STEROWANIE POPYTEM NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W SYTUACJACH NIEDOBORU MOCY PRZEGLĄD METOD

Transkrypt

1 Dariusz BOBER STEROWANIE POPYTEM NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W SYTUACJACH NIEDOBORU MOCY PRZEGLĄD METOD STRESZCZENIE Bezpieczeństwo energetyczne to zagadnienie równowaŝenia moŝliwości wytwórczych dostawców energii wobec zapotrzebowania odbiorców wraz z uwzględnieniem ograniczeń wynikających z parametrów technicznych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Poszczególne obszary cechuje zróŝnicowana dynamika reakcji na czynniki destabilizujące ich funkcjonowanie, co przy wzajemnej współzaleŝności obszarów stanowi o złoŝoności zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego. Bezpieczeństwo energetyczne, jako problem wraŝliwy skupia uwagę wielu środowisk, często przyjmując wydźwięk czarnego scenariusza, jednak jest to problem rozwiązywalny. Jak kaŝde zadanie złoŝone, naleŝy je rozłoŝyć na problemy prostsze i kolejno rozwiązywać. W niniejszej publikacji rozwaŝony będzie problem bezpieczeństwa elektroenergetycznego na wybranym i skalowalnym obszarze. Przedstawiono autorski pomysł przeciwdziałania wybranym zagroŝeniom niedostarczenia energii elektrycznej do odbiorców. Z uwagi na obszar zastosowania proponowanego modelu sterowania zuŝyciem energii elektrycznej, scharakteryzowano inne znane metody sterowania stroną popytową bilansu mocy elektrycznej w systemach elektroenergetycznych. Słowa kluczowe: DSM, tryby zasilania, bezpieczeństwo energetyczne mgr inŝ., Dariusz BOBER, borowik@pluton.pol.lublin.pl Wydział Elektrotechniki i Informatyki Politechniki Lubelskiej Instytut Informatyki PRACE INSTYTUTU ELEKTROTECHNIKI, zeszyt 238, 2008

2 38 D. Bober 1. WSTĘP W Polsce głębszego znaczenia zadanie sterowania zuŝyciem energii elektrycznej nabrało w latach 80-tych ubiegłego wieku kiedy to, po głębokich deficytach mocy w latach w naszym systemie elektroenergetycznym [40], zaczęto poszukiwać rozwiązań pozwalających na minimalizację strat ekonomicznych wynikających z koniecznych wyłączeń odbiorców. Jedną z opracowanych wówczas metod był Racjonalny Rozdział Ograniczeń (RRO) rozwijana między innymi przez J. Sozańskiego [50] z Politechniki Świętokrzyskiej. Niewątpliwą zaletą metody RRO jest element centralnego planowania i szacowania globalnego w stali kraju kosztu ograniczeń dostaw mocy. Jednak z uwagi na niską dynamikę operacyjną metody RRO nie jest ona obecnie wykorzystywana. Zastąpiono ją wprowadzeniem Stopni Zasilania. Na podstawie art. 11 ustawy Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997r, oraz Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 (Dz. U. Nr 59 poz. 518, z późn. zm.), najwięksi odbiorcy krajowi są zobowiązani do ograniczania poboru mocy do poziomu obowiązującego w danym stopniu zasilania. Metoda ta nie wyznacza na poziomie centralnym globalnego kosztu niedostarczenia energii elektrycznej. Kwestię minimalizacji tego kosztu pozostawia odbiorcom energii elektrycznej, którzy sami decydują, które odbiorniki wyłączyć, aby zmniejszyć pobór mocy do wymaganego poziomu. W przypadku braku moŝliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną przez system elektroenergetyczny, bądź to na skutek planowanych lub awaryjnych wyłączeń urządzeń wytwórczych, lub przesyłowych, bądź na skutek nadmiernego, nieplanowanego wzrostu popytu na energię elektryczną, konieczne staje się stosowanie odłączeń części odbiorców na ograniczonym obszarze od sieci awarie sieciowe, lub odłączeń odbiorców na znacznym obszarze awarie systemowe (ang. blackout). Aby zmniejszyć uciąŝliwość stosowania ograniczeń podaŝy energii elektrycznej, jak równieŝ uniknięcia ryzyka wystąpienia deficytów mocy w systemie elektroenergetycznym, zwrócono uwagę na moŝliwości bilansowe strony popytowej systemu elektroenergetycznego [52]. Na początku lat 90-tych ubiegłego wieku powstała idea zarządzania stroną popytową DSM (ang. Demand Side Management) [24], w myśl której podmioty gospodarcze zajmujące się produkcją i dystrybucją energii elektrycznej, jak i równieŝ organy władzy krajowej czy samorządowej, mają za zadanie uświadamiać społeczeństwo odbiorców energii elektrycznej jego roli w zakresie gospodarki energią i oszczędnego korzystania z zasobów. Wówczas to pojawił się obowiązek znakowania odbiorników energii elektrycznej symbolami A, B,, E oznaczającymi energochłonność danego odbiornika. Odbiorcy

3 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 39 zaczęli uświadamiać sobie, Ŝe odbiornik klasy A (najbardziej energooszczędny) eksploatowany w odpowiednio długim czasie daje wyraźne oszczędności w postaci niŝszego rachunku za energię elektryczną. Na rynku pojawiły się Ŝarówki energooszczędne, a w telewizji pojawiał się obraz przekreślonej Ŝarówki przypominający wyłącz zbędny odbiornik energii elektrycznej. Metody typu DSM rozwinęły się do szerokiej gamy mechanizmów stosowanych w celu lepszego i bardziej racjonalnego gospodarowania energią, w tym energią elektryczną [56]. 2. PRZEGLĄD METOD STEROWANIA POPYTEM NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ Spośród moŝliwych metod sterowania popytem na energię, omówione zostaną te, które mają cechy wspólne z zaproponowaną przez autora nową metodą sterowania zuŝyciem energii elektrycznej Racjonalny Rozdział Ograniczeń Metoda racjonalnego rozdziału ograniczeń RRO [50], bazowała na ankietach opracowywanych w oparciu o nośnik papierowy. W ankietach respondenci (duŝe zakłady przemysłowe 1 ), w horyzoncie czasowym jednego roku, przedstawiali zapotrzebowanie i przewidywany koszt niedostarczonej energii. Następnie ankiety te były przetwarzane na stopniu centralnym, z wykorzystaniem dostępnych wówczas maszyn liczących Odra W obliczeniach poszukiwano minimum funkcji (1) reprezentującej globalne straty K S spowodowane niedoborem mocy P o w zakładach objętych ankietą. Funkcja strat: K S n ( Po ) = K Si( Poi) i= 1 przy załoŝonych łącznych ograniczeniach: n P o = P oi i= 1 (1) (2) 1 Z uwagi na czasochłonność przetwarzania metoda RRO nie dotyczyła odbiorców indywidualnych

