wspomaganie decyzji menedżera systemu z

WSPOMAGANIE
DECYZJI
MENEDŻERA
SYSTEMU
Z
UWZGLĘDNIENIEM KOGENERACJI NA LOKALNYM RYNKU
ENERGII
Autor: Eugeniusz M. Sroczan
(„Rynek Energii” – nr 6/2013)
Słowa kluczowe: zarządzanie energią, profil odbiorcy, rozdział obciążenia, kogeneracja, wspomaganie decyzji
Streszczenie. Generacja rozproszona obejmująca również kogenerację stawia nowe wymagania metodom
zarządzania pracą urządzeń wytwórczych powiązanych mikrosiecią. W niniejszej pracy współpracę
ekonomiczną rozproszonych źródeł energii, również odnawialnej, optymalizuje się uwzględniając rozdział
obciążeń w formie przyjętej dla systemu elektroenergetycznego. Niedobór mocy generowanej w mikrosieci
pokrywają elektrownie systemu przesyłowo-rozdzielczego. Do rozwiązania zadania współpracy źródeł
odnawialnych energii użyto systemu agentów modelujących charakterystyki odbiorców – prosumentów oraz
charakterystyki elektrowni systemowych oraz realizujących obliczenia ekonomicznego rozdziału obciążenia.
1. WPŁYW PROFILU ENERGETYCZNEGO ODBIORCY NA LOKALNY RYNEK
ENERGII
Generowanie energii elektrycznej przez rozproszone źródła – w sensie topologii i mocy
jednostkowej – pozwala ją generować w miejscu pozyskania energii pierwotnej i jednocześnie
zużywania jej postaci przetworzonej przez odbiorców. Stanowi to dodatkowy czynnik
komplikujący proces optymalizacji związany z minimalizacją kosztu pozyskanej energii
końcowej.
Wynika to ze zmniejszenia obszaru zasilanego przez dane źródło energii i w związku z tym, z
faktu zmniejszenia liczby odbiorców tworzących lokalny rynek energii. Powoduje to
zwiększenie zakresu dynamiki obciążeń źródeł, wywołane brakiem statystycznego
wyrównania poziomu wartości chwilowej mocy zapotrzebowanej [8]. Dotyczy to zarówno
obciążenia elektrycznego jak i cieplnego. Uwzględnienie kogeneracji rozproszonej (Dispersed
CHP) jest istotne, bo powoduje, w sposób naturalny, uzależnienie możliwości generowania
obciążenia elektrycznego od poboru mocy cieplnej przez użytkowników końcowych [3, 14].
W celu określenia profilu zmienności obciążenia poddano analizie wartości mocy pobieranej
z sieci zasilającej nn, przez zespół trzech budynków parterowych mieszkalnych i typu
biurowego (łącznie 8 izb i powierzchnie towarzyszące) pobierających wyłącznie energię
elektryczną. Obciążenie rejestrowane uwzględnia wartość mocy Pg generowaną przez własne
źródło zasilania zainstalowane u odbiorcy końcowego energii elektrycznej [2, 23].
Moc własnego źródła spowodowała obniżenie mocy PdMS pobieranej ze źródeł pracujących w
mikrosieci połączonej z siecią przesyłowo-rozdzielczą zgodnie z zależnością:
gdzie: PdMS – moc zapotrzebowana pobrana z mikro-sieci (MS), Pgwk – moc generowana przez
własne źródło k-tego odbiorcy, t – czas wystąpienia chwilowej wartości obciążenia.
Częstość występowania charakterystycznych przedziałów mocy w ciągu doby pomiarowej
przedstawiono w tabeli 1. Pogrubiona czcionka wskazuje poziomy mocy istotne dla
współpracy mikrosieci z systemem elektroenergetycznym. Z danych zawartych w tabeli 1
wynika, iż brak poboru mocy i moc zapotrzebowana Pdt  500 W występuje przez około
70,42 % czasu trwania analizowanego okresu.
