eksploatacija i planiranje ees-predavanja1

EKSPLOATACIJA I PLANIRANJE ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA

1.

UVOD 1.1 Funkcije aktivnosti eksploatacije i planiranja EES-a 1.2 Aktuelne transformacije elektroenergetskog sektora 1.3 Modeli organizovanja elektroenergetskog sektora a. Monopolski model b. Model jednog kupca (single buyer) c. Model konkurencije na tritu na veliko d. Model konkurencije na tritu na malo ENERGETSKO-EKSPLOATACIONE KARAKTERISTIKE EES-a 2.1 Potroai 2.1.1 Dnevni dijagram i kriva trajanja optereenja a. Karakteristini pokazatelji dijagrama b. Podjela dnevnog dijagrama optereenja c. Aproksimacija krive trajanja optereenja d. Sedmini, mjeseni i godinji dijagrami optereenja i odgovarajui dijagrami trajanja 2.2 IZVORI ELEKTRINE ENERGIJE 2.2.1 Osnovni pokazatelji elektrana 2.2.2 Hidroelektrane (HE) a. Opta svojstva i vrste HE b. Proraun snage i energije HE c. Energetske karakteristike hidroagregata 2.2.3 Termoelektrane (TE) a. Tipovi TE b. TE na paru c. Gasnoturbinske TE d. TE sa kombinovanim ciklusom e. Termoelektrane - toplane (TE - TO) 3.1 Pregled f. Osnovne energetske karakteristike TE osnovnih funkcija operativnog planiranja g. Angaovanje pojedinih tipova TE u dijagramu optereenja 3.2 Kratkorona prognoza potronje h. Investicioni trokovi TE 3.3 Izrada plana remonta i odravanja termikih jedinica 2.2.4 Rezerve proizvodnih kapaciteta 3.4 Proraun rezervi proizvodnih kapaciteta 2.2.5 Eksploatacija EES i 3.4.1 Regulaciona rezerva pouzdanost

2 2 3 5 5 6 7 7 9 9 9 9 11 13 15 18 18 21 21 27 33 35 35 35 37 39 39 42 66 57 67 58 70 62 71 65 71 72 66 77 79 79 79 82

2.

3.

FUNKCIJE OPERATIVNOG PLANIRANJA 3.4.3 Remontna rezerva3.5 Elektroenergetski bilansi 3.5.1 Opta razmatranja 3.5.2 Bilansi elektrine energije 3.5.3 Bilansi elektrinih snaga

3.4.2 Rotirajua havarijska rezerva

4.

PRINCIPI PLANIRANJA RAZVOJA EES-a 4.1 Osnovne faze, vremenska i prostorna dekompozicija procesa planiranja 4.2 Osnovni koncepti planiranja 4.2.1 Koncept sigurnosti i stabilnosti 4.2.2 Koncept pouzdanosti 4.2.3 Koncept kvaliteta elektrine energije 4.2.4 Koncept ekonominosti PROGNOZA POTRONJE ELEKTRINE ENERGIJE I SNAGE 5.1 Opti problemi 5.2 Metodi za dugoronu prognozu potronje elektrine energije i snage 5.2.1 Kvalitativni metodi 5.2.2 Nezavisni (ekstrapolacioni) metodi a. Deterministiki modeli b. Stohastiki modeli 5.2.3 Zavisni (korelacioni) metodi a. Zavisni model potronje elektrine energije u funkciji bruto nacionalnog proizvoda b. Prognoza potronja elektrine energije uz pomo koeficijenta osjetljivosti 5.3 Varijacija potronje i karakteristinih pokazatelja potronje tokom godine 5.4 Prognoza vrnog i minimalnog optereenja 5.5 Praktine primjene modela prognoze potronje PLANIRANJE RAZVOJA IZVORA 6.1 Opta razmatranja 6.2 Elektroenergetski bilansi za potrebe planiranja 6.3 Pouzdanost proizvodnog podsistema 6.3.1 Rezerviranje generatorskih kapaciteta 6.3.2 Odreivanje LOLP indeksa pouzdanosti 6.3.3 LOEP indeks pouzdanosti 6.3.4 Indeks uestanosti i trajanja (FD) - indeks 6.4 Izbor elektrana i veliine proizvodnih agregata 6.5 Izbor najpovoljnije strukture izvora elektrine energije 6.5.1 Trokovi proizvodnih agregata 6.6 Postupci planiranja razvoja izvora 6.6.1 Heuristiko planiranje razvoja izvora 6.6.2 Automatsko optimalno planiranje izvora PLANIRANJE RAZVOJA MREA 7.1 Uvod 7.2 Studija dogradnje prenosne mree Literatura

83 83 85 85 86 86 87 87 87 90 91 91 92 97 97 99

5.

103 104 106 108 108 110 113 113 115 119 119 120 124 124 126 126 127 128 128 129 132

6.

7.

Eksploatacija i planiranje EES

literatura

1. Milan S. alovi, Andrija T. Sari: EKSPLOATACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA Beopres, Beograd 1999. g. 2. Milan S. alovi, Andrija T. Sari: PLANIRANJE ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA Beopres, Beograd 2000. g.

1


1. UVOD 1.1 Funkcije aktivnosti eksploatacije i planiranja EES-a Elektroenergetski sektor (elektroprivreda) bavi se problemima proizvodnje, prenosa, distribucije i potronje elektrine energije. Osnovni zadatak ovog sektora je da odgovarajuim aktivnostima obezbijedi potroaima zahtijevane isporuke elektrine energije, uz propisani kvalitet, neophodne nivoe sigurnosti i pouzdanosti isporuke i uz najmanje sopstvene trokove. Dostizanje ovog cilja postie se preko dva skupa komplementarnih procesa. To su eksploatacija i planiranje EES-a, pri emu je EES tehniko- ekonomski sistem na kome se odvijaju sve aktivnosti elektroprivrede. U tehnikom smislu, EES je sloeni dinamiki sistem koji se sastoji od skupa elektrana, prenosnih i distributivnih vodova, transformatora i potroaa meusobno povezanih tako da djeluje kao jedinstvena procesna cjelina. Eksploatacija EES-a je aktivnost koja ima za cilj da se primjenom tehniko-ekonomskih metoda na najbolji mogui nain iskoristi postojei, ve izgraeni objekti i sistem. Da bi se taj cilj ostvario, neophodno je poznavati energetske i eksploatacione (ekonomske) karakteristike pojedinih elemenata sistema, objekata, odvojenih podsistema i EES-a kao cjeline. Ove karakteristike u sebe ukljuuju i sva konstrukciona i tehnika rjeenja i investicione trokove ugraene opreme. Eksploatacija se esto definie i kao skup upravljakih akcija preduzetih u cilju zadovoljenja potreba potroaa, uz uslov da se obezbijede sigurnost pogona izvora i mree, pouzdanost napajanja potroaa kvalitetnom elektrinom energijom i najmanji trokovi poslovanja. Ove upravljake akcije (rune ili automatske) mogu uzeti najrazliitije forme, kao to su direktne ili posredne manipulacije na opremi i aparatima lociranim u objektima EES-a, promjene radnih reima, prepodeavanje parametara ureaja za kontrolu, zatitu i regulaciju, reviziju radnih ogranienja, izradu upravljakih algoritama i raunarskih programa, propisivanje procedura upravljanja, posebno u abnormalnim pogonskim reimima i sl. Pri tome se sve funkcije eksploatacije mogu razdvojiti u tri vremenska perioda: priprema pogona (ili operativno planiranje), upravljanje u realnom vremenu, analiza ostvarenog pogona. Detaljnije o navedenim funkcijama e biti kasnije govora. Planiranje EES-a je aktivnost koja se odnosi na izradu planova razvoja, projektovanje i izgradnju sistema i njegovih elemenata koji e zadovoljiti neke pretpostavljene budue potrebe, polazei od zateenog (poetnog) stanja. Polazi se od postojee izgraenosti i prognoza potreba potroaa, na bazi 2

Eksploatacija i planiranje EES kojih se prouavaju razne mogue varijante lokacija izvora i konfiguracije mree sa kojima se zadovoljavaju potrebe sistema, uz pretpostavljeni stepen pouzdanosti i sigurnosti i uvaavanje ogranienja koja nameu prirodni resursi, ekologija i finansijski izvori sredstava za realizaciju planova razvoja. Izbor najboljeg (optimalnog) scenarija vri se na osnovu uspostavljenih kriterijuma koji se najee svode na minimizaciju ukupnih (investicionih i operativnih) trokova, uz jako prisustvo neizvjesnosti u pretpostavkama na osnovu kojih se donose odluke. S druge strane, planiranje EES-a je usko povezano sa planovima razvoja ukupne energetike jer postoji itav niz potroaa (domainstva, eljezniki i gradski saobraaj, grijanje itd.) koji mogu energetske potrebe zadovoljiti iz razliitih energetskih izvora. Zbog toga se pri planiranju razvoja EES-a mora poi od generalne strategije razvoja zemlje (ako takva strategija postoji), pa onda pristupiti planiranju razvoja pojedinih energetskih sektora, od kojih je jedan i sektor elektroenergetike. Izrada navedenih planova razvoja je multidisciplinarnog karaktera i ukljuuje, pored tehnikih, i ekonomske, socijalne, ekoloke i politike aspekte od kojih se neki teko kvantifikuju. 1.2 Aktuelne transformacije elektroenergetskog sektora Elektroenergetski sektor prolazi kroz vane transformacije u celom svetu koji su posljedica tenji za poveanjem efikasnosti rada sistema kroz smanjenje trokova proizvodnje, poveanje pouzdanosti napajanja potroaa elektrinom energijom, kao i ruenju monopola u tom sektoru. Tehniki i ekonomski razlozi, kao i politike odluke tjeraju elektroenergetski sektor u pravcu restrukturiranja i uvoenja konkurencije i ostalih trinih mehanizama. Tradicionalni koncept vertikalno integrisanih sistema koji su bili u dravnom ili u privatnom vlasnitvou, mijenja se sa kompleksnim sistemom u kojemu se kao nezavisni elementi pojavljuju: proizvodnja, prenosni sistem, distribucija, sistem operatori, brokeri energije ... Kao rezultat svega ovoga, dolazi do naputanja koncepta centralizovanog sistema i ide se ka decentralizovanoj sistemskoj strukturi koja e funkcionisati u veoma dinamikom okruenju. Sa tehnikog aspekta, napredak u tehnologiji proizvodnje je znaajan razlog za restrukturiranje elektroenergetskog snabdijevanja. Tokom 60-tih i 70-tih, kapacitet tipine elektrane na ugalj ili nuklearne elektrane dostigao je veliinu od 600 1000 MW. Vrijeme izgradnje je bilo esto due od 4-5 godina, a za nuklearne elektrane to vrijeme je bilo i do 10 godina. Zbog ovoga, odluke o gradnji novih elektrana su se trebale podrobno analizirati i donijeti mnogo prije nego to je planirani kapacitet bio potreban. Investicije su, takoe, bile enormne, a probijanje budeta esto. U ovim uslovima, samo su veliki, vertikalno integrisani EES, koje je posjedovala drava, sa strogom

