docSterowanie zużyciem energii elektrycznej w sytuacjach niedoboru
download 
Reklamacja Transkrypt
Sterowanie zużyciem energii elektrycznej w sytuacjach niedoboru
Nr I(III) - 2009 Rynek Energii Str. 45 Str. 46 Rynek Energii Nr 1(74) - 2008 Nr I(III) - 2009 Rynek Energii Str. 47 STEROWANIE ZUśYCIEM ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SYTUACJACH NIEDOBORU MOCY Dariusz Bober Słowa kluczowe: tryby zasilania, teleinformatyka w elektroenergetyce, sterowanie popytem na energię elektryczną, bezpieczeństwo elektroenergetyczne Streszczenie. Analiza skuteczności sterowania popytem na energię elektryczną w wybranej grupie odbiorców, przeprowadzona w ramach prac badawczych nad hierarchicznym systemem sterowania zuŜyciem energii elektrycznej, daje wynik, który naleŜy uznać za korzystny, w szczególności w sytuacjach niedoboru mocy w systemie elektroenergetycznym. Przez pojęcie „skuteczności sterowania” rozumie się moŜliwość kompensowania deficytu mocy w skali całego systemu elektroenergetycznego objętego sterowaniem, poprzez odłączanie zbędnych poborów energii elektrycznej w wybranej grupie odbiorców. W pracy [2] przedstawiono wynik z badania opinii odbiorców indywidualnych w kontekście ograniczeń poboru energii elektrycznej w sytuacjach niedoboru mocy. Na tej podstawie opracowano i opublikowano nowy model zasilania odbiorców w energię elektryczną – tryby zasilania [7], w których uwzględnia się priorytetowość funkcji pełnionych przez urządzenia odbiorcze oraz moŜliwość ich stopniowego zdalnego odłączania, z uwzględnieniem woli odbiorcy. W niniejszym artykule zaprezentowano wyniki z badań nad moŜliwością jak i skutecznością oddziaływania na dostępność trybów zasilania w wybranej grupie odbiorców energii elektrycznej, tu w grupie taryfowej G, w aspekcie poprawy bezpieczeństwa energetycznego tych odbiorców oraz zmniejszenia deficytu mocy w całym systemie elektroenergetycznym objętym sterowaniem. 1. WSTĘP Wymiar ekonomiczny niezbilansowania systemu elektroenergetycznego (SE), w zaleŜności od chwili wystąpienia i czasu trwania jest w róŜnym stopniu istotny dla poszczególnych podmiotów współtworzących SE, tj: wytwórcy, operatorzy sieci przesyłowych, sprzedawcy, operatorzy sieci dystrybucyjnych oraz finalnie odbiorcy. W wymiarze tym poszczególne podmioty dokonują równieŜ rozliczenia „postfactum” z własnego udziału w koszcie niezbilansowania. ZłoŜoność modelu, który w skali całego SE opisałby wymiar ekonomiczny niezbilansowania, wyklucza jego stosowanie dla potrzeb operacyjnych, czyli nadąŜnemu przeciwdziałaniu powstawaniu kosztu. Rozbijając jednak problem na proste relacje „dostawca-odbiorca” lub „sprzedawca-kupujący” energię elektryczną, z uwzględnieniem jej ceny, zadanie staje się znacznie łatwiejsze do zalgorytmizowania. Prosty algorytm „IF koszt_zakupu_energii_potrzebnej_na_zasilanie_odbiornika > koŜyści_z_eksploatacji_odbiornika THEN wyłącz_odbiornik ELSE włącz_odbiornik END” wystarczy zastosować na poziomie kaŜdego odbiornika, aby ten sam dostosowywał swoją pracę (i pobór energii) do kosztów jej pozyskania. Tu jednak pojawiają się kolejne problemy, mianowicie: a) koszt energii elektrycznej jest zaleŜny od jej dostępności w SE, b) korzyści, rozumiane równieŜ jako uniknięcie strat z tytułu niedostarczenia energii elektrycznej, wyceniane indywidualnie przez odbiorcę, są równieŜ zmienne w czasie. Problemy te są moŜliwe do pokonania, pod warunkiem zaistnienie dwukierunkowego kanału wymiany informacji, tu zarówno o warunkach cenowych dostarczenia energii elektrycznej (w kierunku do odbiorcy), jak i o bieŜącym zapotrzebowaniu na moc (w kierunku do dostawcy), co postulowano w [6]. UŜytkownik systemu elektroenergetycznego dobrze poinformowany, to uŜytkownik świadomy, w więc i współuczestniczący w problemach bilansowania mocy w SE. Rys. 1. Elastyczność cenowa popytu na energię elektryczną w modelu trybów zasialania Autor proponuje własne podejście do