C - Energetyka w UE

PROFILE STANDARDOWE PTPIREE ODBIORCÓW TARYFY G W ŚWIETLE
BADAŃ
OBCIĄŻENIA
ELEKTRYCZNEGO
ODBIORCÓW
INDYWIDUALNYCH
Autorzy: Ryszard Frąckowiak, Tomasz Gałan
(„Rynek Energii” – nr 4/2012)
Słowa kluczowe: krzywe obciążenia, profile standardowe, taryfa G
Streszczenie. Artykuł dotyczy analizy krzywych obciążenia odbiorców indywidualnych rozliczanych według taryfy G oraz
profili standardowych opracowywanych dla tej grupy odbiorców. Przedstawiono wyniki badania wpływu czasu zachodu
słońca oraz temperatury powietrza na przebieg i parametry obciążenia elektrycznego wydzielonych grup odbiorców. Opracowano modele odwzorowujące analizowany wpływ dla odbiorców, których obciążenie wyraźnie zależy od tych czynników. Porównanie uzyskanych wyników z wynikami podobnej analizy przeprowadzonej dla profili standardowych opracowanych przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) pozwoliło na sformułowanie
uwag dotyczących opracowywania profili standardowych i korzystania z nich podczas szacowania obciążenia elektrycznego
dla określonych grup odbiorców.
1. WSTĘP
W związku z wprowadzeniem zasady TPA dla odbiorców typu gospodarstwa domowe, na podstawie
odpowiednich uregulowań prawnych [1], spółki dystrybucyjne zobowiązane zostały do wprowadzenia
na rynek bilansujący standardowych profili obciążenia dla odbiorców zasilanych z sieci niskiego napięcia. Opracowane grafiki poborów energii stanowią podstawę do rozliczania dostawy oraz prognozowania zużycia energii dla wybranych przedziałów czasowych [3]. W celu opracowania profili standardowych PTPiREE rozpoczęło w 2002 roku proces badania obciążeń wybranych grup odbiorców [4]. W
pracach tych ważny jest odpowiedni podział odbiorców na grupy, które łączą krzywe obciążenia o zbliżonych cechach. Właściwe szacowanie obciążenia na podstawie profili wymaga także znajomości
wpływu ważniejszych czynników na wartości mocy pobieranej przez odbiorców. Uzyskane informacje
mogą być przydatne do optymalizacji kosztów zasilania odbiorców np. w oparciu o informację precyzyjną [6, 7]. Poniżej przedstawiono wyniki badań i wskazówki, które mogą być pomocne przy opracowywaniu profili standardowych dla odbiorców indywidualnych rozliczanych według taryfy G.
2. ZAKRES BADAŃ, KRYTERIA OCENY
Ograniczono się do określenia wpływu czasu zachodu słońca (Tz) i temperatury powietrza (ϑ) na przebieg i parametry obciążenia elektrycznego. W badaniach posłużono się specjalnie opracowaną aplikacją
komputerową w Excel [2].
Posłużono się współczynnikiem determinacji (R2) oraz współczynnikiem korelacji Pearsona, który
oznacza miarę współzależności pomiędzy dwoma zbiorami danych (x,y) o zmiennych (X i Y) i jest definiowany jako [5]:
rxy =
cov( x, y )
δ x ⋅δ y
(1)
gdzie: δ x, y – odchylenie standardowe, cov(x,y) – kowariancja zmiennych x oraz y:
cov( x, y ) =
1 n
( xi − x)( yi − y )
n − 1 n =1
∑
(2)
Wartości współczynnika rxy zawierają się w przedziale [-1;1] i informują o sile i kierunku związku między badanymi zmiennymi. Korelacja jest tym silniejsza, im wartość bezwzględna rxy jest większa. W
tabeli 1 zestawiono określenie siły związku w zależności od wartości wyznaczanego współczynnika
korelacji według skali Guillforda [5].
Tabela 1 Przyjęta skala zależności zmiennych X i Y
rxy
Siła relacji zmiennych X i Y
0 ÷ 0,2
>0,2 ÷ 0,4
>0,4 ÷ 0,7
>0,7 ÷ 0,9
>0,9 ÷ 1,0
Brak
Słaba
Średnia
Silna
Bardzo silna
Skojarzenie temperatury powietrza oraz czasu zachodu słońca może znacząco komplikować analizę
wpływu, na krzywą obciążenia, każdego z tych czynników oddzielnie. W celu rozróżnienia wpływu
czasu zachodu słońca i temperatury powietrza na obciążenie odbiorców zastosowano metodę oceny,
opartą na analizie 3 rodzajów przebiegów:
1. Rocznego przebiegu obciążenia elektrycznego w świetle zmian czasu Tz i temperatury ϑ,
2. Dobowego przebiegu współczynnika korelacji Poissona pomiędzy obciążeniem a czasem Tz oraz
temperaturą powietrza,
3. Dobowych przebiegów obciążenia elektrycznego dla zimy i lata
W zależności od zakresu wykorzystywania energii elektrycznej do celów grzewczych można wydzielić
trzy typy odbiorców.