3


Predavanja

regulativom, mogli da obezbijede potrebne investicije, kao i da relativizuju eventualne greke u planiranju. Razvoj gasnih elektrana sa kombinovanim ciklusom doveo je do poveanja termike efikasnosti i do smanjenja optimalnih veliina generatorskih jedinica. Korienjem ove tehnologije, tipina instalisana snaga generatorske jedinice moe biti manja od 300 MW, vrijeme izgradnje se moe smanjiti na 1-2 godine, a investicija po instalisanom kW je znaajno manja. tavie, razvoj trita gasa je doveo i do znatno manjih cijena gasa kao goriva. Takoe, ova tehnologija ima mnogo manji tetni uticaj na ivotnu okolinu. U ovim uslovima, investicije mogu da sprovedu i manje organizacije. Ovaj napredak je omoguio pojavu manjih proizvoaa koji proizvode elektrinu energiju po niim cijenama nego tradicionalne kompanije. Ekonomski i politiki razlozi su, takoe, izuzetno znaajni za transformaciju elektroprivrednih preduzea.Naftna kriza 70-tih godina prologa vijeka je natjerala veinu razvijenih zemalja da smanje svoju energetsku zavisnost od nafte i da se orjentiu ka drugim energentima. Novim pravilima koja uzimaju u obzir i zatitu ivotne okoline (Kyoto Protokol) znaajno se favorizuju proizvodnja elektrine energije iz obnovljivih izvora. Elektrane na ugalj i nuklearne elektrane se zbog svojih energenata i tehnologije, izuzetno teko uklapaju u ove standarde, i opti trend u razvijenom svijetu je njihovo zatvaranje. Ulaskom novih "igraa" koji su vezani za novodolazee tehnologije (gas, obnovljivi izvori) dolo je do poveanja pritiska ka restrukturiranju sistema. Politiki razlozi, takoe, igraju znaajnu ulogu u procesu transformacije. Prvo, primjer nekih zemalja koje su relativno rano ule u proces liberalizacije. Drugo, opti trend prihvatanja prednosti koje donosi konkurencija i slobodno trite elektrine energije. Na kraju, pritisak nekih meunarodnih finansijskih organizacija, kao to su Svjetska Banka i Evropska investiciona banka, koje esto uslovljavaju kreditiranje sa ekonomskom deregulacijom, ukljuujui i elektroprivredni sistem. Verikalnim i horizontalnim razdvajanjem se u proizvodnji uvodi konkurencija koja ima za cilj stvaranje novih proizvodnih kompanija i nezavisnih proizvoaa (IPP - Independent Power Producer), ime se zadovoljavaju potrebe u koliini energije, a time se dobija i jeftinija i pouzdanija elektrina energija, to je i cilj za krajnje potroae. Prenos se formira kao jedna kompanija odgovorna za manipulacije, odravanje i irenje sistema. Ona garantuje pristup prenosnoj mrei, to se regulie transparentnim i nediskriminatornim formama pristupa prenosnom sistemu, kao i cijenama usluga prenosa. Nezavisni sistem operator (ISO Independent System Operator) stara se za tehniku sigurnost i pouzdanost rada EES-a, te propisuje minimalne zahtjeve za pristup mrei i njeno korienje. ISO mora biti neutralan i 4


Predavanja

nediskriminatoran prema korisnicima prenosne mree. Osnovni zadatak ISO je odravanje ravnotee energije (usklaivanje proizvodnje i potronje) i odravanje ravnotee sistema (odravanje frekvencije i napona unutar propisanih granica). Distributivna djelatnost se dijeli u niz odvojenih distributivnih podruja na kojima funkcioniu vie funkcionalno razdvojenih distributivnih kompanija. Distributivne kompanije su odgovorne za izgradnju, irenje, razvoj, upravljanje i odravanje distributivnih mrea. S obzirom na potrebu postepenog otvaranja trita i uvoenja konkurencije, sloboda izbora isporuioca elektrine energije se, po pravilu, u poetku ograniava na kvalifikovane potroae koji e, u poetku, biti veliki industrijski potroai. 1.3 Modeli organizovanja elektroenergetskog sektora Postoje etiri osnovna modela za organizovanje elektroenergetskog sektora: monopolski model, model jednog kupca, model konkurencije na tritu na veliko i model konkurencije na tritu na malo. Ovi modeli su definisani prema stepenu konkurencije. Bilo koji drugi model se moe smatrati kombinacijom nekih od ovih etiri osnovnih modela. a. Monopolski model Ovo je integrisani monopol koji nema konkurenciju ni u jednom segmentu (Sl. 1.1). Potroa se nalazi na kraju niza i nabavlja elektrinu energiju od kompanija koja ima monopol nad njim. Ugovorni odnosi postoje samo sa velikim potroaima.

5

Smjer energije


Sl. 1.1 Monopolski model b. Model jednog kupca (single buyer) Kod ovog modela je proizvodnja razbijena, odnosno uvedena je konkurencija na nivou nezavisnih proizvoaa (Sl. 1.2). Meutim, ovim modelom krajnji potroai i distributeri su obavezni da nabavljaju elektrinu energiju od "single buyer-a". Single buyer se nalazi u monopolskom poloaju jer moe da diktira uslove kako IPP, tako i distributerima. Ovaj model je znaajno unaprijeen u odnosu na monopolski, meutim i dalje postoje elementi monopola. Trokovi prenosa, distribucije, transakcija i mjerenja su relativno niski i pokrivaju se profitom jedinog kupca ("single buyer"-a).

Sl. 1.2 Model jednog kupca c. Model konkurencije na tritu na veliko 6


Predavanja

U ovom modelu (Sl. 1.3), takoe, krajnji potroai nisu u mogunosti da biraju svog snabdjevaa elektrinom energijom (osim kvalifikovani potroai), ve su upueni na distributera koji ima mogunost izbora proizvoaa. U ovom modelu je uvedena konkurencija u proizvodnji i distribuciji. Upravljanje EES-om je u nadlenosti prenosa. Trokovi transakcije su vei nego u prethodnom modelu, a neophodna je sloenija mjerna i obraunska infrastruktura. Problemi isporuke i kvaliteta elektrine energije u ovom modelu rjeavaju se ugovorima.

Sl. 1.3 Model konkurencije na tritu na veliko d. Model konkurencije na tritu na malo Ovaj model (Sl. 1.4) pretpostavlja potpuno liberalizovano trite elektrine energije sa konkurencijom u svim elementima sistema, osim u prenosu. Krajnji potroa moe da bira svog isporuioca, a moe direktno ili preko posrednika (distributer) imati pristup svim proizvoaima. Ovako ureeno trite, zbog velikog broja uesnika u ugovaranju i transakcijama, postaje veoma sloeno, pa se poveavaju i svi servisni trokovi.

7


Predavanja

Sl. 1.4 Model konkurencije na tritu na malo U skladu sa Atinskim procesom otvaranja trita elektrine energije i Zakonom o energetici RCG, u Crnoj Gori je 2005. g. otpoeo proces restrukturiranja elektroenergetskog sektora. U elektroprivredi Crne Gore konstituiu se etiri funkcionalne cjeline za proizvodnju, prenos, distribuciju i snabdijevanje potroaa elektrinom energijom, a predviena je i privatizacija svih sektora, osim prenosne mree.

8


Predavanja

2. ENERGETSKO-EKSPLOATACIONE KARAKTERISTIKE EES-a 2. 1 Potroai U jednom EES-u postoje brojni i raznovrsni potroai. Najee se karakteriu dijagramima optereenja, odnosno pokazateljima koji opisuju te dijagrame. Zbog brojnosti pojedinanih potroaa (koji su najee prikljueni na niski napon), oni se grupiu u odvojene kategorije potronje sa slinim fizikim karakteristikama. Kriterijumi grupisanja mogu biti razliiti, ali se najee u praksi koriste sljedee kategorije: domainstva, industrija, saobraaj, poljoprivreda, ostala potronja. Dijagrami optereenja izraavaju promjenu snage u funkciji vremena i mogu se crtati za pojedinane potroae ili za agregiranu potronju u okviru administrativnih i geografskih cjelina, ili raznih kategorija i sektora potronje. Poto dijagrami optereenja (ili dijagrami potronje) mogu ukljuiti i gubitke snage u pojedinim elementima sistema, mogue je razlikovati dijagrame: - bruto potronje (na generatorima), - na pragu elektrane (umanjena bruto potronja za sopstvenu potronju elektrane), - na pragu prenosa ( umanjena potronja na pragu elektrane za gubitke u generatorskim blok transformatorima), - na pragu distribucija (umanjena potronja na pragu prenosa za gubitke u prenosnoj mrei), - neto potronja koja se naplauje od potroaa (bez gubitaka u distributivnim mreama). 2.1.1 Dnevni dijagram i kriva trajanja optereenja a. Karakteristini pokazatelji dijagrama U pogledu vremenskih perioda dijagrami optereenja se javljaju kao dnevni, sedmini, mjeseni i godinji dijagrami, pri emu je osnov svih tih dijagrama dnevni dijagram. Dnevni dijagram Pp = f(t) se formira prema trenutnim, ili prema nekim usrednjenim snagama na intervalima od 15 min, pola sata ili jedan sat i za potrebe eksploatacije se najee prikazuju za optereenja sistema na pragu elektrane, ili za neto potronju. Na Sl. 2.2 dat je tipian dnevni dijagram srednjesatnih optereenja jednog konzumnog podruja. Karakteriu ga tri 9

Eksploatacija i planiranje EESd

Predavanja

osnovna pokazatelja: maksimalno P pM i minimalno dnevno optereenje P pmd d i ukupna potronja energije Wp koja je data povrinom ispod dnevnog dijagrama optereenja. Iz naprijed navedena tri osnovna pokazatelja definiu se drugi izvedeni karakteristini pokazatelji i to: faktor dnevnog optereenja: srednje dnevno optereenje: vrijeme iskorienja maks. snage odnos dnevnog min. i maks. m = Wp / 24 PpM Ppsr = Wp / 24 TM = Wp / PpMd d d d d d d d

(2.1) (2.2) (2.3) (2.4)

d d d m0 = P pm / PpM

Iz relacija (2.1) - (2.4) slijedi da izmeu pokazatelja postoji veza: m = Ppsr / PpM = TMd / 24d d d

(2.5)

Sl. 2.1 Opti oblik dnevnog dijagrama optereenja nekog konzuma Za energetsko - ekonomske analize prilika u EES-u, umjesto hronolokog dijagrama optereenja sa Sl. 2.1, pogodnije je da se koristi preureena kriva trajanja optereenja kao na Sl. 2.2.

