Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze SIECI 2004 V Konferencja Naukowo-Techniczna

Transkrypt

1 Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze SIECI 2004 V Konferencja Naukowo-Techniczna Politechnika Wrocławska Instytut Energoelektryki Józef LORENC Politechnika Poznańska, Instytut Elektroenergetyki, Poznań, ul. Piotrowo 3a jozef.lorenc@put.poznan.pl Jarosław KAŁUŻNY Grupa Energetyczna ENEA S.A., Poznań, ul. Panny Marii 2 jaroslaw.kaluzny@enea.poznan.pl OCENA WYBRANEGO OBSZARU MIEJSKIEJ SIECI 15 kv W ZAKRESIE MOŻLIWOŚCI I POTRZEB STEROWANIA POPYTEM NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W artykule zaprezentowano osiągnięcia autorów w badaniach miejskiej sieci 15 kv w zakresie podatności na sterowanie popytem na energię elektryczną oraz przedstawiono metodę badania zmienności obciążenia dobowego wykorzystującą stopień wyrównania obciążenia podstawowego i stopień obciążenia podstawowego. Metoda ta dzięki wartościom progowym badanych stopni, pozwala na rozgraniczenie przebiegów o obciążeniu równomiernym od pozostałych. Zaletą takiego podejścia jest możliwość wyselekcjonowania z całej sieci danej spółki dystrybucyjnej obszarów o nierównomiernym obciążeniu dobowym. Kryteria badań mogą być uzupełnione o stopień wyzyskania obciążenia podstawowego, który określa stan sieci elektroenergetycznej pod kątem możliwości wdrożenia programów sterowania popytem. Dla potrzeb prowadzenia badań w zakresie zmienności obciążenia oraz wyboru ciągów zasilających podatnych na sterowanie popytem opracowano program komputerowy będący narzędziem wspomagającym procesy analizy i obliczeń. W końcowej części referatu przedstawiono wyniki badań wykonanych dla elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej miasta Poznania. 1. WPROWADZENIE Zagadnienia związane ze sterowaniem popytem na energię elektryczną i moc elektryczną oraz z wdrażaniem różnych programów DSM od kilkunastu lat są obiektem rosnącego zainteresowania w wielu krajach [4, 7, 10, 11]. Również Polska jest krajem, który ma już za sobą pewne doświadczenia w zakresie wprowadzania programów DSM. Jest też znacząca liczba pozycji krajowej literatury z tego obszaru [1, 2, 3, 5, 6, 8]. Jednak krajowe rezultaty w zakresie wdrożeń programów DSM w porównaniu do wysokorozwiniętego świata są praktycznie niezauważalne. Pewne uregulowania gospodarki energetycznej, struktury instytucjonalne a także struktury własnościowe nie są do końca określone i dlatego też polska elektroenergetyka nie wykorzystuje w pełni dużej rezerwy (tkwiącej szczególnie w zasobach popytowych) do zmniejszenia kosztów funkcjonowania gospodarki energetycznej kraju. Oznacza to z kolei, że nie są również znane kategorie korzyści, jakie firmy energetyczne mogłyby osiągnąć na różnych polach działalności gospodarczej [12]. Powoduje to, że dokonanie oceny projektów DSM jest trudne w realiach polskiej gospodarki energetycznej. Prognozowany przez spółkę dystrybucyjną wzrost zapotrzebowania energii na danym obszarze zaspokajany może być bądź poprzez rozbudowę systemu elektroenergetycznego, bądź poprzez zmniejszenie zużycia energii u istniejących odbiorców energii elektrycznej [14]. To drugie działanie wiąże się ściśle ze strategią projektów DSM. Dystrybutor energii elektrycznej jest najbliżej odbiorcy, ma pełne rozeznanie jego potrzeb energetycznych i sposobów użytkowania