4 40 D. Bober W efekcie metoda ta prowadziła do wyznaczenia optymalnego planu wyłączeń, który następnie rozsyłano do zakładów w postaci planowanych wyłączeń dostaw energii elektrycznej. Niewątpliwą zaletą metody RRO jest element centralnego planowania i szacowania globalnego w skali kraju kosztu ograniczeń dostaw mocy. Jednak przetwarzanie danych tą metodą jest obarczone duŝą bezwładnością plany ograniczeń opracowuje się raz w roku i na cały rok, co przy duŝej dynamice gospodarki wolnorynkowej stanowi powaŝny mankament tej metody. Nierzadko jeden rok to czas wzlotu wybranego produktu, pojawienia się tzw gwiazdy hitu na rynku [35], i przedsiębiorstwo produkujące dany produkt, nie uwzględniając w planach ograniczeń mocy wzrostu sprzedaŝy produktu poniesie ponad planowe koszty wynikające z wystąpienia ograniczeń koszt nieosiągniętej sprzedaŝy. Metoda RRO jest mało elastyczna i posiada elementy dyskryminacji przedsiębiorstw wytypowanych w toku planowania ograniczeń mocy. Więcej informacji na temat metody RRO zamieszczono w [21, 50] Stopnie zasilania Podobną do metody racjonalnego rozdziału ograniczeń RRO jest metoda planowego wprowadzania ograniczeń w poborze mocy według stopni zasilania. Metoda ta stosowana jest do dzisiaj. W tabela 1 przedstawiono wykaz dopuszczalnego poboru mocy obowiązujący w okresie 1 września 2006 do 31 sierpnia 2007 w jednym z lubelskich przedsiębiorstw produkcyjnych. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą zostać wprowadzone przez operatora elektroenergetycznego systemu przesyłowego PSE Operator S.A. lub operatora systemu dystrybucyjnego. Działania te regulowane są przez art. 11 Prawa Energetycznego [55], a szczegółowe zasady i tryb wprowadzania ograniczeń określa Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 roku [45]. Plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej określono w stopniach zasilania od 11 do 20. W czasie obowiązywania danego stopnia zasilania obowiązuje pobór mocy do wysokości określonej w tabeli opracowanej przez danego odbiorcę, a tym samym obowiązującej dla niego (np. tabela 1). Stopień 20-sty zasilania określa, iŝ odbiorca moŝe pobierać moc do wysokości minimum niezbędnego dla zapewnienia bezpieczeństwa ludzi i zapobieŝeniu uszkodzeniom obiektów technologicznym. Ograniczenia w poborze mocy są realizowane przez odbiorców, co oznacza, Ŝe to odbiorca decyduje, które urządzenia odbioru w danym czasie wyłączyć, aby utrzymać pobór energii elektrycznej w granicach obowiązującego stopnia.

5 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 41 TABELA 1 Dopuszczalny pobór mocy obowiązujący w jednym z lubelskich zakładów produkcyjnych w latach 2006/2007. Stopień zasilania Pora dnia IX 2006 X 2006 XI 2006 Dopuszczalny pobór mocy [MW] XII 2006 I 2007 II 2007 III 2007 IV 2007 V 2007 VI 2007 VII R VIII 2007 W R W R W R W R W R W R W R W R W R W Źródło: materiały otrzymane w zakładzie produkcyjnym [33] Jest to metoda bardziej liberalna, i pozwala przedsiębiorstwu reagować elastycznie na pojawiające się komunikaty o ograniczeniach mocy zasilania. Omawiane tu przedsiębiorstwo [33] moŝe np. nie reagować na zmianę stopnia zasilania z 12 na 15, po czym dokonać skokowego wyłączenia poboru mocy o 0,6 MW wyłączając takie obiekty jak młyn produkujący mąkę, elewator, który nie będzie miał dokąd podawać zboŝa przy niepracującym młynie. Pozostawi natomiast pracujące obiekty ekstruzji produkującej płatki śniadaniowe, gdyŝ wg wskaźników bieŝącej sprzedaŝy - rynek potrzebuje płatków, a zapas mąki pozwala na ciągłą produkcję. Dodatkowo linia technologiczna ekstrudera pracująca z wyrobami słodzonymi, pod wysokim ciśnieniem i pod wysoką temperaturą ma odpowiednio dłuŝszy czas bezpiecznego wyłączenia (ok. 40 minut) niŝ linie młyna (ok. 5 min) i linie elewatora (ok. 1 min). Niedotrzymanie

6 42 D. Bober bezpiecznego czasu wyłączenia wiązałoby się z uszkodzeniem linii technologicznej, lub z pracochłonnym procesem ręcznego jej oczyszczania. Komunikaty operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego o sto-pniach zasilania, obowiązujących w najbliŝszych 12 godzinach i przewidywanych na kolejne 12 godzin, są komunikatami radiowymi. Tak zwane komunikaty energetyczne emitowane w programie I Polskiego Radia S.A. w godzinach: 7:55 19:55 i obowiązują w czasie określonym w komunikatach. Przykładowa treść komunikatu radiowego: Operator systemu elektroenergetycznego PSE Operator S.A. ogłaszają dla obszaru, od godziny A do godziny B dnia X stopień zasilania P i przewidują od godziny C do godziny D dniay stopień zasilania R. W przypadku konieczności zmiany stopnia zasilania w godzinach innych niŝ podawane komunikaty radiowe, stosowane jest indywidualne powiadamianie odbiorców. Treść powiadomienia indywidualnego ma charakter nadrzędny nad komunikatami radiowymi. Bezwładność sterowania tą metodą wynosi maksymalnie 12 godzin. Charakterystyczny jest tu równieŝ znaczny skok mocy regulacyjnej (patrz tabela 1), przez co metoda ta jest do zastosowania na odpowiednio wyŝszych poziomach hierarchii w strukturze dystrybucji energii elektrycznej Taryfy jako mechanizm sterowania popytem Taryfy sprzedaŝy energii elektrycznej to kolejna metoda sterowania zuŝyciem energii elektrycznej typu DSM. Stosuje się takie konstrukcje, aby odbiorcy nie opłacało się pobieranie energii w określonym czasie zmniejszenie popytu; lub teŝ by zachęcić go do zwiększonego poboru energii w czasie gdy jest ona bardziej dostępna. Do typowych rozwiązań taryfowych w Polsce [49] i na świecie [9] naleŝą taryfy: jednoczłonowe, jedno- i wieloczasowe, które kierowane są do małych uŝytkowników przemysłowych, handlu oraz gospodarstw domowych; wieloczłonowe i wieloczasowe, kierowane do wielkich i średnich odbiorców przemysłowych. Taryfy jednoczłonowe zawierają głównie ceny za energię elektryczną i usługi przesyłowe, taryfy wieloczłonowe uwzględniają równieŝ stawki za moc, przekroczenia mocy, zasilanie rezerwowe, itp. Składnik czasowy w taryfach uwzględnia zmianę ceny energii (taryfy wieloczasowe) w cyklu dobowym,