10


Predavanja

Sl. 2.2 Preureena kriva trajanja optereenja Ta kriva se dobija tako to se optereenja iz dnevnog dijagrama poreaju po opadajuim vrijednostima, bez obzira na vremenske trenutke njihovih pojava. Na preureenoj krivoj sa Sl. 2.2 sauvani su osnovnid d d

pokazatelji hronolokog dijagrama sa Sl. 2.1: PpM , Ppm i Wp . b. Podjela dnevnog dijagrama optereenja Dnevni dijagram optereenja se moe podijeliti na dva naina: po trajanju optereenja; po tipu optereenja. Po prvoj podjeli dnevni dijagram optereenja se razdvaja na peride d d visokih Tv i niskih optereenja Tn kao na Sl. 2.3-a. Granice izmeu ta dva perioda i njihovo trajanje nijesu jasno odreeni, jer zavise od oblika dijagrama. Podjela po tipu optereenja razdvaja dnevni dijagram na konstantno (ili d d bazno) optereenje Ppk i na varijabilno (ili vrno) optereenje Ppv kao na Sl. 2.3-b. Sada je mogue izraziti konstantnu dnevnu energiju kao Wpk = 24 Ppkd d

(2.6)d d

dok se dnevna varijabilna snaga Ppv i varijabilna energija Wpv definiu kao Ppv = PpM - Ppkd d d

(2.7)

Wpv = Wp - Wpk

d

d

(2.8)

Prema tome, podjelu dnevnog dijagrama optereenja na konstantni i d varijabilni dio karakteriu tri veliine: maksimalno dnevno optereenje P pM , d d konstantno dnevno optereenje Ppk i ukupna dnevna energija Wp .

Sl. 2.3 Podjela dnevnog dijagrama optereenja a. na periode visokih i niskih optereenja b. na konstantni i varijabilni dio Dnevni dijagrami razlikuju se za radne i neradne dane, odnosno nedjelje i praznike. Razlike su, kako po veliini ukupne energije, tako i po maksimalnom optereenju i vremenu trajanja varijabilnog optereenja. Sve nabrojene veliine su vee u radnim danima. d Ako je dnevno trajanje velikih optereenja Tv , trajanje malih d d d d optereenja je Tn = T - Tv , gdje je T = 24 h. Obino se polazi od d pretpostavke da je konstantno opterenje Ppk isto za radne (indeks r) i neradne dane (indeks n) i odreuje se relacijom Ppk = (Wp - Wd d d d p,vis)/ d

Tn

d

(2.9)

pri emu su W p,vis i Tn definisani na Sl. 2.3-a. U optem sluaju vai da je d d d d Ppk Ppm i W p,vis W p,v.

Naprijed izloena podjela dnevnog dijagrama na konstantni i varijabilni dio naroito je vana u vezi sa njegovim popunjavanjem angaovanjem razliitih tipova elektrana. Konstantno ili "bazno" optereenje se obino pokriva protonim HE i/ili TE, dok se varijabilno optereenje pokriva "vrnim" elektranama (akumulacione i reverzibilne HE ili gasne TE). c. Aproksimacija krive trajanja optereenja Mogua su dva naina aproksimacije krive trajanja optereenja Pp(t): pomou vie pravih linija ili pomou vremenskog polinoma proizvoljnog stepena. Osnovni princip svih aproksimacija je da aproksimacije moraju sauvati najvanija svojstva stvarne krive: maksimalno i minimalno (ili konstantno) optereenje i ostvarenu potronju, odnosno povrinu ispod krive trajanja. Na Sl. 2.4 prikazana je esto primjenjivana aproksimacija sa tri prave. Polazi se od koncepta podjele normalizovanog dijagrama trajanja optereenja na konstantni i varijabilni dio i zamjene stvarnog dijagrama sa tri segmenta pravih odreenih sljedei koordinatama: - (0,1) i (dv , ppkd + ppvd) za segment A - B (0 dv); - (dv , ppkd + ppvd) i (dv , ppkd) za segment B - C (dv dv); - ( v , ppk ) i (1, ppk )d d d d

za segment C - D ( v 1).d d

d

gdje su normalizovane koordinate pp = Pp / P pM i = t / T kao i sve ostale d veliine na Sl. 2.4 izraene u relativnim jedinicama (pri emu je T = 24 h). Nepoznati parametri i definiu krajnje take segmenata pravih i odreuju se iz uslova da je u zamjenskom dijagramu povrina koja odgovara varijabilnoj energiji ostaje nepromijenjena: wpv = Wpv / PpM T = 0,5 d [ v odakle jed d d d

ppvd(1 + ) + d v

ppvd(1 - )] =

= 0.5 dv ppvd ( + ) + = 2 wpv / v ppv = 2 Wpv T / Ppv Tvd d d d d d d

(2.10) (2.11)

Ako se uzmu u obzir granine vrijednosti promjene varijabilne energije d d d d Wpv = 0 i Wpv = Ppv Tv (odnosno njihovih relativnih vrijednosti wpv = 0 i wpvd = dv ppvd) na osnovu jednaine (2.11) dobija se nejednakostd

0 + 2

(2.12)

Jednaina (2.11) u koordinatnom sistemu (, ) predstavlja pravu iji je koordinantni poetak u taki (0,0) na Sl. 2.5, a odsjeci v (za = 1) na -

koordinati i ppv ( za = 1) na - koordinati. Ova prava ( + = Const.) predstavlja geometrijsko mjesto taaka presjeka pravih koje aproksimiraju varijabilni dio normalizovane krive trajanja optereenja i ima jednake odsjeke na novim koordinatnim osama i

13


Predavanja

0 = 0 = 2 wpvd / dv ppvd

(2.13)

Sl. 2.4 Aproksimacija krive trajanja dnevnog optereenja sa tri prave Druga aproksimacija krive trajanja optereenja koristi vremenski polinom ppd () = ak kk0 = n

(2.14)

5) gdje su nepoznati koeficijenti ak; k = 0,1,2,,n (obino se uzima n odreuju minimizacijom zbira kvadrata odstupanja vrijednosti funkcije (2.14) od poznate vrijednosti zadate take na stvarnoj krivoj trajanja optereenja. Aproksimacija polinomom (2.14) je u principu preciznija od aproksimacije sa tri prave i dobija se u jednom koraku rjeavanjem optimizacionog problema "fitovanja".

14


Predavanja

Sl. 2.5 Odreivanje presjene take B pravih sa Sl. 2.4 d. Sedmini, mjeseni i godinji dijagrami optereenja i odgovarajui dijagrami trajanja Osnov za formiranje u naslovu navedenih dijagrama su dnevni dijagrami optereenja. Dijagrami za due vremenske periode od 24 h dobijaju se hronolokim slaganjem odgovarajuih dnevnih dijagrama za posmatrani vremenski period onoliko puta koliki je sadraj dana u njima: 7 puta za sedmini dijagram, 30 (28, 29 ili 31) puta za mjeseni dijagram i 365 (366) puta za godinji dijagram optereenja. radi preglednosti, ovi dijagrami se mogu crtati trodimenzionalno kao, na primjer, na Sl. 2. 6 i Sl. 2.7 za sedmini i mjeseni period. Uoeno je da su dnevni dijagrami optereenja tokom jedne sedmice meusobno slini za sve radne dane, a da se razlikuju u neradnim danima (nedjelja i praznik). Zbog toga se posebno prouavaju dijagrami za radne, a posebno za neradne dane. Zbog ponavljanja oblika dijagrama za radne i neradne dane rijetko se crtaju hronoloki dijagrami Pp = f(t) sa Sl. 2.1 za sedmicu, mjesec i godinu. Preteno se koriste krive trajanja optereenja za odreene vremenske periode T (168 h za sedmicu, 720 h, odnosno 744 h, ili 672/696 h za mjesec i 8760, odnosno 8784 h za godinu). Radi unifikacije esto se ovi dijagrami normalizuju po snazi i/ili po vremenu. Bazna veliina za normalizaciju snage je vrna snaga PpM, a za normalizaciju vremena s m g odgovarajua duina perioda ( T za sedmicu, T za mjesec i T za godinu).

15


Predavanja

Sl. 2.6 Trodimenzionalni dijagram optereenja za sedmini period

Sl. 2.7 Trodimenzionalni dijagram optereenja za mjeseni period Normalizovani dijagrami su pogodni jer se vrijednosti normalizovanih koordinata izraavaju u relativnim jedinicama (r.j.) u opsegu izmeu 0 i 1 kao na Sl. 2.8. Kada se izvri zamjena apscise i ordinate, dobija se normalizovani inverzni dijagram optereenja = f(pp) kao na Sl. 2.9.

16


Predavanja

Sl. 2.8 Normalizovani dijagram trajanja opteteenja pp()

Sl. 2.9 Inverzni normalizovani dijagram trajanja optereenja = f(pp) Analogno definicijama karakteristinih pokazatelja dnevnog dijagrama d m (2.1), Ppsr (2.2) i TM d (2.3) mogu se definisati i odgovarajui karakteristini pokazatelji sedminih (s), mjesenih (m) i godinjih (g) dijagrama optereenja:d

m = Wp / 168 PpMs ; Ppsrs = Wps / 168 ; TMs = Wps / PpMs m = Wp /a PpMm; Ppsr m = Wpm / am ; TMm = Wpm/PpMm m = Wp / a PpMg ; Ppsrg = Wpg / ag ; TMg = Wpg /PpMgg g g m m m

s

s

(2.15) (2.16) (2.17)

gdje koeficijenti am i ag zavise od broja sati u mjesecu (am 672, 696, 720, 744) i godini (ag 8760, 8784). Pored dijagrama trajanja optereenja, potronju nekog potroaa ili regiona mogu karakterisati i sedmini, mjeseni i godinji dijagrami potronje. Na Sl. 2.10 prikazan je tipian sedmini dijagram potronje sa

17


Predavanja

dnevnom diskretizacijom vremenske ose, a na Sl. 2.11 godinji dijagram potronje sa mjesenom diskretizacijom vremenske ose.

Sl. 2.10 Tipian sedmini dijagram potronje konzumnog podruja

Sl. 2.11 Godinji dijagram (histogram) potronje energije (za dvije godine) 2.2 IZVORI ELEKTRINE ENERGIJE 2.2.1 Osnovni pokazatelji elektrana Zadatak izvora elekrine energije (elektrana) jeste da u svakom trenutku zadovolje potronju sistema, pri emu se pod potronjom podrazumijevaju neto potronje potroaa i gubici u prenosnim i distributivnim mreama. Pored toga, u izvorima se mora obezbijediti i neophodna rezerva kapaciteta za pokrivanje: 18


Predavanja

iznenadnih promjena optereenja (regulaciona rezerva), istovremenog ispada najvee mogue snage proizvodnih agregata (havarijska rotirajua rezerva), generatorskih kapaciteta u remontu (remontna rezerva) i drugih duih neplaniranih ispada proizvodnih kapaciteta (hladna rezerva). Primarni energetski izvori koji se danas koriste za proizvodnju elektrine energije mogu se globalno klasifikovati u obnovljive i neobnovljive izvore. U obnovljive spadaju hidroizvori, elektrane na sunce, vjetar i morske talase, a u neobnovljive svi izvori koji koriste fosilna (ugalj, tena i gasovita) i nuklearna goriva (uranijum). Osnovni zajedniki pojmovi vezani za sve izvore sa kojima se operie u procesima eksploatacije i planiranja su: Instalisana (aktivna ili prividna) snaga agregata mjerena na generatoru (P Gi ; S Gi), ili na pragu generatora (elektrane) (PGi ; SGi) je deklarisana trajna (istovremeno i nominalna) snaga proizvodnog agregata, izraena u [MW] ili [MVA]. Instalisana snaga elektrane (PEi) je zbir nominalnih snaga turbina [MW], ili generatora elektrane [MVA]. Maksimalna snaga elektrane je ona najvea snaga (PEM PEi) koju elektrana kao cjelina moe dati uz pretpostavku da su svi djelovi elektrane sposobni za pogon. Za HE se pri tome pretpostavlja da su protok i pad optimalni, a za TE na paru da na raspolaganje stoji dovoljna koliina goriva propisanog kvaliteta i dovoljna koliina vode normalne temperature i istoe za napajanje generatora pare i hlaenje kondenzata. Raspoloiva snaga agregata (PGr) ili elektrane (PEr) dobija se preko zajednikog izraza Pr = Pi - Psp - PReR - Pop (2.18)

gdje je u koherentnim jedinicama: Psp - snaga sopstvene potronje agregata (elektrane), PReR - snaga u remontu; Pop - smanjena snaga usljed posebnih operativnih razloga kao , na primjer, usljed smanjenja pada kod HE, porasta temperature rashladne vode kod TE, kvara na mlinovima TE i sl. Snaga sopstvene potronje (Psp) je snaga neophodna za pogon pomonih ureaja agregata ili elektrane (pumpe, ventilatori, mlinovi, kompresori itd.). Znatno je vea kod TE na paru (6 - 12 % od nominalne snage), nego kod HE (0,5 - 2 %).