tematu elastyczności cenowej popytu na energię elektryczną. Poprzez wprowadzenie modelu trybów zasilania [7] oraz zaimplementowanie hierarchicznego systemu sterowania (HCS, ang. hierarchical control system) zuŜyciem energii elektrycznej [1, 3, 5], moŜliwe będzie oddziaływanie na stronę popytową [6]. System HCS udostępniałby odbiorcy informację o dostę- Str. 48 Rynek Energii pności poszczególnych trybów zasilania. ZróŜnicowanie ceny energii elektrycznej zróŜnicowanej w poszczególnych trybach (rys. 1) odpowiadałby za względną1 niezmienność decyzji odbiorcy w zakresie ustalonych wcześniej priorytetów w zasilaniu własnych urządzeń odbiorczych. Podobne rozwiązania wypracowały inne kraje, np. Francja, gdzie obowiązują kolorowe taryfy „TEMPO” [19]: niebieski – niskie ceny; biały – ceny umiarkowane; czerwony – ceny energii wysokie. Codziennie do wiadomości publicznej podawana jest informacja, jaki kolor obowiązuje w dniu następnym i kolejnym następującym po nim. Odbiorca znając „kolor” obowiązujący w danym dniu odpowiednio planuje własne zapotrzebowanie na energię elektryczną. Natomiast w Stanach Zjednoczonych w pełni wykorzystuje się moŜliwość łączy teleinformatycznych i do wiadomości publicznej wystawiana jest informacja o cenie energii w czasie rzeczywistym RTP (ang. real time price). Odbiorca pobierając taką informację moŜe dostosowywać własne zapotrzebowanie. Ryzyko nadmiernego wzrostu cen CPP (ang. critical price peaking), którego nie moŜna wykluczyć w przypadku taryf RTP [12], stało się bodźcem do opracowania specjalizowanych systemów zarządzania budynkami biurowymi [13, 17]. Gdzie, w przypadku nadmiernego wzrostu ceny, wyłączane są np. klimatyzatory, a otwierane są śluzy w oknach do naturalnego nawiewu powietrza. Skutkiem czego zarządca budynku – klient, zmniejsza koszty poboru energii elektrycznej, dostawca unika natomiast konieczności wyprodukowania i dostarczenia energii w sytuacji jej niedoboru w SE. 2. NIEDOBÓR MOCY W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM A BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE ODBIORCÓW Niedobór mocy w SE, w przypadku braku moŜliwości kompensacji tego niedoboru poprzez uruchomienie dodatkowych mocy wytwórczych, lub/i przesłania energii elektrycznej z sąsiednich SE, prowadzi do ograniczeń po stronie popytu, a tym samym obniŜa bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców. Odbiorcy postawieni są w sytuacji przymusowego ograniczenia poboru energii elektrycznej z SE. Dla duŜych odbiorców obowiązuje system grafikowania 1 Mowa tu o względniej niezmienności poziomu obciąŜeń poszczególnych trybów, gdyŜ nie da się wykluczyć sytuacji, w której odbiorca pozbawiony zasilania urządzeń uznanych wcześniej za mniej priorytetowe, nie przełączy ich w tryb o wyŜszym priorytecie. Tu jednak odbiorca musi się liczyć z krotnością wzrostu ceny. Nr 1(74) - 2008 stopni zasilania [4] oraz dostosowania własnego poboru energii zgodnie z deklaracją, wg obowiązującego na dany dzień i godzinę - stopnia zasilania. W przypadku odbiorców indywidualnych stosowane jest rotacyjne, czasowe wstrzymywanie dostaw energii elektrycznej. W przypadku pogłębiającego się deficytu mocy oraz wydłuŜania się czasu jego trwania, powyŜsze działania mogą okazać się niewystarczające. W szczególności, gdy deficyt mocy w SE wynika z ponad normatywnego zuŜycia energii elektrycznej, lub gdy parametry techniczne sieci nie pozwalają na zapewnienie wystarczającej podaŜy energii. Skutkiem moŜe być nawet całkowita utrata zdolności przesyłu energii – awaria systemowa, (ang. blackout) [16]. Zdarzenia z czerwca 2006 [9] oraz kwietnia 2008 [10], wskazują na podatność na tego typu awarię, równieŜ w polskim SE. Zatem mroczna wizja przetrwania jednego dnia bez elektryczności [11] nie jest bezzasadna. Niedawne wydarzenia wokół dostaw gazu z Rosji [15], determinują kolejny aspekt wzrostu ryzyka wystąpienia niedoboru mocy w SE. Energia elektryczna