7 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 43 tygodniowym dni robocze/wolne od pracy, sezonowość zima/lato, lub pozostawia stawkę za jednostkę energii elektrycznej niezmienną (taryfy jednoczasowe) w ciągu całej doby i niezmieniającą się ani w cyklu sezonowym, ani roboczym. Stała cena energii w taryfach jednoczasowych nie stymuluje odbiorcy do zmiany własnych zachowań. Bez względu na porę dnia, czy porę roku, odbiorca za zuŝytą energię konsumpcję czynności z tym związanej zapłaci stałą cenę, niezaleŝnie czy np. pranie wykona w godzinach szczytu obciąŝenia, czy w porze nocnej. Odbiorca rozliczany według taryfy jednoczasowej nie posiada bodźca zachęcającego go do przeniesienia wykonania danej czynności na czas dolin obciąŝenia. Pod względem kształtowania obciąŝenia taryfa wieloczasowa jest bardziej efektywna, gdyŝ dostarcza odbiorcom bodźce cenowe do racjonalizowania zuŝycia energii przeniesienie konsumpcji w czas niŝszych cen, dolin obciąŝenia. Taryfa wieloczłonowa moŝe równieŝ zawierać elementy mobilizujące dostawcę energii elektrycznej do utrzymania wysokiej niezawodności dostaw energii [40], np. taryfa obowiązująca w stanie Wiktoria w Australii [34], uwzględnia współczynnik korekcyjny ceny za niedotrzymanie parametrów niezawodno-ściowych. Rys. 1. ZaleŜność ceny jednostkowej energii elektrycznej poszczególnych typów taryf od udziału ryzyka fluktuacji cen na rynku hurtowym [47] Siła oddziaływania taryfy na kształt krzywej obciąŝenia elektrycznego mierzona jest za pomocą współczynnika elastyczności cenowej popytu 2. W pracy [48] przedstawiono wyniki badań nad elastycznością cenową popytu 2 Elastyczność cenowa popytu na dane dobro, jest definiowana jako stosunek relatywnej zmiany zapotrzebowania na to dobro do relatywnej zmiany jego ceny [35]

8 44 D. Bober odbiorców energii elektrycznej grup taryfowych A23, B23, B22, B21 oraz C22a i C21. Wskazują one na największą elastyczność cenową odbiorców w grupach rozliczanych trójstrefowo. Wskazano, Ŝe elastyczność cenowa popytu dotyczy nie tylko energii elektrycznej, ale jest takŝe cechą popytu na moc umowną poziom mocy zamawianej przez odbiorców. Wskazano równieŝ na brak elastyczności w przypadku odbiorców grupy C, mimo wzrostu realnych stawek za moc popyt wzrastał. Istotną cechą popytu wykazaną w grupach objętych badaniem był brak elastyczności krzyŝowych 3, co jest interpretowane jako brak, ze strony odbiorców, postrzegania energii elektrycznej dostępnej w sąsiednich strefach rozliczeniowych jako dóbr substytucyjnych. Jako przyczyny takiego zachowania wskazano: specyfika odbiorców objętych badaniem, np. rodzaj działalności nie pozwalał przenieść zapotrzebowania na energię w inną część doby, niedostosowanie taryf, zbyt niska rozpiętość stawek, źle dobrany rozkład i długość stref rozliczeniowych, niewłaściwa segmentacja odbiorców. W publikacji [47] podjęto kwestie zaleŝności stawek końcowych za jednostkę energii elektrycznej dostarczanej w ramach poszczególnych grup taryfowych, a ceną energii elektrycznej zakupywanej przez spółki dystrybucyjne na rynku hurtowym. Obrót energią na zasadach konkurencyjności niesie za sobą ryzyko związane ze zmiennością cen. ZaleŜność ceny końcowej stawki taryfowej, od ryzyka ponoszonego przez dostawcę i odbiorcę energii elektrycznej przedstawia rysunek 1. Przyjęto zasadę, Ŝe im wyŝsze ryzyko finansowe dostawcy tym wyŝsza jednostkowa cena sprzedaŝy energii i tak zwana premia za ryzyko. Rozwiązaniem, które w pełni chroni odbiorcę przed fluktuacją cen jest opłata stała, bez względu na ilość zuŝytej energii. Najczęściej ofertę stałą spółki dystrybucyjne kierują do największych odbiorców, którzy ze względu na określony charakter produkcji posiadają ustabilizowany pobór mocy. Brak jest ofert z opłatą stałą dla odbiorców małych o poborze do 100 kwh w roku, gdyŝ wykazują duŝą zmienność w poborze energii, co uniemoŝliwia wyznaczenie stawki opłaty. Ten zarzut podwaŝono w pracy [36], gdzie autorzy przedstawiają wyniki z pilotaŝowego programu objęcia taryfą płaską 500 odbiorców indywidualnych w stanie Georgia, USA. 3 Elastyczność krzyŝowa popytu na dobro a względem ceny dobra b jest relacją pomiędzy względną zmianą zapotrzebowania na dobro a wobec względnej zmiany ceny dobra b. Dodatnia wartość wskaźnika krzyŝowego oznacza traktowanie przez konsumentów dóbr a i b jako dóbr substytucyjnych [35]

9 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 45 Taryfa płaska, stosowana najpowszechniej, gwarantuje stałą cenę jednostkową w ciągu doby i roku. Niewielkie ryzyko odbiorcy jest okupione odpowiednio wyŝszą ceną jednostkową (rys. 1). NajniŜsze ryzyko dostawca energii elektrycznej ponosi w przypadku stosowania taryf dynamicznych [9]. Taryfy dynamiczne konstruowane są najczęściej z wykorzystaniem następujących rozwiązań [47]: dostawca wyróŝnia pewne typy dni (niskich, przeciętnych i wysokich cen, przypisuje im profile ceny i określa częstotliwość występowania w roku. Następnie informuje odbiorcę z wyprzedzeniem, jaki będzie obowiązywał profil w kolejnej dobie. Rozwiązanie takie jest stosowane np. we Francji, gdzie program taryfowy nosi nazwę Tempo [48] i oferuje trzy rodzaje dni: niebieski niskie ceny; biały ceny umiarkowane; czerwony ceny energii wysokie. Odbiorca znając kolor obowiązujący w danym dniu odpowiednio planuje własne zapotrzebowanie na energię elektryczną, dostawca wprowadza do taryfy wielostrefowej dodatkowe stawki dla okresów o wysokich cenach na rynku hurtowym. Odbiorcy są informowani o czasie obowiązywania i wysokości stawki z odpowiednim wyprzedzeniem. W niektórych przypadkach ustalone wysokości stawek są zastępowane cenami z rynku bieŝącego ceny spot [54], dostawca gwarantuje klientom stałe stawki do pewnej ustalonej wielkości zuŝycia energii, a przekroczenie ustalonego poziomu powoduje przejście na rozliczanie w cenach rynku bieŝącego [9], na podstawie historii poboru energii przez danego odbiorcę, ustalana jest dla niego stawka do zapłaty z góry. Ostateczne rozliczenie następuje po umówionym okresie. Za zuŝycie poniŝej poziomu bazowego odbiorca otrzymuje zapłatę równą iloczynowi zaoszczędzonej energii i średniej ceny na rynku bieŝącym. ZuŜycie przekraczające poziom bazowy jest rozliczane wg cen z rynku bieŝącego. Taryfy dynamiczne współistnieją często z automatycznym sterowaniem pracą urządzeń po stronie odbiorców, np. w duŝych biurowcach (ang. Commercial Building) [29, 41]. Aby uniknąć zwiększonych kosztów odbiorcy inwestują w automatykę pozwalającą na sterowanie urządzeniami odbiorczymi np. klimatyzacją, ogrzewaniem, wentylacją, itp. Co znajduje ekonomiczne uzasadnienie w przypadku stosowania przez dostawcę energii elektrycznej taryf czasu rzeczywistego RPT (ang. real-time pricing) [22, 23]. Wówczas dostawca unika ryzyka związanego z wzrostem cen hurtowych energii elektrycznej, a ryzyko nadmiernego wzrostu cen CPP (ang. critical peak proces)