T I. Obciążenie odbiorców nie wykorzystujących energii elektrycznej do celów grzewczych, zależące
głównie od czasu zachodu słońca:
− Roczna zmienność obciążenia jest związana z czasem zachodu słońca. Maksymalne dobowe
obciążenie występuje w przedziale czasu zachodu słońca i zależy od tego czasu.
− Grafiki dobowego obciążenia latem i zimą różnią się w przedziale czasu, w którym zawiera się
czas zachodu słońca (wschodu) a w pozostałych godzinach doby obciążenie jest zbliżone latem
i zimą.
− Współczynnik korelacji przyjmuje duże wartości w przedziale czasu zachodu słońca (wschodu)
w pozostałych godzinach doby przyjmuje małe wartości, bliskie zero.
T II. Obciążenie odbiorców wykorzystujących energię elektryczną do celów grzewczych, zależące
głównie od temperatury powietrza (wpływ czasu zachodu ze względu na relatywnie małe moce
odbiorników oświetleniowych jest pomijalny):
− Roczna zmienność obciążenia w okresie letnim ma przebieg spłaszczony a w sezonie grzewczym następuje przyrost pobieranej mocy, który silnie zależy od temperatury.
− Obciążenie dla miesięcy zimowych jest większe niż latem w okresie całej doby.
− Współczynnik korelacji przyjmuje duże wartości w całej dobie.
T III. Obciążenie odbiorców, którzy tylko w niewielkim stopniu wykorzystują energię elektryczną do
celów grzewczych, w którym można zauważyć superpozycję wpływu Tz i ϑ:
− Roczna zmienność obciążenia ma cechy krzywych z p.2, ale są znacznie złagodzone.
− Różnica w przebiegach dobowych dla zimy i lata występuje w całej dobie, ale w przedziale czasu zachodu słońca jest wyraźnie większa.
− Współczynnik korelacji przyjmuje znaczące wartości w całej dobie a w godzinach zachodu
słońca wartości wyraźnie większe.
3. CECHY GRAFIKÓW ODBIORCÓW INDYWIDUALNYCH
3.1. Badane grupy odbiorców
Uwzględniono przebiegi obciążeń 250 odbiorców z województwa wielkopolskiego, zasilanych z sieci
niskiego napięcia, rozliczanych według taryfy G, dla 4 lat (od 2003 do 2006 roku). Jako kryterium wydzielenia grup przyjęto sposób wykorzystywania energii elektrycznej, lokalizację odbiorcy oraz rodzaj
taryfy -tabela 2. Średnie dobowe przebiegi obciążenia badanych odbiorców przedstawiono na rys. 1.
Tabela 2 Charakterystyczne cechy wydzielonych grup odbiorców
Grupa taryfowa oraz rodzaj odbiorcy
Cechy odbiorców
Posiada
podgrzewacz
elektryczny
wody
NIE
TAK
NIE
TAK
NIE
TAK
TAK
M – Miejski, W – Wiejski
G11, M
G11, W
G12, M
Symbol grupy
Posiada
ogrzewanie
elektryczne
NIE
NIE
NIE
NIE
NIE
NIE
TAK
G11 M1
G11 M2
G11 W1
G11 W2
G12 M1
G12 M2
G12 M3
2,5
kW/odbiorcę
G11 M1
2,0
G11 W1
G11 M2
G11 W2
1,5
Moc
1,0
0,5
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
a)
2,5
Moc kW/odbiorcę
G12 M1
2,0
G12 M2
G12 M3
1,5
1,0
0,5
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
b)
Godzina w dobie h
Rys. 1. Średnie dobowe przebiegi obciążenia w 2006 roku dla odbiorców: a) G11, b) G12
W tabeli 3 zestawiono: Ar – roczne zużycie energii, Pdmax – maksymalną moc czynną, Ts – czas użytkowania mocy szczytowej. Mniejsze wartości Ts wykazują odbiorcy wykorzystujący energię elektryczną do celów grzewczych.
Tabela 3 Średnie parametry przebiegu rocznego
Grupa
odbiorców
G11 M1
G11 W1
G11 M2
G11 W2
G12 M1
G12 M2
G12 M3
Pmax
kW/odbiorcę
0,74
0,84
1,23
2,84
1,37
1,97
4,09
Ar
kWh/odbiorcę
2536
2715
5376
6390
5259
6841
10503
Ts
h
3450
3251
2400
2250
3836
3471
2568
3.2. Odbiorcy z grup G11 M1 i G11 W1
0,29
22
0,27
21
0,25
20
0,23
19
0,21
18
0,19
17
G11 M1
Tz
0,17
16
pa
i
źd eń
zie
rn
ik
lis
to
p
gr ad
ud
zie
ń
rp
ie
ń
rz
es
w
lip
ie
c
sie
m
aj
w
ie
c
cz
er
yc
st
lu
m ty
ar
z
k w ec
ie
ci
eń
15
ze
ń
0,15
Godzina zachódu słońca h
Moc kW/odbiorcę
Porównanie rocznych zmienności obciążenia odbiorców z grupy G11 M1 i czasu zachodu słońca pokazuje na wyraźną zależność pomiędzy tymi wielkościami (rys. 2). Roczny przebieg obciążenia odbiorców wiejskich G11 W1 jest bardzo zbliżony do przebiegu obciążenia odbiorców miejskich.