niejednokrotnie jest jedynym substytutem energii otrzymywanej ze spalania gazu. Wstrzymanie dostaw gazu powoduję, szczególnie w okresie zimowym, wzrost zuŜycia energii elektrycznej. Tak było zimą 1992 roku w Polsce, gdzie wskutek wstrzymania dostaw gazu z Rosji, wprowadzono 13 stopień zasilania [8]. Podobnie obecne ograniczenia nie pozostały bez wpływu na obciąŜenie systemów elektroenergetycznych państw, które najdotkliwiej odczuły wstrzymanie dostaw gazu z Rosji. Do oszczędzania energii wezwał m.in. Rząd Serbii, wskazując w wydanym komunikacie, Ŝe „… sieć energetyczna Serbii jest na granicy swych moŜliwości…”[14]. Jak zatem kreować bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców? W sytuacji gdzie podaŜ energii jest ograniczona, bądź to przez czynniki zaleŜne od SE: − planowane wyłączenia, np. na czas remontów, − zdolność pozyskiwania mocy regulacyjnej (np. z mas wirujących lub elektrowni szczytowo-pompowych), − właściwe szacowanie prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną, − właściwe szacowanie wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w wymiarze geoprzestrzennym oraz zapewnienie odpowiedniej infrastruktry (np. rozbudowa dzielnic miast, rozwój przedsiębiorczości), bądź to przez czynniki niezaleŜne od SE: − zdarzenia losowe i czynniki atmosferyczne, − szantaŜ polityczny, − akty terroryzmu, Nr I(III) - 2009 Rynek Energii odpowiedzią są metody DSM (ang. demand side management) [20, 21]. Racjonalne kształtowanie popytu prowadzi do zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną. Dla przykładu: zamiast modernizować infrastrukturę sieci dystrybucyjnej na określonym terenie, moŜe okazać się korzystniejsze współfinansowanie wymiany odbiorników energii elektrycznej na energooszczędne, co pozwoli na zwiększenie liczy punktów poboru energii bez konieczności wymiany infrastruktury sieci. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców, w znacznej mierze zaleŜy od niezawodności SE. Natomiast definicja niezawodności SE wg. NERC (ang. North American Electric Reliability Council), przytoczona w [16], określa je jako „… poziom funkcjonowania elementów systemu, skutkujący dostarczeniem do odbiorców energii elektrycznej w wymaganej ilości, i o parametrach mieszczących się w granicach ustalonych standardów.” Parafrazując powyŜszą definicję moŜna stwierdzić, Ŝe zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną zwiększa bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców, przy zachowaniu istniejącego stanu infrastruktury sieciowej oraz zdolności wytwórczych. W tą formułę wpisuję się model zasilania poprzez tryby zasilania [7]. W dalszej części przeprowadzona zostanie analiza moŜliwości regulacyjnych omawianego modelu. 3. ANALIZA SKUTECZNOŚCI STEROWANIA W WARUNKACH OBIEKU RZECZYWISTEGO 3.1. Przyjęte załoŜenia Zakłada się, Ŝe zaproponowany we wstępie, mechanizm cenowy dyscyplinowania odbiorców energii elektrycznej jest ogólnie znany i akceptowany przez odbiorców energii elektrycznej. Ponadto zakłada się, Ŝe istnieją środki technicznie i finansowe do wdroŜenia modelu zasilania poprzez tryby zasilania w dowolnej liczbie gospodarstw domowych, do których energię elektryczną dostarcza przykładowa spółka dystrybucyjna. Zakłada się, Ŝe spółka SD2 działa w systemie wyspowym, a podaŜ mocy w SE zarządzanym przez spółkę jest zdeterminowana przez dobowo-godzinową prognozę zapotrzebowania na moc, obowiązującą dla badanego roku kalendarzowego. Str. 49 energii elektrycznej przedstawia rys.1. W strukturze tej wyróŜniono odbiorców przynaleŜnych do grupy taryfowej G (oznaczenie ) oraz pozostałych (oznaczenie Ponadto, zgodnie z przyjętym w punkcie 3.1 załoŜeniem, zuŜycie energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe podzielono na składowe przypadające na poszczególne tryby zasilania (oznaczenia TRe, TRs i TRp). Zgodnie z definicją modelu trybów zasilania [7], wszyscy odbiorcy niezasilani poprzez tryby zasilania są zasilani w trybie standardowym TRs. Stąd, na rys. 1., zuŜycie energii przez w całości przypada na tryb TRs. odbiorców Rys. 2. Hierarchiczna struktura obiektu objętego badaniem Ponadto, z uwagi na dostępność danych, wprowadzono podział obszaru administrowanego przez spółkę SD2 na podobszary zarządzane przez poszczególne zakłady energetyczne ZE1, ZE2, …, ZE7. 