10 46 D. Bober jest przenoszone na odbiorcę. Na rysunku 2 przedstawiono uzasadnienie stosowania mechanizmów pozwalających na zmniejszenie zuŝycia energii przez odbiorcę w przypadku nadmiernego wzrostu jej ceny nabycia. Rys. 2. Taryfy czasu rzeczywistego RTP, niosą w sobie ryzyko nadmiernego wzrostu cen CPP [42] Zespół Center For Energy Economic & Enviromental Policy z Stanowego Uniwersytetu New Jersey, w swym opracowaniu [1] przedstawia model taryf czasu rzeczywistego opracowany dla stanu New Jersey, Stany Zjednoczone. W modelu tym zespół uwzględnił taryfy całkowicie i częściowo dynamiczne, przyjmując parametr RPT na poziomie 20%, 50% i 100%. Badaniem zostały objęte weekendy szczytowe dla lata (sierpień 15-19, 2005) i zimy (styczeń 24-28, 2005). Wskazano w nim na pozytywny wpływ wzrostu udziału odbiorców rozliczanych wg taryfy dynamicznej (rys. 3). Odbiorcy odczuwający wysoką cenę jednostki energii pobieranej w okresach szczytu ograniczają jej pobór, natomiast chętniej wykorzystują tańszą energię w okresie dolin. Wracając do krzywej gradientu ryzyka zmienności cen na ryku hurtowym, (rys. 1), pomiędzy taryfą płaską a taryfami dynamicznymi usytuowane są taryfy: wielostrefowa, i taryfy z wyłączeniem. W taryfie wielostrefowej bieŝące sterowanie popytem jest utrudnione przez ustalanie stawek na dłuŝsze okresy 4 [16]. Pomimo to, taryfa wielostrefowa dostarcza odbiorcom bodźców do 4 W polskim systemie taryf wszelkie zmiany stawek wymagają akceptacji Prezesa URE [44], co dodatkowo wydłuŝa bezwładność sterowania.

11 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 47 Rys. 3. Oddziaływanie taryf dynamicznych na kształt krzywej zapotrzebowania na energię elektryczną [1] ograniczania zuŝycia w szczytach obciąŝenia i zwiększonego korzystania z energii w okresach niskich cen doliny obciąŝenia. PoniewaŜ takie rozwiązanie nie uwzględnia rzeczywistej zmienności kosztów dostawy energii, dostawca uwzględnia to w odpowiednio wyŝszej od taryfy dynamicznej cenie jednostki energii. Innym sposobem zabezpieczenia się dostawcy przed nadmiernym wzrostem cen energii na rynku hurtowym jest umowa z odbiorcą energii o czasowym wyłączaniu odbioru poprzez sterowanie urządzeniami po stronie odbiorcy [47]. Taryfa z wyłączeniem to połączenie taryfy płaskiej, lub wielostrefowej, ze sterowaniem urządzeniami u odbiorcy. W umowie z klientem zamieszczana jest klauzula, w której odbiorca akceptuje przerwy w dostawie całości lub części pobieranej mocy albo sam zgadza się ograniczyć pobór mocy na Ŝądanie dostawcy [10]. Czas trwania wyłączeń jest uzgodniony i przypada na okresy wysokich cen energii na rynku hurtowym lub okresy niskiej niezawodności systemu elektroenergetycznego [49]. Miarą atrakcyjności danego dobra i odniesienie popytu na nie w zaleŝności od ceny tego dobra jest elastyczność cenowa popytu. W publikacji [47] zamieszczono wyniki badań elastyczności cenowej grup taryfowych G11 i G12. Analiza obejmuje lata dla dwu krajowych spółek dystrybucyjnych oznaczonych przez autorkę symbolami ZE1 i ZE2. Na

12 48 D. Bober podstawie badań autorka wysuwa ciekawe wnioski, z których najistotniejsze przytoczono poniŝej: badania podatności grup taryfowych G11 i G12 wymagają większej wiedzy o odbiorcach, tj. znajomości indywidualnych profili zuŝycia oraz wyposaŝenia w odbiorniki elektryczne, niskie elastyczności cenowe popytu na energię w grupach objętych badaniem, wskazują, Ŝe sterowanie popytem przy uŝyciu taryf powinno być wspierane przez inne narzędzia DSM, w szczególności doinformowanie społeczeństwa i zastosowanie środków technicznych. Wnioski te znajdują odniesienie w proponowanym przez autora niniejszej pracy modelu sterowania zuŝyciem energii elektrycznej poprzez hierarchiczny system sterowania dostępnością trybów zasilania w lokalizacji odbiorcy. Bogaty zasób prac badawczych nad wpływem róŝnego rodzaju taryf energii elektrycznej na kształtowanie krzywej popytu wykonano na gruncie amerykańskim [1, 4, 9, 10, 23, 36, 37], co wskazuje na wagę tego problemu w warunkach urynkowienia, a zatem począwszy od 1 lipca 2007, zagadnienia te stało się istotne równieŝ dla polskiego odbiorcy. Szersza analiza zagadnienia prowadzona jest równieŝ na stronach serwisów tematycznych [12, 17] Wirtualne elektrownie regulacyjne Wirtualne elektrownie regulacyjne (WER lub VPP z ang. Virtual Power Plants) [18, 25] są kolejną metodą aktywnego oddziaływania na stronę popytową bilansu mocy systemu elektroenergetycznego. W metodzie WER stosuje się dedykowane systemy informatyczne komunikujące się ze ściśle określonymi odbiornikami energii elektrycznej, o odpowiednio duŝej mocy po stronie klienta. Najczęściej wskazywane są tutaj odbiorniki akumulacyjne, które bez większego uszczerbku dla komfortu uŝytkowania mogą być sterowane przez zewnętrznego operatora. W przypadku potrzeby pozyskania mocy regulacyjnej ze strony popytowej, odłącza się te odbiory. Tym sposobem kompensuje się zwiększone zapotrzebowanie na moc w innym obszarze systemu elektroenergetycznego. Zasada działania wirtualnej elektrowni jest podobna, mianowicie: wirtualna elektrownia dysponuje mocą równą sumie mocy zarejestrowanych urządzeń po stronie odbiorcy energii elektrycznej, w sytuacji wymagającej pozyskania owej mocy wirtualna elektrownia za pomocą łącz komunikacji elektronicznej załącza lub odłącza urządzenia po stronie odbiorcy, w ten sposób wprowadzając lub wyprowadzając moc z systemu elektroenergetycznego.