2 238 energii, przez ustalanie warunków umowy ma szerokie możliwości proponowania różnych działań w zakresie DSM. Z punktu widzenia dystrybutora, zarządzanie popytem na energię elektryczną jest często postrzegane wyłącznie jako proces, który powoduje spadek zużycia energii przez odbiorców na danym obszarze i obniżenie zysków. Jednak dobrze zaplanowany program DSM może przynieść efekt pozytywny, tzn. wpłynąć na poprawę wyniku finansowego dystrybutora energii. Działania mające na celu poprawę u odbiorcy sprawności urządzeń elektrycznych, charakteryzujących się długim okresem eksploatacji, w efekcie spowodują przesunięcie w czasie inwestycji po stronie przesyłu i rozdziału. Takie oddziaływanie na kształt charakterystyki obciążenia poprzez planowanie i realizację pożądanych zmian w zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną ma szczególny sens na obszarach, gdzie pracującą wyeksploatowane linie elektroenergetyczne i transformatory narażone są na przeciążenia w okresach szczytowego poboru energii. W związku z tym, podstawowe działania spółek dystrybucyjnych w zakresie DSM powinny dotyczyć oddziaływania na zmiany w przebiegach krzywych obciążenia. Zdaniem Autorów, przełożenie wiedzy o DSM na rozwiązania praktyczne w Polsce jest słabe i niedostateczne. Konieczne są w tym celu przedsięwzięcia ukierunkowane na upowszechnianie programów DSM wśród wytwórców i dystrybutorów energii elektrycznej oraz ich użytkowników. Z doświadczeń Autorów wynika, że jest to możliwe między innymi przez tworzenie narzędzi ułatwiających ocenę działań DSM i przewidywanych efektów ich wdrożenia. Prowadzone prace wykazały, że ocenę efektów technicznych w sieciach elektroenergetycznych wynikających ze sterowania popytem na energię elektryczną można prowadzić w oparciu o analizę krzywych obciążenia dobowego, wykorzystując standardowe parametry charakteryzujące stopień ich zmienności. Dla wybranego obszaru Energetyki Poznańskiej Autorzy określili rozkłady zmienności krzywych obciążenia dobowego i posługując się metodami analiz matematyki statystycznej, wyznaczyli uśrednione wartości odpowiednich wskaźników zmienności obciążenia. Przeprowadzone badania wykazały, że wartości te, przyjęte jako graniczne, mogą stanowić kryteria oceny ciągów zasilających pod kątem możliwości wdrożenia w nich programów DSM. 2. KRZYWE OBCIĄŻEŃ DOBOWYCH WYBRANEGO OBSZARU ENERGETYKI W latach Autorzy wykonali na terenie Poznania pomiary obciążeń w liniach niskiego napięcia, uzyskując zbiór 183 krzywych opisujących obciążenia odbiorców. Pomiary wykonywane były rejestratorem typu REJ-nn-1L w okresie zimowym (październik-marzec) i obejmowały linie o różnym charakterze obciążenia. Okres od października do marca został wybrany ze względu na użytkowanie przez odbiorców w tym okresie urządzeń mających największy wpływ na kształt obciążenia dobowego (np. ogrzewanie akumulacyjne, wydłużony czas użytkowania oświetlenia, itp.). Uzyskane przebiegi poddano analizie pod kątem przyłączonych do linii odbiorców (charakteru obciążenia-zabudowy), a następnie pogrupowano z uwzględnieniem rodzaju zabudowy: - wielorodzinnej osiedlowej, - jednorodzinnej, - jednorodzinnej wraz z warsztatami rzemieślniczymi. W grupie zabudowy wielorodzinnej osiedlowej uzyskano wykresy obciążeń dla 550 mieszkań zasilanych 6 liniami kablowymi, przy czym liczba mieszkań zasilanych poszczególnymi liniami wahała się od 60 do 216. Średnie obciążenie w szczycie wieczornym gospodarstwa domowego wynosiło 0,543 kw. Z pomiarów obciążeń w szczycie grupy mieszkań osiedla Pod Lipami i osiedla Kosmonautów obliczono dla gospodarstwa domowego średnią wartość obciążenia wynoszącą 0,31 kw.