3.3 Charakterystyka modelu zasilania Model zalizania poprzez tryby zasilania został szczegółowo opisany w [7], poniŜej przedstawiono fragmenty istotne dla rozumienia przeprowadzonych badań nad obiektem. Tryb Zasilania TR, jest złoŜeniem dwu składowych: TR = g ( E , ρ i ); i = 1, 2,K, n , gdzie: E - jest energią elektryczną zuŜywaną przez odbiorcę, ρi - oznacza kolejny stopień ryzyka niedostarczenia energii elektrycznej w danym trybie zasilania. Przyporządkowując poszczególne urządzenia odbiorcze do poszczególnych trybów zasilania, równanie zuŜycia energii elektrycznej w wybranym odcinku czasu ∆t przyjmie postać: k 3.2. Charakterystyka obiektu badań Obiektem badań jest bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców zasilanych poprzez tryby zasilania, na obszarze zarządzanym przez spółkę dystrybucyjną o kodowej nazwie SD2. Strukturę sieci dystrybucji EWPi = ∑ ETRj , j =1 gdzie: ETRj – energia elektryczna zuŜywana w i-tym trybie zasilania, k– liczba dostępnych trybów zasilania. Str. 50 Rynek Energii Dla trzech trybów zasilania mamy: 3 EWPi = ∑ ETRj = ETRe + ETRs + ETR p , j =1 gdzie: ETRe – energia elektryczna zuŜywana w ekonomicznym trybie zasilania; ETRs – energia elektryczna zuŜywana w standardowym trybie zasilania; ETR p – energia elektryczna zuŜywana w chronionym trybie zasilania. Nr 1(74) - 2008 Na podstawie powyŜszych danych, oraz załoŜeniu reprezentatywności wyniku prezentowanego na rys. 3. dla odbiorców rozpatrywanej spółki, moŜliwe jest wydzielenie w godzinowym zuŜyciu energii elektrycznej warstw przypadających na poszczególne węzły struktury SD2 (rys. 2), włącznie z uwzględnieniem najniŜszego poziomu struktury - trybów zasilania TR. Na poniŜszym rys. 4. przedstawiono przebieg zmienności obciąŜenia sieci spółki SD2 dla wybranego dnia, z podziałem na warstwy energii zuŜywanej w poszczególnych trybach zasilania przez odbiorców i . Przy czym przyjęto kolejność w węzłach nakładania warstw: na samym dole warstwa energii zuŜywana przez odbiorców , opisana równaniem: ETRs ( o∉G ) = ∫ ( p z (t ) − p g (t ) ) t Rys. 3. Struktura zuŜycia energii elektrycznej wg stopnia istotności funkcji pełnionych przez urządzenia zasilanie tą energią. Dane dla 945 gospodarstw domowych. Źródło [7] Na rys. 3 przedstawiono wynik z badań ankietowe przeprowadzony w roku 2007 [2], w których to na grupie 945 respondentów określono strukturę istotności funkcji pełnionych przez urządzenia w gospodarstwie domowym. Z badań wynika, Ŝe ok. 23% energii elektrycznej zuŜywanej w gospodarstwach domowych zasila urządzenia mało istotne z punku widzenia ich właściciela (rys. 3, TRe). Natomiast około 52% energii elektrycznej zasila urządzenia pełniące funkcje bardzo istotne (rys 3, TRp), dla których koszt niedostarczenia energii elektrycznej byłby najbardziej odczuwalny w ocenie uczestników ankiety. Wynik ten posłuŜy do określienia moŜliwości kompensowania deficytu mocy w systemie elektroenergetycznym objętym sterowaniem, poprzez zarządzanie dostępnością trybów zasilania w grupie odbiorców , na obszarze spółki SD2. 