13 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 49 Funkcjonalność regulacyjna wirtualnych elektrowni pozwala na zmniejszenie w określonych miejscach zapotrzebowania na energię elektryczną. Zaoszczędzona energia posiada wiele zalet w porównaniu do wyprodukowanej (np. brak konieczności jej przesyłu). Jednostkę zaoszczędzonej w ten sposób energii elektrycznej określa się mianem negawatu. Przykładem praktycznego zastosowania wirtualnych elektrowni negawatowych jest system zwany VNPP(R) zainstalowany w Chicago, USA, który to system tamtejsze zakłady energetyczne stosują do szerokiego zakresu kontroli komercyjnych, przemysłowych i rządowych instalacji oświetleniowych, stosując od komunikacji elektronicznej bezpieczne protokoły sieci Internet. W Polsce przykładem wirtualnej elektrowni regulacyjnej jest projekt PELP [19]. Spotyka się równieŝ finansową odmianę wirtualnych elektrowni regulacyjnych, gdzie w obrocie nie występuje jednostka mocy MW, a zastępuję się ją wymiarem kwotowym wynikającym ze zwiększonego kosztu pozyskania energii elektrycznej w określonym horyzoncie czasowym [58]. Tu stroną obrotu staje się instytucja finansowa, która w rzeczywistości ubezpiecza podmiot obrotu energią na wypadek nagłego wzrostu cen. Przykład modelu biznesowego wirtualnej elektrowni przestawia rys. 4. Rys. 4. Model biznesowy wirtualnej elektrowni regulacyjnej [31]

14 50 D. Bober Koncepcja WER promowana jest przez entuzjastów [3, 19], którzy dopatrują się w niej moŝliwości osiągnięcia obopólnych korzyści wynikających z właści-wszego zarządzania dostępną mocą: dostawca energii nie ponosi kosztów błędu prognozy oraz posiada mechanizm reagowania w sytuacji awarii; odbiorca natomiast moŝe taniej eksploatować swoje urządzenia przy praktycznie nieodczuwalnym spadku komfortu uŝytkowania urządzeń zarządzanych przez dostawcę. Jednak wobec rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną oraz wzrostu wraŝliwości odbiorników na przerwy w zasilaniu metody WER w obecnej postaci mogą okazać się niewystarczające [30]. Prezentowana w artykule koncepcja trybów zasilania jest w wielu miejscach zbieŝna, choć niezaleŝna 5, z metodami WER. Wiele spośród zalet metod WER pozostaje aktualna równieŝ w przypadku modelu trybów zasilania i hierarchicznego sterowania zuŝyciem energii elektrycznej. Metoda trybów zasilania obejmuje wszystkie odbiorniki energii elektrycznej po stronie odbiorcy, a nie jak w przypadku WER tylko wybrane. Następuje unifikacja pojęcia urządzenia funkcjonującego pod kontrolą operatora zewnętrznego. Takim urządzeniem moŝe być kaŝdy odbiornik energii elektrycznej niezaleŝnie od jego mocy znamionowej, steruje się całą grupą urządzeń zasilanych w ramach danego trybu. Odbiorca ma moŝliwość dynamicznego konfigurowania odbiorników wchodzących w skład danej grupy Priorytetowanie wewnętrznych linii zasilających Koncepcja metody prezentowana jest m. in. w [51]. W pracy tej autor wskazuje na potrzebę wydzielenia w obwodach odbiorcy grup odbiorów wg nomenklatury UPS: uprzywilejowanych, preferowanych, standardowych. Obwody te mogły by być odłączane przez dedykowane systemy informatyczne w zaleŝności od pojawiającego się deficytu energii elektrycznej w systemie elektroenerge-tycznym. NajwaŜniejsze odbiorniki uprzywilejowane posiadały by alternatywne źródła zasilania (generatory, akumulatory). Urządzenia uprzywilejowane zasilane były by obwodem o podwyŝszonej dostępności energii elektrycznej. Urządzenia zasilane z obwodów standardowych były by odłączane w pierwszej kolejności w przypadku deficytu energii elektrycznej. Jest to koncepcja kierowana głównie do duŝych odbiorców oraz uwzględnia integrację systemów informatycznych na potrzeby monitoringu wszystkich dostępnych mediów (energia elektryczna, woda, gaz). 5 W czasie opracowywania prezentowanych rozwiązań nie były autorowi znane jeszcze metody WER, informacja na temat wirtualnych elektrowni regulacyjnych została pozyskana na jednej z krajowych konferencji, podczas dyskusji jaką wzbudził prezentowany przez autora model trybów zasilania [7].

15 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 51 Jest to koncepcja bardzo zbieŝna z metodą trybów zasilania. Wskazuje równieŝ na potrzebę wydzielania nadmiarowych wewnętrznych obwodów zasilających w lokalizacji odbiorcy. RóŜni się jednak co do definicji grup odbiorników priorytetowanych oraz definicji i zasady działania trybów zasilania. 3. TRYBY ZASILANIA Dokonany w poprzednim rozdziale przegląd metod sterowania zuŝyciem energii elektrycznej z jednej strony wskazuje na waŝkość zagadnień związanych ze sterowaniem popytem na energię, z drugiej strony ma być tłem do przedstawienia autorskiej koncepcji metody sterowania zuŝyciem energii elektrycznej poprzez tryby zasilania Definicja modelu trybów zasilania Wielkość fizyczną E, oznaczająca ilość dostarczonej i zuŝytej energii elektrycznej, wiąŝe się z wielkością abstrakcyjną ρ oznaczającą ryzyko niedostarczenia tej energii. Zatem tryb zasilania TR, jest złoŝeniem dwu składowych: ( E, ρ) TR= g (3) Natomiast składowa E reprezentuje tu klasyczne podejście do zagadnienia zuŝycia energii elektrycznej przez urządzenia odbiorcze, opisane równaniem (4). E ikl = n j= 1 Pj t' j' (4) Dla uproszczenia rozpatrywany teraz będzie pojedynczy i-ty odbiorca energii elektrycznej, posiadający n urządzeń zasilanych energią elektryczną. W dalszej części rozdziału, przedstawione zostanie autorskie podejście do sterowania zuŝyciem energii elektrycznej, wówczas wyprowadzone rozwiązania zostaną uogólnione na m odbiorców energii elektrycznej. Klasyczne podejście do zasilania, reprezentujące zuŝycie energii elektrycznej w danym okresie t przez i-tego odbiorcę końcowego jest równe sumie mocy n urządzeń naleŝących do odbiorcy oraz pobierających energię

16 52 D. Bober Rys. 5. Podział strumienia energii elektrycznej na poszczególne tryby zasilania. Objaśnienia: Wn węzeł nadrzędny (dostawca); Wp węzeł podrzędny (odbiorca); SE sieć elektroenergetyczna dystrybucji energii elektrycznej; Kanał sterowania dwukierunkowy kanał przesyłu komunikatu elektronicznego w formacie XML, np. Internet [8] w tym czasie, przemnoŝonej przez czas załączenia kaŝdego z urządzeń (4), oraz czas pracy j-tego urządzenia t j przypada na badany okres t: gdzie: E ikl n P j t j t ' t j t (5) energia elektryczna zuŝywana przez -tego odbiorcę, podejście klasyczne liczba urządzeń zasilanych energią elektryczną u badanego odbiorcy; czas pracy danego urządzenia przypadający na badany okres; czas pracy danego urządzenia przypadający na badany okres; okres za jaki badane jest zuŝycie energii elektrycznej. Składowa ryzyka ρ z równania (3) wymaga omówienia. Jej powiązanie ze zuŝyciem energii elektrycznej przez urządzenia odbiorcze jest kluczowe dla wprowadzenia pojęcia trybów zasilania. Ryzyko ρ, przyjmuje wartości z zakresu 0 do 1. Wielkością przeciwstawną do ryzyka jest pewność zasilania σ: σ = 1 ρ (6) WyraŜając pewność zasilania w procentach, zasadne jest stwierdzenie: nigdy nie moŝna zapewnić stuprocentowej pewności zasilania, zatem ryzyko niedostarczenia energii, choć minimalizowane, jest składnikiem kaŝdego z trybów zasilania. Gradacja wynikająca z zmniejszającego się stopnia ryzyka

