Kratak sadraj U radu je izvrena analiza uticaja izgradnje vetroelektrana na eksploataciju proizvodnih kapaciteta EPS-a. Analiziran je uticaj balansiranja proizvodnje vetroelektrana na rad proizvodnih kapaciteta EPS-a budui da je drava kao balansno odgovornu stranu za sve one proizvoae koji na osnovu Uredbe o merama podsticaja za proizvodnju elektrine energije korienjem obnovljivih izvora energije i kombinovanom proizvodnjom elektrine i toplotne energije dobiju mere podsticaja, odredila EPS. Osim balansiranja, EPS je u obavezi da otkupi svu proizvodnju povlaenih proizvoaa u periodu od 12 godina od trenutka sklapanja ugovora sa povlaenim proizvoaem elektrine enrgije, to praktino znai da bi vetroelektrane sa aspekta planiranja (kako kratkoronog tako i dugoronog) trebalo posmatrati kao kapacitete EPS-a. U skladu sa tim, u radu je razmotreno kakve e efekte sa aspekta hidro-termo-vetro koordinacije izazvati uklapanje vetroelektrana u proizvodne kapacitete EPS-a. Takoe, u radu su predloena reenja za optimizaciju rada proizvodnih kapaciteta EPS-a u novim uslovima sa posebnim akcentom na izgradnji reverzibilne hidroelektrane Bistrica kao mogueg reenja.

Kljune rei Vetroelektrane Balansiranje Hidro-termo-vetro koordinacija

1 UVOD Ratifikacijom Ugovora o osnivanju energetske zajednice, Srbija je, izmeu ostalog, prihvatila obavezu da donese i realizuje plan primene direktive 2009/28/EZ o promovisanju proizvodnje elektrine energije iz obnovljivih izvora energije. U skladu sa tim, doneta je Uredba o merama podsticaja za

Vojvode Stepe 412, 11000 Beograd, Srbija; rados.cabarkapa@eps.rs

ANALIZA UTICAJA UKLAPANJA VETROELEKTRANA U EES SRBIJE NA EKSPLOATACIJU PROIZVODNIH KAPACITETA EPS-a

RADO ABARKAPA1, ELJKO URII2, PETAR KUJUNDI1, MIODRAG VULI1

1JP ELEKTROPRIVREDA SRBIJE 2ELEKTROTEHNIKI FAKULTET UNIVERZITETA U BEOGRADU

BEOGRAD

SRBIJA

R C5 12

2

proizvodnju elektrine energije korienjem obnovljivih izvora energije i kombinovanom proizvodnjom elektrine i toplotne energije. Donoenje ove uredbe je podstaklo veliko interesovanje potencijalnih investitora u obnovljive izvore energije tako da se narednih godina oekuje izgradnja znaajnih kapaciteta u ovoj oblasti.

Meu zainteresovanim investitorima najvee interesovanje vlada za izgradnju vetroelektrana, a u poslednje vreme je prisutna i sve vea zainteresovanost za izgradnju solarnih elektrana. Oba ova izvora elektrine energije se odlikuju izrazito stohastinom proizvodnjom, tako da je i sa najnovijim softverskim alatima jako teko postii da greka u prognozi njihove proizvodnje bude manja od 15% (misli se na prognozu dan unapred). Odstupanje od planirane proizvodnje iz obnovljivih izvora energije potrebno je nadomestiti promenom proizvodnje konvencionalnih elektrana, odnosno potrebno je izvriti balansiranje proizvodnje iz obnovljivih izvora energije. Kao balansno odgovornu stranu za sve one proizvoae koji na osnovu gore navedene uredbe dobiju mere podsticaja drava je odredila EPS. I dok se prema vaeoj zakonskoj regulativi (uredbi) prava na mere podsticaja za solarnu energiju ograniavaju na ukupnu instalisanu snagu do 10 MW, kao limit za mere podsticaja za proizvodnju elektrine energije iz energije vetra odreena je ukupna instalisana snaga od 500 MW (300 MW od 2015. god. + 200 MW od 2020. god.), to bi EPS-u moglo prouzrokovati velike probleme u vezi sa balansiranjem istih. Osim balansiranja, EPS je u obavezi da otkupi svu proizvodnju povlaenih proizvoaa u periodu od 12 godina od trenutka sklapanja ugovora sa povlaenim proizvoaem elektrine energije, to praktino znai da bi vetroelektrane sa aspekta planiranja trebalo posmatrati kao kapacitete EPS-a. U skladu sa tim, trebalo bi razmotriti kakve e efekte sa aspekta hidro-termo-vetro koordinacije izazvati uklapanje proizvodnje vetroelektrana u proizvodne kapacitete EPS-a.