3.4. Charakterystyka danych opisujących obiekt Obiekt badań jest opisany przez dane reprezentujące: − dobowo-godzinowe zapotrzebowanie na moc Pz, − dobowo-godzinową prognozę zapotrzebowania na moc Pp, − strukturę ilościową odbiorców przypisanych do poszczególnych grup, reprezentowanych przez węzły hierarchii z rys. 2. Dane obejmują horyzont jednego roku. Natomiast na wierzchu umieszczono warstwę energii zuŜywanej przez odbiorców , którą z kolei podzielono na warstwy określające tryby: TRe, TRs, TRp, przy czym znów na samej górze umieszczono tryb ekonomiczny, pod nim standardowy a jeszcze niŜej chroniony. Rys. 4. Rozkład mocy w systemie SD2 dla wybranego dnia; dzień roboczy - wtorek; Pz – łączna moc zapotrzebowana przez odbiorców; Pp – moc prognozowana/dostępna w systemie; Pg – moc zapotrzebowana przez odbiorców indywidualnych; Takie „rozwarstwienie” zuŜycia energii elektrycznej w strukturze podległej spółce SD2, pozwala zupełnie innym okiem spojrzeć na kwestę zarządzania energią przez spółkę. Po pierwsze z rys. 4. wynika, Ŝe cześć energii elektrycznej przepadającej na szczyt obciąŜenia, a więc tej najdroŜszej, jest zuŜywana przez odbiorniki mało istotne, zasilane w trybie TRe. Stąd przy akceptacji społeczeństwa moŜliwe jest spełnienie postulatu głoszonego juŜ w [6], a mówiącego o wygładzaniu krzywej obciąŜenia SE, poprzez odłączanie zbędnych (mało istotnych) odbiorników w godzinach Nr I(III) - 2009 Rynek Energii szczytu, które to odbiorniki z powodzeniem mogą wykonać swą pracę w obszarze dolin obciąŜenia. Po drugie, co z punktu widzenia prowadzonych badań jest bardziej istotne, z rys. 4. wynika, Ŝe przy zachowaniu załoŜeń z punktu 3.1 moŜliwe jest ograniczenie przypadków deficytu mocy w systemie. NaleŜy zwrócić uwagę ma wzajemne połoŜenie krzywych Pp i Pz w godzinach 9-14, w których to moc zaporzebowana Pz przekracza moc prognozowaną Pp. Przy czym przekroczenie mocy prognozowanej następuje w wyniku zasilania urządzeń o niewielkiej istotności – zasilanych w trybie TRe. Przez deficyt mocy w systemie rozumiane są przypadki, w których wartość ∆P < 0 : ∆P = Pd − Pz , Str. 51 Celem badania jest uzyskanie odpowiedzi na pytanie: na ile wprowadzanie modelu zasilania TR w kolejnych węzłach ZE1 do ZE7 podległych węzłowi SD2 pozwoli kompensować istniejące przypadki deficytu mocy? Z uwagi na czytelność prezentowanych danych oraz cel badania, dokonano transformacji wykresu rozbieŜności mocy ∆P z rys. 5, opisując deficyt mocy wielkością Pn, wg wzoru: − ∆P dla Pp ≤ Pz , Pn = dla Pp > Pz. 0 Stąd wykres deficytu mocy w systemie podległym węzłowi SD2, dla badanego roku, przedstawia się jak na rys. 6. gdzie: Pd – moc dostępna, reprezentująca stronę podaŜową. Z uwagi na niemoŜność otrzymania danych o mocy dostępnej Pd w obszarze SE podległym spółce SD2, przyjęto, zgodnie z załoŜeniami z podpunktu 3.1, Ŝe moc Pd jest zdeterminowana przez moc zaprognozowaną Pp. ZałoŜenie to pozwala na weryfikację modelu zasilania w środowisku testowym, natomiast nie ogranicza zbioru czynników determinujących dostępność mocy w rzeczywistym SE. Na poniŜszym rys. 5. przedstawiono przebieg ∆P dla krzywych mocy zapotrzebowanej Pz i prognozowanej Pp, dla doby dnia roboczego z rys. 4. Rys. 5. RozbieŜność względna mocy zapotrzebowanej do prognozowanej Przypadki deficytu mocy obejmują obszar poniŜej osi czasu. W dalszej części badań poddano weryfikacji algorytm ograniczania zjawiska deficytu poprzez odłączanie trybu TRe w kolejnych węzłach podległych węzłowi SD2 (rys. 2.) 3.5. Metodyka badań Model obiektu objętego sterowaniem, strukturę spółki dystrybucyjnej SD2, zaimplementowano w środowisku testowym Matlab. Stan wyjściowy obiektu był zdeterminowany przez rzeczywiste dane pomiarowe otrzymane od spółki SD2, opisane w punkcie 3.4. Rys. 6. Niedopasowanie mocy dostępnej/prognozowanej do zapotrzebowania odbiorców; stan systemu SD2 przed wdroŜeniem modelu TR Do opisania stanu obiektu przyjęto następujące miary: − q – liczba przypadków deficytu mocy; − avPn - średnia moc niedopasowania do zapotrzebowania, niedostarczona odbiorcom; − E ( Pn, q ) – łączna ilość energii niepobrana z systemu, pole pod krzywą Pn ; − avP r - średnia moc regulacyjna moŜliwa do uzyskana poprzez odłączenia odbiorników zasilanych w trybie ekonomicznym TRe; − E ( P r , T ) – łączna ilość energii elektrycznej pobieranej w ekonomicznym trybie zasilania TRe, pole pod krzywą P r ; − – liczba uŜytkowników modelu zasilania poprzez