17 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 53 niedostarczenia energii, moŝe znaleźć przełoŝenie na liczbę l trybów zasilania oferowanych odbiorcy energii elektrycznej: ( E, ); k = 1, 2 l TRk = g ρ k,..., (7) gdzie: TR k - k-ty tryb zasilania, ρ k - ryzyko niedostarczenia energii elektrycznej w k-tym trybie zasilania l - liczba trybów zasilania W dalszych rozwaŝaniach stosowane będą k=3 tryby zasilania. Wówczas uproszczony model zasilania TR 3 poprzez tryby zasilania ma postać opisaną równaniem (8). TR = TRe+ TRs+ TRp (8) Ponadto poszczególnym trybom nadano nazwy znaczeniowe: tryb ekonomiczny TRe (ang. economic) oznaczający zasilanie odbiorników energią elektryczną o obniŝonej cenie jednostkowej zakupu w stosunku do zasilania standardowego. ObniŜenie ceny jednostkowej sprzedaŝy energii elektrycznej przez dostawcę jest moŝliwe, gdyŝ przenosi on na odbiorcę część ryzyka związanego z niedostarczeniem energii elektrycznej. Odbiorca energii elektrycznej decydujący się na zasilanie swych urządzeń tańszą energią elektryczną, winien uwzględnić ryzyko czasowego zaniku zasilania w trybie TRe. Tryb ekonomiczny jest przeznaczony dla urządzeń o najmniejszej istotności funkcji przez nie pełnionych, lub urządzeń dobrze znoszących chwilowe braki zasilania, tryb standardowy TRs (ang. standard) odpowiadający obecnie panującym warunkom zasilania, obecnemu sposobowi naliczania cen, a tym samym i ryzyku wynikającego z zachowania pewności zasilania. Tryb standardowy jest o tyle istotny, Ŝe z definicji, obecnie odbiorcy energii elektrycznej zasilani są według standardowego trybu zasilania. Zatem, jeŝeli proponowana metoda sterowania zuŝyciem energii elektrycznej zostanie zaimplementowana przez zainteresowany podmiot obrotu energią elektryczną, wówczas na największe zuŝycie energii elektrycznej przez odbiorców tego podmiotu będzie przypadało na tryb TRs. Z czasem jak odbiorcy zainteresują się zróŝnicowaniem stopni pewności zasilania swych urządzeń i zróŝnicowania poziomów ponoszonych z tego tytułu kosztów, udział trybów TRe i TRp zacznie wzrastać,

18 54 D. Bober tryb chroniony TRp (ang. protect) pozwala na zasilanie urządzeń odbiorczych energią elektryczną o podwyŝszonym standardzie jakości, tzn. pewności zasilania. W domyśle jest to tryb przeznaczony dla zasilania urządzeń pełniących najistotniejsze funkcje w odczuciu ich uŝytkowników (odbiorców energii elektrycznej) oraz urządzeń wraŝliwych na zaniki zasilania. Z uwagi na podwyŝszone parametry jakościowe poprzez przeniesienie ryzyka związanego z niedostarczeniem energii elektrycznej na dostawcę, naleŝy oczekiwać Ŝe dostawca będzie Ŝądał odpowiednio wyŝszej ceny jednostkowej za energię elektryczną dostarczoną w trybie chronionym TRp Tryby zasilania w sytuacji niedoboru mocy w systemie elektroenergetycznym W roku 2006 przeprowadzono badania ankietowe nad zagadnieniem funkcji istotności pełnionych, w indywidualnym odczuciu ich właścicieli, przez urządzenia zasilane energią elektryczną znajdujące się w gospodarstwach domowych [5]. Z puli zebranych i poprawnie zweryfikowanych 945 głosów otrzymano wynik wskazujący na istnienie potencjału sterowalności w grupie odbiorców indywidualnych (rys. 6). Rys. 6. Podział wolumenu posiadanych przez respondentów urządzeń odbiorczych energii elektrycznej wg stopnia istotności pełnionych funkcji [8]

19 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 55 Wyznaczona dla takiej struktury przydziału trybów zasilania dla poszczególnych urządzeń w gospodarstwach domowych respondentów, przy załoŝonych uproszczeniach mocy znamionowych urządzeń, struktura zuŝycia energii elektrycznej wygląda następująco (rys. 7): Rys. 7. Struktura poszczególnych trybów zasilania w estymowanym średniorocznym zuŝyciu energii elektrycznej w gospodarstwach domowych objętych badaniem [7, 8] Do wprowadzenia w Ŝycie proponowanej metody sterowania, oprócz aspektów technicznych [6], konieczne jest jeszcze stworzenie mechanizmów zachęcających odbiorców do przejścia na nowy model zasilania. Wymiar finansowy winien być jednym z elementów tego mechanizmu Propozycja taryf na energię elektryczną zuŝywaną w modelu trybów zasilania Zastosowanie modelu zasilania odbiorców poprzez tryby zasilania, daje dostawcy moŝliwość przerzucenia na odbiorców części ryzyka związanego z zapewnieniem ciągłości dostaw. Dostawca powinien część zysku wynikającego z obniŝenia u siebie tego ryzyka przenieść na odbiorców energii elektrycznej, poprzez obniŝenie wynikowej ceny eksploatacji energii elektrycznej w trybie ekonomicznym [8]. Odbiorca zasilając swe urządzenia w trybie ekonomicznym tanio je eksploatuje (niski koszt zasilania) musi jednak uwzględniać chwilowe zaniki zasilania dla tych urządzeń. Dostawca natomiast niŝsze przychody z tytułu sprzedaŝy energii elektrycznej w trybie ekonomicznym rekompensuje sobie poprzez kontrolowane odłączanie zasilania urządzeń pracujących w tym trybie w godzinach deficytu mocy w systemie SE, a tym samym obniŝa koszty swego funkcjonowania. Aby jednak odbiorca mógł przeprowadzić rachunek ekonomiczny ewentualnej inwestycji w zmianę swojego zapotrzebowania na

