrzanych o nielegalny pobór energii elektrycznej dokonywane są
automatycznie przez porównanie wskazań dwóch urządzeń
pomiarowych, w które wyposażony jest każdy obwód odbiorczy: typowego licznika cyfrowego energii elektrycznej
zainstalowanego bezpośrednio u odbiorcy i wskaźnika poboru energii umieszczonego na początku przyłącza. Dane
pomiarowe przesyłane są za pomocą PLC do koncentratora,
a następnie do systemu zarządzającego (przy użyciu dowolnego medium transmisyjnego), gdzie następuje porównanie
wskazań obu liczników każdego odbiorcy. Znaczna różnica
wskazań świadczy albo o niesprawności któregoś z liczników,
albo o nielegalnym pobieraniu energii przez odbiorcę. Na
podstawie przedstawionych założeń można uznać twierdzenie autora, że prezentowana metoda wskazuje właściwie
bezbłędnie wszystkie anomalie pomiarowe występujące
w badanej sieci pod warunkiem niezawodnej pracy systemu
transmisji danych PLC.
Rys. 5. Akwizycja danych pomiarowych z elektronicznych liczników energii elektrycznej
strona 822 (15)
www.energetyka.eu
grudzień 2012
Rys. 6. Schemat układu pomiarowego
SA i P – system akwizycji i przetwarzania danych, O1 – On – odbiory przyłączone do sieci nn,
L1 – Ln – liczniki energii elektrycznej u odbiorców (liczniki główne), Lp1 – Lpn – liczniki energii elektrycznej na przyłączach (liczniki pomocnicze).
Wadą metody z punktu widzenia ekonomii sieci jest konieczność stosowania podwójnego pomiaru, co niewątpliwie zwiększa koszty instalacji. Brak też informacji o praktycznej realizacji
proponowanego systemu pomiarowego.
2. Metoda przedstawiona w publikacji „A Solution to Remote Detection of Illegal Electricity Usage Based on Smart Metering” [3]
pozwala na detekcję i lokalizację nielegalnego poboru energii
elektrycznej na podstawie zmian wartości napięć w węzłach
sieciowych powodowanych przez dodatkowy (nielegalny) pobór
energii w sieci nn. W celu dokładnego wyznaczenia impedancji
odcinków linii zasilającej pomiędzy kolejnymi odbiorcami odpowiedni, sterowany komputerowo system wyłącza co pewien czas
podstawowe zasilanie i wysyła do sieci krótkie impulsy o częstotliwości rzędu 150 kHz. Tak duża częstotliwość zwielokrotnia
pomijalną przy częstotliwości 50 Hz reaktancję indukcyjną sieci.
Zmierzone napięcia i prądy pozwalają każdorazowo na wyznaczenie aktualnej impedancji sieci. Wprowadzenie jakichkolwiek
zmian w sieci, a przede wszystkim nielegalnych odpływów powoduje lokalną zmianę impedancji i w konsekwencji umożliwia
zdalną lokalizację nieuczciwego odbiorcy. Według autorów
opracowana przez nich metoda może być szczególnie przydatna
do detekcji i lokalizacji kradzieży energii z linii napowietrznych
z gołymi przewodami metodą „na zarzutkę”. Autorzy nie podają
informacji o wpływie celowych krótkotrwałych przerw w zasilaniu
na jakość dostarczanej energii ani przykładów praktycznego
wykorzystania prezentowanej metody.
3. Metody opracowane w ramach programu „Badania Naukowe:
Domykanie Łańcuchów Bilansowych” [4], wykorzystujące
dostarczany przez liczniki energii zainstalowane w sieci odbiorczej strumień danych pomiarowych, pozwalają na drodze
analitycznej wyznaczyć z dostateczną dokładnością miejsca
w sieci, w których występują anomalie pomiarowe, w tym
przypadki nielegalnego poboru energii.
