PROFILE STANDARDOWE PTPIREE ODBIORCÓW TARYFY G W ŚWIETLE BADAŃ OBCIĄŻENIA ELEKTRYCZNEGO ODBIORCÓW INDYWIDUALNYCH

Transkrypt

1 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 (T z ) 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 (R 2 ) oraz współczynnikiem korelacji Pearsona, który oznacza miarę współzależności pomiędzy dwoma zbiorami danych (x,y) o zmiennych (X i Y) i jest definiowany jako [5]: r xy cov( x, y) = δ δ x y (1) gdzie: δ x, y odchylenie standardowe, cov(x,y) kowariancja zmiennych x oraz y:

2 1 cov( x, y) = ( xi n 1 n n= 1 x)( y i y) (2) Wartości współczynnika r xy zawierają się w przedziale [-1;1] i informują o sile i kierunku związku między badanymi zmiennymi. Korelacja jest tym silniejsza, im wartość bezwzględna r xy 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 r xy Siła relacji zmiennych X i Y 0 Brak > Słaba > 0,7 Średnia >0,7 0,9 Silna >0,9 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 T z i temperatury ϑ, 2. Dobowego przebiegu współczynnika korelacji Poissona pomiędzy obciążeniem a czasem T z 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 T z i ϑ:

3 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 M Miejski, W Wiejski G11, M G11, W G12, M Cechy odbiorców Posiada podgrzewacz elektryczny wody Posiada ogrzewanie elektryczne Symbol grupy NIE NIE G11 M1 TAK NIE G11 M2 NIE NIE G11 W1 TAK NIE G11 W2 NIE NIE G12 M1 TAK NIE G12 M2 TAK TAK G12 M3 2,5 2,0 1,5 G11 M1 G11 W1 G11 M2 G11 W2 a) 2,5 2,0 1,5 G12 M1 G12 M2 G12 M3 b) Rys. 1. Średnie dobowe przebiegi obciążenia w 2006 roku dla odbiorców: a) G11, b) G12

4 W tabeli 3 zestawiono: A r roczne zużycie energii, P dmax maksymalną moc czynną, T s czas użytkowania mocy szczytowej. Mniejsze wartości T s wykazują odbiorcy wykorzystujący energię elektryczną do celów grzewczych. Tabela 3 Średnie parametry przebiegu rocznego Grupa P max A r T s odbiorców kw/odbiorcę kwh/odbiorcę h G11 M1 0, G11 W G11 M2 1, G11 W2 2, G12 M1 1, G12 M2 1, G12 M3 4, Odbiorcy z grup G11 M1 i G11 W1 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 styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec G11 M1 Tz sierpień wrzesień październik listopad grudzień Rys. 2. Roczna zmienność dobowego obciążenia odbiorców G11 M1 oraz czasu zachodu słońca (2004 r.) Godzina zachódu słońca h 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 P dmax. Styczeń Lipiec Rys. 3. Średniomiesięczna zmienność obciążenia dobowego dla stycznia i lipca wyznaczona dla odbiorców z grupy G11 M1 (2007 r.)

5 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 T Z 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 T Z wartość obciążenia maleje. Współczynnik korelacji rxy G11 M1 (Tz) G11 M1 (ϑ) G11 W1 (Tz) G11 W1 (ϑ) - 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 P dmax, czasem jej występowania T Pdmax oraz energią pobieraną w ciągu doby A d rys. 5) a czasem zachodu słońca. Energia kwh/odbiorcę Zachód słońca h 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.

6 Tabela 4 Współczynniki równania (3) opisujące zależność parametrów obciążenia od czasu zachodu słońca Grupa odbiorców obciążenia kierunkowy a R 2 Parametr Współczynnik Dopasowanie Wyraz wolny b P dmax G11 M1 A d 9, ,73 T Pdmax 6,31-0,750 8 P dmax ,79 G11 W1 A d 9, T Pdmax 7,30-0,720 0,71 T gdzie: ( ) Z 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 T Z 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 2,0 1,5 Styczeń Lipiec 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 T z (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.

7 Współczynnik korelacji rxy G11 M2 (Tz) G11 M2 (ϑ) G11 W2 (Tz) G11 W2 (ϑ) - Rys. 8. Dobowa zmienność współczynnika korelacji między obciążeniem a czasem T z 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. 35 Energia kwh/odbiorcę ϑ 15 C ϑ>15 C 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.

8 1,2 G12 M1 ϑ styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Rys. 10. Roczna zmienność obciążenia dobowego odbiorców z grupy G12 oraz M1 temperatury powietrza w roku Temperatura C 1,2 Styczeń Lipiec 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 15 o C (rys.13). W pozostałym okresie zaznacza się wyraźniej wpływ czasu T z.

9 25 Energia kwh/odbiorcę ϑ 15 C ϑ>15 C Temperatura C 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<15 o C) odpowiednie parametry równania prostej, wyznaczone jako uśrednione wartości dla 4 lat obserwacji, zestawiono w tabeli Odbiorcy z grupy taryfowej G12 M2 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). 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 G12 M2 styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Rys. 14. Roczna zmienność obciążenia dobowego odbiorców G12 M2 oraz średniej temperatury w dobie (2003 rok) 1,6 ϑ Temperatura C 1,4 1,2 Styczeń Lipiec Rys. 15. Średnie obciążenie dobowe odbiorców G12 M2 dla stycznia i lipca (2007 r.)

10 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 - -0,7 - -0,9 - 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 15 o C (rys. 17). Przyjmując liniowy wpływ temperatury powietrza na parametry obciążenia odbiorców (dla ϑ<15 o C) 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) 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.