3 W grupie zabudowy jednorodzinnej na opomiarowanych 8 liniach kablowych, zasilających od 22 do 34 domów jednorodzinnych, w szczycie wieczornym obliczono średnią moc pobieraną przez dom jednorodzinny w wysokości 0,96 kw. Zapotrzebowanie maksymalne domu jednorodzinnego, zasilanego z jednej z badanych linii zasilającej 22 odbiorców, wynosiło w szczycie obciążeniowym 1,551 kw. W grupie zabudowy jednorodzinnej wraz z warsztatami rzemieślniczymi przebadano 5 linii zasilających łącznie 301 odbiorców. Do poszczególnych linii podłączonych było od 40 do 87 odbiorców. Średnia moc w szczycie wieczornym jednego przyłącza wynosiła 1,84 kw. Stwierdzono natomiast, że dla grupy 41 działek zasilanych jedną linią średnia moc na przyłączu w szczycie wieczornym wynosiła 2,58 kw. Wykonane pomiary obciążeń linii niskiego napięcia z lat oraz przeprowadzone obliczenia umożliwiły wyznaczenie uśrednionych przebiegów obciążenia dobowego linii nn wg kategorii zabudowy (rys. 1) P [kw] :00 1:30 3:00 4:30 6:00 7:30 9:00 10:30 12:00 13:30 15:00 16:30 18:00 19:30 21:00 22:30 Godziny Zabudowa jednorodzinna wraz z warsztatmi Zabudowa wielorodzinna osiedlowa Zabudowa jednorodzinna Rys. 1. Uśrednione przebiegi obciążeń dobowych dla okresu zimowego linii niskiego napięcia wg kategorii zabudowy z terenu Poznania (wg badań z lat ) Równocześnie w tym samym okresie wykonano pomiary obciążeń sieci średniego. W tym celu wykorzystano system wspomagania dyspozytorskiego SYNDIS w zakresie GPZ-tów z telemechaniką (6 szt.). W pozostałych stacjach wykorzystano pomiary obciążeń wykonywanych przez obsługę GPZ-tów (5 szt.). Pomiary obejmowały 83 ciągi liniowe i stanowiły podstawę do stworzenia bazy 200 przebiegów obciążeń dobowych. Umożliwiła ona przeprowadzenie analizy przebiegów obciążenia dobowego i określenie dla każdego przebiegu mocy podstawowej, średniej i szczytowej wraz z charakterystycznymi przedziałami czasowymi (szczyt i dolina obciążenia) p [kw] :00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Godziny Jeżyce Piątkowo Naramowice Rys. 2. Uśredniony przebieg obciążenia dobowego linii SN dla okresu zimowego (wg badań z lat ) Analiza ta pozwoliła na pogrupowanie badanych obciążeń dobowych wg charakterystycznych obszarów: - centrum miasta wraz z usługami oraz małymi zakładami rzemieślniczymi, - zabudowa wielorodzinna osiedlowa,

4 240 - zabudowa jednorodzinna osiedlowa wraz z zakładami usługowymi i rzemieślniczymi. Na podstawie wyników przeprowadzonych badań można wskazać korzyści dla dystrybutora energii elektrycznej, które wystąpią w przypadkach wyrównanych obciążeń dobowych. Do korzyści tych można zaliczyć: - wydłużenie czasu użytkowania mocy szczytowej, - pełne wykorzystanie istniejącej infrastruktury elektroenergetycznej, - przeniesienie planowanych inwestycji z planów krótkoterminowych na średnio i długoterminowe, - ograniczenie strat technicznych sieci w przeliczeniu na zrealizowaną sprzedaż energii elektrycznej, - świadome kształtowanie obciążenia linii SN i nn. Oszacowanie tych korzyści oraz wyznaczenie ciągów sieciowych (obszarów), które przyniosą największe efekty spółce dystrybucyjnej powinno zostać określone na podstawie wskaźników charakteryzujących dobową zmienność obciążenia. Wyniki badań prowadzonych w sieciach nn i SN dają podstawę do przeprowadzenia szczegółowych analiz w zakresie możliwości i skutków wprowadzenia na badanych obszarach systemu sterowania popytem DSM. Dzięki dokonanym pomiarom oraz zebranym informacjom uzyskano obszerną bazę danych. Posłużyła ona do prowadzenia analiz i symulacji zmierzających do wyznaczenia kryteriów i warunków, klasyfikacji obszarów zasilanych z sieci elektroenergetycznej ze względu na możliwość wdrożenia programów sterowania popytem. 3. KRYTERIA OCENY PRZEBIEGU OBCIĄŻENIA DOBOWEGO POD KĄTEM POTRZEBY WDROŻENIA PROGRAMÓW DSM W literaturze specjalistycznej krajowej i zagranicznej można znaleźć wiele wskaźników charakteryzujących przebieg obciążenia dobowego [13]. Należy stwierdzić, że aparat matematyczny używany do analizy i prognozy obciążeń uległ w ostatnich czasach znacznemu rozszerzeniu. Jednak z punktu widzenia codziennej praktyki spółek dystrybucyjnych zachodzi potrzeba doboru takich wskaźników, które w sposób szczególny ułatwią dokonywanie oceny kształtu krzywej obciążenia dobowego pod kątem konieczności wdrożenia programów DSM oraz pozwolą określić stopień wykorzystania sieci dystrybucyjnej. W tym celu należy analizować przebiegi obciążeń sieci dystrybucyjnej oraz przebiegi obciążeń poszczególnych grup odbiorców przypisanych do danego ciągu liniowego. Badać