Metoda I – „Estymacyjna metoda lokalizacji anomalii” wykorzystująca estymację stanu systemu elektroenergetycznego
grudzień 2012
do wykrywania anomalii w pomiarach energii elektrycznej.
Wykrywanie anomalii pomiarowych traktowane jest w tej metodzie jako problem wykrywania dużych błędów w zbiorach
danych pomiarowych. Estymacja jest realizowana z wykorzystaniem metody najmniejszych ważonych kwadratów. Badania
testowe przeprowadzone na zbiorach danych rzeczywistych
(na wartościach pomiarów poboru energii czynnej i biernej
oraz napięć w punktach węzłowych sieci nn) wykazały dużą
przydatność metody estymacyjnej do detekcji i lokalizowania
anomalii, a więc i przypadków nielegalnego poboru energii.
Metoda II – „Metoda obliczeń w tył i przód” [3] polega na
dwustronnym (w przód i w tył) wyznaczaniu poziomów napięć
w punktach węzłowych sieci zasilającej (w punktach granicznych pomiędzy instalacją odbiorcy i siecią zasilającą dystrybutora). Obliczeniowo poziom napięcia w każdym z punktów
węzłowych wyznacza się dwukrotnie, raz licząc od początku
linii (od strony transformatora zasilającego) i drugi raz od końca
linii (od strony najdalszego odbiorcy). Jeśli wartości napięć
w węzłach obliczone z obu końców linii są jednakowe, to znaczy, że w badanym obwodzie nie występują żadne anomalie
pomiarowe, a więc nie ma nielegalnego poboru energii. Jeśli
jednak stwierdzi się, że napięcia w danym węźle liczone od
początku i od końca obwodu różnią się, to jest oczywiste, że
występuje tam anomalia pomiarowa.
Metody te nie były testowane w naturalnych warunkach ruchowych, ale obliczenia wykonywane na rzeczywistych danych
pomiarowych wykazały ich przydatność do detekcji i lokalizacji
przypadków nielegalnego poboru energii.
Napięciowa metoda detekcji i lokalizacji
anomalii pomiarowych w sieci odbiorczej nn
Proponowana „napięciowa metoda detekcji i lokalizacji anomalii pomiarowych” wykorzystuje zmiany wartości napięć występujących w miejscach przyłączenia odbiorców, które zależą od
www.energetyka.eu
strona 823 (16)
wielkości pobieranego przez odbiorców prądu. Zgodnie z prawami
rządzącymi przepływem prądu wzrost obciążenia sieci powoduje
obniżenie wartości napięcia na poszczególnych jej elementach.
Zjawisko to może dać osnowę dla systemu wykrywania nielegalnego poboru w sieciach jednostronnie zasilanych, a tak zasilane
są z reguły sieci dystrybucyjne nn. Nielegalny pobór energii
powoduje wzrost obciążenia sieci w porównaniu z obciążeniem
rejestrowanym przez przyrządy pomiarowe, a zwiększony przepływ prądu wywołuje dodatkowe spadki napięcia i w konsekwencji
dodatkowe obniżenie napięcia w całej sieci. Rzeczywisty poziom
napięcia w punktach przyłączenia odbiorców mierzony jest przez
odpowiednio wyposażone liczniki energii, a zmierzone wartości
przesyłane są „on line” do akwizytora i dalej do systemu zarządzania siecią - lub też gromadzone w pamięci „flash” licznika i po
odczytaniu w trybie „off line” w przyjętych interwałach czasowych
są dostarczane do systemu po odczycie „ręcznym”.
W obu przypadkach dla weryfikacji synchronizmu odczytów
dane muszą mieć znaczniki czasu. Jednocześnie na podstawie
dostarczanych przez liczniki informacji, np. wartości mocy lub
prądu, zaimplementowany program obliczeniowy wyznacza
wartości napięć w punktach przyłączenia odbiorców, tj. tych, dla
których napięcia zostały bezpośrednio zmierzone przez liczniki.