11 3,0 30 2, ,0 1,5 G12 M3 ϑ Temperatura C styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień -20 Rys. 18. Roczna zmienność obciążenia dobowego odbiorów G12 M2 oraz średniej temperatury dobowej (2003 r.) 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 Styczeń Lipiec 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 - -0,7 - -0,9 - Rys. 20. Dobowa zmienność współczynnika korelacji pomiędzy mocą pobieraną przez odbiorców G12 M3 a temperaturą Znaczący wzrost pobieranej mocy występuje, gdy temperatura spada poniżej 15 o C (rys. 21). Przyjmując liniowy wpływ temperatury powietrza na parametry obciążenia odbiorców odpowiednie parametry równania prostej (dla ϑ<15 o C), 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 o C większa energia jest pobierana w strefie nocnej niż w dziennej).

12 80 Energia kwh/odbiorcę ϑ 15 C ϑ>15 C Temperatura C 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 Typ ϑ T odbiorcy Z >15 C <15 C G11 M1 T.I silny brak brak G11 W1 T.I silny brak brak G11 M2 T.III słaby brak średni G11 W2 T.III słaby brak średni G12 M1 T.III słaby brak średni G12 M2 T.II brak brak silny G12 M3 T.II brak brak 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 do 0,9. Tabela 6 Współczynniki równania prostej opisujące zależność parametrów obciążenia od temperatury Grupa odbiorców Parametr obciążenia b a ε 5 ε 5/0% G11 M2 P dmax 1, ,5 A d 24,2-97 4,48 18,5 G11 W2 P dmax 2, ,7 A d 39,9-89 0,95 2,4 G12 M1 P dmax 0, ,8 Ad 17,0-68 1,84 1 G12 M2 P dmax 1, ,0 Ad 24,4-92 2,96 12,1 G12 M3 P dmax 3, ,4 Ad 45,2-1,69 8,45 18,7

13 o gdzie: υ ( C) o W tabeli 6 podano spodziewane różnice obciążenia elektrycznego spowodowane przyjęciem temperatury o 5 o C wyższej niż rzeczywista, w wartościach bezwzględnych 5 oraz w procentach 5/0%, względem obciążenia przy ϑ = 0 o C. 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 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 C G12 Odbiorca z ogrzewaniem elektrycznym innym niż dynamiczne D G12 Odbiorca z dynamicznym ogrzewaniem elektrycznym 0,7 Profil A 2007 Profil A 2008 Profil A 2009 Profil A 2010 Rys. 22. Średnie dobowe przebiegi obciążenia w latach , dla profilu A 0,9 0,7 Profil B 2007 Profil B 2008 Profil B 2009 Profil B 2010 Rys. 23. Średnie dobowe przebiegi obciążenia w latach , dla profilu B

14 1,2 Profil C 2007 Profil C 2008 Profil C 2009 Profil C 2010 Rys. 24. Średnie dobowe przebiegi obciążenia w latach , dla profilu C Spośród profili A, B i C największe różnice dla kolejnych lat występują w profilu A a następnie w profilu C 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 1,6 1,4 1,2 G11 M1 G11 W1 G11 M2 G11 W2 Profil A 2008 Profil A 2010 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).

15 a) Styczeń Lipiec 0,9 0,7 Styczeń Lipiec b) 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 ,7 - -0,9 - Profil A 2007 Profil A 2008 Profil A 2009 Profil A 2010 Rys. 27. Dobowy przebiegi współczynnika korelacji między obciążeniem a temperaturą dla profili A w kolejnych latach

16 4.3. Profil B Grafik standardowy B posiada cechy bardzo zbliżone do przebiegu obciążenia odbiorców G12 M1 (rys. 28). 0,9 0,7 Profil B 2008 Profil B 2010 G12 M G12 M 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 15 o C obciążenie to wyraźnie zależy od temperatury powietrza (rys. 29). 0,9 0,7 Lipiec Styczeń 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 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).

17 1,6 1,4 1,2 Moc Temperatura Temperatura C Dzień w roku Rys. 30. Roczna zmienność średniego w dobie obciążenia elektrycznego oraz wartości średniej temperatury dla profilu C ,9 0,7 G12 M2 G12 M3 Profil C2007 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 ,5 3,0 2,5 2,0 1,5 G12 M2 G12 M3 Profil C2007 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

18 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 T Z ϑ >15 C <15 C Profil A 2007 do 2009 średni brak słaby Profil A 2010 silny brak brak Profil B słaby brak silny Profil C brak brak 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

19 [3] Majka K., Bilansowanie zapotrzebowania godzinnego energii elektrycznej przez odbiorców z wykorzystaniem profili obciążeń, Energetyka, Czerwiec 2006, s [4] Opracowanie PTPiREE, Badanie obciążeń i budowa katalogu charakterystyk odbiorców energii elektrycznej, Warszawa 2000 r. [5] Poradnik matematyczny, Praca zbiorowa, PWN, Warszawa [6] Sroczan E., Współczesne narzędzia teleinformatyczne stosowane do zarządzania energią, Rynek Energii, 2004, nr 1(50), s [7] Sroczan E., Zastosowanie systemu IT do optymalizacji kosztów zasilania energią elektryczną. Wiadomości Elektrotechniczne 7(74) 2010 s 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 G- tariff 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. ryszard.frackowiak@put.poznan.pl Tomasz Gałan, mgr. inż. ENEA Operator Sp. z o.o., doktorant na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej. tomasz.galan@doctorate.put.poznan.pl