U prethodnom periodu je dosta vie panje poklanjano analizi uticaja vetroelektrana na rad prenosnog sistema, dok je analiza uticaja vetroelektrana na rad proizvodnih kapaciteta izostala. U ovom radu su analizirane posledice hidro-termo-vetro koordinacije (2. poglavlje) i balansiranja vetroelektrana (3. poglavlje) na eksploataciju proizvodnih kapaciteta EPS-a. Kao osnova za prethodno navedene analize su iskorieni rezultati (u pogledu karakteristika vetra) i zakljuci dobijeni u studiji Analiza karakteristika vetra u junom Banatu i uslovi integracije vetroelektrana u EES Srbije [1] iji je akcenat bio na analizi uticaja vetroelektrana na rad prenosnog sistema i koja se odnosila na ukupnu instalisanu snagu vetroelektrana u junom Banatu od 800 MW. Kako je postojei limit za mere podsticaja za proizvodnju elektrine energije iz energije vetra 500 MW, u poglavlju 3.2 je analiza izvrena tako to su rezultati iz studije [1] sa 800 MW svedeni na limit od 500 MW. To je bilo mogue uraditi prostim skaliranjem budui da se praktino sve mikrolokacije perspektivnih vetroelektrane u junom Banatu (koji je najperspektivniji region u Srbiji) odlikuju vrlo slinom klimatologijom u pogledu vetra, to je izmeu ostalog i potvreno namenskim merenjima brzine vetra koja se sprovode u vie taaka u ovom regionu.

2 HIDRO-TERMO-VETRO KOORDINACIJA Sa stanovita hidro-termo-vetro koordinacije vano je poznavati godinji (po mesecima) i dnevni (po asovima od 0 do 24) profil proizvodnje vetroelektrana.

2.1 Godinji profil proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu

Na osnovu raspoloivih viegodinjih mernih podataka o brzini vetra u vie taaka u regionu junog Banata i karakteristika snage realnih modernih vetroagregata izvrena je procena mesene proizvodnje perspektivnih vetroelektrana u junom Banatu. Uporednom analizom godinjeg dijagrama proizvodnje elektrine energije vetroelektrana u junom Banatu (slika 1) i godinjeg dijagrama potronje elektrine energije u EES Srbije (slika 2) moe se zakljuiti da godinji profil proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu sa energetskog stanovita u dobroj meri odgovara konzumu EES Srbije, sa izuzetkom ranog prolea (mart i april) kada je proizvodnja vetroelektrana najvea, a konzum belei tendenciju opadanja.

3

Slika 1 - Prosena neto snaga proizvodnje elektrine energije vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) po mesecima

Situacija je bitno drugaija kada se pogleda struktura proizvodnje proizvodnih kapaciteta EPS-a po mesecima (slika 2) koju u najveoj meri diktiraju dotoci na protonim hidroelektranama.

Slika 2 - Kretanje dnevne proizvodnje i konzuma EPS-a u toku 2012. godine

Uklapanjem vetroelektana u EES Srbije, problemi bi poeli da se javljaju poetkom marta kada konzum krene da opada, a proizvodnja protonih elektrana (slika 2) da raste, dok bi kulminacija bila tokom aprila. U tom periodu je i proizvodnja vetroelektrana maksimalna, pa bi zbog njihovog uklapanja trebalo izvriti odreene izmene u izradi godinjeg elektroenergetskog bilansa u odnosu na aktuelnu metodologiju.

4

Po jednoj opciji, mogue je planirati dodatnu prodaju band (celodnevna od 0 do 24h) energije, ili eventualno off peak (nona od 23 do 07h) energije (ija je cena neretko nia od trokova proizvodnje energije iz EPS-ovih elektrana) u periodu prolea, ali je potrebno imati u vidu injenicu da je cena elektrine energije tada najnia kao i da je EPS ionako prinuen da prodaje znaajne koliine band energije u tom periodu godine zbog izuzetno krutog sistema uzrokovanog velikim dotocima na protonim hidroelektranama.

Po drugoj opciji, mogue je planirati dodatno potiskivanje (odnosno remontovanje) termo blokova, koje je ionako najvee u tom periodu (slika 2). Uproeno gledano, neuvaavajui dnevnu dinamiku proizvodnje i potronje, to bi sa isto energetskog stanovita znailo da bi u tom periodu godine umesto jednog termo bloka snage 200 MW (gde 200 MW predstavlja prosenu neto snagu proizvodnje elektrine energije vetroelektrana u junom Banatu ukupne instalisane snage 500 MW u periodu mart-april) imali vetroelektranu ukupne instalisane snage 500 MW.

Bez obzira za koju se opciju odluili, neminovno je da bi se fleksibilnost sistema u odreenoj meri naruila kao i da bi dolo do izvesnog poveanja preliva u periodu prolea. Takoe, uklapanjem vetroelektrana dolo bi do znaajno vee upotrebe akumulacionih hidroelektrana u nioj sezoni (prolee-leto), a glavni razlog za to je izgled dnevnog profila proizvodnje vetroelektrana koji je detaljno razraen u narednom poglavlju (2.2).