tryby zasilania, naleŜących do grupy taryfowej G. W badaniu zasymulowano implementację modelu zasilania poprzez tryby zasilania TR w kolejnych węzłach ZE1 do ZE7. W sytuacji deficytu mocy od zasilania odłączane będą odbiorniki zasilane w trybie ekonomicznym TRe. Analizie poddano zmianę wartości miar opisujących obiekt SD2. Str. 52 Rynek Energii 3.6. Otrzymane wyniki Otrzymane wartości miar opisujących obiekt SD2, dla kolejnych przypadków implementacji modelu zasilania TR w kolejnych węzłach ZE1, …, ZE7 oraz przebiegi mocy Pn niedopasowania zapotrzebowania na moc Pz do mocy dostępnej Pp przedstawiono na rys. 7, rys. 8 i rys. 9. Rys. 7. Niedopasowanie mocy dostępnej/prognozowanej do zapotrzebowania odbiorców; stan systemu SD2 przy załoŜeniu wdroŜenia modelu TR w węźle ZE1 Rys. 8. Niedopasowanie mocy dostępnej/prognozowanej do zapotrzebowania odbiorców; stan systemu SD2 przy załoŜeniu wdroŜenia modelu TR w trzech węzłach: ZE1, ZE2 i ZE3 Nr 1(74) - 2008 Porównanie otrzymanych wyników ze stanem sprzed wdroŜenia modelu zasilania TR (rys. 6.) wskazuje na istotne zmniejszenie liczby przypadków wystąpienia deficytu mocy w systemie podległym spółce SD2. Wartość wielkości q z 4603 przypadków wystąpienia niedopasowania wg danych historycznych (rys. 6), zmniejsza się odpowiednio do 1868 (rys. 7.), 645 (rys. 8.) uzyskując liczbę q=201 dla pełnego wdroŜenia modelu TR (rys. 9.). Zatem liczba przypadków, w których „zabrakło” mocy w systemie objętym sterowaniem zmniejszyła się ponad dwudziestokrotnie. Wzrost liczby odbiorców indywidualnych, miara , u których wdroŜono model TR, i uzasadnionych przypadkach odłączono od zasilania urządzenia zasilane w trybie ekonomicznym TRe, przekłada się na zmniejszenie liczby przypadków niedopasowania q. Moc niepobrana z systemu kompensuje niedobór. WdroŜenie modelu TR we wszystkich węzłach ZE1, …, ZE7 daje spółce SD2 moŜliwość dysponowania mocą regulacyjną o średniorocznej wartości avP r = 24,8 MW (rys.9). Porównując to z wartością średniego deficytu mocy avPn = 3,66 MW, dla stanu przed sterowaniem (rys. 6), uzyskuje się średni zapas mocy regulacyjnej w systemie objętym sterowaniem ponad sześciokrotnie przewyŜszający początkową średnią wartość deficytu. Znacznej poprawie ulega teŜ parametr opisujący ilość niepobranej energii elektrycznej E ( Pn, q ) , który dla stan sprzed sterowania wynosił 32,06 GWh (rys. 6). Natomiast juŜ po wdroŜeniu modelu TR w pierwszym węźle ZE1 (rys. 7) ilość energii niedostarczonej odbiorcom zmniejszyła się trzykrotnie i wyniosła E ( Pn, q ) = 10,44 GWh. Po objęciu modelem TR kolejnych dwu zakładów (rys. 8) ilość energii niedostarczonej w wyniku jej niedoboru zmalała do 3,3 GWh, by dla stanu pełnego sterowania podległą strukturą osiągnąć 0,98 GWh (rys. 9). PowyŜsze wyniki otrzymano symulując odłączenie poboru energii eklektycznej w najmniej priorytetowym trybie zasilania TRe. Zatem „koszt” takich wyłączeń jest najmniej dotkliwy dla odbiorców. Odłączane są te urządzenia, bez których odbiorca moŜe, zgodnie z własną deklaracją [2], w danym momencie się obyć. Rys. 9. Niedopasowanie mocy dostępnej/prognozowanej do zapotrzebowania odbiorców; stan systemu SD2 przy załoŜeniu wdroŜenia modelu TR we wszystkich węzłach podległych Z rys. 9. wynika, Ŝe w q=201 przypadków, odłączenie ekonomicznego trybu zasilania okazuje się niewystarczające do skompensowania deficytu mocy w SE. Zbyt mały był pobór energii elektrycznej przez urządzenia pracujące w tym trybie, w chwili wystąpienia deficytu, aby odłączenie tych urządzeń pozwoliło wycofać odpowiednią wartość mocy od odbiorców zasilanych wg modelu TR. Nr I(III) - 2009 Rynek Energii W takim przypadku regulator w węźle SD2 ma do dyspozycji jeszcze kolejny – standardowy tryb zasilania TRs, który zgodnie z definicją modelu TR [7], nie pełni funkcji ochronnych dla klientów. Aby zabezpieczyć niezbędne i najistotniejsze w ocenie odbiorców [2] funkcje pełnione przez urządzenia