Rys. 2. Roczna zmienność dobowego obciążenia odbiorców G11 M1 oraz czasu zachodu słońca (2004 r.)
Istotne różnice w przebiegach średniego obciążenia dobowego dla stycznia oraz lipca (rys. 3), ograniczają się do przedziału czasu, w którym zawiera się czas zachodu słońca. W tym przedziale występuje
także maksymalna wartość dobowego obciążenia Pdmax.
Moc kW/odbiorcę
0,5
0,4
Styczeń
0,4
Lipiec
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,1
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie
h
Rys. 3. Średniomiesięczna zmienność obciążenia dobowego dla stycznia i lipca
wyznaczona dla odbiorców z grupy G11 M1 (2007 r.)
Zmienność dobowa współczynnika korelacji pomiędzy pobieraną mocą a czasem zachodu słońca (rys.
4) potwierdza, że odbiorcy zaliczani do grup G11M1 oraz G11W1 spełniają kryteria odbiorców typu T
I, których zmiany obciążenia głównie są spowodowane przez odbiorniki oświetleniowe. Ze względów
na silną zależność pomiędzy TZ a ϑ, przebieg dobowy współczynnika korelacji pomiędzy obciążeniem
a temperaturą ma zbliżony kształt ale przyjmuje nieco mniejsze wartości. Ujemne wartości współczynnika korelacji wskazują, że wraz ze wzrostem wartości TZ wartość obciążenia maleje.
Współczynnik korelacji rxy
0,2
0,0
-0,2
-0,4
-0,6
-0,8
G11 M1 (Tz)
G11 W1 (Tz)
G11 M1 (ϑ)
G11 W1 (ϑ)
-1,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 4. Dobowa zmienność współczynnika korelacji
między obciążeniem odbiorców z grupy G11 M1 i G11W1
a czasem zachodu słońca (2003 rok)
Badania wykazały liniową zależność pomiędzy parametrami obciążeniem elektrycznego odbiorców
G11 M1 i G11 W1 (dobową mocą maksymalną Pdmax, czasem jej występowania TPdmax oraz energią pobieraną w ciągu doby Ad – rys. 5) a czasem zachodu słońca.
Energia kWh/odbiorcę
7
6
5
4
3
2
1
0
15
16
17
18
19
Zachód słońca h
20
21
22
Rys. 5. Zależność dobowych poborów mocy odbiorców G11 M1 od czasu zachodu słońca w 2006 roku
Parametry równania prostej o ogólnej postaci opisanej równaniem (3), wyznaczone jako uśrednione
wartości dla 4 lat obserwacji, zestawiono w tabeli 4.
y = b-a⋅x
(3)
Duża powtarzalność przebiegów obciążenia, w kolejnych latach obserwacji, powoduje, że współczynniki wyznaczone dla poszczególnych lat różnią się nieznacznie od podanych w tabeli 4.
Tabela 4 Współczynniki równania (3) opisujące zależność
Grupa odbior- Parametr
ców
obciążenia
Pdmax
G11 M1
Ad
TPdmax
Pdmax
G11 W1
Ad
TPdmax
40
gdzie: TZ ∈ 15 ÷ 2114 .
(
Wyraz wolny b
0,81
9,97
6,31
0,86
9,79
7,30
)
parametrów obciążenia od czasu zachodu słońca
Współczynnik
kierunkowy a
-0,023
-0,310
-0,750
-0,024
-0,200
-0,720
Dopasowanie
R2
0,85
0,73
0,68
0,79
0,68
0,71
3.3. Odbiorcy z grup G11 M2 oraz G11 W2
Roczna zmienność średniej mocy dobowej odbiorców G11 M1 oraz G11 W1 oraz temperatury powietrza (rys. 6) wskazuje, że na zmiany obciążenia w okresie zimowym mają odbiorniki, których intensywność wykorzystywania zależy od temperatury powietrza. Potwierdzają to przebiegi obciążenia dobowego dla lipca oraz stycznia (rys. 7), które mają podobny kształt ale w styczniu przyjmują większe wartości w okresie całej doby. Pewien wpływ czasu TZ na zmiany obciążenia można zauważyć w okresie
letnim.
Rys. 6. Roczna zmienność średniej mocy oraz temperatury w dobie (2003 r.),
dla grup: a) G11 M2 oraz G11 W2
2,5
Moc kW/odbiorcę
Styczeń
2,0
Lipiec
1,5
1,0
0,5
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie
h
Rys. 7. Średnie obciążenie dobowe odbiorców G11 M2
dla stycznia i lutego (2005 r.)