2.2 Dnevni profil proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu

U pogledu proizvodnje vetroelektrane razlikuju se dva godinja perioda: koavski (oktobar april) i nekoavski (maj septembar). Proizvodnja je znaajno vea u toku koavskog perioda, nego u toku nekoavskog perioda (slika 1). Kako uklapanje vetroelektrana ne bi znaajnije uticalo na planiranje rada proizvodnih kapaciteta EPS-a u periodu oktobar februar s obzirom na injenicu da tada u sistemu postoji dovoljan nivo negativne tercijarne rezerve dok bi vetroelektrane doprinele poveanju nivoa pozitivne tercijarne rezerve, analiza je ograniena na periode mart april i maj septembar kada se i oekuju najvei problemi u pogledu hidro termo vetro koordinacije. Odgovarajui dnevni dijagrami proizvodnje vetroelektrana za periode mart april i maj septembar prikazani su na slici 3.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24240

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260260

vreme [h]

El.

snag

a [M

W]

Mart - AprilMaj - Septembar

Slika 3 Tipini dnevni dijagrami proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) za prosean dan u periodima martapril i maj-septembar

5

Analizom dnevnih dijagrama proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu mogu se izvesti sledei zakljuci:

Prosena neto snaga agregirane vetroelektrane (ukupne instalisane snage 500 MW) u periodu mart april iznosi 200 MW, a u periodu maj - septembar 111 MW.

Snaga proizvodnje je znaajno vea u toku nonih sati nego danju. Proseni faktor neravnomernosti dijagrama proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu (kolinik minimalne i maksimalne srednje satne snage proizvodnje) za period mart april iznosi 0.66, a za period maj septembar 0.46. Ovakav dnevni profil proizvodnje je posledica dnevnih promena stabilnosti atmosfere. U toku dana atmosfera je obino nestabilna i nju karakterie slab prirataj brzine vetra sa visinom. U toku nonih sati atmosfera je po pravilu stabilna i nju karakterie jak prirataj brzine vetra sa visinom. Nestabilnost atmosfere je naroito izraena u toku letnjih dana, pa je i neravnomernost dijagrama proizvodnje izraena u letnjim mesecima.

Upravo je neravnomernost proizvodnje vetroelektrana, odnosno injenica da je njihova proizvodnja znaajno vea tokom noi nego tokom dana (pogotovo u nekoavskom periodu) glavni razlog zbog kojeg e se upotreba akumulacionih hidroelektrana znaajno poveati tokom nie sezone (prolee - leto) to e usloviti znaajno nii sadraj akumulacija pred viu sezonu (jesen - zima), kada je potreba za akumulacionim hidroelektranama najvea (odnosno kada je cena peak elektrine energije najvea). Da bi bilo jasnije o kakvom je problemu re, pored dnevnog profila proizvodnje vetroelektrana, potrebno je poznavati i tipine dnevne profile proizvodnje konvencijalnih elektrana u okviru sistema EPS-a, odnosno izglede karakteristinih dnevnih dijagrama proizvodnje i potronje za vreme prolea i leta s obzirom na to da se u tim periodima godine oekuju najvei problemi u vezi sa uklapanjem vetroelektrana u EES Srbije.

Izgled dnevnog dijagrama proizvodnje i potronje EPS-a za karakteristian dan u periodu mart - april prikazan je na slici 4.

Slika 4 - Dnevni dijagram proizvodnje i potronje EPS-a za karakteristian dan u periodu mart - april

6

Period prolea, a pogotovo mesece mart i april, karakteriu izuzetno veliki dotoci na profilima protonih hidroelektrana zbog ega je neophodno da protone hidroelektrane tokom veeg dela dana rade sa maksimalnom snagom (slika 4) kako bi se obradili dnevni dotoci i izbegli prelivi ukoliko je to mogue. To podrazumeva i znaajnu (tokom veeg dela prolea i maksimalnu) proizvodnju protonih hidroelektrana tokom noi koja potiskuje termo proizvodnju zbog ega je vei broj termoblokova u tom periodu godine u remontu dok se blokovi koji se nalaze u pogonu tokom noi obaraju na tehniki minimum u cilju prolaska kroz noni minimum potronje. S tim u vezi, tokom nonih asova neophodno je i angaovanje obe maine u RHE Bajina Bata u pumpnom reimu. S druge strane, rast konzuma u toku dana mogue je ispratiti jedino podizanjem termoelektrana na nominalno optereenje, i ukoliko to nije dovoljno, to je najee sluaj, angaovanjem akumulacionih hidroelektrana (ukljuujui i RHE Bajina Bata u generatorskom reimu) kako bi se pokrio vrh dijagrama optereenja budui da na protonim hidroelektranama najee nema prostora za podizanje snage u odnosu na njihovo angaovanje kroz no. Vano je napomenuti da idealna eksploatacija akumulacionih hidroelektrana sa sezonskim skladitenjem vode podrazumeva da se iz nie sezone izae sa praktino punim akumulacijama (ostavlja se samo onoliko prostora koliko je potrebno da bi se izbegao preliv u sluaju ekstremno velikih dotoka), kako bi se najvei deo sadraja akumulacije iskoristio za vreme vie sezone. Na taj nain se postie najbolje vrednovanje energije iz akumulacija budui da je u tom periodu godine potranja za vrnom elektrinom energijom (a samim tim i cena) najvea. U tom smislu znaajnija upotreba sezonskih akumulacija za vreme nie sezone, a samim tim i za vreme prolea, nije poeljna, ali je neophodna zbog izuzetno krute proizvodnje uzrokovane velikom dotocima na protonim hidroelektranama.