Porównanie wartości napięć zmierzonych i obliczonych pozwala
na zlokalizowanie anomalii pomiarowej. W miejscu anomalii występują nieprawidłowości działania układu pomiarowego, albo, co
bardzo prawdopodobne, nielegalny pobór energii.
Po stwierdzeniu wystąpienia anomalii kolejnym działaniem
jest szukanie miejsca w sieci, w którym ona powstaje i tu można
wykorzystać proponowaną niżej metodę jej lokalizacji.
Rys. 7. Poglądowy schemat ciągu zasilania odbiorców
gdzie:
U1, U2, … , Un-1, Un – napięcia w węzłach (punktach przyłączenia
odbiorów),
Z1, Z2, ... , Zn – impedancje odcinków linii zasilającej (pomiędzy węzłami),
I1 , I2, … , In-1, In
– prądy pobierane przez odbiorców (wg
wskazań liczników),
Io, II, … , IM – prądy w odcinkach linii zasilającej
IM = Io - Sposób I
– prąd w odcinku M linii zasilającej
Opisane wyżej sposoby identyfikacji miejsca nielegalnego
poboru wykorzystują możliwości pomiarowe nowoczesnych
liczników energii elektrycznej zdolnych do odczytu i rejestracji
parametrów pobieranej przez odbiorcę energii, np. napięcia.
Dzięki zainstalowaniu na początku linii zasilającej (np. w stacji
transformatorowej, rozdzielni nn, odgałęzieniu nn) licznika bilansowego uzyskuje się możliwość pomiaru całkowitej energii pobieranej przez wszystkich przyłączonych odbiorców oraz wartości
strona 824 (17)
napięcia początkowego, co pozwala na wyznaczenie wartości
pobieranego prądu. Znając impedancje odcinków linii zasilającej
(pomiędzy kolejnymi węzłami) i wartości przepływającego przez
nie prądu można obliczyć wartości spadków napięć na tych odcinkach linii. Po odjęciu obliczonej wartości spadku napięcia (na
odcinku linii łączącej dwa węzły) od wartości napięcia w węźle
sąsiednim od strony zasilania otrzyma się wartość napięcia
w badanym węźle. Tak obliczona wartość napięcia powinna być
bliska wartości zmierzonej i zarejestrowanej przez zainstalowany
w tym węźle licznik. Jeśli wartość różnicy pomiędzy napięciem
obliczonym i napięciem zmierzonym przekracza wartość dopuszczalnego błędu pomiarowego, a napięcie zmierzone w węźle jest
znacząco niższe od napięcia obliczonego oznacza to, że spadek
na danym odcinku linii jest wyraźnie większy od spodziewanego.
Przez odcinek linii przepływa więc prąd o większym natężeniu
niż to wynika z obliczeń, czyli, że nierejestrowany, potencjalnie
nielegalny pobór energii występuje w pobliżu węzła sąsiedniego
licząc od strony zasilania.
Kiedy zachodzi wyżej opisany przypadek można na podstawie
stwierdzonej różnicy wartości spadku napięcia pomiędzy wartością obliczoną a wartością pomierzoną obliczyć wielkości prądu,
a następnie mocy i energii nielegalnego poboru. Jeśli ponownie
przeprowadzony bilans (z uwzględnieniem obliczonej mocy czy
energii nielegalnego poboru) badanego obwodu zamyka się, to
można już proces wyszukiwania zakończyć i wskazać miejsce
anomalii pomiarowej, której przyczyną jest nielegalny pobór energii. W przeciwnym razie, jeśli badany ciąg pomimo uwzględnienia
w obliczeniach wykrytego poprzednio niedoboru energii nadal się
nie bilansuje, należy kontynuować poszukiwanie miejsca kolejnej
anomalii pomiarowej rozpoczynając od węzła, w którym wcześniej wykryto anomalię korygując jednocześnie wartości prądu
i napięcia. Korekta napięcia polega na przyjęciu dla nowego węzła startowego wielkości napięcia odczytanej z zainstalowanego
w nim licznika, a korekta prądu, na odjęciu od wartości prądu w linii
zasilającej oszacowanej wartości prądu pobieranego w wykrytym
poprzednio punkcie nielegalnego poboru energii.