Dobowy przebieg współczynnika korelacji pomiędzy obciążeniem elektrycznym a temperaturą powietrza przyjmuje większe wartości niż zmienność tego współczynnika pomiędzy obciążeniem a czasem Tz
(rys. 8). W godzinach występowania czasu zachodu słońca zaznacza się pewien wzrost wartości. Obciążenie odbiorców z grup G11 M2 oraz G11 W2, spełnia kryteria odbiorców T. III.
Współczynnik korelacji rxy
0,0
-0,1
-0,2
-0,3
-0,4
-0,5
G11 M2 (Tz)
G11 W2 (Tz)
G11 M2 (ϑ)
G11 W2 (ϑ)
-0,6
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 8. Dobowa zmienność współczynnika korelacji
między obciążeniem a czasem Tz oraz temperaturą
powietrza, dla odbiorców G11 M2 i G11 W2 (2003 r.)
Wyraźna zależność pomiędzy pobieraną energią a temperaturą powietrza występuje, gdy temperatura
osiąga wartości mniejsze niż 15°C (rys. 9). W tym zakresie można przyjąć liniowy wpływ temperatury
na parametry obciążenia. Odpowiednie parametry równania prostej, wyznaczone jako uśrednione wartości dla 4 lat obserwacji, zestawiono w tabeli 6. Odbiorcy wiejscy pobierają znacznie większą moc
(rys. 6), ale wpływ temperatury na obciążenie odbiorców G12 W2 jest znacznie mniejszy (mniejsze
nachylenie prostej). Gdy temperatura jest większa od 15°C wartości pobieranej mocy przez odbiorców
G11
M2
i G11
W2
są
w
przybliżeniu
stałe.
Energia kWh/odbiorcę
35
30
ϑ≤15°C
25
ϑ>15°C
20
15
10
5
0
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
Temperatura °C
Rys. 9. Zależność pobieranej energii w dobie
przez odbiorców G11 M2 od temperatury (2004 r.)
3.4. Odbiorcy z grupy G12 M1
Roczny przebieg obciążenia dobowego odbiorców z grupy G12 M1 (rys. 10) w okresie letnim przyjmuje zbliżone wartości (spłaszczony przebieg), natomiast w sezonie grzewczym wzrasta wraz ze spadkiem
temperatury. Przebieg średniego obciążenia dobowego dla lipca i stycznia (rys.11) wskazuje, że w okresie zimowym w całej dobie jest pobierana większa moc niż latem. Wyraźnie większy pobór mocy występuje zimą w godzinach objętych czasem zachodu słońca oraz w strefie nocnej.
1,2
30
25
20
15
0,8
10
0,6
5
0
0,4
-5
0,2
G12 M1
ϑ
-15
lip
ie
sie c
rp
i
w eń
rz
pa esie
ń
źd
zie
rn
ik
lis
to
p
gr ad
ud
zie
ń
m
aj
rw
ie
c
cz
e
ń
st
yc
ze
-10
-20
lu
m ty
ar
ze
kw
c
ie
ci
eń
0,0
Temperatura °C
Moc kW/odbiorcę
1,0
Rys. 10. Roczna zmienność obciążenia dobowego
odbiorców z grupy G12 oraz M1 temperatury powietrza
w roku 2003
1,2
Moc kW/odbiorcę
1,0
Styczeń
Lipiec
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie
h
Rys. 11. Średnie obciążenie dobowe odbiorców G12 M1 dla stycznia i lipca (2007 r.)
Dobowa zmienność współczynnika korelacji pomiędzy obciążeniem a badanymi czynnikami (rys.12)
wskazuje, że na przebieg obciążenia wpływ posiada temperatura powietrza, zaznacza się także pewien
wpływ czasu zachodu słońca. Można stwierdzić, że odbiorcy G12 M1 spełniają kryterium T.III.
Rys. 12. Dobowa zmienność współczynnika korelacji
pomiędzy mocą pobieraną przez odbiorców G12 M1,
a średnią temperaturą i czasem zachodu słońca (2004 r.)
Wyraźny wpływ temperatury powietrza na wartość pobieranej energii w dobie występuje, gdy średnia
temperatura w dobie przyjmuje wartości mniejsze niż 15oC (rys.13). W pozostałym okresie zaznacza się
wyraźniej wpływ czasu Tz.
Energia kWh/odbiorcę
25
ϑ≤15°C
20
ϑ>15°C
15
10
5
0
-20
-15
-10
-5
0
5
10
Temperatura °C
15
20
25
30
Rys. 13. Zależność energii pobieranej w dobie
przez odbiorców G12 M1od temperatury (2004 r.)
Przyjmując liniowy wpływ temperatury powietrza na parametry obciążenia odbiorców (dla ϑ<15oC)
odpowiednie parametry równania prostej, wyznaczone jako uśrednione wartości dla 4 lat obserwacji,
zestawiono w tabeli 6.