Da bi se ispitali efekti uklapanja vetroelektrana na eksploataciju akumulacionih hidroelektrana, u okviru ove take je izvrena analiza pod pretpostavkom idealizovane proizvodnje vetroelektrana koja odgovara prosenom dnevnom dijagramu proizvodnje (slika 3), to znaajno odstupa od realnosti imajui u vidu dnevne fluktacije u proizvodnji vetroelektrana. Efekti dnevnih fluktacija analizirani su u okviru 3. poglavlja koje se bavi balansiranjem vetroelektrana.

Sa slike 3 moemo videti da je prosena neto snaga proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) u periodu mart - april za vreme nonog minimuma (peti sat) priblino 230 MW. Tome dodajmo injenicu da se (prema iskustvima nemakih operatora prenosnog sistema pre nego to su 2010. godine poeli udrueno da vre alokaciju i aktivaciju rezervnih kapaciteta ime su postigli veu disperzovanost proizvodnje iz intermitenthih izvora, rezervnih kapaciteta i potronje, i na taj nain smanjili ukupnu potrebu za rezervnim kapacitetima[6]) uklapanjem nedisperzovanih vetroelektrana zbog greke u prognozi dan unapred poveava iznos potrebne negativne rezerve za 1214% od ukupnog instalisanog kapaciteta vetroelektrana (u zavisnosti od udela proizvodnje vetroelektrana u bruto potronji) [2]. To praktino znai da e u poreenju sa postojeom situacijom u periodu mart-april biti neophodno dodatno potiskivanje termo proizvodnje koje e u proseku biti vee od 230MW+0,13500MW=295MW u cilju prolaska kroz noni minimum potronje kako bi se napravio prostor za 500MW vetroelektrana. Kako u trenutnim okolnostima u periodu mart - april termoelektrane u toku noi u veini sluajeva ve rade na tehnikom minimumu (negativnu tercijarnu rezervu praktino predstavljaju tehniki prelivi na protonim hidroelektranama), jasno je da nee biti mogue dodatno obaranje snage na termo blokovima koji su u pogonu, ve e biti neophodno potiskivanje blokova u hladnu rezervu (ili eventualno planiranje remonata) kako bi se obezbedila dovoljna rezerva nanie kod termoelektrana i na taj nain izbeglo prelivanje vode na protonim hidroelektranama zbog angaovanja u tercijarnoj regulaciji snage. Sa stanovita ove analize, to je istovetno kao kad bi u pomenutom periodu godine jedan ili vie termo blokova iji su tehniki minimumi zbirno vei od 295 MW bili konstantno van pogona. Primera radi, taj uslov zajedno zadovoljavaju blok G u TE Morava (tehniki minimum 80 MW) i blok G-3 u TENT A (tehniki minimum 220 MW) koji bi tokom dnevnih asova uglavnom bili na nominalnom optereenju (zbirno 100 MW + 280 MW = 380 MW). U praksi, to e svakako izgledati drugaije, tako da e se veliina blokova, odnosno blokovi koji je potrebno da se potisnu, odreivati u skladu sa trenutnom elektroenergetskom situacijom koju e, pored prognoze proizvodnje vetroelektrana na nedeljnom horizontu, kreirati i prognoza konzuma, prognoza dotoka na profilima

7

protonih hidroelektrana, trenutna cena elektrine energije na tritu, plan remonata blokova, eventualna oteenja ili manji kvarovi na blokovima u pogonu, efikasnost blokova...

Sa druge strane, za razliku od termoelektrana, koje u odnosu na angaovanje kroz no podiu snagu na nominalno optereenje, vetroelektrane bi u veini sluajeva obarale snagu tako da bi 500 MW vetroelektrana u proseku tokom dnevnih asova proizvodilo 160 MW, ime bi se u odnosu na postojeu situaciju u prsenom danu stvorio disbalans od 380MW-160MW=220MW koji bi se najveim delom pokrivao iz akumulacionih hidroelektrana, odnosno RHE Bajina Bata. Zbog toga je izraunat prosean broj sati (uzimajui u obzir podatke od 2007. do 2010. godine) na mesenom nivou u kojima je bar jedna od akumulacionih hidroelektrana bila na mrei sa snagom veom od 40 MW (kako bi se izbeglo uraunavanje angaovanja Vlasinskih HE zbog obrade meudotoka) u periodu od 07h do 20h (tabela 1).