Choć dla uzyskania dla celów detekcji i lokalizacji anomalii
pomiarowych informacji pożądana jest możliwość zdalnego
odczytu danych licznikowych, to nie jest ona konieczna. Wystarczy, aby zastosowane liczniki były wyposażone w odpowiednio
pojemną pamięć i mogły rejestrować profile obciążeń i wartości
napięcia (np. co 15 minut) w dłuższym okresie. W takim przypadku
odczyty dokonywane np. przez inkasenta i dostarczane do centrum billingu będą przetwarzane w trybie „off line”. Dla dokonania
poprawnych obliczeń konieczne jest zachowanie synchronizacji
czasu liczników.
Poniżej przedstawiono dwa sposoby obliczeniowe poszukiwania miejsc nielegalnego poboru energii elektrycznej.
Algorytm obliczania napięć w kolejnych węzłach (rozpoczynając od położonego najbliżej źródła zasilania), na którym
bazuje sposób opisany powyżej, można wyrazić następującymi
formułami:
• formuła obliczenia prądu wpływającego do badanej sieci odbiorczej:
www.energetyka.eu
grudzień 2012
Zi+1
• formuła obliczenia prądu zasilającego i-tego odbiorcę:
gdzie:
S – sumaryczna moc pozorna pobierana z sieci zasilającej,
zmierzona w węźle początkowym, usytuowanym na początku badanego ciągu (np. przy transformatorze)
U0– wartość napięcia odczytanego z licznika w węźle początkowym;
Si – wartość mocy, pobieranej przez i-tego odbiorcę;
Ui – wartość napięcia obliczonego dla węzła i-tego odbiorcy;
Uk – formuła obliczenia wartości napięcia w k-tym węźle:
– impedancja i+1-go odcinka linii zasilającej (kolejnego
licząc od źródła)
∆Ui
– spadek napięcia na odcinku linii „i” (od węza „i-1” do
wza „i”)
∆Ui+1 – spadek napięcia na odcinku linii „i” (od węza „i” do wza
„i-1”)
Iileg
– legalny (wykazany przez licznik) pobór prądu (energii)
w węźle „i”
Iinleg
– nielegalny (niewykazany przez licznik) pobór prądu
(energii) w węźle „i” (lub na odcinku linii zasilajcej pomiędzy węzłami „i-1” i „i” – za licznikiem w węźle i-1
w kierunku węzła i)
ki
– współczynnik określający relacje impedancji odcinków
linii zasilającej (pomiędzy węzłami) (Zi/Zi+1).
Podsumowanie
Po oznaczeniu prądu przepływającego przez odcinek „k” linii
zasilającej jako
IK = Io -
, formuła powyższa przyjmuje postać:
Sposób II
Sposób ten wykorzystuje odczyty wartości napięć w trzech
sąsiadujących miejscach poboru energii. Obliczamy, krocząc
od strony źródła zasilania, spadki napięć na impedancjach
kolejnych odcinków linii zasilającej Zi i dokonujemy porównania
napięć zmierzonych z napięciami obliczonymi przy zastosowaniu
przedstawionej poniżej formuły. Spadki napięć ∆Ui obliczamy jako
różnice zmierzonych napięć węzła i-tego Ui, oraz napięcia węzła
poprzedzającego Ui-1. Przez impedancje kolejnych odcinków
linii Zi płynie suma prądów: pobieranego w węźle i (Ii=Iileg+Iinlg)
oraz prądu zasilającego dalszą część obwodu, przepływającego
przez impedancję Zi+1. Przy braku prądu pobieranego Ii spadki
napięć ∆Ui i ∆Ui+1 są proporcjonalne do impedancji odcinków Zi
i Zi+1. Przy pojawieniu się prądu odbioru Ii, ∆Ui wzrasta o wartość
iloczynu prądu pobieranego i impedancji odcinka – Ii x Zi. Jeśli
w i-tym węźle występuje nielegalny pobór, to spowodowany jego
obecnością wzrost spadku napięcia na odcinku o impedancji Zi
zostanie zmierzony przez licznik, ale obliczona wartość spadku
napięcia ∆Ui będzie niższa od różnicy wielkości odczytanych
wartości napięć w węzłach i-tym i i-1 o wartość Zi x Iinlg.