Obciążenia zawarte w przedziałach mocy rzędu 500 - 1000 W występują przez 12,01 %
badanego czasu, 1000 - 1500 W przez 3,47 % oraz 1500 - 2500 W przez 5,21 % tego okresu.
Rozkład obciążeń określony udziałem energii Apt [%] pobranej w ustalonych przedziałach
mocy pobieranej przyjmuje charakter pokazany na rysunku 1. Odniesienie stanowi energia Ad
pobrana w badanym okresie.
Możliwość zmiany tego rozkładu zależeć będzie od przyjętej strategii działania odbiorcy
energii oraz polityki energetycznej przyjętej na lokalnym rynku energii (LRE) w odniesieniu
do dostaw energii elektrycznej oraz ciepła [19].
Ponadto decydujące znaczenie ma techniczne wyposażenie budynków (obiektów), zwłaszcza
w zautomatyzowane instalacje elektryczne i grzewcze [10, 21, 24]. Z punktu widzenia
lokalnego rynku energii czynnikiem istotnym jest rodzaj energii pierwotnej wykorzystywanej
w układach zasilania odbiorców oraz stałość jej podaży przy niskiej i stabilnej cenie uzasadnionej ekonomicznie [19, 26].
2. CZYNNIKI INTEGRUJĄCE INSTALACJE OBIEKTÓW I SIECI
Optymalizacja poziomu zużycia energii przez odbiorcę oraz związanych z tym kosztów
eksploatacyjnych obiektów i budynków wymaga zintegrowania ich technicznego
wyposażenia. Przyczyną działań optymalizacyjnych, oprócz powodów technicznych i ekonomicznych, jest także konieczność obniżenia energochłonności komfortu użytkowników
obiektów spowodowana przez ograniczenia określane kolejnymi dyrektywami Parlamentu
Europejskiego i Rady (PEiR), wdrażanymi w danym kraju stosownymi rozporządzeniami
poszczególnych ministrów [5]. Wynikają z nich nowe trendy rozwoju i modernizacji systemu
energetycznego, czyli źródeł energii oraz sieci i instalacji odbiorczych, a także odbiorników
energii elektrycznej i ciepła.
Czynnikiem istotnym ekonomicznie, ze względu na efektywność wykorzystania energii
pierwotnej, jest premiowanie generowania energii elektrycznej w skojarzeniu z generacją
ciepła na cele grzewcze, czyli kogeneracja CHP (ang. combined heat and power). Czynniki
wywołujące konieczność integracji instalacji stanowiących techniczne wyposażenie związane
są z ekonomiką zasilania energią danego obiektu [7, 17, 25].
Współczesne tendencje związane z integracją systemów zarządzania prowadzą do
zastosowania systemów ICT (ang. information and communication technologies),
umożliwiających wymianę informacji i swobodne sterowanie procesami produkcyjnymi i
decyzyjnymi [6, 22]. W energetyce ICT mogą sterować pracą urządzeń energetycznych, przy
zastosowaniu techniki optymalizacji wielokryterialnej, na dowolnie dużym obszarze.
Istotnymi czynnikami, z punktu widzenia energetyki, są w tym przypadku parametry
określające sposób zachowania się użytkowników końcowych energii, czyli ich profile energetyczne oraz wyposażenie techniczne (instalacje) obiektów [10, 11, 12].
Dla systemu energetycznego istotne będą: struktura źródeł energii, jaką dysponują
indywidualni producenci i jednocześnie konsumenci energii elektrycznej (prosumenci) i coraz
częściej również ciepła oraz możliwości ich ekonomicznej współpracy w ramach mikrosieci
[6, 15, 16, 17, 18].
3. WYPOSAŻENIE TECHNICZNE KOŃCOWYCH ODBIORCÓW ENERGII
Cechy współczesnych instalacji grzewczych i elektrycznych związane są z ich rodzajem,
sposobem wykonania oraz funkcjonalnością i możliwością zintegrowania w systemie
zarządzania całym budynkiem (obiektem) oraz jego otoczeniem. Dlatego zwraca się uwagę
na:
-
elastyczny układ zasilania odbiorników [10, 11],
zdalne sterowanie pracą odbiorników [11],
optymalizację poziomu zużycia energii [21, 22],
włączenie procedur zarządzania energią w system automatyki budynkowej [25].