Tabela 1 - Broj sati (uzimajui u obzir podatke od 2007. do 2010. godine) na mesenom nivou u kojima je bar jedna od akumulacionih hidroelektrana bila angaovana u periodu od 07h do 20h

Mesec/God. 2007 2008 2009 2010 Prosek

Januar 331 391 323 389 358,5 Februar 309 356 296 332 323,25 Mart 348 356 326 399 357,25 April 332 347 382 379 360 Maj 289 213 294 402 299,5 Jun 318 272 283 381 313,5 Jul 299 243 374 368 321 Avgust 350 247 353 269 304,75 Septembar 212 354 235 290 272,75 Oktobar 268 247 277 336 282 Novembar 368 193 340 342 310,75 Decembar 398 238 342 387 341,25

Total 3822 3457 3825 4274 3844,5

Dakle, dolazimo do zakljuka da bi se upotreba akumulacionih hidroelektrana u periodu mart-april uveala za najmanje 220MW(357,25+360)h=157 795 MWh. Potrebno je napomenuti da bi najvei deo ove energije bio utroen iz skupljih akumulacija.

I dok je tokom prolea najvei problem krut reim proizvodnje, u toku leta najvei problem predstavlja izgled dnevnog dijagrama potronje. Naime, letnju sezonu karakteriu izuzetno niski noni minimumi zbog ega je neophodno da tokom leta bude potisnuto (odnosno remontovano) preko 1000 MW termoelektrana. S druge strane, poslednjih godina je dolo do intenzivne instalacije rashladnih ureaja (oko 1000 MW) to je uticalo na znaajno poveanje veernjeg vrha, tako da razlika izmeu maksimalnog i minimalnog optereenja sistema u toku letnjeg perioda povremeno dostie i 2000 MW. Osim toga, uticaj rashladnih ureaja od ranih jutarnih do kasnih veernjih asova je prilino ravnomeran i u veini sluajeva je praen angaovanjem akumulacionih hidroelektana.

Izgled dnevnog dijagrama proizvodnje i potronje EPS-a za karakteristian dan u periodu maj - septembar prikazan je na slici 5.

8

Slika 5 - Dnevni dijagram proizvodnje i potronje EPS-a za karakteristian dan u periodu maj - septembar

Sa slike 3 moemo videti da je prosena neto snaga proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) u periodu maj - septembar za vreme nonog minimuma (peti sat) priblino 150 MW. Uvaavajui poveanje potrebnog iznosa negativne rezerve zbog greke u prognozi proizvodnje vetroelektrana dobijamo da je u poreenju sa postojeom situacijom u periodu maj-septembar neophodno dodatno potiskivanje jednog ili vie termoblokova iji su tehniki minimumi zbirno vei od 150MW+0,13500MW=215MW. Primera radi, taj uslov samostalno zadovoljava blok G-4 u TENT-u A iji je tehniki minimum 220 MW. Pomenuti termo blok bi tokom dnevnih asova u periodu maj - septembar u veini sluajeva radio na nominalnom optereenju sa snagom od 280 MW, dok bi vetroelektrane u veini sluajeva obarale snagu u odnosu na none sate, tako da bi 500 MW vetroelektrana u proseku tokom dnevnih asova proizvodilo 80 MW, ime bi se u odnosu na postojeu situaciju stvorio disbalans od 280MW-80MW=200MW koji bi se najveim delom pokrivao iz akumulacionih hidroelektrana, odnosno RHE Bajina Bata.

Na osnovu prethodnog, uvaavajui podatke o angaovanju akumulacionih hidroelektrana u periodu maj - septembar iz tabele 1, dolazimo do zakljuka da bi se upotreba akumulacionih hidroelektrana (i to onih skupljih) u pomenutom periodu godine uveala za najmanje:

200MW(299,5+313,5+321,5+304,75+272,5)h = 302 307 MWh.

Kako je razlika u ceni izmeu vrne (peak) energije za vreme vie i nie sezone oko 10/MWh, uklapanje vetroelektrana bi prouzrokovalo godinji gubitak zbog uveanog utroka energije iz akumulacionih hidroelektrana za vreme nie sezone od najmanje:

(157 795 + 302 307)MWh 10/MWh = 4 601 020 .

U cilju ouvanja sadraja akumulacija za viu sezonu, bie neophodna kupovina vrne energije za vreme nie sezone (jer je tada jeftinija) kako bi se smanjila kupovina za vreme vie sezone, i pored toga to e proizvodnja vetroelektrana u toku vie sezone u odreenoj meri smanjiti potrebu za vrnom energijom u toku iste.

9

Jedan od moguih naina da se izbegne potiskivanje termoblokova za vreme nie sezone i na taj nain smanji upotreba akumulacionih hidroelektrana je prodaja none (off peak) energije, to e u najveoj meri zavisiti od njene cene koja je neretko nia od trokova proizvodnje u EPS-ovim termoelektranama, ali nekada i prodaja off peak energije ispod proizvodne cene predstavlja optimalno reenje imajui u vidu efekte koji se postiu radom termoelekrana za vreme dnevnih asova.