zasilane energią elektryczną, energia ta winna nieprzerwanie być dostarczana do trybu chronionego TRp. Zatem sytuacjach deficytu mocy z rys. 9, moŜliwe jest kompensowanie niedoboru poprzez dalsze ograniczenie poboru energii po stronie popytu, poprzez odłączenie zasilania dla urządzeń pracujących w trybie standardowym TRs (rys. 10). Rys. 10. Niedopasowanie mocy dostępnej/prognozowanej do zapotrzebowania odbiorców; stan systemu SD2 przy załoŜeniu wdroŜenia modelu TR we wszystkich węzłach podległych oraz odłączeniu od zasilania trybów TRe i TRs Wyłączenie poboru energii elektrycznej w trybie TRs, skutkuje zmniejszeniem z q=201 (rys. 9) do q=14 (rys. 10) liczby przypadków niedoboru mocy. 3.7. Wnioski Uzyskane wyniki wskazują, Ŝe grupa odbiorców indywidualnych posiada znaczące moŜliwości kompensacji niedoboru mocy w skali całego systemu elektroenergetycznego objętego sterowaniem. Uwzględniając natomiast, Ŝe jest to jednocześnie grupa, która silnie oddziaływuje na dobowo-godzinową zmienność obciąŜenia systemów dystrybucyjnych [18] – wprowadzenie modelu trybów zasilania w tym segmencie klientów moŜe być korzystne dla podmiotu SD2. Str. 53 4. PODSUMOWANIE Przedstawione wyniki badań, moŜna by uznać za imponujące, gdyby nie fakt, Ŝe proponowany model wymaga jednak niedostarczenia do odbiorców „części” energii elektrycznej. Tym samym odbiorca i tak jest postawiony w sytuacji przymusu zrezygnowania z części wykonywanych przez siebie prac. RóŜnica polega jednak na tym, Ŝe odbiorcy pozostawiony został wybór, tylko „część” energii elektrycznej jest niedostarczana. Odbiorca moŜe dysponować pozostałą „częścią”, dostępną w trybie chronionym TRp, według własnego uznania. MoŜe ochronić najistotniejsze dla niego funkcje: funkcje podtrzymania Ŝycia, funkcje ochrony oświetleniowej i zabezpieczenia mienia, funkcje przechowywania morzonej Ŝywności czy zwyczajnie obejrzeć mecz swej ulubionej druŜyny. Pozostałe funkcje, mniej istotne dla odbiorcy w danym momencie mogą zostać pozbawione zasilana. Zdaniem autora pozostawienie odbiorcy moŜliwości dokonywania wyboru o poziomie bezpieczeństwa elektroenergetycznego, oraz zapewnienie mu tego bezpieczeństwa jest istotne zarówno dla dostawcy jak i odbiorcy energii elektrycznej. Tryby zasilania pełnią tu, jak wynika z przedstawionych badań, skuteczną płaszczyznę porozumienia. Obecnie na szeroką skalę prowadzona jest akcja uświadamiania społeczeństwa o jego roli w bilansie elektroenergetycznym. Dostawcy energii, opracowali wspólnie informatory w zakresie energochłonności poszczególnych urządzeń w domu i w biurze oraz sposobach oszczędzania energii elektrycznej [22]. Celem tej akcji jest zmiana mentalności odbiorców i wypracowania nawyku oszczędzania energii elektrycznej. Działania te naleŜy oceniać jako właściwe, zmierzające do utworzenia nowej kultury uŜytkowania energii. W taką formułę wpisuje się autorski model zasilania poprzez tryby zasilania [7]. LITERATURA [1] [2] [3] [4] Bober D.: Conceptual Model of Informatic System of Control for the Electrical Industry, International Workshop Control and Information Technology, Ostrava, Czech Republic, (2005). Bober D.: Internet jako narzędzie badania potrzeb konsumentów energii elektrycznej. W: Miłosz M., Muryjas P. (red): Informatyka stosowana- eksploatacja, PTI, Katowice 2007. Bober D.: Programowe wspomaganie podejmowania decyzji w systemach hierarchicznych. Grzegórski S., Miłosz M., Muryjas P. (red.) Varia Informatica - Algorytmy i Programy. PTI, Lublin 2006. Bober D.: Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy – przegląd metod. W: Prace Instytutu Elektrotechniki, zeszyt 238, 2008, s.7-16 Str. 54 [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20] [21] [22] Rynek Energii Nr 1(74) - 2008 Bober D.: Układ do pomiaru i sterowania zuŜyciem energii elektrycznej. Zgłoszenie patentowe nr P 384716 z dnia 17.03.2008 Bober D.: Wpływ dwukierunkowej transmisji danych na wygładzanie