19


Predavanja

Aktivna snaga na pragu generatora (PG ), ili elektrane (PE ) je razlika izmeu snage na generatoru (P G ) i snage sopstvene potronje generatora ili elektrane (Psp), odnosno PG = P G - Psp;

PE =

i

Pgi

(2.19)

Angaovana snaga elektrane (PEa) definie se kao razlika izmeu raspoloive snage elektrane (PEr ) i kapaciteta koji se dri u rezervi u elektrani (Prez ) PEa = PEr - Prez (2.20)

Srednja godinja snaga agregata (elektrane) definie se kao kolinik izmeu odgovarajue godinje proizvedene energije u [MWh] agregata g g g WG (ili elektrane WE ) i broja sati u godini Tl (8760 h za prostu ili 8784 h za prestupnu godinu). PGsrg = WGg /Tlg ; PEsr

= W /Tg g E l g

[MWh]

(2.21)g

Godinje vrijeme iskorienja nominalne (maksimalne) snage T M je kolinik izmeu godinje proizvedene elektrine energije u [MWh] g g agregata W G (ili elektrane WE ) i nominalne snage agregata PGn (ili elektrane PEn ) u [MW] TMG = WG / PGn ;g g

TME = WEg / PEn

g

[h]

(2.22)

Godinji faktor iskorienja nominalne snage mg (ili godinji faktor optereenja) agregata (elektrane) je kolinik mg G

= WG /(Tlg PGn ) = PGsrg / PGn = TMGg / Tlgg g g g g

g

m E = WE /(Tl PEn ) = PEsr / PEn = TME / Tl

g

(2.23)

Analogno se mogu definisati pokazatelji (2.18) - (2.23) za druge vremenske intervale (dan, sedmica, mjesec). Garantovana maksimalna snaga elektrane je najvea snaga koju elektrana moe ostvariti odreeni broj sati dnevno (na primjer 4 h/dan) i odreeni broj dana godinje (na primjer 300 dana/god). Razni tipovi rezervi proizvodnih kapaciteta su: - UR Ukupna rezerva Remontna rezerva - ReR - RPK Rezerva proizvodnih kapaciteta

20

Eksploatacija i planiranje EES Hladna rezerva Operativna rezerva Rotirajua rezerva Nerotirajua rezerva Regulaciona rezerva Rotirajua havarijska rezerva - HR - OR - RoR - NRoR - RgR - RoHR.

Predavanja

Pokazatelji kvaliteta rada elektrana su: Vrijeme rada u [h] + Vrijeme u rezervi u [h] Raspoloivost = Duina perioda osmatranja u [h] Duina prinudnih ispada u [h] Pouzdanost = 100 Duina perioda osmatranja u [h] gdje je duina perioda osmatranja obino jedna godina Tl (8760 ili 8784 h). Godinji intenzitet prinudnih ispada (FOR - "Forced Outage Rate") je Vrijeme trajanja prinudnih ispada u [h] qg = (FOR)g = 100 [%] (Vrijeme u kojem je jedinica raspoloiva u [h] + + Vrijeme trajanja prinudnih ispada u [h]) Ostali specifini pojmovi posebno vezani za HE i TE bie objanjeni u daljem izlaganju. 2.2.2 Hidroelektrane (HE) a. Opta svojstva i vrste HE HE su postrojenja u kojima se potencijalna energija vode pretvara preko hidraulikih turbina prvo u mehaniku, a potom posredstvom generatora u elektrinu energiju. Energetske karakteristike svake HE zavise od vodotoka na kome je izgraena, odnosno od protoka, ukupne koliine raspoloive vode i njene raspodjele tokom godine i od pada. Ni protok, ni koliina vode ni pad se ne mogu po volji birati, jer su to inherentne karakteristika svakog rjenog toka i poloaja elektrane. HE se u energetskom pogledu karakteriu moguom proizvodnjom koja se obino izraava kao srednja godinja proizvodnja u [GWh]. Ta srednja 21g

100 [%]

100 [%]


Predavanja

proizvodnja se dobija kao aritmetika sredina moguih godinjih proizvodnji u posmatranom duem nizu godina za koje se raspolae sa podacima o ostvarenim dotocima. Pod pojmom "mogua proizvodnja" podrazumijeva se maksimalna proizvodnja koja bi se mogla ostvariti korienjem najvee koliine raspoloive vode pod najpovoljnijim uslovima, uzimajui u obzir veliinu izgradnje svake od HE. Karakteristika HE je i veliina akumulacionog bazena, gdje treba razlikovati ukupnu (ili geometrijsku) i korisnu zapreminu bazena koja se obino daje u [106 m3]. Ukupna zapremina bazena Vu je koliina vode koja se moe smjestiti izmeu dna i najvieg nivoa vode u normalnom pogonu. Korisna zapremina Vk odgovara iskoristivoj koliini te vode izmeu najnieg i najvieg radnog nivoa akumulacije, dok je mrtvi prostor neiskoristivi dio ukupne zapremine akumulacije. Relativna vrijednost korisne zapremine vk akumulacionog bazena je g odnos korisne zapremine Vk i ukupne koliine vode koja tokom godine (V du), s d sedmice (V du) ili dana (V du ) dotekne u bazen. Korisna zapremina bazena se jo karakterie i energetskom vrijednou akumulacionog bazena. Energetska vrijednost akumulacionog bazena je ona koliina elektrine energije koja bi se sa raspoloivom vodom mogla proizvesti u sopstvenoj i svim nizvodnim HE u sluaju kompletnog pranjenja korisne zapremine akumulacije Vk kada u tom procesu ne bi bilo dotoka vode u bazen, ni gubitaka vode. Na Sl. 2.12 prikazan je izgled krivih povrine Sa i ukupne zapremine Vu jedne velike akumulacije (Jablanica, BiH), a na Sl. 2.13 opti izgled krive nivoa gornje vode HG od korisne zapremine akumulacije Vk . Radi ilustracije razliitih sluajeva akumulacija, u Tabeli 2.1 dati su osnovni podaci o tri karakteristine akumulacije ("Trebinje" u BiH je HE sa viegodinjom akumulacijom, "erdap 1" u Srbiji je HE sa nedjeljnom akumulacijom i "Dubrovnik" u Hrvatskoj je HE sa dnevnom akumulacijom). Vidi se da je za godinje ili viegodinje izravnanje voda potrebna g akumulacija velike relativne zapremine Vk / V du= 0,2 - 0,6, za sezonsko je Vk g g / V du= 0,08 - 0,2, a za nedjeljno izravnanje je Vk / V du= 0,01 - 0,04. Ostale karakteristike akumulacije su: - Minimalni radni nivo, odnosno najnia kota nivoa gornje vode HGm do koje se smije spustiti nivo akumulacije u normalno pogonu. - Maksimalni uspor, odnosno najvia kota nivoa gornje vode u akumulaciji HGM.

22


Predavanja

Sl. 2.12 Krive povrine i ukupne zapremine velike akumulacije (Jablanica) u funkciji od kote gornje vode

Sl. 2.13 Opti oblik krive nivoa gornje vode od korisne zapremine bazena Tabela 2.1 Osnovni podaci o tri karakteristine akumulacije HE

23


Predavanja

Na Sl. 2.14 prikazan je poduni presjek jedne derivacione HE sa naznakom svih osnovnih veliina.

Sl. 2.14 Poduni presjek tipine derivacione HE

24


Predavanja

U energetskom pogledu postoji dva osnovna tipa HE: 1. HE koje vodu koriste za proizvodnju elektrine energije iskljuivo u turbinskom reimu rada (klasine HE) 2. Pumpno - turbinske HE koje rade u turbinskom i u pumpnom reimu. Na taj nain one mogu da vre prebacivanje vode iz gornjeg u donji akumulacioni bazen (Sl. 2.15) i obrnuto, ime se istovremeno postie i prebacivanje energije iz jednog dijela povrine ispod dijagrama optereenja (baznog) u drugi (vrni), to je ilustrovano na Sl. 2.16. Kada se pumpni turbinski reim obavljaju preko iste maine, takve elektrane se nazivaju reverzibilne HE.

Sl. 2.15 ema tipine reverzibilne HE

Sl. 2.16 Plasman energije RHE u dnevnom dijagramu optereenja sistema 25


Predavanja

Reverzibilne HE mogu raditi u dnevnom ili u sezonskom ciklusu. Njihov globalni faktor optereenja je reda 70 %, ali su korisne radi izravnavanja dijagrama optereenja, jer poveavaju minimalne i smanjuju efektivne vrne snage sistema. S obzirom na postojanje i veliinu akumulacionog bazena, razlikuju se etiri tipa (klasinih) HE: 1. Protone HE, 2. HE sa dnevnom akumulacijom, 3. HE sa sedminom akumulacijom, 4. HE sa sezonskom (mjesenom, viemjesenom, viegodinjom) akumulacijom. Protone HE su elektrane kod kojih skoro da ne postoji akumulacioni bazen, tako da one moraju proizvoditi energiju potpuno u skladu sa reimom prirodnih dotoka vode. Suprotno tome, kod HE sa sezonskom akumulacijom postoje veoma veliki akumulacioni bazeni i iroke mogunosti sezonskog izravnanja proizvodnje elektrine energije. Drugim rijeima, reim proizvodnje ovih HE uglavnom je diktiran zahtjevima sistema, a ne veliinama prirodnih dotoka vode. Kriterijum za pripadnost HE jednoj od gornjih grupacija u domaoj elektroprivredi zasnovan je na vremenu trajanja pranjenja akumulacionog bazena sa instalisanim protokom HE, pretpostavljajui da pri tome nema dotoka u akumulaciju. Ovo vrijeme definisano je relacijom Tpr = Vk / 3600 Qi [h] (2.24)

gdje je Vk - korisna zapremina akumulacije u [m3]; Qi - instalisani protok HE u [m3/s]. Ako je: 0 Tpr 2 h - HE je protona; 2 Tpr 400 h - HE je sa dnevnom i sedminom akumulacijiom; Tpr > 400 h - HE je sa sezonskom (odnosno viegodinjom) akumulacijom. U eksploataciji se HE sa dnevnom i sedminom akumulacijom obino tretiraju kao protone. Postoji i drugaija klasifikacija HE koja se moe sresti u zapadnim izvorima, a koja se bazira na definiciji vremena potrebnog za punjenje akumulacionog bazena sa dotokom jednakim instalisanom protoku, bez pranjenja. Po takvom kriterijumu ima se slijedea klasifikacija: 1. HE je protona ako je vrijeme punjenja akumulacionog bazena manje od 2 h. (Ovdje se ne uzima u obzir protok biolokog minimuma koji