Kao mogue reenje namee se i izgradnja RHE Bistrica (4x175MW) koja bi sa svojim opsegom snaga od 1380MW [-680 MW, 700 MW] u potpunosti reila problem kako pozitivne, tako i negativne tercijarne rezerve. Na taj nain bi se u potpunosti moglo izbei potiskivanje termo blokova u hladnu rezervu. Ipak, u tom sluaju bi se znaajan deo none proizvodnje vetroelektrana (koja je dominantna) koristio za pumpanje vode u akumulacije Zaovine (akumlacija od RHE Bajina Bata sadraja 194 GWh), odnosno Klak (projektovana akumulacija od RHE Bistrica sadraja 70 GWh ). S obzirom na to da je subvencionisana cena za energiju proizvedenu iz vetroelektrana 92 /MWh, a stepen iskorienja reverzibilnog ciklusa kod najnovijih postrojenja oko 0,75, to zapravo znai da realna subvencionisana cena za prepumpanu energije iz vetroelektrana iznosi

3 BALANSIRANJE PROIZVODNJE VETROELEKTRANA

Vetroelektrane se odlikuju izrazito stohastinom proizvodnjom, tako da je i sa najnovijim softverskim alatima jako teko postie da prosena normalizovana relativna greka u predikciji satne proizvodnje bude manja od 10% (misli se na prognozu dan unapred). Odstupanje od planirane proizvodnje vetroelektrana potrebno je nadomestiti promenom proizvodnje konvencionalnih elektrana.

Oteavajuu okolnost u pogledu balansiranja vetroelektrana predstavlja injenica da e veina perspektivnih vetroelektrana pripadati istoj klimatologiji u pogledu vetra (nalazie se na prostoru junog Banata), tako da e se greke u proceni proizvodnje pojedinanih vetroelektrana praktino algebarski sabirati [1].

U pogledu balansiranja proizvodnje vetroelektrana potrebno je analizirati sluajeve koji postoje pri stabilnim uslovima vetra, pri naglim promenama brzine vetra, kao i pri jakim vetrovima koji dovode do iskljuenja (ispada) vetroelektrane iz sigurnosnih razloga. Kako su jaki vetrovi koji dovode do iskljuenja vetroelektrane retki u junom Banatu [1], oni su izostavljeni iz ove analize. Ipak, trebalo bi napomenuti da je u danima kada se prognozira brzina vetra bliska onoj koja dovodi do iskljuenja vetroelektrane potrebno imati stoprocentnu rezervu (kako pozitivnu, tako i negativnu) samo za potrebe balansiranja rada vetroelektrana.

3.1 Uslovi balansiranja snage vetroelektrana pri stabilnim uslovima vetra

U stabilnim uslovima vetra, koji su ujedno i najzastupljeniji, proizvodnja vetroelektrana je kvazistacionarna i njena predikcija je od kljune vanosti za optimalno dimenzionisanje i alokaciju balansnih kapaciteta u sistemu, kao i za optimalnu hidro-termo-vetro koordinaciju. Zbog toga je potrebno razviti sisteme za kratkoronu predikciju proizvodnje vetroelektrana sa petnaestominutnom rezolucijom (do pet sati unapred), predikciju proizvodnje za 24 sata unapred sa satnom rezolucijom, kao i dugoronu predikciju proizvodnje na nedeljnom horizontu.

Od posebnog znaaja za optimalno planiranje rada proizvodnih kapaciteta je dugorona (na nedeljnom kao i na dvodnevnom nivou) predikcija proizvodnje vetroelektrana budui da je praksa da se termo kapaciteti nikada ne potiskuju u hladnu rezervu na manje od 2 dana (razlog za to su velika termika naprezanja koja trpi blok kao i veliki trokovi pokretanja bloka). Pri tome, dodatnu oteavajuu okolnost predstavlja injenica da je kriva snage vetrogeneratora (slika 6) najosetljivija za brzine vetra koje se nalaze u intervalu od 6 m/s do 10 m/s a koje su ujedno i najzastupljenije sa ueem od oko 40% u godinjoj raspodeli brzine vetra (slika 7) u junom Banatu. Primera radi, greka u proceni

10

brzine vetra od 1 m/s iz tog intervala, ako se zna da e se veina perspektivnih vetroelektana nalaziti na prostoru junog Banata prouzrokuje greku u snazi od oko 100 MW (za 500 MW vetroelektrana), to na dvodnevnom nivou predstavlja razliku u energiji od oko 5 GWh. Zbog toga, pogrena odluka o potiskivanju (odnosno nepotiskivanju) bloka u hladnu rezervu moe prouzrokovati znaajan utroak energije iz akumulacionih hidroelektrana ili, u suprotnom, znaajne koliine prepumpane energije (pre svega za vreme vikenda).