Typowy budynek wolnostojący - rezydencja - spełniający zasady oszczędności energetycznej
wykorzystuje do powtórnego użycia energię cieplną wprowadzoną i wyprowadzaną do
otoczenia przez systemy grzewcze, wentylacyjne i klimatyzacyjne [10].
Proces odzysku realizuje system automatyki HVAC (ang. heating, ventilation, air condition)
we współpracy z systemem instalacji inteligentnych, stosowanych w instalacjach
elektrycznych [2, 11, 12, 24]. Dzięki instalacjom tego typu uwzględnia się ciepło odpadowe
pracujących odbiorników energii oraz odzyskuje się ciepło zawarte w ściekach i zużytym powietrzu usuwanym na zewnątrz budynku. Na rysunku 2. przedstawiono strukturę powiązań
instalacji związanych z zasilaniem energią analizowanego obiektu. Uwzględniono dwie
postacie energii - ciepło i energię elektryczną oraz typowe postacie energii pierwotnej
możliwej do zastosowania w obiekcie wolnostojącym. Założono istnienie systemu IT
integrującego działania poszczególnych elementów systemu zasilania energią. Uwzględniając
współczesne trendy zarządzania procesami generacji i transmisji postaci użytkowych mocy i
energii zapotrzebowanej przez użytkowników końcowych [6, 7, 8, 9, 14, 16] można przyjąć,
że opisana struktura spełnia warunki konieczne do współpracy z inteligentnymi sieciami lub
mikrosieciami (ang. SG/MG - Smart grid/micro grid) [4, 16, 17, 18].
Instalacja rozprowadzająca ciepło w budynku uwzględnia ciepło pochodzące z: kolektorów
słonecznych, gruntowego przeponowego wymiennika ciepła oraz nasłonecznionych ścian.
Źródłem o sterowanej mocy jest ogniwo paliwowe pracujące w skojarzeniu. Ciepło
pozyskiwane jest gromadzone w zasobniku ciepła dzięki pracy pompy ciepła podnoszącej
parametry dolnych źródeł do wymagań instalacji budynkowej. Z zasobnika zasilane są
obwody grzewcze (co) oraz instalacja rozprowadzająca ciepłą wodę użytkową (cwu).
Wzajemne zależności pomiędzy współpracującymi źródłami energii ilustruje rysunek 2. [10].
Instalacja elektryczna składa się z dwóch podsystemów: stałoprądowego i prądu
przemiennego. Należy zwrócić uwagę na możliwość współpracy odnawialnych źródeł energii
(OZE) po stronie prądu stałego. Integracja po stronie prądu stałego ma teę właściwość, że nie
stwarza problemów znamiennych dla systemu prądu zmiennego – zgodność częstotliwości
(synchronizm) oraz faz napięcia i prądu [20]. Przy jednoczesnym zastosowaniu baterii
akumulatorów źródło energii elektrycznej uzyskuje cechy pożądane dla układu: źródło energii
odnawialnej – odbiornik, ponieważ umożliwia magazynowanie energii w okresie jej
największej „podaży”, zmiennej i typowej dla OZE (w tym przypadku energii słonecznej i/lub
wiatru) i użytkowanie w czasie największego zapotrzebowania na moc i energię. Przy
założeniu, że odbiorca jest częściowo zasilany z własnego źródła energii elektrycznej o mocy
generowanej znamionowej Pgwn = 1000 W, zmienność poboru mocy ze źródeł systemowych
ulegnie zmianie. Rozważyć można następujące przypadki pochodzenia mocy generowanej
Pgwt :
-
siłownia wiatrowa,
ogniwo fotowoltaiczne,
agregat spalinowo-elektryczny,
mikroelektrownia wodna,
ogniwo paliwowe typu PEMFC - proton exchange membrane fuel cell [14].