26


Predavanja

predstavlja proizvodnju koja odgovara najmanje zahtijevanom protoku koji ne ugroava ivot nizvodno od HE). 2. HE ima dnevnu akumulaciju ako je vrijeme punjenja akumulacionog bazena (bez protoka biolokog minimuma) izmeu 2 h i 24 h. 3. HE je sa sedminom akumulacijom ako je vrijeme punjenja akumulacionog bazena (bez protoka biolokog minimuma) izmeu 1dan i 3 dana. 4.HE je sa sezonskom akumulacijom ako je vrijeme punjenja akumulacionog bazena (bez protoka biolokog minimuma) due od 3 dana. b. Proraun snage i energije HE Zavisno od veliine, tipa konstrukcije akumulacionog bazena i prirodnih uslova dotoka, HE mogu raditi sa konstantnim ili sa promjenjljivim bruto padom Hb. Snaga generatora PG mjerena na pragu HE izraunava se preko relacije PG = tGg(1- pspt) Qt (Hb- H) 10-3 = 9,81 Qt Hn 8 Qt Hn [kW] (2.30) gdje je: = 1000 kg/m3 - specifina masa vode; t, , G - stepeni korisnog djejstva turbine i generatora; = t G - ukupni stepen korisnog djejstva hidroagregata u turbinskom reimu; 2 g = 9,81 m / s - ubrzanje zemljine tee; 3 turbinskom pspt [r.j]; Qtb = Hb- H - - sopstvenaupotronja [ m pada usljed reimu u proticanja - protok kroz [m]; Hn Jednaina (2.30), iako pri turbinskom /s]; bruto pad naizgled HE upogonu u ukljuuje nelinearne - vode paddovodnim organima turbine [m]. neto u H ekvivalentniturbinu jednostavna, [m]; gubitak otpora zavisnosti izmeu , PG , Qt i Hn koje se predstavljaju tzv. "topografskim" (koljkastim) dijagramima turbine. Primjer topografskog dijagrama Kaplanovih turbina hidroagregata HE erdap I prikazan je na Sl. 2.17.

27


Predavanja

Sl. 2.17 Topografski dijagram turbina hidroagregata u HE erdap I Iz topografskih dijagrama turbine mogu se izvesti razne energetske karakteristike hidroagregata kao, na primjer: - karakteristika stepena korisnog djejstva od snage turbine (Sl. 2.18); - karakteristika stepena korisnog djejstva od protoka kroz turbinu (Sl. 2.19); - ulazno - izlazna karakteristika turbine (ili generatora, nakon korekcije sa G), kao na Sl. 2.20;

Sl. 2.18 Opti izgled karakteristike t = f1(Pt) pri konstantnom neto padu Hn

28


Predavanja

Sl. 2.19 Opti izgled karakteristike t = f1(Qt) pri konstantnom neto padu Hn

Sl. 2.20 Ulazno - izlazna (ili osnovna) karakteristika hidroagregata za konstantni neto pad Hn0 Priblini izraz u relaciji (2.30) polazi od injenice da HE imaju relativno malu sopstvenu potronju Psp (0,5 - 2 %), za razliku od TE kod kojih Psp iznosi 6 - 12 %. Pored modela u relaciji (2.30), postoje i drugi modeli koji opisuju rad HE kao, na primjer, Glimn - Kirchmayerov, Hilderbrandov, Hamilton - Lamontov, Arvanitidis - Rosingov model i dr., iji detaljniji prikaz izlazi iz okvira ovog kursa. Sutinski, svi ti modeli predstavljaju razliite interpretacije izraza (2.30), a razlog za postojanje veeg broja modela lei u razliitostima karakteristika HE postrojenja. U studijama ekonomine eksploatacije HE potrebno je raspolagati modelima neto pada Hn i korisne zapremine rezervoara Vk koji povezuju ove veliine sa prirodnim dotokom Qd , protokom kroz turbine Qt i prelivom Qs . U strunoj literaturi postoje brojni egzaktni i priblini modeli za Hn i Vk, , iji prikaz, takoe, izlazi iz okvira ovog kursa. Pritom treba uzeti u obzir i injenicu da se mnoge akumulacije grade kao vienamjenske, pa je za eksploataciju takvih HE postrojenja neophodno poznavati potrebe ostalih korisnika (navodnjavanje, plovidba, vodosnabdijevanje, kontrola od poplava, rekreacija itd.). Zato se u eksploataciji HE bazena pojavljuju ogranienja tipa: 29


Predavanja

Vkm Vk VkM Qtm Qt QtM Qm Qt + QM

(2.31)

Prvo ogranienje odnosi se na sam akumulacioni bazen, drugo na zahtjeve minimalnog, odnosno maksimalnog proputanja vode kroz turbine (zbog biolokog minimuma, pojave kavitacije lopatica turbine i sl.), a tree na zahtjeve irigacije, plovidbe, vodosnabdijevanja, rekreacije i sl., zajedniki oznaene kao protok . Prema tome,je Qm i QM ioznaavaju minimalni i Na dozvoljeni protok u prisustvudefinisati. energetsku vrijednost maksimalniovom mjestu mogue protoka akumulacije. Naime, u energetskim proraunima jednostavnije je da se,3 padom korisne vrijednost [kWh] ili [MWh]. proizvodu konstantnim energetski ekvivalent vode akumulacije jednaka je Za HE sa snage svih umjestoenergetska zapremine u akumulacionog bazena Vk u [m ] koristi generatora HE (PE) i vremena pranjenja (Tpr)

Wa= PE Tpr = PE Vk / 3600 Qi

[kWh]

(2.32)

gdje se snaga HE PE izraava u [kW], korisna zapremina Vk u [m3], instalisani protok turbine Qi u [m3 /s], tako da odnos PE / 3600 Qi predstavlja specifinu energetsku vrijednost m3 vode izraenu u [kWh/ m3]. U sluaju HE sa promjenjljivim padom, energetska vrijednost akumulacije je (za neto pad Hn u [m])Tpr Tpr

Wa= PE dt = 9,81 0

0

Qi Hn (V) dt =9,81

Vk

0

Hn (V) dV [kWh]

(2.33) Za izraunavanje energetske vrijednosti akumulacije neophodno je poznavati zavisnost bruto-pada i gubitaka H od zapremine bazena V da bi se preko njih odredilo Hn (V). Za potrebe eksploatacije i planiranja EES-a potrebno je odrediti najvaniju energetsku karakteristiku HE - moguu proizvodnju elektrine energije i raspored te proizvodnje tokom godine. Osnovna razlika u tretiranju HE i TE upravo lei u nainu odreivanja njihovih moguih proizvodnji. Dok je mogua proizvodnja elektrine energije TE odreena jedino njenom raspoloivom snagom i vremenom korienja, proizvodnja HE zavisi od prirodnih dotoka, kao i veliine i stanja akumulacionih bazena. Reim doticanja voda je promjenjljiv od dana do dana i od godine do godine i zavisi od topografskih, klimatskih i geolokih osobina slivnih podruja. Ako se 30


Predavanja

grafiki predstave srednji dnevni, sedmini ili mjeseni protoci za jedan rjeni profil u periodu od jedne godine dobie se hronoloki dijagram, ili hidrogram srednjih protoka. Ovi hidrogrami su razliiti za razliite godine, ali postoji izvjesna slinost u njihovim oblicima, ime se potvruje da se vrijednosti protoka na istom profilu jednog rjenog sliva mijenjaju cikliki, sa periodom od godinu dana, kako je to za sluaj HE erdap I ilustrovano na Sl. 2. 21.

Sl. 2.21 Oblik hidrograma srednjih dnevnih protoka (Dunav kod HE erdap I) za tri karakteristine godine Ako se, na isti nain kao i kod konstrukcije krivih trajanja optereenja, ordinate dnevnih protoka diskretizuju i sloe po opadajuim vrijednostima, dobie se kriva trajanja protoka. Na ovoj krivoj (Sl. 2.22) vremenski interval od 365 dana uzima se kao 100 %. Ma kojem izabranom protoku na ordinati odgovara apscisa koja pokazuje vjerovatnou pojave odnosno vrijeme (na bazi 365 dana = 100 %) u kojem se moe pojaviti izabrani ili vei protok (bez primjene izravnanja protoka akumulacijom). Ako je instalisani protok elektrane takav da se kroz turbine moe propustiti taj protok, onda ordinata, u odgovarajuoj razmjeri daje moguu godinju proizvodnju energije (ili alternativno, godinje vrijeme rada elektrane sa instalisanim protokom).

31


Predavanja

Sl. 2.22 Oblik krive trajanja protoka za tri razliite vrijednosti srednjih godinjih dotoka (Dunav kod HE erdap I) sa Sl. 2.21 Od posebnog znaaja su krive trajanja godinje (ili mjesene) proizvodnje HE koje se, na bazi kumulativnih vjerovatnoa pojave dotoka, crtaju za neki dui vremenski period osmatranja (obino 30 - 50 godina). Na ordinati se prikazuje mogua proizvodnja HE, a na apscisi % od ukupnog vremena osmatranja (1 godina = 3,33 % za 30 - godinji, a 2 % za 50 godinji period osmatranja), kako je prikazano na Sl. 2.23.