20 56 D. Bober energię elektryczną celem dostosowania się do eksploatowania trybu ekonomicznego (w tym: zakup nowych urządzeń, remont mieszkania, zmianę organizacji pracy, itp.), konieczne jest jasne i szczegółowe sprecyzowanie warunków zasilania w energię elektryczną trybu TRe oraz upustów cenowych dotyczących tego trybu. Tu właściwym wydaje się skorzystanie z doświadczenia innych krajów w tym zakresie: przykład niemiecki [26]: dostępna jest taryfa, która oferuje odbiorcy końcowemu energię elektryczną po cenie niŝszej niŝ standardowa, jednak odbiorca musi się liczyć z występującymi cyklicznie przerwami w dostawach prądu. Czas trwania przerwy jest ściśle limitowany (nie dłuŝej niŝ 2h) oraz przerwa pomiędzy kolejnymi przerwami nie moŝe być krótsza niŝ dwukrotność czasu przerwy, ale równieŝ nie krócej niŝ 1 h, liczba wyłączeń na odbiorcę maksymalnie w ciągu doby moŝe wystąpić trzykrotnie. O zainteresowaniu tą taryfą moŝe świadczyć fakt, Ŝe na rynek niemiecki produkowane są urządzenia, które potrafią pracować wg charakterystyki taniej taryfy, bez utraty komfortu uŝytkowania urządzenia. Przykładem takiego urządzenia moŝe być pompa ciepła firmy Veissmann [26] s.42, przykład francuski [47]: gdzie dostępna jest taryfa kolorowa, w której dostawca energii elektrycznej wyróŝnia typy dni, oznacza je kolorami, przypisuje profile cenowe i określa częstość występowania w roku, a następnie z wyprzedzeniem informuje jaki dzień będzie obowiązywał w kolejnej dobie. Pozwala to odbiorcom dostosować własne zaporzebowanie na energię elektryczną poprzez odpowiednie planowanie prac związanych z zwiększonym jej zuŝyciem. Odpowiednio inną strukturę cenową powinny mieć taryfy obsługujące tryb chroniony TRp. Tryb ten wymusza na dostawcy energii elektrycznej zapewnienie zasilania dla urządzeń odbiorcy pracujących w tym trybie, nawet w sytuacji wysokiego deficytu mocy w systemie elektroenergetycznym. Dostawca musi zapewnić sobie odpowiednio wyŝszy poziom dostępnej mocy, tak aby zasilić urządzenia odbiorcy pracujące w trybie TRp. Tym samym ponosi wyŝsze koszty funkcjonowania [27, 32], które zapewne nie pozostaną bez wpływu na cenę jednostkową energii elektrycznej zuŝywanej przez urządzenia pracujące w trybie chronionym. Odbiorca ma więc świadomość, Ŝe zapewniając wybranym urządzeniom zasilanie niezaleŝne od chwilowych deficytów mocy w SE, ponosi z tego tytułu wyŝszy koszt ich eksploatacji. To czy koszt ten jest zbyt wysoki czy nie, pozostaje do indywidualnej oceny odbiorcy energii elektrycznej [2], dla którego cena jednostkowa energii elektrycznej dostarczanej w trybie chronionym TRp jest równowaŝona przez koszt alternatywny, tj. straty wynikające z niedostarczenia energii elektrycznej do wybranych urządzeń.

21 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 57 Z uwagi na dynamiczny charakter zmian kosztów właściwym wydaje się by wzorem taryf funkcjonujących w Stanach Zjednoczonych, zastosować ceny czasu rzeczywistego RTP (ang. Real Time Pricing) [1, 9, 29, 43, 57].Tryb standardowy TRs występuje obecnie i proponuje się aby charakterystyka cenowa tego trybu została poddana tym samym konstrukcjom wg. których definiowane są obecne taryfy sprzedaŝy energii elektrycznej Podobieństwo i róŝnice z metodami obecnie znanymi Zmieniony model zasilania odbiorcy w energię elektryczną poprzez tryby zasilania czerpie z innych znanych obecnie metod. PoniŜej zamieszczono opisy podobieństw i róŝnic do metod opisanych w rozdziale 2. Taryfy wielostrefowe Ryzyko niedostarczenia energii elektrycznej, najwyŝsze w trybie ekonomicznym, w zamyśle autora oznacza równieŝ operacyjne oddziaływanie na zachowanie odbiorcy energii elektrycznej. MoŜe bowiem okazać się, Ŝe uruchomianie dodatkowych źródeł energii elektrycznej, szczególnie w okolicach szczytu obciąŝenia, jest nieuzasadnione ekonomicznie, a odłączenie części odbiorów zasilanych w trybie ekonomicznym TRe, pozwoli uniknąć konieczności uruchomiania tych mocy. Natomiast odbiorca zachęcony czynnikiem ekonomicznym przeniesie daną czynność w doliny obciąŝenia, gdzie tryb ekonomiczny będzie zapewniał zasilanie. Pod tym względem proponowana metoda trybów zasilania jest podobna do popytowej funkcji taryf wielostrefowych [47], gdzie poprzez zróŝnicowanie ceny energii w godzinach dolin i szczytów obciąŝenia, zachęca się odbiorcę do zmiany jego przyzwyczajeń. RóŜnica polega jednak na tym, Ŝe taryfy obecnie stosowane w Polsce na sztywno określają granice stref. Metoda trybów zasilania oferuje trzy zróŝnicowane ceny jednostkowe jednocześnie, natomiast w trybie rzeczywistym (on-line) steruje moŝliwością korzystania z tych cen przez odbiorcę. Kolorowe taryfy, Francja Tryby zasilania z uwagi na dynamicznie zmieniające się warunki eksploatacji energii elektrycznej w poszczególnych trybach moŝna porównać do systemu stosowanego we Francji. Obowiązują tam taryfy kolorowe: biała, niebieska, czerwona, które określają wysokość ceny za jednostkę zuŝywanej w danym dniu energii. Operator określa kolor obowiązujący na następny dzień, oraz jaki jest prognozowany na dzień kolejny po nadchodzącym. W ten sposób

22 58 D. Bober odbiorcy świadomie mogą włączać duŝe odbiorniki energii elektrycznej, lub przekładać zamierzone prace na dzień kolejny. Model trybów zasilania pozwala na eksploatację nadwyŝek mocy pojawiających się dynamicznie w systemie elektroenergetycznym. Informacja o taniej energii moŝe być dystrybuowana juŝ po czasie replikacji informacji w systemie elektronicznym, opracowanym według modelu hierarchicznego systemu sterowania. Taryfy czasu rzeczywistego, Stany Zjednoczone Z uwagi na postulowaną metodę taryfikowania energii elektrycznej zuŝywanej w trybie chronionym, występuje tu podobieństwo do metody stosowanej w Stanach Zjednoczonych [1, 9, 43]. Podobieństwo dotyczy równieŝ wskazania na zautomatyzowanie procesu odpowiedzi odbiorcy energii elektrycznej na sygnały dotyczące zmiany warunków dostarczania energii elektrycznej. W Stanach Zjednoczonych duzi odbiorcy energii elektrycznej, tzw. Comercial Buildings, inwestują w systemy informatyczne automatycznego dostosowywania poziomu poboru mocy w sytuacji nadmiernego wzrostu cen CPP [41, 42, 57]. Hierarchiczny system sterowania zuŝyciem energii elektrycznej równieŝ ma umoŝliwić taką funkcjonalność. Natomiast w przeciwieństwie do wyspowych systemów budynków komercyjnych, które same zawiadują pracą budynku, a na zewnątrz sięgają jedynie z zapytaniem o cenę energii elektrycznej, model hierarchicznego systemu sterowania umoŝliwia integrację wszystkich elementów hierarchii systemu dystrybucji energii elektrycznej objętego sterowaniem. Wirtualne elektrownie regulacyjne Koncepcja wirtualnych elektrowni regulacyjnych WER [3, 19] jest bardzo bliska modelowi trybów zasilania. NaleŜy jednak podkreślić, Ŝe w publikacjach omawiających WER, wskazuje się głównie na kilka typowych duŝych odbiorników energii elektrycznej (głównie piecy grzewczych), dla których przewiduje się zastosowanie automatyki pozwalającej na zdalną kontrolę zasilania tych odbiorników i tym samym dysponowania sumaryczną mocą tych urządzeń jako mocą regulacyjną. Model trybów zasilania wykracza poza ramy wskazywane w WER, gdyŝ stanowią one swego rodzaju interfejs porozumienia pomiędzy odbiorcami a dostawcami energii elektrycznej. Dostawca energii elektrycznej nie wnika w to jakie urządzenia odbiorcze po stronie odbiorcy pracują w poszczególnych trybach oraz nie musi indywidualnie nimi zarządzać. Dostawca zarządza sumarycznymi mocami przypadającymi na poszczególne tryby zasilania. To, które tryby zasilania zostaną oddane pod kontrolę dostawcy jest juŝ elementem oddzielnych umów. Odbiorca zaś chcąc pozyskać moŝliwość obniŝenia kosztów eksploatowania energii elektrycznej