Tak zostanie zlokalizowane miejsce anomalii pomiarowej
spowodowanej np. nielegalnym poborem energii elektrycznej.
gdzie:
Zi
– impedancja i-tego odcinka linii zasilającej (od strony
źródła)
grudzień 2012
Proponowana „Metoda napięciowa detekcji i lokalizacji anomalii pomiarowych” nie wymaga dublowania liczników i jest efektywnym narzędziem do zwalczania nielegalnego poboru. Oprócz
wykrywania nielegalnego poboru pozwala także na kontrolę stanu
linii zasilających, gdyż wykrycie odcinków linii o zwiększonym
spadku napięcia może świadczyć o problemach związanych ze
wzrostem strat energii spowodowanym pogorszeniem styków
w złączkach, czy innymi przyczynami powodującymi wzrost impedancji linii. Wczesne wykrycie niesprawności sieci pozwala na
uniknięcie poważnych awarii.
Wydaje się, że obecnie, w okresie coraz szerszego stosowania elektronicznych liczników energii elektrycznej, proponowana
powyżej metoda jest efektywnym rozwiązaniem starego problemu
ubytków energii w ciągach zasilających.
Skuteczność proponowanej „napięciowej metody detekcji
i lokalizacji anomalii pomiarowych” nie została jeszcze sprawdzona w rzeczywistej sieci zasilającej nn, ale przeprowadzone
symulacje wskazują na jej użyteczność dla detekcji i lokalizacji
nielegalnego poboru energii elektrycznej.
Technologie smart meteringu w naturalny sposób ułatwiają
implementację narzędzi wykrywania i lokalizacji miejsc, w których
występują znaczące anomalie pomiarowe, kojarzone z nielegalnym
poborem energii. Należy jednak pamiętać, że tylko potwierdzenie na miejscu faktu nielegalnego poboru przez upoważnionych
pracowników dystrybutora energii pozwala na podjęcie dalszych
kroków natury prawnej w celu odzyskania poniesionych strat.
Metodologię wykrywania nielegalnego poboru energii za
pomocą „metody napięciowej” można przedstawić w podany
poniżej sposób.
• Wykonanie bilansu zużycia energii na podstawie odczytów
liczników energii u poszczególnych odbiorców z energią
odczytaną licznika bilansowego. Gdy różnica bilansowa nie
przekracza pewnej założonej wartości uznajemy, że nielegalny pobór nie występuje. Jeśli natomiast wartość odczytana
z licznika bilansowego przekracza sumę odczytów liczników
objętych bilansem ponad przyjętą wartość graniczną, to istnieje
podejrzenie nielegalnego poboru.
• Podejrzenie wystąpienia nielegalnego poboru jest sygnałem
do dalszego przetwarzania danych, tj. do dokonania węzeł po
węźle obliczeń spadków napięć i porównania ich z wartościami
uzyskanymi z różnic odczytanych napięć w węzłach. Przy
www.energetyka.eu
strona 825 (18)
poruszaniu się od źródła miejsce wykrycia pierwszej poważnej
różnicy pomiędzy wartościami spadków napięć, obliczonymi
i uzyskanymi na drodze pomiarowej, wskazuje węzeł, przy
którym może występować nielegalny pobór energii.