Sl. 2.23 Kriva trajanja godinje proizvodnje HE

32


Predavanja

Ordinate ije su apscise manje od 10 % karakteriu vlane, a ordinate ije su apscise vee od 90 % karakteriu sune godine. Izmeu 10 i 90 % su godine sa normalnom vlanou. Prema kriterijumima domae elektroprivrede, apscisa od 70 % za protone, odnosno 50 % za akumulacione HE daje moguu proizvodnju u prosjenoj godini. Za potrebe planiranja EES-a razlikuju se dva pojma: mogua i ostvarena proizvodnja. Mogua proizvodnja jednaka je onoj proizvodnji koja bi se mogla ostvariti u odreenom vremenskom periodu sa ukupnim prirodnim dotokom. U sluaju planiranja razvoja izvora, kada se simulacija vri na mjesenoj bazi, mogua mjesena proizvodnja protonih i akumulacionih HE sa dnevnom i sedminom akumulacijom jednaka je ostvarenoj proizvodnji i ona za PE PE iznosim 1

EP

=T

E

dsr

n

1

m

m

n

m 1

8 Q P dt = 9,81 Qm

W

m0

H T

dsr

H T

[kWh] (2.34)

gdje je: T1m - trajanje jednog mjeseca u [h] (esto se u tu svrhu koristi pojam "standardnog mjeseca" trajanja 730 h); m 3 m Q dsr - srednji mjeseni prirodni dotok u [m /s] (Q dsr Qi ). Ostvarena proizvodnja u sluaju neke HE sa sezonskom akumulacijom razlikuje se od mogue zbog sposobnosti prebacivanja energije prirodnog dotoka iz mjeseca u mjesec. Ona se izraunava kao Wm ES

= PE dt = 9,81 Qm reg Hn T1m [kWh]0

T1

m

(2.35)3

m gdje je Q reg srednji mjeseni regulisani protok u [m /s]. Za HE sa promjenjljivim padom, umjesto neto-pada Hn , koristi se srednja vrijednost neto-pada na poetku i kraju razmatranog mjeseca. Kada postoji vie kaskadnih HE na vodotoku ili slivu, mora se voditi rauna i o uticaju regulisanog protoka na proizvodnje nizvodnih HE.

c. Energetske karakteristike hidroagregata Iz osnovne energetske ulazno - izlazne karakteristike hidrogregata (Sl. 2.20) mogu se izvesti karakteristika specifine potronje vode ili dH = 3,6 Qt (Pg )/Pg= dH (Pg ) [m /kWh] dH = 3600 Qt (Pg )/Pg= dH (Pg ) [m /MWh]3 3

(2.36)

33


Predavanja

i karakteristika diferencijalnog prirataja potronje vode ili H = 3,6 dQt (Pg )/dPg= H (Pg ) [m /kWh] H = 3600 dQt (Pg )/dPg= H (Pg ) [m /MWh] Naprijed navedene karakteristike dH (Pg ) i H (Pg ) nazivaju se izvedene karakteristike hidroagregata, pri emu se protok Qt izraava u [m3/s], a izlazna odata snaga generatora Pg u [MW]. Ove karakteristike su za neki tipian sluaj HE prikazane na Sl. 2.24 i Sl. 2.25.3 3

(2.37)

Sl. 2.24 Karakteristika specifine potronje vode hidroagregata dH (Pg )

Sl. 2.25 Karakteristika diferencijalnog prirataja potronje vode hidroagregata H (Pg ) Na energetske karakteristike HE u velikoj mjeri utiu hidraulika konfiguracija postrojenja i zahtjevi drugih, neenergetskih korisnika, a isto tako i hidraulika sprega pojedinih jedinica unutar elektrane, ili elektrana na odreenom vodotoku, odnosno slivu. Iz tih razloga sve su hidroenergetske instalacije specifine, pa i sve njima pripadajue hidroenergetske karakteristike.

34


Predavanja

2.2.3 Termoelektrane (TE) a. Tipovi TE TE su energetska postrojenja koja za proizvodnju elektrine energije koriste procese sagorijevanja radi dobijanja toplotne iz latentne hemijske energije goriva i njenog pretvaranja u mehaniku energiju posredstvom nekog medijuma za prenos toplote i odgovarajuih pogonskih maina (parne i gasne turbine, dizel motori). Dalje pretvaranje mehanike u elektrinu energiju obavlja se posredstvom sinhronih generatora. S obzirom na primarnu (pogonsku) mainu pomou koje se pokree sinhroni generator, razlikuju se tri osnovna tipa TE: 1. TE na paru (radni fluid je vodena para, a primarna maina je parna turbina); 2. Gasnoturbinske TE (radni fluid je vreli gas, a pogonska maina je gasna turbina); 3. TE ije generatore pokreu motori sa unutranjim sagorijevanjem (najee Diesel - motori). Ovo su konstrukciono najjednostavnije TE, ali su im snage ograniene i imaju relativno nizak stepen iskorienja (ispod 20 %). Za EES su od najveeg znaaja TE iz prve dvije grupe. TE na paru koje kao gorivo mogu koristiti vrsta goriva (uglavnom ugalj), prirodni gas i tena goriva (TE na fosilna goriva), ili fisiona goriva (nuklearne TE), dok gasnoturbinske TE kao gorivo koriste prirodni gas ili tena fosilna fosilna goriva. Pored ovih osnovnih tipova TE, kao izvori elektrine energije znaajne su: 4. TE sa kombinovanim ciklusom i 5. TE - TO (termoelektrane - toplane). O navedenim tipovima TE (osim o tipu 3) bie vie rijei u narednom prikazu. b. TE na paru TE na paru koriste fosilna (vrsta, tena i gasovita) i nuklearna goriva (prirodni i obogaeni uranijum), pa je i radni fluid uvijek vodena para. Danas se najee konstruiu u tzv. blokovskoj izvedbi, gdje svaki blok (kotao ili reaktor, sa parogeneratorom - turbina sinhroni generator) predstavlja cjelinu, nezavisnu od ostalih blokova. Stoga je, u sutini, svaki blok nezavisna TE. Stepen iskorienja pretvaranja toplotne u elektrinu energiju kod savremenih TE na paru je 35 - 40 %. 35


Predavanja

Tipina konfiguracija TE na paru koja koristi fosilna goriva prikazana je na Sl. 2.26 i ine je sljedee osnovne komponente: Kotao sa loitem, bubnjem, vodogrejnim cijevima, zagrjevaem vode, pregrjevaem i dogrjevaem (meupregrjevaem) pare; Parna turbina koja moe biti jednooklopna i dvooklopna sa sekcijama visokog, srednjeg i niskog pritiska; kondenzaciona (sa ili bez meupregrijavanja) ili sa protivpritiskom; Kondenzator; Sistem za napojnu vodu (ukljuujui postrojenje za pripremu i deareator); Sinhroni generator.

Sl. 2.26 ematski prikaz TE na paru koja koristi fosilna goriva Tipina ema nuklearne TE prikazana je na Sl. 2.27. Nuklearne TE najee koriste lakovodne reaktore, sa vodom pod pritiskom (PWR) ili sa kljualom vodom (BWR) kao moderatorom. Ne ulazei u tehnoloki proces ovdje e se navesti samo osnovne komponente ovih TE: Reaktor sa sistemom za kontrolu nuklearne fisije koji je okarakterisan korienim moderatorom i rashlaivaem (kod lakovodnih reaktora to je obina voda); Primarni cirkulacioni krug radnog fluida (obina voda, teka voda ili teni metal); Generator pare (izmjenjiva toplote); Sekundarni cirkulacioni krug radnog fluida (vodena para) sa sistemom napojne vode;

36


Predavanja

Parna turbina (obino dvooklopna sa sekcijama visokog i niskog pritiska) je kondenzaciona, sa meupregrijevanjem pare; Kondenzator; Sistem za napojnu vodu; Sinhroni generator.

Sl. 2.27 ematski prikaz nuklearne TE sa lakovoednim reaktorom Elektrina snaga (na generatoru) termike jedinice na paru sa jednostepenom turbinom izraunava se prema formuli P= t gGt (ht - h0) 10-3 (2. 38)

gdje je: t (h t1 t ---koeficijent entalpija pregrijane djejstva ulazuradi t zagrijevanja vode t1pare korisnog korisnoggeneratora; tg = 0) koeficijentkoji uvaava oduzimanje toplote u ; ht specifinakoeficijent djejstva pare na turbine turbinu G protok i kroz turbinu u [kg / s]; (entalpija izraene pare na izlazu iz turbine) u [kJ / kg]. c. Gasnoturbinske TE Gasnoturbinske TE koriste tena i gasovita fosilna goriva. Kod ovih TE radni flud je vreli gas koji se dobija sagorijevanjem smjee goriva i vazduha 37


Predavanja

pod pritiskom. Kao i za TE na paru i za gasnoturbinske TE je karakteristina blokovska konfiguracija. Stepen korisnog djejstva kod ovih TE je 30 - 35 %. Na Sl. 2.28 ematski je prikazana tipina gasnoturbinska TE ije su osnovne komponente: Sistem za dovod vazduha sa kompresorom; Sistem za dovod goriva; Komora za sagorijevanje; Gasna turbina - jednostepena ili viestepena (na Sl. 2.28 turbina je sa otvorenim ciklusom); Motor za pokretanje; Sinhroni generator.

Sl. 2.28 ema jednostavne gasnoturbinske TE Odata (elektrina) snaga (na generatoru) gasnoturbinske jedinice (sa jednostepenom) izraunava se prema formuli P = gGt cp [Tut (1- 1/x) t - Tuc (x-1) / c ]10-6 gdje je: x = r ( - 1)/ r [MW] (2.39)

- izentropski parametar ciklusa; - odnos pritiska kompresije i ekspanzije;

38


Predavanja

- odnos specifinih toplota vrelog gasa pri konstantnom pritisku i zapremini; GG= GV +GG+ GV -- potronja goriva (GG Prez , zatim k planirani dodatni generatorski kapacitet kapacitet u k-tom trenutku PGD i k ukupna raspoloiva snaga PGr u k-tom trenutku. Bilansna nejednaina snaga sistema (6.3) ovdje se moe pisati kao PGr PGD + Prezk k k-1

+P

k

pM

PpM

k+1

+ Prezk

(6.18)

odakle je potreban dodatni generatorski kapacitet u k-tom trenutku 120


Predavanja

k PGDk (PpMk+1 - PkpM) + (Prez - Prezk-1 ) = nk PGjk; PGjk P kpM

(6.19)

gdje je: k PGj - snaga na pragu generatora najveeg dodatnog termikog agregata u k-tom trenutku; k nk - potreban broj novih agregata pojedinane snage PGj ; - najvea relativna veliina dodatnog agregata u odnosu na vrno k optereenje sistema P pM. Za praktinu primjenu jednaine (6.19) uvodi se aproksimacija da je relativni porast vrnih optereenja sistema u dva posmatrana diskretna vremenska trenutka (k-ti i (k+1) - i) konstantan PpMk+1

/ PpM = b

k

(6.20)

gdje je b pretpostavljeni koeficijent ravnomjernog relativnog porasta vrnih optereenja u dva definisana uzastopna vremenska trenutka. Ista pretpostavka uvodi se i za odnos potrebnih rezervi Prez / Prezk k-1

=b

(6.21)

Sl. 6.3 Dijagram promjene osnovnih pokazatelja zahtjeva EES-a i planiranih proizvodnih kapaciteta izmeu dva uzastopna diskretna 121

Eksploatacija i planiranje EES trenutka (k-tog i (k+1)-og) Takoe se pretpostavlja da je Prez = a PGjk k

Predavanja

(6.22)

gdje je "a" relativna veliina rezerve u odnosu na snagu najveeg agregata PGjk u posmatranom vremenskom intervalu [k, (k+1)]. Zamjenom izraza (6.20), (6.21) i (6.22) u (6.19), za potreban dodatni generatorski kapacitet u k-tom trenutku dobija se PGD = (b-1)( PpM + PGjk a/b) = nk PGjk odakle se za snagu najveeg agregata dobija izraz PGj = PpM (b-1) / [nk - (b-1) a/b]k k k k

(6.23)

(6.24)