W każdym wariancie zasilania od źródła energii wymaga się ciągłości dostaw przy
zachowaniu wymaganej elastyczności poziomu generowanej mocy -zgodnie z oczekiwaniami
użytkownika.
Uwzględniając zasady kogeneracji wymagania zmienności obciążenia elektrycznego muszą
być skorelowane z obciążeniem cieplnym. Z punktu widzenia LRE oznacza to konieczność
utrzymywania stosownego poziomu mocy w ramach mikrosieci albo w źródłach
systemowych (KSE), które pracują w tym przypadku w trybie buforowym. Dodatkowo proces
komplikuje uwzględnianie założonego udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w
strukturze generacji energii elektrycznej (również ciepła dla celów grzewczych) [7, 13].
4. DOBÓR I PROGRAMOWANIE PRACY ŹRÓDEŁ ENERGII W MIKROSIECI
Moc zapotrzebowana przez odbiorców mikrosieci w okresie optymalizacji zależy od liczby i
sposobu pracy odbiorników energii. W omawianym przypadku jest ona symulowana przez
zbiór krotek :
gdzie: k -numer grupy odbiorów, ton,k,j - chwila załączenia odbiorów grupy, tk,j - czas pracy
odbioru [21]. Suma mocy generowanej przez źródła mikrosieci, z uwzględnieniem ich
naturalnych ograniczeń wynosi
Koszt generowanej energii jest minimalizowany zarówno dla źródeł mikrosieci jak i systemu
SEE.
Koszt pracy CSEE obliczany dla źródeł systemu (SEE) ma postać
a koszt CMS obliczany dla źródeł mikrosieci (MS):
przy spełnieniu warunków: zakresu obciążania źródeł
zachowania bilansu mocy
współpracujące źródła
i
zasad
ekonomicznego
rozdziału
obciążenia
między
Zastosowano oznaczenia: PgMS - moc generowana źródeł MS, C(Pg) - koszt generacji, Pgmin ,
Pgmax - minimalna i maksymalna moc generowana , i - numer źródła, j - numer kolejnego
odbioru, k - współczynnik oznaczający możliwość odstawienia źródła (k=0) i konieczność
pracy (must run) k=1, , K,  - równoważniki przyrostu kosztu generacji w elektrowni wodnej,
wiatrowej i cieplnej.
Źródła energii odnawialnej cechują się pewną efemerycznością, ich moc i gęstość energii
podlega zjawiskom atmosferycznym. Ograniczona przewidywalność wydajności OZE
sprawia, że planowanie pracy źródeł energii z dłuższym wyprzedzeniem czasowym będzie
nieprecyzyjne lub wręcz niemożliwe. Dla KSE, jako systemu nadrzędnego dla LRE, oznacza
to konieczność utrzymywania stosownej rezerwy mocy, której wartość powinna być
określona w ramach zadań realizowanych przez zintegrowany system teleinformatyczny
wspierający zarządzanie pracą urządzeń objętych działaniem LRE oraz KSE. (rys. 2. i 3.)
Tok obliczeń optymalizacyjnych jest realizowany przez system agentów ABS (agent-based
system) [17, 26], którego algorytm działania definiują operacje doboru i programowania
pracy źródeł współpracujących w mikrosieci. Strukturę systemu przedstawia rysunek 4.
Wzajemne uwarunkowania decydujące o współpracy źródeł na LRE przedstawia struktura
opisująca LRE jako zbiór źródeł i odbiorów energii, przy czym źródła sklasyfikowano z
uwzględnieniem postaci energii pierwotnej właściwej do zastosowania w mikrosieci.
Opisana struktura jest typową realizacją idei mikro-sieci, a biorąc pod uwagę sposób
sterowania jej pracą można ją określić mianem mikrosieci inteligentnej (smart grid). LRE
jako podsystem KSE powinien być samowystarczalny w sensie zachowania bilansu mocy
generowanej Pgt i pobieranej Pdt.