krzywej popytu na energię elektryczną. W: Rynek Energii 2007, nr 2. Bober D.: Zasilanie odbiorcy w energię elektryczną poprzez tryby zasilania. W: Rynek Energii, Nr 1(74) luty 2008, s. 27-32. Findziński A.: Przemysł bez gazu. W: Gazeta Wyborcza nr 20, wydanie z dnia 24/01/1992 , str. 1. Fronczak K.: „Ostrołęki” portret jubileuszowy. W: Miesięcznik „Pracodawca”, Nr 11 (107) list.2006. Furman T. i inni: Mokry śnieg sparaliŜował Szczecin i okolice. Parkiet 09.04.2008. Gabrysiak A.: Jeden dzień bez elektryczności. Wokół Energetyki, Termedia, kwiecień 2005. Herter K.: Residential Implementation of Critical-Peak Pricing of Electricity. Lawrence Berkeley National Laboratory, < http://btech.lbl.gov/pub/papers.html>, 2006. Maciejewski A.: Problemy z energią. Computerworld, Nr 1-2/797, 8 stycznia 2008. PAP, komunikat: Serbii groŜą braki energii elektrycznej, śro. 14 stycznia 2009, g. 16:20 < http://www.cire.pl/drukuj.html?d_id=37722&d_typ=1> PAP, komunikat: Prezydenci dyskutują o gazie, śro. 28 stycznia 2009, g. 18:04 <http://www.cire.pl/item,38082,1,prezydenci_dyskutuja_o_gazie.html> Paska J.: Niezawodność systemów elektroenergetycznych. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005. Piette M.A., Watson D., Motegi N., Kiliccote S., Linkugel E.: Participation through Automation: Fully Automated Critical Peak Pricing in Commercial Buildings. 2006 ACEEE Summer Study on Energy Efficiency in Buildings, <http://btech.lbl.gov/papers/60614.pdf>, 2006. Rozwałka T.: Czynniki determinujące dobowo-godzinową zmienność obciąŜeń elektroenergetycznych systemów dystrybucyjnych. Dysertacja. Politechnika Lubelska, 2006. Ryś M.: Taryfy elektryczne jako narzędzie sterowania popytem. Materiały konferencji: Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze SIECI2004” (str. 41÷48), Wrocław, 15-17 września 2004 r. Ryś M. Wilczyński, A.: Badanie efektywności oddziaływania wybranych taryf na zuŜycie energii elektrycznej. Przegląd Elektrotechniczny 2006 nr 9. Sowiński J, Rothwell G. S.: Ocena skutków energetycznych przedsięwzięć racjonalizujących zuŜycie energii elektrycznej u odbiorców. Rynek Energii. 1999, nr 3. www.swiadomaenergia.pl ELECTRIC ENERGY CONSUMPTION CONTROL IN THE SITUATIONS OF POWER DEFICIT Key words: Power Mode, Telemetric system, Electric Energy Consumption Control, DSM, Electric energy Stability. Summary. The study of the effectiveness of demand management on a group of electric energy consumers, which has been processed as a part of researches on hierarchical control system of electric energy consumption, provide very hopeful results. The solution is positive especially in the situations of power deficiency. The “effectiveness of management” means the ability to offset the deficit by managing the power modes and turning off some redundant devices in the chosen group of households. In publication [2] has been presented a result of research of the consumer preferences and priorities of electric energy consuming limitations in situations of power deficit. The results were the base for a new model of consumer power development. The model is called “Power Mode” and has been published in [7]. The power modes allow for differentiation of consumer priorities of functions served by their devices and to remote and gradually pulling off, with the users acceptance. This publication presents the results of researches of ability and effectiveness of power modes manage in the households consumers group in the context of electric energy stability. In Poland household consumers buy electric energy in the form of a tariff known as “G”. The solution is designed to increase the electric energy stability of managed consumers and to decrease the power deficit in a managed power system. Dariusz Bober, mgr inŜ. Instytut Informatyki Politechniki Lubelskiej, doktorant Wydziału Elektrotechniki i Informatyki PL, ul. Nadbystrzycka 38A, 20-618 Lublin, e-mail: [email protected]