Ukupni investicioni trokovi za dogradnju nk novih agregata iznose CI = nk CIj = nk csj PGj = csj PGD = csj(b-1)( P + PGjk a/b) pM gdje su: - ukupni investicioni trokovi dodatnih generatorskih kapaciteta potrebnih u k-tom vremenskom trenutku; k CIj - investicioni trokovi najveeg dodatnog generatorskog kapaciteta k snage PGj ; csj - specifini investicioni trokovi po jedinici snage agregata ija je k snaga na pragu generatora (instalisana snaga) PGj . Iz izraza (6.25) slijedi da na veliinu ukupnih investicionih trokova k novih agregata CI dominantan uticaj imaju specifini investicioni trokovi po k jedinici snage csj (koji zavise od snage agregata PGj ). Odnos investicionih trokova agregata istog tipa moe se izraziti kao CIjk / CI0 = (PGjk / PG0) (6.26) CIk k k k k k

(6.25)

gdje PG0 i CI0 predstavljaju nominalnu snagu i investicione trokove k k referentnog agregata, a PGj i CIj nominalnu snagu i investicione trokove jtog agregata koji se uporeuje, dok je empirijski utvrena vrijednost faktora izmeu 0,70 i 0,95. Uvoenjem izraza (6.26) u (6.25) dobija se

122

Eksploatacija i planiranje EES CI = CIj / PGj [(b-1)( PpM + PGj a/b)] =k k = CI0 / (PG0) (b-1) [ PpM (PGj -1 + a/b (PGj k) ] ) k k k k k

Predavanja

(6.27)

Poto je < 1, onda je i -1 < 0), iz izraza (6.27) slijedi da se ukupni k investicioni trokovi CI sastoje iz dvije komponente, od kojih jedna opada, a k druga raste sa porastom najveeg proizvodnog agregata PGj . Trokovi (6.27) imaju minimum pri d(CI )/d(PGj ) =k k = CI0 / (PG0) (b-1) [ PpM (-1)(PGj -2 + a/b (PGjk )-1] = 0 ) k k

odakle je optimalna vrijednost snage najveeg agregata kojeg treba uvesti u sistem u k-tom trenutku, uz uvaavanje ogranienja maksimalne jedinine snagek

(PGj ) = PpMk b/a (1-)/ PpMk *

k *

(6.28)

Optimalna vrijednost snage (PGj ) oigledno zavisi od od vrnog optereenja u k-tom trenutku i empirijskih koeficijenata a, b i . Pogodno je da se proraun te snage izvri za nekoliko vrijednosti koeficijenta trenda porasta vrnih optereenja b, svodei trokove (6.27) na referentni agregat iz (6.26), odakle se za definisanu etapu razvoja EES-a mogu nacrtati neophodne k karakteristine krive relativnih trokova CIj / CI0 = f(b). Na osnovu ovih krivih se donosi odluka o veliini najveeg agregata koji se moe planirati za odreeni k-ti vremenski trenutak. 6.5 Izbor najpovoljnije strukture izvora elektrine energije Ako za dogradnju (budue proirenje) stoji na raspolaganju nekoliko tipova elektrana, najprije je potrebno prouiti individualne karakteristike svakog svakog od tih moguih tipova izvora. Nakon toga, shodno bilansnim potrebama, pristupa se formiranju razliitih kombinacija izvora istog i/ili razliitih tipova, pri emu se, pored bilansnih potreba u energiji, vodi rauna i o drugim uticajnim faktorima, kao to su veliina sistema, oekivano vrno optereenje i trokovi izgradnje i eksploatacije pojedinih izvora. Na kraju, izmeu vie kombinacija elektrana slinih tehnikih performansi, bira se najekonominija kombinacija, tj. ona koja daje minimum ukupnih godinjih trokova svih elektrana u sistemu. 6.5.1 Trokovi proizvodnih agregata

123


Predavanja

Klasino planiranje razvoja konkretnog EES-a zahtijeva analizu trokova cijelog sistema za razmatrane kombinacije novih izvora, za koje se daje vremenski plan ulaska u pogon od poetne do krajnje (horizont) godine, koje e zadovoljiti zahtjeve bilansa i pouzdanosti. Dvije osnovne komponente trokova o kojima je ve bilo govora su: 1. Investicioni trokovi i 2. Eksploatacioni (pogonski) trokovi. Investicioni trokovi su svi oni trokovi neophodni da se projekat izgradnje nekog objekta realizuje. Ukupni trokovi izgradnje nekog proizvodnog agregata nominalne snage mogu se izraziti preko jednostavne relacije CI = cs PGn [n.j.] (6.29)

Komponente tih trokova na godinjem nivou su: a. Otplata zajma (kredita) za izgradnju novog izvora, b. Kamata na pozajmljena sredstva, c. porezi, doprinosi, takse i osiguranje. [n.j./god], godinji Shodno jednaini CIg = cIg CI = cIg cs PGn investicioni trokovi izraavaju se kao procenat (stopa) poetnih investicionih ulaganja (CI ). Zajedno sa stalnim trokovima pogona i odravanja oni ine fiksne godinje trokove. Ukupni godinji investicioni trokovi svih elektrana mjeovitog HE-TE sistema su CISg =

HE

CIHEg + TE

CITE

g

(6.30)

Ako se godinja stopa investicionih (u optem sluaju fiksnih) trokova g cI mijenja iz godine u godinu, umjesto cI koristi se stopa izravnatih fiksnih g godinjih trokova cFL . Eksploatacioni (pogonski) trokovi su svi trokovi koji se ostvaruju pri radu proizvodnih agregata. Mogu se precizno odrediti samo ako su poznati realni uslovi pogona za svaku buduu sedmicu (ili mjesec) u svim godinama perioda planiranja. Sastoje se iz stalnih i promjenjljivih trokova goriva (samo u sluaju TE). Ukupni godinji eksploatacioni trokovi proizvodnog sistema sug

C

g

ExS

=

HE

Cg0MHE +

TE

( C g0MTE + C ggTE ) [n.j./god]

(6.31)

124


Predavanja

gdje su ukupni trokovi pogona i odravanja HE (obuhvataju klasine i g og vg reverzibilne HE) i TE C 0M = C 0M + C 0M (uz odgovarajui indeks HE ili g TE, respektivno), a trokovi goriva HE C gHE = 0. Ukupni i prosjeni trokovi proizvodnje elektrine energije itavog proizvodnog sistema dobijaju se kao zbir investicionih (6.30) i eksploatacionih (pogonskih) trokova (6.31), (ili zbir fiksnih i promjenjljivih trokova) C gS = C gIS + CgExS = CgFS + CgvarS [n.j./god] (6.32)

a prosjeni trokovi godinje proizvedene elektrine energije na pragu elektrana sistema kao kolinik cwS = C gS / WgES [n.j./MWh]g

(6.33)

gdje je W ES oekivana (planirana) godinja proizvodnja elektrine energije na pragu elektrana itavog EES-a u [MWh]. Prosjeni trokovi godinje proizvedene elektrine energije koja se isporuuje potroaima moraju jo uzeti u obzir gubitke u prenosnoj mrei i trokove prenosa, distribucije, upravljanja i administracije, tako da se mogu izraziti kao cwSu = cwS (1 + cD) [n.j./MWh] trokove proizvedenog [MWh] elektrine energije na pragu elektrana. 6.6 Postupci planiranja razvoja izvora 6.6.1 Heuristiko planiranje razvoja izvora Heuristiko planiranje razvoja izvora predstavlja kombinaciju analize pouzdanosti (procjena LOLP - indeksa), simulacije proizvodnje i investicionih trokova u cilju donoenja detaljnih planova izgradnje novih proizvodnih kapaciteta u budunosti. Blok-ema na Sl. 6.4 ilustruje glavne faze ovog metoda. U prvom koraku formira se predlog alternativnih kombinacija moguih novih izvora koji e zadovoljiti potrebe potroaa u svakoj godini perioda planiranja. (6.34)

gdje cD predstavlja prosjene dodatne trokove u [r.j.] koji se ukljuuju u

125


Predavanja

Sl. 6.4 Blok - ema heuristikog planiranja dugoronog razvoja proizvodnih kapaciteta u EES-u Kao to se vidi iz prethodnog opisa, heuristiko planiranje razvoja izvora zahtijeva detaljne analize pouzdanosti i aktuelizaciju investicionih, eksploatacionih i ukupnih trokova, sa velikim brojem intervencija planera, zbog brojnosti opcija koje treba ispitati. Zato se ono esto naziva i "runo" ili "interaktivno planiranje", za razliku od "automatskog planiranja" gdje se koriste formalne tehnike matematike optimizacije. 6.6.2 Automatsko optimalno planiranje izvora Automatizovani metodi optimalnog planiranja razvoja izvora koriste razliite formalne postupke matematike optimizacije (linearno, nelinearno, mjeovito - cjelobrojno, dinamiko programiranje i druge) i njihove aproksimacije uklopljene u profesionalne programske pakete. Najpoznatiji profesionalni programski paketi su WASP, WIGPLAN, MNI, JASP i drugi, od kojih su najveu popularnost u posljednje dvije decenije stekli programski paketi WASP i JASP. WASP je skraenica za "Wien Automatic System Planning Package", originalno razvijen u amerikoj elektroprivrednoj kompaniji TVA ("Tennessee Valey Autority") i istraivakoj organizaciji ORNL ("Oak Ridge National Laboratory") u periodu 1972. - 1973. za meunarodnu atomsku

126


Predavanja

agenciju IAEA ("International Atomic Energy Agency") u Beu. Kasnije je razvijeno vie verzija (WASP II za termo sisteme i WASP III - za mjeovite hidro - termo sisteme). Primjena ovog modela daje zadovoljavajue rezultate u sistemima sa relativno uniformnom raspodjelom potronje i primarnih energetskih resursa, gdje nema restrikcija u pogledu lokacije novih elektrana i gdje je prenosna mrea relativno jaka. WASP III program moe razmatrati optimalno proirenje proizvodnog podsistema (do 12 kategorija izvora) u periodu do 30 godina unaprijed, uz proizvoljan broj ogranienja. Za ekonomsku ocjenu moguih opcija koristi kriterijum minimalnih kumulativnih aktuelizovanih godinjih trokova. U funkciju trokova ukljueni su aktuelizovani trokovi, svedeni na sadanju vrijednost (PVC) investicija, goriva, pogona i odravanja i redukcija (tj. neisporuene elektrine energije). Ogranienja u WASP III se odnose na zahtjeve pouzdanosti i bilanse elektrine snage i energije, kao i ostala tehnika ogranienja. Kao metod optimizacije WASP III koristi dinamiko programiranje. Investicioni i eksploatacioni (pogonski) trokovi koji se razmatraju u procesu planiranja razvoja izvora nijesu nezavisni od lokacija elektrana i konfiguracije prenosne mree. Naprotiv, ta dva faktora, kao i druge lokalne osobenosti, znatno utiu na izbor novih elektrana, o emu se u WASP programu nije vodilo rauna. U tom cilju dolo je do razvoja novih modela za dugorono planiranje razvoja izvora u kojima se svi oni, sa svojim posebnim karakteristikama, razmatraju pojedinano. Jedan od takvih modela je JASP ("Joint Automatic System Planning" ), razvijen u Kini osamdesetih godina.