można czynniki, które kształtują zmienność obciążeń w ciągu doby, analizować udział obciążenia poszczególnych grup odbiorców w obciążeniu ciągu oraz obserwować, które grupy odbiorów wywierają mniejszy, a które większy wpływ na przebieg obciążenia dobowego. Dobową zmienność krzywych obciążeń można charakteryzować przez: - dobowy wskaźnik wyrównania krzywej oparty na dobowym obciążeniu średnim P dśr, - dobowy wskaźnik obciążenia krzywej oparty na dobowym obciążeniu szczytowym P dmax, - dobowy wskaźnik wyzyskania oparty na mocy zainstalowanej P di. Biorąc pod uwagę przebiegi krzywych obciążeń oraz różne uwarunkowania, jakie występują przy ocenie możliwości wdrożenia programów DSM, Autorzy uznali, że podstawowymi kryteriami o znaczeniu technicznym takiej oceny są: - poziom dobowych strat energii elektrycznej A d, - wskaźnik wyrównania obciążenia podstawowego l do, - wskaźnik obciążenia podstawowego m do, - wskaźnik wyzyskania obciążenia podstawowego n do. Uzupełnieniem oceny według takich kryteriów może być wynik rozpoznania możliwości i wybór na danym obszarze systemu sterowania popytem na energię elektryczną.

5 Szczegółową analizę tych wskaźników należy prowadzić w oparciu o zarejestrowane lub przewidywane przebiegi krzywych obciążeń określonych ciągów liniowych zasilających badany obszar użytkowania energii elektrycznej. Wskaźnik wyrównania obciążenia dobowego jest wskaźnikiem, który ocenia kształt przebiegu obciążenia dobowego. Obliczona wartość tego wskaźnika może wspomóc podejmowanie decyzji przez spółkę dystrybucyjną w zakresie podatności badanej linii lub obszaru do wdrożenia programów DSM. Wartość średnia miesięczna wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego można obliczyć z zależności: Pdo śr (1) l do śr = P Drugim wskaźnikiem umożliwiającym badanie przebiegu obciążenia dobowego, jest wskaźnik obciążenia podstawowego m do. Wskaźnik ten ocenia kształt przebiegu obciążenia dobowego poprzez iloraz mocy podstawowej (minimalnej) P do i mocy szczytowej P dmax. Obliczona wartość tego wskaźnika określa poziom zmian obciążenia w ciągu doby. Wartość średnia miesięczna wskaźnika obciążenia podstawowego można obliczyć z zależności: Pdo śr m do = śr (2) P Na podstawie przeprowadzonej przez Autorów analizie statystycznej wyznaczono wartość graniczną wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego i wskaźnika obciążenia podstawowego. Zgodnie z przeprowadzonymi obliczeniami dla Poznania [9] wartość graniczna wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego wynosi : l do-graniczne = 0,811, a dla wskaźnika obciążenia podstawowego : m do-graniczne = 0,561. Wartości badanych wskaźników poniżej wyznaczonych progów granicznych mogą być sygnałem dla spółki dystrybucyjnej o konieczności przeprowadzenia analizy obciążenia dobowego pod kątem wdrożenia programów DSM. Pewną miarą oceny sieci elektroenergetycznej pod kątem możliwości wdrożenia programów sterowania popytem na energię elektryczną może być również wartość wskaźnika wyzyskania obciążenia podstawowego n do. Wskaźnik ten określa poziom wykorzystania zdolności przesyłowej istniejącej sieci elektroenergetycznej. Jego wartość średnią miesięczną wyznacza się z zależności: P d śr d max 241 dośr n = (3) dośr Pdi Wskaźnik wyzyskania obciążenia podstawowego winien być użyty do analizy obciążenia linii zasilających tylko wówczas, gdy wcześniej wyznaczone wartości wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego i wskaźnika obciążenia podstawowego nie osiągają wartości granicznych. Wykorzystanie zaproponowanych wskaźników w ocenie przebiegów obciążenia dobowego wymaga utworzenia rozbudowanej bazy danych o przebiegach krzywych obciążeń na określonym obszarze zasilania i dokonywania w oparciu o nią szczegółowych obliczeń. Znaczną pomocą w tym zakresie może być informatyczne narzędzie przetwarzania, które w oparciu o przygotowane algorytmy i procedury dokonuje wymaganych obliczeń i ułatwia