Ze względu na dynamikę zmian obciążenia warunek ten może być spełniony tylko wtedy
kiedy istnieje zasilanie z sieci KSE. Dynamika obciążenia jest spowodowana przez odbiorcę
końcowego, jego potrzeby wynikające z prowadzenia gospodarstwa domowego, pracy
zawodowej (warsztat produkcyjny albo usługowy) oraz wypoczynku. Ograniczenie zakresu
dynamiki obciążenia u odbiorców końcowych, prowadzące do zmiany ich profilu
energetycznego, jest możliwe tylko dzięki zautomatyzowaniu układu zasilania energią
elektryczną i również ciepłem lub chłodem. Realizacja tego procesu musi być poprzedzona
pracami projektowymi dotyczącymi zarówno struktury wyposażenia technicznego budynku
uwzględniającego dostępne postacie energii pierwotnej jak i struktury instalacji odbiorczych –
elektrycznych i grzewczych [3, 4, 10, 24] albo systemów [15, 16, 18, 19, 20, 21].
Istotnym działaniem na etapie projektowym jest podział odbiorników energii na grupy o
zróżnicowanym priorytecie zasilania, dobranym tak aby uzyskać znaczące wyrównanie
poziomu mocy pobieranej, bez pogorszenia poziomu komfortu użytkownika. Dodatkowym
efektem sterowania poborem energii będzie realizacja procesu zarządzania energią u odbiorcy
w odpowiedzi na opcje popytowo-podażowe (DSM - demand side management) dostawcy
energii. W mikro-sieci czynnikiem istotnym jest zachowanie równowagi mocy [15] oraz
poziomu napięcia [15]. Decydujące znaczenie ma jednak struktura instalacji technicznych
obiektów przyłączonych do mikrosieci.
6. ZMIANA PROFILU ODBIORCY ENERGII ELEKTRYCZNEJ I CIEPŁA
Zmienność chwilowego obciążenia analizowanego odbiorcy (tab. 1., rys. 1.) w czasie pozwala
ocenić wpływ mocy źródła energii znajdującego się w gestii odbiorcy na poziom mocy PSEdt
pobieranej z sieci energetyki zawodowej albo sprzedawanej do tej sieci nadwyżki mocy Pgwt.
Generowanej przez własne ywdło.
Bilans mocy zapotrzebowanej przez odbiorcę w danej chwili i generowanej przez źródło
(źródła) własne Pgwt odbiorcy pozwala obliczyć wartość mocy pobranej z systemu
elektroenergetycznego (SE) jako PdSEt = Pdt – Pgwt.
Uwzględniając własne źródło udział energii generowanej na rzecz odbiorcy w
poszczególnych pasmach mocy przez źródła systemowe (SE) będzie się zmieniał w sposób
pokazany na rysunkach 5 i 6. Wartość mocy maksymalnej pobranej z SE spadła z 24,5 kW do
23 kW, a wartość mocy średniej z 2,007 kW do 0,507 kW.
Należy podkreślić, że odbiorca stał się również dostawcą energii w przedziałach czasu, w
których moc generowana przez własne źródła spełnia warunek Pdt < Pgwt . Warunkiem
koniecznym jest w tym przypadku pochodzenie energii pierwotnej przetwarzanej na
elektryczną - pochodzi ze źródła odnawialnego albo pochodzi z układu ywaniem cyjnego
CHP.
Czynniki pogodowe, wpływające na ekonomikę generacji energii elektrycznej i ciepła w
skojarzeniu (CHP) najsilniej objawiają się w porze letniej i zimowej. W zależności od
przyjętej technologii przetwarzania energii pierwotnej (rys. 2.) można przyjąć pewne strategie
zarządzania generacją energii ywatrycznej na poziomie LRE, które pozwolą zminimalizo yw
koszt energii końcowej, uwzględniając ograniczenia wprowadzane przez obowiązującą
politykę energetyczną [5, 6, 7, 19, 26].