7. PLANIRANJE RAZVOJA MREA 7.1 Uvod Planiranje razvoja prenosnih kapaciteta obavlja se u nekoliko odvojenih etapa, koje spadaju u domen dugoronog i srednjeronog planiranja razvoja. Osnovni zahtjev koji se postavlja u proceduri planiranja razvoja prenosnih kapaciteta jeste da prenosna mrea ne smije da predstavlja ograniavajui faktor u dopremanju elektrine energije od proizvodnih kapaciteta do potroaa u odredjenim radnim reimima. Navedeni zahtjev je posledica injenice da su elementi prenosnih mrea znatno jeftiniji od komponenti proizvodnih kapaciteta. Prema tome, planiranje razvoja prenosnih kapaciteta predstavlja poslednju etapu u cjelokupnom procesu planiranja razvoja EES-a.

127


Predavanja

Generalna formulacija problema planiranja sastoji se u sledeem: nai sve planove razvoja prenosne mree u cjelokupnom peridu planiranja, tako da su ukupni trokovi minimalni i da su zadovoljena sva nametnuta tehnika ogranienja. Postoji fundamentalna razlika izmedju procedure planiranja razvoja proizvodnih i prenosnih kapaciteta. Dok je u prvom sluaju korien osnovni model u vidu jednotakastog sistema, u ovom drugom problemu uvaavaju se sve veze izmedju izvora i potroaa, to u matematikom smislu znai da se koristi cjelokupni graf razmatrane mree. Poto u okviru jedne strategije razvoja proizvodnih kapaciteta postoji mogunost vie kombinacija mikrolokacija novih elektrana, potrebno je usvojiti i jednu njihovu kombinaciju koja e biti relevantna za povezivanje novih elektrana na prenosnu mreu. Potrebno je definisati prognozu buduih vrijednosti optereenja u svim vorovima razmatrane prenosne mree. Za to se koristi osnovna prognoza, pod kojom se podrazumijevaju vrijednosti prognoziranih veliina dobijene deterministikom metodom, ili srednje vrijednosti prognoziranih veliina, kada se koriste probabilistiki modeli. Proraun razvoja prenosnih kapaciteta obavlja se u nekoliko nezavisnih etapa: 1. Studija dogradnje prenosne mree; 2. Studija pouzdanosti prenosne mree; 3. Studija dogradnje izvora reaktivne energije; 4. Studija provjere planova razvoja prenosne mree. Prve dvije od navedenih studija spadaju u oblast dugoronog planiranja, dok se poslednje dvije mogu svrstati u domen srednjeronog planiranja razvoja EES-a. U prvoj studiji vri se planiranje dogradnje prenosne mree novim prenosnim elementima. U ovoj studiji se koristi princip sigurnosti, odnosno zahtijeva se da prenosna mrea obezbijedi nesmetano napajanje potroaa i u sluajevima unaprijed pretpostavljenih ispada proizvodnih i prenosnih elemenata. U narednoj etapi, opet na bazi potronji i tokova aktivnih snaga, potrebno je proraunati pokazatelje pouzdanosti cijelog elektroenergetskog sistema i uporediti ih sa ciljnim (graninim) vrijednostima. Ako je cjelokupna razmatrana strategija razvoja prenosne mree zadovoljila testove pouzdanosti u svim godinama perioda planiranja, mogue je pristupiti izradi tree studije koja se bavi priblematikom dogradnje izvora reaktivne energije, odnosno, zadovoljenjem naponsko/reaktivnih prilika. U okviru poslednje studije vri se detaljna provjera svih prethodno dobijenih planova razvoja prenosne mree iz razmatrane strategije razvoja, pri emu su sada obuhvaeni svi aspekti problema, odnosno tokovi i aktivnih i reaktivnih snaga.

128


Predavanja

U studijama dugoronog planiranja razvoja koriste se priblini modeli koji obuhvataju jedino tokove aktivnih snaga, dok se u studijama srednjeronog planiranja razvoja koriste modeli kako aktivnih, tako i reaktivnih snaga. Ovdje e se, ukratko, ukazati samo na osnovne zahtjeve Studije dogradnje prenosne mree. 7.2 Studija dogradnje prenosne mree Do sada je razvijen veliki broj razliitih modela za planiranje dogradnje prenosne mree. U zavisnosti od duine planiranja koji je modelom obuhvaen, razlikuju se statiki modeli u kojima je obuhvaen samo jedan interval i dinamiki modeli kojima je uzeto u obzir vie intervala (sve godine perioda planiranja). U praksi se gotovo iskljuivo primjenjuju statiki modeli. Da bi se izbjegao nedostatak koji se ogleda u tome da se mrea ovim modelom dogradjuje putem malih proirenja, u praksi se najee koristi logika planiranja za horizont godinu. Ona se sastoji iz tri osnovna koraka koji su prikazani algoritmom na Sl. 7.1. U prvom koraku se proraunavaju potrebna pojaanja prenosne mree za krajnju (horizont) godinu perioda planiranja. Ovako dobijena pojaanja se ne izvravaju nego se samo memoriu. Zatim se primjenom istog statikog modela vri proraun potrebnih pojaanja iz dogradnje prenosne mree u svim godinama perioda planiranja, poevi od prve do poslednje godine. Konano, kada je dostignuta horizont godina perida planiranja, vri se provjera da li su ukupna pojaanja prenosne mree u skladu sa prvobitnim rjeenjem za horizont godinu. U sluaju negativnog odgovora, potrebno je vratiti se na drugi korak procedure planiranja dogradnje prenosne mree i primijeniti drugaiju strategiju dogradnje. Prvi korak u globalnom algoritmu prorauna dogradnje prenosne mree predstavlja uitavanje polaznih podataka. U narednom koraku, sprovodi se procedura analize sigurnosti. Ovdje se kao osnovni kriterijum koristi deterministiki princip sigurnosti, prema kojem se zahtijeva zadovoljenje postavljenih tehnikih ogranienja u svim unaprijed pretpostavljenim radnim reimima.Proraunati potrebna pojaanja prenosne mree u horizont godini perioda planiranja

Uzeti u razmatranje sledeu godinu perioda planiranja (poinje se od prve godine)

Proraunati potrebna pojaanja prenosne mree u razmatranoj godini i dograditi mreu u skladu sa rjeenjem iz horizont godine

129


Predavanja

Sl. 7. 1 Algoritam planiranja dogradnje prenosne mree

Ako u bilo kom od analiziranih reima postoji preoptereenje bar jednog prenosnog elementa, neophodno je prei na trei, u metodolokom smislu, najvaniji korak algoritma, a to je definisanje najboljih grana, kandidata za pojaanje prenosne mree. U okviru poslednjeg koraka najprije se sve prethodno memorisane grane kandidati za pojaanje redjaju po efikasnosti za eliminisanje preoptereenja, da bi se zatim izvrila dogradnja prenosne mree jednim (najboljim) elementom. U sluaju postojanja preptereenja grana, postupak se vraa na istu godinu perioda planiranja, u cilju provjere adekvatnosti uvedenog pojaanja. Iz navedenog algoritma je oigledno da se u jednoj godini perioda planiranja vri odabir izmedju vie moguih grana za pojaanje mree. Cjelokupna procedura se ponavlja i u ostalim godinama perioda planiranja, odakle se vidi da se jednim proputanjem algoritma sa Sl.7.1 dolazi do jedne strategije razvoja prenosne mree. Uzastopnim proputanjem algoritma sa slike dolazi se do stabla odluke. Kao najbolja strategija usvaja se ona koja zahtijeva minimalne ukupne trokove. Svi potrebni podaci se mogu podijeliti u tri osnovne grupe: 1. Podaci o prognoziranim potronjama; 2. Podaci o proizvodnim kapacitetima; 3. Podaci o prenosnoj mrei. U okviru prve grupe podataka, zahtijevaju se podaci o prognozama aktivnih snaga potronje svih vorita razmatrane prenosne mree, u svim godinama perida planiranja. U pogledu druge grupe podataka, osnovni podaci su ogranienja minimalne i maksimalne aktivne snage proizvodnje, kao i redosled angaovanja agregata. Neophodni su podaci i o topolokoj 130


Predavanja

povezanosti, maksimalnim propusnim sposobnostima, kao i investicionim trokovima elemenata prenosne mree. Na kraju je potrebno dodati i spisak dozvoljenih koridora za izgradnju novih dalekovoda. Slino kao i u sluaju planiranja razvoja izvora, razvijeni su kompleksni raunarski paketi za planiranje razvoja prenosnih mrea. Jedan od takvih paketa koji se koristio u prethodnoj Jugoslaviji je programski paket TRANSPLAN (skraenica od "TRANSMITION PLANING"). Taj paket je razvijen u belgijskoj firmi "System Europe" krajem sedamdesetih godina. Sve naprijed reeno o planiranju EES-a, odnosno njegovih podsistema, govori da su u pitanju veoma kompleksni postupci koji, pored solidnih baza podataka, zahtijevaju odgovarajue komercijalne softverske pakete (sa brojnim programskim blokovima) i veoma iskusne timove eksperata za njihovo korienje i interpretaciju dobijenih rezultata. Takoe, procedura planiranja razvoja EES-a nije statiki, ve dinamiki proces. Naime, tokom vremenski dugog perioda koji protekne izmeu planiranja i poetka eksploatacije, mogu se promijeniti, kako ulazne pretpostavke, tako i same karakteristike EES-a. Promjene u sastavu potroaa, strukturi proizvodnog podsistema, konfiguraciji prenosne i distributivnih mrea, napredak u tehnologiji osnovne opreme itd., mogu esto zahtijevati i promjene usvojenih principa planiranja razvoja EES-a. Zato ti principi ne smiju biti skup tvrdih i nepromjenjljivih dogmi, ve elastina pravila koja se mogu lako prilagoditi stvarnoj situaciji i promjenama tokom pojedinih faza razvoja sistema u periodu planiranja. Oni treba da omogue relativno jednostavnu aktuelizaciju planova razvoja, bilo u regularnim vremenskim intervalima, bilo poslije nekih veih promjena prilika u sistemu, ili promjena ulaznih pretpostavki u modelima iz kojih se sastoji paket za planiranje razvoja sistema. Korieni modeli moraju biti prilagoeni specifinostima sistema koji se razmatra, to iskljuuje prosto preuzimanje i primjenu brojnih stranih metodologija koje se pojavljuju na tritu, bez prethodne provjere i neophodnih prilagoavanja na specifine lokalne prilike u sistemu koji se razmatra.

Literatura 1. Milan S. alovi, Andrija T. Sari: Eksploatacija Elektroenergetskih Sistema, Beopres, Beograd 1999. g. 2. Milan S. alovi, Andrija T. Sari: Planiranje Elektroenergetskih Sistema, Beopres, Beograd 2000. g.

131


Predavanja

3. R. L. Sullivan: Power System Planning, McGraw Hill, New York, NY, USA, 1977 4. H.Poar: Snaga i Energija u Elektroenergetskim Sistemima, Svezak 1 i 2, II izdanje, Informator, Zagreb, 1983 5. B. Udovii: Elektroenergetika, kolska knjiga, Zagreb, 1983 6. T.W. Berrie: Power System Economics, IEEE Power engineering, Series 5, Peter Peregrinus Ltd, London, UK.

132

eksploatacija i planiranje ees-predavanja1

Documents

planiranja ees

eksploatacija ees

bilansi elektrine energije

planiranje ees literatura

izvori elektrine energije

te na paru

termoelektrane te

gasnoturbinske te