6 242 prowadzenie analizy w celu podjęcia właściwej decyzji [9]. Autorzy opracowali program komputerowy służący do analizy krzywej obciążenia dobowego i badania efektów technicznych sterowania popytem na energię elektryczną, a jego schemat blokowy przedstawiono na rys. 3. Uruchamianie programu, wprowadzanie danych o sieci i o odbiorcach oraz wprowadzenie wartości granicznych wskaźników l do i m do. Dla Poznania wartości graniczne l do-granicze = 0,811 i m do-graniczne = 0,561. Obliczenie wartości wskaźnika l do dla badanej linii zasilającej TAK l do l do- graniczne NIE Obliczenie wartości wskaźnika m do dla badanej linii zasilającej Obliczenie wartości: - n do, - A d, - t szczyt. m do < m do-graniczne TAK Wybór programu DSM dla badanej linii (obszaru), np. wymiana oświetlenia lub podgrzewaczy wody Wybór systemu sterowania popytem, np. SCA, RSM, ETS, GSM, INTERNET, taryfy specjalne NIE KONIEC OBLICZEŃ Uwzględnienie w planach inwestycyjnych przebudowy badanej sieci Wprowadzenie urządzeń wynikających z programu DSM i systemu sterowania Powrót do obliczeń wartości wskaźnika l do dla badanej linii Rys. 3. Schemat blokowy komputerowego programu analizy krzywej obciążenia dobowego i badania efektów technicznych sterowania popytem na energię elektryczną Zaproponowane wskaźniki pozwalają na przeprowadzenie analizy obciążenia dobowego pod kątem oceny możliwości wdrożenia programów DSM, uwzględniając zarówno ocenę obciążenia dobowego, jak i ocenę wyzyskania sieci. Do elementów oceny przebiegów obciążenia dobowego pod kątem efektów technicznych z wdrożenia DSM należą: - straty energii elektrycznej,

7 - wskaźnik wyrównania obciążenia podstawowego, - wskaźnik obciążenia podstawowego, - wskaźnik wyzyskania obciążenia podstawowego. Do efektów technicznych i korzyści wynikających ze sterowania popytem należy zaliczyć przede wszystkim: - ograniczenia strat energii elektrycznej, - odsunięcia w czasie inwestycji energetycznych, - wydłużenia czasu użytkowania mocy szczytowej, - zwiększenia stopnia wykorzystania istniejącej infrastruktury sieciowej. Uruchomienie programów i systemów sterowania popytem przez spółki dystrybucyjne powinno zostać poprzedzone: - wyznaczeniem obszarów (linii zasilających) podatnych na wdrożenie programów DSM, - określeniem dla spółki dystrybucyjnej wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego, wskaźnika obciążenia podstawowego oraz wskaźnika wyzyskania obciążenia podstawowego WNIOSKI Z BADAŃ W SIECI ZASILAJĄCEJ WYBRANE OBSZARY POZNANIA Na podstawie przedstawionych wskaźników badania obciążenia dobowego, a przede wszystkim na podstawie wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego l do oraz wskaźnika obciążenia podstawowego m do, dokonano analizy przebiegów obciążenia dobowego wszystkich ciągów liniowych średniego napięcia znajdujących się w północnej części Poznania [9]. Obliczenia wykonywano dla obciążenia zimowego z wykorzystaniem przedstawionego programu komputerowego. Otrzymane wartości wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego zawierały się w przedziale 0,057 0,893, a dla wskaźnika obciążenia podstawowego wartości zawierały się w przedziale 0,029-0,810. Natomiast graniczne wartości tych wskaźników określono na poziomie 0,811 i 0,561. Na podstawie przeprowadzonych obliczeń statystycznych zaproponowano dla badanego obszaru 7 stopni oceny zmienności wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego l do i wskaźnika obciążenia podstawowego m do. Pozwoliło to na klasyfikacje poszczególnych ciągów zasilania badanego obszaru na 7 klas różniących się podatnością na wdrażanie programów DSM Analizując otrzymane wyniki stwierdzono, że na terenie Poznania znajdują się obszary znacznie różniące się wartościami wskaźnika wyrównania obciążenia podstawowego i wskaźnika obciążenia podstawowego. Najczęściej występują jednak ciągi zasilania, których stopnie ocen mieszczą się w klasach 1 i 2. Łącznie obejmują one około 50 % linii elektroenergetycznych. Wynika z tego, że duża część badanego obszaru powinna zostać poddana analizie w zakresie wprowadzenia systemów sterowania popytem na energię elektryczną. Wykazano, że obszarami szczególnie podatnymi na DSM są rejony: Winograd, Piątkowa i Umultowa. Wyrównanie obciążenia dobowego na terenach podatnych na DSM można realizować m.in. poprzez wymianę istniejącego tradycyjnego oświetlenia na nowe oświetlenie energooszczędne. Istotne jest to, że badane obszary sieci elektroenergetycznej Poznania to tereny rozwojowe, w których występuje i występować będzie ciągły przyrost nowych odbiorców energii elektrycznej. Wdrożenia programów DSM w tych obszarach i wyrównanie krzywych obciążeń umożliwi przyłączenie nowych odbiorców bez konieczności rozbudowy sieci i stworzy warunki do ograniczenia lub odsunięcia w czasie inwestycji energetycznych. Analizy dotyczące oceny linii zasilających pod kątem możliwości wdrożenia w nich programów DSM muszą również uwzględniać ekonomiczne i techniczne aspekty systemów sterowania. Opracowany program komputerowego wspomagania badania podatności linii elektroenergetycznych na DSM uwzględnia również różne możliwości techniczne realizacji sterowania popytem na energię elektryczną.