Stosowanie „metody napięciowej detekcji i lokalizacji anomalii pomiarowych” wymaga odpowiedniego przygotowania
systemu pomiarowego i realizacji pomiarów według zadanego
programu.
I. Przygotowanie systemu pomiarowego do detekcji i lokalizacji
nielegalnego poboru energii.
1. Wyposażenie sieci odbiorczej nn w odpowiednie urządzenia pomiarowe: elektroniczne (inteligentne) liczniki energii
z wyjściami umożliwiającymi zdalny lub lokalny pomiar energii
czynnej i biernej (mocy czynnej i biernej), prądu i napięcia
zainstalowane u odbiorców i w elektroniczny (inteligentny)
licznik umiejscowiony na początku sieci, od strony zasilania.
Przy stosowaniu liczników trójfazowych należy zapewnić
oddzielne wyjścia (liczydła) dla każdej z faz.
2. Przygotowanie programu obliczeniowego:
– opracowanie algorytmu domykania łańcucha bilansowego,
– opracowanie algorytmu obliczeniowego napięć węzłowych,
– paszportyzacja sieci odbiorczej (schemat, topologia
i parametry),
– implementacja sieci odbiorczej do programu obliczeniowego zgodnie ze schematem tworzenia bazy danych
węzłów sieci.
3. Organizacja akwizycji danych i tworzenie baz danych: zdalna akwizycja danych pomiarowych (np. przy użyciu mediów
transmisyjnych, takich jak:
– PLC, GSM, Wi Fi, Ethernet, Internet). Ewentualnie przez
„ręczny”, miejscowy odczyt i późniejsze przekazanie danych do koncentratora i do systemu zarządzającego.
4. Organizacja bazy danych według załączonego „Schematu
tworzenia bazy danych węzłów sieci zasilającej (odbiorczej)”.
II. Kolejność czynności związanych z detekcją i lokalizacją anomalii pomiarowych (przypadków nielegalnego poboru energii)
w sieciach odbiorczych nn.
1. Bilansowanie przepływów energii w sieci odbiorczej dla
każdego okresu pomiarowego (np. co 15 minut).
2. Wyznaczanie wartości zamykającej łańcuch bilansowy
(straty bilansowe).
3. Obliczanie strat technicznych i strat handlowych.
4. Wnioskowanie na podstawie wielkości strat bilansowych
o możliwości występowania w sieci anomalii pomiarowych.
5. Obliczanie wartości napięć węzłowych dla przedziałów
pomiarowych (na podstawie parametrów sieci i danych
pomiarowych dla przyjętych okresów pomiarowych). Porównanie wartości obliczonych napięć węzłowych z wartościami
napięć mierzonych i wytypowanie miejsc występowania
anomalii pomiarowych.
strona 826 (19)
Rys. 8. Schemat tworzenia bazy danych węzłów sieci
Literatura
[1]
Straty Energii Elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych, PTPiRE,
Poznań, 2009, pod redakcją Prof. Jerzego Kulczyckiego.
[2]
Hakki Cavdar I., „A Solution to Remote Detection of Illegal
Electricity Usage via Power Line Communication”, IEEE Trans.
Power Delivery, Vol. 19, No. 4, October 2004.
[3]
Pasdar A., Mirzakuchaki S., “A Solution to Remote Detection
of Illegal Electricity Usage Based on Smart Metering”. IEEE
International Workshop on Soft Computing Application, 21- 23
August, Gyula, Hungary. [4]
Kiernicki J., Okoń T., Wilkosz K., Opracowanie „Badania Naukowe: Domykanie Łańcuchów Bilansowych; Wykrywanie
Nielegalnego Poboru Energii”, Praca niepublikowana.
www.energetyka.eu
grudzień 2012