23 Sterowanie popytem na energię elektryczną w sytuacjach niedoboru mocy 59 poprzez aktywne uczestnictwo w bilansie mocy regulacyjnej dostępnej dostawcy, nie jest ograniczony do kilku typów urządzeń, które oddaje pod kontrolę dostawcy. Tu odbiorca moŝe dowolną ilość z pośród swoich odbiorników podłączyć do trybu zasilania objętego sterowaniem. Stopnie Zasilnia Koncepcyjnie tryby zasilania są bliskie zasadom funkcjonowania stopni zasilania, które w przemyśle funkcjonują do dziś (patrz podrozdział 2.2). Tryby zasilania równieŝ wprowadzają stopniowanie poziomów zuŝycia energii elektrycznej, poprzez podział strumienia energii elektrycznej. W przypadku potrzeby ograniczanie zuŝycia następuje przykręcanie kurka i ograniczanie strumienia zuŝywanej energii elektrycznej poprzez wyłączanie kolejnych trybów z eksploatacji. Stosując uproszczony model zasilania odbiorców indywidualnych poprzez tryby zasilania TR 3 utyskuje się moŝliwość stosowania czterech stopni zasilania odbiorcy: ST.3 zasiane są wszystkie tryby ST.2 następuje odłączenie zasilania od urządzeń pracujących wg trybu ekonomicznego (najmniej waŝne urządzenia) ST.1 następuje odłączenie zasilania od urządzeń pracujących wg trybu standardowego (urządzenia niepełniące funkcji najistotniejszych dla odbiorcy energii elektrycznej) ST.0 całkowity brak zasilania, nie pracują równieŝ urządzenia zasilane wg trybu chronionego. Rozszerza to znacznie liczebność stopni zasilania dla odbiorcy indywidualnego, z dwu dostępnych obecnie: 0 brak zasilania i 1 jest zasilanie. Racjonalny Rozdział Ograniczeń Metoda RRO opracowywana w latach 80 ubiegłego wieku [50], słuŝyła takiemu wyznaczeniu podziału puli wymaganego ograniczenia mocy pomiędzy przedsiębiorstwa państwowe, aby koszt tych ograniczeń był zminimalizowany (patrz podrozdział 2.1). Tryby zasilania czerpią z tej definicji i minimalizują koszt niedostarczenia energii elektrycznej, ale w skali wszystkich odbiorców objętych sterowaniem. To odbiorca dokonuje oceny istotności funkcji pełnionych przez jego poszczególne urządzenia, a następnie eksploatuje je w trybach wg gradacji wartości tej funkcji. Tryby zasilania zapewniają zachowanie stopniowania ograniczania mocy z utrzymaniem moŝliwie jak najdłuŝej zapewnienia energii elektrycznej do urządzeń najistotniejszych.

24 60 D. Bober 3.5. Zalety i wady proponowanej metody sterowania Wprowadzenie trybów zasilania sprowadza funkcję bieŝącego monitoringu zdolności (podatności) węzłów podległych na sterowanie do monitoringu poboru energii elektrycznej w ramach poszczególnych trybów zasilania. Upraszcza to równieŝ funkcję ewidencji bieŝącego zuŝycia energii elektrycznej przez węzły podległe, sprowadzając ją do prostej sumy strumieni (8) energii zuŝywanej w ramach poszczególnych trybów zasilania. Wprowadzenie trybów zasilania poprawia teŝ czytelność funkcji sterowania i jej odbiór (zrozumienie) przez uŝytkowników energii elektrycznej. Wprowadzenie trybów zasilania jest stosunkowo łatwe w implementacji. Nie wymaga rozbudowy istniejącej infrastruktury sieci dystrybucyjnych, wszystkie tryby zasilania mogą być realizowane z jednego kabla po stronie pierwotnej. Funkcję sterowania pracą poszczególnych trybów moŝe pełnić odpowiednio zmodyfikowany licznik energii elektrycznej, lub odpowiednie urządzenia z nim współpracujące. Tryby zasilania mogą być równieŝ uŝyteczne w sytuacji zagroŝenia awarią systemową. Gradient wstępnego blackoutu (fazy przed backoutem) jest jak najbardziej do zmierzenia i jeŝeli zostaną rozpoznane przesłanki wskazujące na potrzebę ograniczenia popytu na energię elektryczną, tryby zasilania oraz hierarchiczny system sterowania zuŝyciem energii elektrycznej dostarcza mechanizm rozproszonej regulacji popytu jest jeszcze na to czas by nie dopuścić do awarii systemowej. Czas blackoutu z uwagi na nagły przebieg samego zjawiska nie pozwala na przeprowadzanie działań sterowania poprzez hierarchiczny system sterowania zuŝyciem energii elektrycznej. Tu juŝ działa automatyka zabezpieczeniowa systemu elektroenergetycznego. Po backoutcie następuje najtrudniejsza faza przywracanie pracy systemu, gdzie wspomniana automatyka zabezpieczeniowa nie pozwala załączać danych odcinków systemu elektroenergetycznego bez wcześniejszego uzyskania przezeń stabilnych parametrów pracy. Tu niestety odbiorcy energii elektrycznej nie wspomagają tego procesu. Często ich odbiorniki energii elektrycznej pozostają załączone i tym samym doprowadzają do ponownego przeciąŝania linii przy próbie jej załączenia. Tu zastosowanie ograniczonego dostępu do trybów zasilania, tylko dla urządzeń o najwyŝszym priorytecie, skutkowałoby stabilniejszą pracą systemu elektroenergetycznego. Szybsze dostarczenie energii do urządzeń pełniących najistotniejsze funkcje wcześniejszą ich stabilną pracę co znacznie zmniejsza skutki i koszty awarii systemowej. Stabilniejsza praca systemu elektroenergetycznego w fazie