Obniżenie mocy pobieranej przez odbiorcę z sieci SE wynika z faktu generowania 1 kW
mocy elektrycznej oraz 4 kW mocy cieplnej odbieranej z układu chłodzenia ogniwa
paliwowego PEMFC [1]. Zatem obciążenie elektrycz y zostało zredukowane o wartość ycy
pobieranej dotychczas przez elektryczny układ grzewczy oraz moc Pgwt generowaną przez
własne źródło. Oznacza to jednocześnie, że zmianie uległ rodzaj źródła ciepła dostarczanego
do systemu ogrzewania w analizowanym obiekcie - rezydencji. Jest to skutek zastoso ywan
ogniwa paliwowego z jonową membraną, zasilanego gazem ziemnym, które przetwarza
energię
reformowanego
gazu
na
prąd ywatryczny oraz dostarcza określoną
krotność mocy ywatrycznej w postaci ciepła [1, 14].
Proces przetwarzania energii pierwotnej - gazu - charakteryzuje się skojarzeniem podobnym
do procesu realizowanego w elektrociepłowni. Powoduje to konieczność odbierania energii
elektrycznej i ciepła, jako energii odpadowej dla procesu generowania energii elektrycznej.
Reasumując program pracy źródła energii elektrycznej musi być koordynowany z zapotrze
ywaniem obiektu na ciepło [3].
Dla odbiorcy z kolei owa nieokreśloność jest przyczyną, dla której musi być prowadzona
polityka zarządzania poborem mocy, którą wspomagają systemy IT w postaciach: zarządzania
energią - energy management system (EMS) i demand side management (DSM) oraz reakcji
odbiorcy - demand side response (DSR). Zastosowania techniki IT u odbiorcy pokazano na
rysunku 4. Przy większej liczbie instalacji generacji rozproszonej poziom mocy pobieranej z
SE będzie znaczący ale możliwy do uzyskania dzięki automatyzacji procesu sterowania
procesem generacji energii elektrycznej w SE oraz automatyzacji sieci i instalacji zasilających
u odbiorców końcowych energii. Będzie to możliwe wówczas, kiedy w przypadkach
ograniczenia mocy źródeł pierwotnych odbiorca końcowy zredukuje moc zapotrzebowaną do
poziomu zapewniającego akceptowany przez niego komfort energetyczny oraz koszt zasilania
z SE wynikający z utrzymywania rezerwy [2, 23].
System zasilania ciepłem i instalację elektryczną zasilającą integruje (rys. 3.) układ sterujący
pracą odbiorników zarówno energii cieplnej jak i elektrycznej w postaci instalacji
inteligentnej.
Przebieg zmienności poboru mocy u odbiorcy, pokazany na rysunku 6. można uzyskać przy
pomocy symulatora [21], korzystając z zależności (1) i (2). Symulator pozwala określić
możliwe skoki obciążenia w pewnych strefach czasowych doby wywołane przyzwyczajeniami odbiorcy oraz rodzajem urządzeń stanowiących wyposażenie techniczne
domu.
Znając moce znamionowe urządzeń zasilanych można określić grupę urządzeń (lub
pojedyncze urządzenia), którego moc wyznacza aktualne obciążenie instalacji zasilającej.
Szczyty obciążenia (rys. 6.) wywołane włączeniem odbiornika o mocy zainstalowanej rzędu
18 kW wynikają z użytkowania przepływowego podgrzewacza wody. Symulator jest
przydatny w fazie projektowej a podczas eksploatacji funkcję tę może spełniać współczesny
licznik energii.
Istotną cechą wybranego systemu instalacji musi być otwarty protokół transmisji, który
pozwala na zastosowanie kompatybilnych elementów pomiarowych (czujników) oraz
wykonawczych dostarczanych przez dowolnego producenta [2, 11, 12, 23, 24].
7. PODSUMOWANIE
Systemy teleinformatyczne (IT) w elektroenergetyce (szerzej - w energetyce) w coraz
większym stopniu wspierają procesy decyzyjne związane ze sterowaniem pracą urządzeń, na
poziomie pozwalającym optymalizację procesu generowania energii elektrycznej i jej
przetwarzania w postać użyteczną. Integracja autonomicznych układów sterowania, transmisji
danych (SCADA) i wspomaganie zarządzania umożliwia techniczną realizację pracy
elektrowni tworzących układ rozproszony połączony siecią inteligentną.