Slika 6 - Karakteristika snage vetroagregata Vestas V90, 2 MW

0 5 10 15 20 250

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

brzina vetra [m/s]

cest

ina

javl

janj

a

Slika 7 - Funkcija raspodele gustine verovatnoe brzine vetra prema Rajlijevoj raspodeli i odgovarajui normalizovani diskretni histogram brzine vetra na lokaciji Dolovo

11

3.2 Uslovi balansiranja snage pri naglim promenama brzine vetra

Uklapanjem vetroelektrana u EES Srbije, najvei problemi bi se javljali pri naglim promenama brzine vetra koje se ne mogu predvideti ak ni u kratkoronim prognozama i koje se automatski preslikavaju na promenu proizvodnje vetroelektrana (zbog male inertnosti sistema vetroagregata). Imajui u vidu injenicu da je namenskim merenjima potvreno da u ciljnom regionu i pri nestabilnim vetrovima postoji velika slinost u profilu brzine vetra, potrebno je da u sistemu postoje velike rezerve balansnih snaga koje moraju da budu vrlo fleksibilne (na primer hidroelektrane). Osim toga, nagle promene proizvodnje vetroelektrana bi dovele i do veih naprezanja agregata ukljuenih u regulaciju snage i uestanosti. Kao jedno od moguih reenja za prevazilaenje prethodno nabrojahih problema namee se ogranienje promene snage koje bi se zadavalo svakoj vetroelektrani sa fiksnom vrednou

maksimalnog gradijenta porasta snage [1].

Na taj nain se postie pozitivan efekat u smislu smanjenja udara snage proizvodnje vetroelektrana, dok negativan efekat predstavlja smanjenje efikasnosti vetroelektrane, odnosno godinje proizvodnje. Na slici 8 prikazane su promene snage 800 MW vetroelektrana za razliite vrednosti

za karakteristian dan sa naglim promenama brzine vetra.

Slika 8 - Promene snage 800 MW vetroelektrana za karakteristini dan za razliite vrednosti

Za analizirani karakteristian dan vetroelektrana bi u periodu izmeu 14h i 15h radila sa minimalnom snagom, da bi zatim u periodu od nekoliko minuta nakon 15h vetroelektrana dostigla nominalnu snagu (promena snage koja se stavlja na teret balansne grupe EPS-a iznosila bi 500MW). Vetroelektrana bi sa nominalnom snagom radila oko 20 minuta, nakon ega bi naglo pala snaga na minimalnu vrednost (promena snage koja predstavlja balansnu odgovornost EPS-a iznosila bi -500MW). Uvoenjem stroijih faktora limitiranja ovaj udar proizvodnje vetroelektrana bi se neznatno ublaio ( =0,07

r.j./min) ili ak u odreenoj meri neutralisao ( =0,05 r.j./min), ali bi posledica toga bio gubitak

godinje proizvodnje vetroelektrane od 3%, odnosno 4% [1]. Ovakve nagle promene (porasti) proizvodnje vetroelektrana posebno su nezgodne za vreme minimalnih optereenja sistema u

12

periodima krute proizvodnje hidroelektrana (pod pretpostavkom da se ne preliva voda na hidroelektranama zbog balanasiranja vetroelektrana) opisane u poglavlju 2, kada su rezerve balansnih snaga u sistem male. U cilju optimizacije rada vetroelektrana mogue je uvesti promenljivo limitiranje u zavisnosti od raspoloivih uslova balansiranja snage [1]. Mogue je u ranim jutarnjim satima uvesti stroi zahtev za balansiranjem, a kada je mogue potiskivanje proizvodnje u sistemu, poveati granini faktor . Ipak, ni to nije dovoljno u sluaju da se neplanirana promena (porast) snage koja e se

zadrati dovoljno dugo (kao na slici 8) dogodi pre nego to nastupi minimalno optereenje sistema, budui da se i pod pretpostavkom izuzetno strogih limitirajuih faktora =0,040,02 r.j./min

(smanjenje efikasnosti 5-10%) u ranim jutarnjim satima, nominalna snaga vetroelektrane dostie za 2550 minuta. To praktino znai da vetroelektrane zahtevaju stoprocentnu rezervu snage koja se sa postojeim kapacitetima u EES-u Srbije ne moe obezbediti. U tom smislu, reverzibilne hidroelektrane koje se odlikuju velikom fleksibilnou (postoji mogunost rada sa promenljivim optereenjem i u pumpnom reimu), kao i znaajnim opsegom snage [-Pp,Pt] koji pokrivaju, predstavljaju ne samo potrebu, ve i neophodnost. Alternativu za reverzibilne hidroelektrane u pogledu fleksibilnosti mogu da predstavljaju gasne elektrane, ali kako je gas uvozni energent u Srbiji, ovo je svakako loije reenje za EPS. Osim toga, gasne elektrane pokrivaju znatno manji opseg snage u poreenju sa reverzibinim hidroelektranama. Zbog toga bi RHE Bistrica sa svojim opsegom od skoro 1400MW [-680MW,700MW] i odlinim mogunostima za uklapanje (4x175MW, brz ulazak u pogon, mogunost rada sa promenljivim optereenjem u oba reima), predstavljala idealno reenje za EES Srbije.