3.5. Odbiorcy z grupy taryfowej G12 M2
2,0
30
1,8
25
1,6
20
1,4
15
1,2
10
1,0
5
0,8
0
0,6
-5
0,4
-10
0,2
G12 M2
-15
ϑ
m
cz
aj
er
w
ie
c
lip
ie
sie c
rp
i
w eń
rz
pa esi
źd eń
zie
rn
ik
lis
to
p
gr ad
ud
zie
ń
-20
lu
m ty
ar
z
kw ec
ie
ci
eń
0,0
st
yc
ze
ń
Temperatura °C
Moc kW/odbiorcę
Roczny przebieg średniej mocy pobieranej przez odbiorców G12 M2 i średniej temperatury w dobie
(rys.14) pokazuje silny wpływ temperatury na krzywą w okresie zimowym. (ponad trzykrotny wzrost).
Wartości mocy pobieranej w okresie letnim utrzymuje się na zbliżonym poziomie. Zimą większe wartości występują w całej dobie, ale szczególny wzrost pobieranej mocy następuje w strefie z tańszą energią
(rys.15).
Rys. 14. Roczna zmienność obciążenia dobowego odbiorców G12 M2 oraz średniej temperatury w dobie (2003 rok)
Moc kW/odbiorcę
1,6
1,4
Styczeń
1,2
Lipiec
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie
h
Rys. 15. Średnie obciążenie dobowe odbiorców G12 M2 dla stycznia i lipca (2007 r.)
Bezwzględna wartość współczynnika korelacji pomiędzy obciążeniem a temperaturą przyjmuje duże
wartości w całej dobie rys.16. Odbiorcy G12 M2 spełniają kryteria odbiorców typu T. II.
Współczynnik korelacji rxy
-0,5
-0,6
-0,7
-0,8
-0,9
-1,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 16. Dobowa zmienność współczynnika korelacji
pomiędzy mocą pobieraną przez odbiorców G12 M2
a średnią temperaturą w dobie (2005 r.)
Silny wpływ temperatury na wartości pobieranej energii zauważa się, gdy średnia temperatura w dobie
jest mniejsza od 15oC (rys. 17). Przyjmując liniowy wpływ temperatury powietrza na parametry obciążenia odbiorców (dla ϑ<15oC) parametry równania, wyznaczone jako uśrednione wartości dla 4 lat obserwacji, zestawiono w tabeli 6.
Rys. 17. Zależność energii pobieranej w dobie
przez odbiorców G12 M2 od temperatury (2005 r.)
Analiza wpływu temperatury na wartości pobieranych energii w strefach taryfy G12 wykazała, że
wpływ ten jest podobny (proste równoległe).
3.6. Odbiorcy z grupy taryfowej G12 M3
Odbiorcy z grupy G12 M3 posiadają największy stopień uzbrojenia w urządzenia elektryczne grzejne
i wpływ temperatury na wartości pobieranej mocy w okresie zimowym jest najsilniejszy (rys. 18). Pobierana moc średnia w styczniu nawet pięciokrotnie przekracza obciążenie w lipcu – rys.19.
3,0
30
25
20
15
2,0
10
1,5
G12 M3
5
ϑ
0
1,0
-5
Temperatura °C
Moc kW/odbiorcę
2,5
-10
0,5
-15
rp
ie
ń
w
rz
es
pa
ie
ń
źd
zie
rn
ik
lis
to
pa
d
gr
ud
zie
ń
lip
ie
c
sie
a
er j
w
ie
c
cz
kw
ie
c
m
ec
lu
t
m
ar
z
ń
yc
ze
st
ie
ń
-20
y
0,0
Rys. 18. Roczna zmienność obciążenia dobowego
odbiorów G12 M2 oraz średniej temperatury dobowej (2003 r.)
Moc kW/odbiorcę
4,0
3,5
Styczeń
3,0
Lipiec
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie
h
Rys. 19. Średnie obciążenie dobowe odbiorców G12 M3 dla stycznia i lipca (2007 r.)
Bezwzględne wartości współczynnika korelacji w ciągu doby pomiędzy obciążeniem a temperaturą
przekraczają 0,9, są największe z wszystkich badanych grup odbiorców (rys. 20). Odbiorcy G12 M3
spełniają kryteria odbiorców typu T.II.
Współczynnik korelacji rxy
-0,5
-0,6
-0,7
-0,8
-0,9
-1,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 20. Dobowa zmienność współczynnika korelacji
pomiędzy mocą pobieraną przez odbiorców G12 M3 a temperaturą
Znaczący wzrost pobieranej mocy występuje, gdy temperatura spada poniżej 15oC (rys. 21). Przyjmując
liniowy wpływ temperatury powietrza na parametry obciążenia odbiorców odpowiednie parametry
równania prostej (dla ϑ<15oC), wyznaczone jako uśrednione wartości dla 4 lat obserwacji, zestawiono
w tabeli 6. Wraz ze spadkiem temperatury większy przyrost zużywanej energii występuje w strefie nocnej. (poniżej -5 oC większa energia jest pobierana w strefie nocnej niż w dziennej).