Układ ten może współpracować z systemem instalacji inteligentnych (IBS), uzyskuje się w
ten sposób optymalne uelastycznienie odbiorcy końcowego objawiające się przez działanie
DSR – demand side re-sponse.
Integracja procesów sterowania poborem energii u odbiorcy końcowego jest możliwa
wówczas, kiedy obwody instalacji odbiorczej zostaną odpowiednio skonfigurowane a funkcję
decydenta spełnia inteligentny system sterowania.
Współczesne technologie pomiarowe można rozszerzyć o funkcje właściwe systemom
zarządzania procesami, tworząc inteligentny licznik energii z zaimplementowanymi
funkcjami zarządzania (AMM – automated metering management) popytem i podażą energii
elektrycznej i odpowiednio ciepła. Powstały w ten sposób tor komunikacji dostawca –
odbiorca pozwala dostawcy spowodować pożądaną reakcję odbiorcy. Obie strony osiągnąć
mogą tym samym oczekiwane efekty ekonomiczne.
Efekty ekonomiczne uzyskane ze wspomaganego zarządzania pracą lokalnego rynku energii
wymagają zastosowania coraz to nowych osiągnięć z dziedziny informatyki, automatyki i
współczesnej energetyki.
LITERATURA
[1] Ballard FCgen 1020 – karta katalogowa (dostęp w dniu 27.10.2014, 11:09).
[2] Bober D.: Zasilanie odbiorcy w energię elektryczną poprzez tryby zasilania. Rynek Energii, 2008
nr 1 (74). s. 27-32.
[3] Chmielnicki W. J: Energy management of district heating in buildings. Rynek Energii, 2010 nr 5
(90), s. 110-117.
[4] Deszczyński B., Świrski K., Badyda K.: Nowoczesne systemy informatyczne dla optymalizacji
pracy zasobnika ciepła. Rynek Energii, 2010 nr 5 (90), s. 89-96.
[5] Dyrektywa PEIRUE 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 r. W sprawie wspierania kogeneracji w
oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na wewnętrznym rynku energii oraz zmieniająca
dyrektywę 92/42/EWG, Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej, L 52/50 (dostęp
http://eur-lex.europa.eu (dostęp z dnia 27.10.2013).
[6] Hatziargyriou N., i inni: Microgrids – Large Scale Integration of Microgeneration to Low Voltage
Grids. CIGRE. 2006, C6-309.
[7] Jędral W.: Efektywność energetyczna jako ważny zasób energetyczny – porównanie z wybranymi
źródłami energii. Rynek Energii, 2011 nr 4 (95), s. 90-96.
[8] Kamińska-Chuchmała A., Wilczyński A.: Analiza porównawcza różnych modeli przestrzennych
prognoz obciążeń elektrycznych. Rynek Energii, 2011 nr 4 (95), s. 97-101.
[9] Kłos M., Paska J.: Metodyka oceny ekonomicznej opłacalności magazynowania energii
elektrycznej. Rynek Energii nr 3(106), 2013. s. 20-25.
[10] Koczyk H., Antoniewicz B.: Nowoczesne wyposażenie techniczne domu jednorodzinnego.
Instalacje sanitarne i grzewcze. PWRiL Poznań 2004
[11] Książkiewicz A.: Możliwości sterowania oświetleniem z wykorzystaniem elementów KNX. W:
Sroczan E., (red.). Współczesne urządzenia oraz usługi elektro-energetyczne, telekomunikacyjne i
informatyczne. Optymalizacja dostaw i rozdziału energii oraz przesyłania informacji w inteligentnych
obiektach. Wyd. Oddz. Poznańskiego SEP. Poznań 2009. ISBN 978-83-919118-6-0. s. 56-60.
[12] Kubiak Z., Urbaniak A.: Sieci bezprzewodowe dla systemów zdalnych pomiarów. Rynek Energii,
2010 nr 2 (87),. s.72-79
[13] Malko J.: Ocena efektywności smart grid. Case study: USA.. Rynek Energii, 2012 nr 3(100), s.