8 244 LITERATURA [1] Andruszkiewicz J., Lorenc J., Kwapisz A., Zestaw pomiarowy i oprogramowanie dla potrzeb DSM, Biuletyn informacyjny, nr 10/96, PTPiREE. [2] Andruszkiewicz J., Lorenc J., Kwapisz A., Badanie skutków sterowania popytem na energię elektryczną za pomocą symulacji komputerowej. Materiały VIII Międzynarodowej Konferencji Naukowej APE 97 Aktualne problemy w elektroenergetyce, Gdańsk-Jurata, czerwca 1997 r., str [3] Barełkowski J., System Radiowego Sterowania Mocą w Spółkach Dystrybucyjnych, Biuletyn informacyjny, nr 6/98, PTPiREE. [4] Berrie T.W., Electricity Economics and Planning, London [5] Buczkowski T., Kosiło T., Czerwiński K., Nadajnik SRE. Wykorzystanie i rozbudowa nadajnika długofalowego w Radomiu dla potrzeb krajowego systemu SRE, Praca Politechniki Warszawskiej Instytutu Radioelektroniki, Warszawa [6] Chyrczakowski St., Bojarski Wł., Gryza P., Jankowski B., Niemyski M., Senczek Sł., Umer A., Wariantowe prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju z uwzględnieniem konkurencyjności innych nośników i zasad DSM wraz z opracowaniem baz danych o technologiach racjonalizacji użytkowania energii, Etap II Opracowanie efektywnego modelu badawczego i oprogramowanie do optymalizacji sfery użytkowania energii w skali kraju, PAN, Warszawa [7] Fundamentals of Load Management, IEE Tutorial Course, [8] Guła A., Hanzelka Z., Ledbetter M., Rudzki P., Pilotowy projekt zarządzania popytem w ramach Projektu Promocji Energooszczędnego Oświetlenia w Polsce, Materiały seminaryjne, Nidzica [9] Kałużny J, Kryteria oceny technicznych skutków sterowania popytem na energię elektryczną na przykładzie wybranego obszaru Energetyki Poznańskiej, Poznań [10] Ledbetter M. I. in., IFC/GEF Poland Efficient Lighting Project: Demand Side Management Pilot Finał Report, PNWD-2441, Battelle, Portland, Oregon, USA, September [11] Limaye D. R., McDonald C., Subbakrishna N., Parikh J., Benefits of Utility Programs to Improve Industrial Energy Efficiency: Examples from the US., Hungry and India. Proceedings of Conference on Advanced Technologies for Electric Demand-Side Management, IEA, Sorrento, Italy, April [12] Nazarko J., Jurczuk A., Zarządzanie zapotrzebowaniem na energię elektryczną na poziomie rejonu i zakładu energetycznego, Materiały III Konferencji Naukowo-Technicznej, Nałęczów [13] Planowanie według najmniejszych kosztów, Least Cost Planning, FEWE, Warszawa [14] Szagut J., Ziębik A., Kozioł J., Janiczek R., Kurpisz K., Chmielnik T., Wilk R., Racjonalizacja użytkowania energii w zakładach przemysłowych, Poradnik audytora energetycznego, Biblioteka Fundacji Poszanowania Energii, 1994.