Prednosti RHE Bistrica posebno e doi do izraaja nakon isteka 12-godinjeg perioda u kojem vae mere podsticaja za proizvoae elektrine energije iz obnovljivih izvora, budui da e tada RHE Bistrica postati vaan inilac u trinom balansiranju proizvodnje vetroelektrana sa mogunou sticanja znaajnih prihoda po tom osnovu.

4 ZAKLJUAK

Uklapanjem vetroelektrana u EES Srbije doi e do znatno veeg utroka energije iz akumulacionih hidroelektrana za vreme nie sezone (prolee - leto) to e usloviti njihov znaajno nii sadraj pred viu sezonu (jesen - zima), kada je potreba za akumulacionim hidroelektranama najvea. Razlog za to lei u injenici da je snaga proizvodnje perspektivnih vetroelektrana u junom Banatu znaajno vea za vreme nonih sati nego danju. Osim toga, u periodima kada u sistemu ne postoji dovoljan nivo negativne tercijarne rezerve (to je est sluaj za vreme nie sezone) usled krute proizvodnje ili velike razlike izmeu maksimalnog i minimalnog optereenja sistema bie neophodno dodatno potiskivanje termo kapaciteta kako bi se napravio prostor za 500 MW vetroelektrana. Neke od predloenih mogunosti za ouvanje visokog sadraja akumulacija pred viu sezonu su kupovina vrne peak energije za vreme nie sezone, prodaja none off peak energije kako bi se izbeglo potiskivanje termo kapaciteta, ili eventualno izgradnja RHE Bistrica (4x175MW) kojom bi se reio problem kako pozitivne, tako i negativne tercijarne rezerve.

Kada je re o balansiranju proizvodnje vetroelektrana konstatovano je da je predikcija proizvodnje vetroelektrana u kvazistacioniarnim uslovima od kljune vanosti za optimalno dimenzionisanje i alokaciju balansnih kapaciteta u sistemu, kao i za optimalnu hidro-termo-vetro koordinaciju. Takoe je zakljueno da vetroelektrane pri naglim udarima vetra koji se ne mogu predvideti ak ni u kratkoronim prognozama zahtevaju praktino stoprocentnu rezervu balansnih snaga koje moraju da budu vrlo fleksibilne (na primer hidroelektrane). Kako je prethodno konstatovano da u sistemu esto ne postoji dovoljan nivo rezerve, u radu je afirmisana ideja o izgradnji RHE Bistrica koja bi sa svojim opsegom od skoro 1400MW [-680MW,700MW] i odlinim mogunostima za uklapanje (4x175MW, brz ulazak u pogon, mogunost rada sa promenljivim optereenjem u oba reima), predstavljala idealno reenje za EES Srbije.

13

LITERATURA

[1] . urii i ostali, Analiza karakteristika vetra u Junom Banatu i uslovi integracije vetroelektrana u EES Srbije, Elektroprivreda, broj 3, 2011, 256-270.

[2] H. Holttinen, Quantification of reserves requirement related to wind uncertainties, IEAWIND Side Event, 2011

[3] M. uri, A.R. ukari i . urii, Elektrane, ETF Pritina ETF Beograd, Beograd, 2004.

[4] I.A. kokljev, Planiranje elektroenergetskih sistema, Taurus Publik, Beograd, 2000.

[5] M.S. alovi, A.T. Sari i P.. Stefanov, Eksploatacija elektroenergetskih sistema u uslovima slobodnog trita, Tehniki fakultet aak, Beograd, 2005.

[6] L.Hirth, I.Ziegenhagen, Control Power and Variable Renewables: A Glimpse at German Data, 10th International Conference on the European Energy Market, Stockholm, 2013.

Abstract In this paper was analyzed the influence of wind turbines on the operation of EPS power generation units. According to state decision that determined EPS as a balance responsible party for all producers who get incentives on the basis of the "Regulation on Incentives for the production of electricity using renewable energy sources and combined production of heat and power", in the paper was analyzed the impact of balancing of wind turbines production on the operation of EPS power generation units. In addition, EPS is obligated to purchase all the production of privileged producers in the 12 years since the signing of the contract with the privileged producer of electricity, which means that the wind turbines in terms of planning (both short-term and long-term) should be considered as the capacity of EPS. Accordingly, the paper analyzes the effects of wind energy integration in the EPS power generation capacities on the hydro-thermo-wind coordination. Also, the paper suggested solutions for the optimization of the production capacity of EPS in new conditions with special emphasis on the construction of PSHPP "Bistrica" as a possible solution. Keywords Wind turbines Balancing Hydro-thermal-wind coordination

IMPACTS OF WIND POWER INTEGRATION IN THE POWER SYSTEM OF SERBIA ON THE EPS POWER GENERATION UNIT COMMITMENT

RADO ABARKAPA1, ELJKO URII2, PETAR KUJUNDI1, MIODRAG VULI1

1PUBLIC ENTERPRISE ELECTRIC POWER INDUSTRY OF SERBIA 2 SCHOOL OF ELECTRICAL ENGINEERING UNIVERSITY OF BELGRADE

SERBIA

BELGRADE