Energia kWh/odbiorcę
80
70
ϑ≤15°C
60
ϑ>15°C
50
40
30
20
10
0
-20
-15
-10
-5
0
5
10
Temperatura °C
15
20
25
30
Rys. 21. Zależność energii pobieranej w dobie
przez odbiorców G12 M3 od temperatury (2007 r.)
3.7. Podsumowanie
Wyniki badań pokazały zróżnicowany wpływ zachodu słońca oraz temperatury powietrza, na obciążenie badanych grup odbiorców (tabela 5).
Tabela 5 Ocena wpływu czynników zewnętrznych na obciążenie elektryczne odbiorców grupy taryfowej G
Grupa
G11 M1
G11 W1
G11 M2
G11 W2
G12 M1
G12 M2
G12 M3
Typ
odbiorcy
T.I
T.I
T.III
T.III
T.III
T.II
T.II
ϑ
>15°C
silny brak
silny brak
słaby brak
słaby brak
słaby brak
brak brak
brak brak
TZ
<15°C
brak
brak
średni
średni
średni
silny
bardzo silny
Współczynniki równań określających wpływ czasu zachodu słońca na obciążenie odbiorców G11 M1
i G11 M2 przedstawiono w tabeli 4. Wpływ temperatury dla pozostałych grup odbiorców charakteryzują współczynniki podane w tabeli 6. Duża powtarzalność przebiegów, w kolejnych latach obserwacji
powoduje, że współczynniki wyznaczone dla poszczególnych lat przyjmują wartości zbliżone do podanych w tabeli 6. Wartości współczynnika determinacji zawierają się w przedziale od 0,6 do 0,9.
Tabela 6 Współczynniki równania prostej opisujące zależność parametrów obciążenia od temperatury
Grupa odbiorców Parametr
obciążenia
Pdmax
G11 M2
Ad
Pdmax
G11 W2
Ad
Pdmax
G12 M1
Ad
Pdmax
G12 M2
Ad
Pdmax
G12 M3
Ad
b
a
ε5
ε5/0%
1,44
24,2
2,45
39,9
0,965
17,0
1,40
24,4
3,14
45,2
-0,0446
-0,897
-0,0083
-0,189
-0,0169
-0,368
-0,041
-0,592
-0,166
-1,69
0,223
4,48
0,042
0,95
0,085
1,84
0,21
2,96
0,83
8,45
15,5
18,5
1,7
2,4
8,8
10,8
15,0
12,1
26,4
18,7
gdzie: υ ∈ (− 18 o ÷ 15 o C )
W tabeli 6 podano spodziewane różnice obciążenia elektrycznego spowodowane przyjęciem temperatury o 5oC wyższej niż rzeczywista, w wartościach bezwzględnych 5 oraz w procentach 5/0%, względem obciążenia przy ϑ = 0oC.
4. CECHY PROFILI STANDARDOWYCH
4.1. Badane profile standardowe
Dla odbiorców bytowo – komunalnych PTPiREE opracowało cztery profile standardowe (tabela 7).
W badaniach wzięto pod uwagę profil A, B oraz C. Średnie dobowe przebiegi obciążenia dla tych profili w latach 2007÷2010 pokazano na rys. 22 do rys. 24.
Tabela 7 Profile standardowe PTPiREE dla odbiorców taryfy G
Profil Taryfa Cechy odbiorców
A
G11 Odbiorcy posiadający licznik jednostrefowy
B
G12 Odbiorca bez ogrzewania elektrycznego
Odbiorca z ogrzewaniem elektrycznym inC
G12
nym niż dynamiczne
Odbiorca z dynamicznym ogrzewaniem
D
G12
elektrycznym
0,8
Moc kW/odbiorcę
0,7
0,6
0,5
Profil A
Profil A
Profil A
Profil A
2007
2008
2009
2010
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 22. Średnie dobowe przebiegi obciążenia
w latach 2007÷2010, dla profilu A
0,9
kW/odbiorcę
0,7
Moc
0,8
0,3
0,6
0,5
0,4
0,2
0,1
Profil B 2007
Profil B 2008
Profil B 2009
Profil B 2010
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 23. Średnie dobowe przebiegi obciążenia
w latach 2007÷2010, dla profilu B
1,2
Moc kW/odbiorcę
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
Profil C
Profil C
Profil C
Profil C
2007
2008
2009
2010
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 24. Średnie dobowe przebiegi obciążenia w latach 2007÷2010, dla profilu C
Spośród profili A, B i C największe różnice dla kolejnych lat występują w profilu A a następnie w profilu C.