3-8.
[14] Milewski J., Badyda K., Misztal Z., Wołowicz M.: Combined Heat and Power Unit Based on
Polymeric Elektrolyte Membrane Fuel Cell in a Hotel Application. Rynek Energii, 2010 nr 5 (90). s.
118-123.
[15] Nahorski Z., Radziszewska W., Parol M., Pałka P.: Inteligentne systemy bilansowania mocy w
mikrosie-ciach elektroenergtycznych. Rynek Energii, 2012 nr 1(98). s. 59-66.
[16] Oprea D., Grünwald O.: Optimization model for electric power generation mix in Czech
Republic. Rynek Energii, 2013 nr 2 (105). s. 133-140.
[17] Oliveira C.B., Brito A.C.: Distributed Agent Based Simulation Framework. W: The 2013
European Simula-tion and Modelling Conference. EUROSIS-ETI Publication, Ostend, Belgium, 2013.
p. 121-127.
[18] Pamuła A., Zieliński J. S.: Sterowanie i systemy informatyczne w mikrosieciach. Zeszyt
Tematyczny Rynek Energii, nr I/III 2009, s. 63-69.
[19] Parol M., Aspekty rynkowe i prawne funkcjonowania mikrosieci niskiego napięcia. Rynek
Energii, 2011 nr 4 (95). s. 83-89.
[20] Paska J., Michalski Ł., Molik Ł., Kocęba M.: Wy-korzystanie mikrosieci prądu stałego do
integracji rozproszonych źródeł energii. Rynek Energii. nr 2 (87) 2010. s. 118-123.
[21] Sroczan E. M., Urbaniak A.: Simulation of Processes of Electricity Generation Integrated in
Smart Grid Model Management. W: Onggo S., Kavicka A. (Eds), The 2013 European Simulation and
Modelling Con-ference. EUROSIS-ETI Publication, Ostend, Belgium 2013. s. 142-146.
[22] Sroczan E. M.: Zagadnienia integracji systemów IT w układach rozproszonej generacji energii
elektrycznej. Przegląd Elektrotechniczny. 2010, nr 4 s. 233-236.
[23] Sroczan E.: Zastosowanie automatycznego odczytu liczników AMR i AMM w systemach z
rozproszoną generacją energii. Wiadomości Elektrotechniczne nr 7/2010. s. 16-19.
[24] Sroczan E.: Nowoczesne wyposażenie techniczne domu jednorodzinnego. Instalacje elektryczne.
Wyd. PWRiL Poznań 2004. ss. 336.
[25] Sroczan E.: Zarządzanie energią w zintegrowanych instalacjach budynku inteligentnego, Rynek
Energii, 1999 nr 1 (20), s. 23-29.
[26] Zhang T., Siebers P-O, Aickelin U.: Modelling electricity consumption in office buildings: An
agent based approach, Energy and Buildings, Volume 43, Issue 10, October 2011, Pages 2882-2892,
ISSN 0378-7788, http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378778811003094 (dostęp z
dnia 26.10.2013)
AIDING DECISION OF MANAGER OF POWER SYSTEM CONSIDERING
CO-GENERATION ON LOCAL MARKET OF ENERGY
Key words: energy management, energy profile, load dispatch, cogeneration, decision support
Summary. The dispersed generation, also including the cogeneration, places new demands on management
methods work of energetic devices connected to the microgrid. In this paper, the economic cooperation of
dis-tributed energy resources, including renewable energy, take into account optimal load distribution between
the sources in the same form as it is assumed for the power system. Shortage of power generated in the microgrid
is covered by the power transmission and distribution system. To solve the problem of cooperation in renewable
energy microgrid system agent-base method was used for modelling the characteristics of recipients – prosumers
and characteristics of the system power plants and to calculate the economic dispatch of load.
Eugeniusz Sroczan, dr inż., Instytut Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej, e-mail:
[email protected]