4.2. Profil A
Na rysunku 25 porównano średnie dobowe przebiegi dla profilu A 2010, o najmniejszych wartościach
obciążenia, oraz dla profilu A 2008, o największych wartościach, z przebiegami obciążenia odbiorców
indywidualnych rozliczanych wg taryfy G11. Znaczne różnice pomiędzy grafikami profilu A dla poszczególnych lat są spowodowane różnym udziałem odbiorców o określonych cechach.
1,8
kW/odbiorcę
1,4
Moc
1,6
0,6
1,2
1,0
G11 M1
G11 W1
G11 M2
G11 W2
Profil A 2008
Profil A 2010
0,8
0,4
0,2
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 25. Średnie dobowego przebiegi obciążenia dla profili A 2010 i A 2008 oraz
dla czterech grup odbiorców rozliczanych wg taryfy G11 (2005 r.)
Wyniki badań wskazują, że przy opracowywaniu profilu A 2010 uwzględniono głównie odbiorców
z grup G11 M1 i G11 W1, których roczna zmienność obciążenia zależy głównie od czasu zachodu słońca (rys. 26a) Przy opracowywaniu profilu A 2008 uwzględniono w znacznej liczbie odbiorców G11 M2
i G1 W2, których obciążenie zależy od temperatury (rys. 26b).
a)
0,5
Moc kW/odbiorcę
0,4
0,4
Styczeń
Lipiec
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,1
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
b)
1,0
Moc kW/odbiorcę
0,9
Styczeń
0,8
0,7
Lipiec
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie h
Rys. 26. Dobowa zmienność obciążenia dla lipca i grudnia dla: a) profilu A 2010; b) profilu A 2008
Różny udział grup odbiorców w profilu A w kolejnych latach jego obowiązywania potwierdza także
dobowa zmienność współczynnika korelacji pomiędzy obciążeniem a temperaturą (rys.27).
Wartość współczynnika korelacji
Godzina w dobie h
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
0,0
-0,1
-0,2
-0,3
Profil A 2007
Profil A 2008
Profil A 2009
Profil A 2010
-0,4
-0,5
-0,6
-0,7
-0,8
-0,9
-1,0
Rys. 27. Dobowy przebiegi współczynnika korelacji
między obciążeniem a temperaturą dla profili A
w kolejnych latach
4.3. Profil B
Grafik standardowy B posiada cechy bardzo zbliżone do przebiegu obciążenia odbiorców G12 M1 (rys.
28).
0,9
0,8
Moc kW/odbiorcę
0,7
0,6
0,5
0,4
Profil B 2008
0,3
Profil B 2010
G12 M1 2003
0,2
G12 M1 2008
0,1
0,0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina w dobie
Rys. 28. Dobowa zmienność średniorocznego obciążenia dla profilu B 2008 oraz B 2010 oraz odbiorców
typu G12 M1 (w 2003 oraz 2008 roku)
Gdy temperatura spada poniżej 15oC obciążenie to wyraźnie zależy od temperatury powietrza (rys. 29).
Moc kW/odbiorcę
1,0
0,9
Lipiec
0,8
Styczeń
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Godzina w dobie h
Rys. 29. Dobowa zmienność obciążenia dla lipca i grudnia dla profilu B 2010
W okresie od maja do września można zauważyć wpływ zachodu słońca na obciążenie w strefie popołudniowej czasu z droższą energią.
4.4. Profil C
Obciążenie elektryczne określone przez profil standardowy C zależy wyraźnie od temperatury powietrza (rys. 30). Przebieg współczynnika korelacji pomiędzy obciążeniem a temperaturą przyjmuje duże
wartości w całej dobie. Grafiki standardowe dla badanych lat wykazują cechy krzywych obciążenia
odbiorców zaliczanych do grup G12 M2 oraz G12 M3, których grafik typu C obejmuje. Uśrednione
zmienności dobowa wyznaczona dla dni roboczych lipca i sierpnia - profilu C oraz odbiorców z grup
G12 M2 oraz G12 M3 są do siebie bardzo zbliżone (rys. 31). Podobne porównanie wykonane dla miesięcy zimowych ujawnia znaczące różnice w przebiegach obciążenia (rys. 32).
25
1,4
20
15
1,2
10
1,0
5
0,8
Moc
Temperatura
0,6
0
-5
0,4
-10
0,2
-15
0,0
Temperatura °C
kW/odbiorcę
Moc
1,6
-20
1
31
61
91 121 151 181 211 241 271 301 331 361
Dzień w roku
Rys. 30. Roczna zmienność średniego w dobie obciążenia elektrycznego oraz wartości średniej temperatury
dla profilu C 2010
Moc kW/odbiorcę
0,9
0,8
G12 M2
0,7
G12 M3
0,6
Profil C2007
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina doby h
Rys. 31. Dobowa zmienność średniego obciążenia,
wyznaczonego dla dwóch mc-y okresu letniego (VII÷VII) dla G12 M2, G12 M3 (2005 r.) oraz C 2007
Wpływ na wartości obciążenia określone przez profil posiada udział odbiorców wykorzystujących
energię elektryczną do ogrzewania pomieszczeń (np. G12 M3). Analiza profili dla badanych lat ukazuje, że udział tych odbiorców jest stosunkowo mały. Największy udział takich odbiorców uwzględniono
przy opracowywaniu profilu C 2007.
3,5
3,0
G12 M2
Moc kW/odbiorcę
G12 M3
2,5
Profil C2007
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Godzina doby h
Rys. 32. Dobowa zmienność średniego obciążenia,
wyznaczonego dla dwóch mc-y okresu zimowego (XII÷I) dla G12 M2, G12 M3 (2005 r.) oraz profilu C 2007
4.5. Cechy profili - podsumowanie
W tabeli 8 zestawiono wyniki oceny wpływu czasu zachodu słońca i temperatury powietrza na obciążenie określone przez profile standardowe PTPiREE.
Tabela 8 Ocena wpływu czynników zewnętrznych na obciążenie elektryczne profili standardowych
Profil A
2007 do 2009
Profil A 2010
Profil B
Profil C
TZ
ϑ
>15°C <15°C
średni
brak
słaby
silny
słaby
brak
brak
brak
brak
brak
silny
silny
5. PODSUMOWANIE
Tworzenie profili standardowych na podstawie całorocznej rejestracji obciążenia elektrycznego indywidualnych odbiorców wymaga dużej dokładności i rzetelności w charakteryzowaniu odbiorców oraz stosowania właściwych kryteriów wydzielenia profili.
Znaczące zwiększenie dokładności szacowania obciążenia elektrycznego na podstawie profili standardowych PTPiREE można osiągnąć poprzez:
− Wydzielenie z profilu A (taryfa G11) podprofilu A1 - dla odbiorców niewykorzystujących energii
do celów grzewczych oraz A2 – dla odbiorców wykorzystujących energię elektryczną do celów
grzewczych,
− Wydzielenie z profilu C (taryfa) G12, podprofilu C1, dla odbiorców wykorzystujących energię elektryczną do podgrzewania c.w.u. oraz C2 – dla odbiorców wykorzystujących energię elektryczną do
ogrzewania pomieszczeń.
− Przy korzystaniu z profili A2, B, C1, C2 istotne jest uwzględnienie wpływy temperatury powietrza
na parametry obciążenia elektrycznego, np. w oparciu o zaproponowane zależności liniowe. W podprofilu A2 można dodatkowo uwzględnić, że odbiorcy wiejscy pobierają wyraźnie większą moc,
której wartość w znacznie mniejszym stopniu zależy od temperatury niż obciążenie odbiorców miejskich.
LITERATURA
[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego 2003/54/WE (z dnia 26 czerwca 2003 roku).
[2] Frąckowiak R., Gałan T.: Computer aid for analysis of the load variability At the LV system – fed
consumers. Academic Journals Electrical Engineering, PUT, nr 59, Poznan 2009, pp. 111-122.
[3] Majka K., Bilansowanie zapotrzebowania godzinnego energii elektrycznej przez odbiorców z wyko-
rzystaniem profili obciążeń, Energetyka, Czerwiec 2006, s. 410-415.
[4] Opracowanie PTPiREE, Badanie obciążeń i budowa katalogu charakterystyk odbiorców energii
elektrycznej, Warszawa 2000 r.
[5] Poradnik matematyczny, Praca zbiorowa, PWN, Warszawa 1986.
[6] Sroczan E., Współczesne narzędzia teleinformatyczne stosowane do zarządzania energią, Rynek
Energii, 2004, nr 1(50), s. 2-11.
[7] Sroczan E., Zastosowanie systemu IT do optymalizacji kosztów zasilania energią elektryczną.
Wiadomości Elektrotechniczne 7(74) 2010 s. 18-22.
STANDARD PROFILES OF PTPIREE CONSUMERS SETTLED ACCORDING TO G TARIFF
REFERRED TO RESEARCH ON INDIVIDUAL CONSUMERS’ ELECTRIC LOAD
Key words: load curves, standard profiles, G tariff
Summary. The paper refers to the analysis of load curves for individual electricity consumers settled according to the Gtariff as well as to the standard profiles being developed for such a consumers group. Results of analysis of influence of the
sunset hour and air temperature on the shape and parameters of electrical load for selected consumer groups have been presented. The models of the influence mentioned above on the consumers with load strongly related to those parameters have
been developed. The results obtained have been compared to those from another analysis for standard profiles developed by
Polish Association for Electrical Energy Transfer and Distribution; the remarks on construction of standard models and
their application to the load estimation for defined consumer groups have been expressed.
Ryszard Frąckowiak, dr hab. inż. – kierownik Zakładu Urządzeń Rozdzielczych i Instalacji Elektrycznych na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej. E-mail: [email protected]
Tomasz Gałan, mgr. inż. – ENEA Operator Sp. z o.o., doktorant na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej. E-mail: [email protected]