SVEUČILIŠTE U ZAGREBU FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA

DAVOR BAJS

EKONOMSKO-TEHNIČKI PRISTUP PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE

Magistarski rad

Zagreb, 2000. godine

2

SADRŽAJ

1 UVOD 4

1.1 OPĆENITO 4

1.2 OSNOVNO O PRIJENOSU ELEKTRIČNE ENERGIJE 5

2 KLASIČNI PRISTUP PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE 9

3 METODOLOGIJA EKONOMSKO-TEHNIČKOG PLANIRANJA RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE 13

3.1 OPĆENITO 13

3.2 ULAZNE ELEKTROENERGETSKE I EKONOMSKE PODLOGE 14 3.2.1 Procjena porasta opterećenja EES 14

3.2.1.1 Predviđanje potrošnje električne energije u planskom razdoblju 14 3.2.1.2 Karakteristike potrošnje električne energije 15

3.2.2 Raspodjela opterećenja na pojedina 110 kV čvorišta mreže 17 3.2.3 Određivanje potrebne izgradnje i lokacija za nove proizvodne objekte 21

3.2.3.1 Instalirane snage i dinamika ulaska u pogon novih proizvodnih objekata 21 3.2.3.2 Lokacije novih proizvodnih objekata 22

3.2.4 Određivanje načina i izvedbe priključka novih proizvodnih objekata na prijenosnu mrežu 23 3.2.5 Ekonomski parametri 25

3.2.5.1 Troškovi neisporučene električne energije 25 3.2.5.2 Diskontna stopa 26 3.2.5.3 Jedinične cijene opreme 26

3.3 EKONOMSKA ANALIZA 29 3.3.1 Mexico metoda 29

3.3.1.1 Uvodno 29 3.3.1.2 Princip rada MEXICO metode 30 3.3.1.3 Rezultati Mexico metode 34

3.3.2 Ekonomski kriteriji planiranja 35

3.4 TEHNIČKA ANALIZA 39 3.4.1 Uvodno 39 3.4.2 Proračun izmjeničnih tokova snaga 39

3.4.2.1 Newton-Raphsonova iterativna metoda 41 3.4.3 Regulacija napona u mreži 45

3.4.3.1 Uređaji za regulaciju napona i jalove snage u EES 46 3.4.4 Podržavanje predviđenih razmjena i tranzita 51 3.4.5 Prijelazna i dinamička stabilnost elektroenergetskog sustava 51

3.4.5.1 Općenito o prijelaznoj i dinamičkoj stabilnosti EES 51 3.4.5.2 Opis metoda za poboljšavanje prijelazne stabilnosti EES 52 3.4.5.3 Opis metoda za poboljšavanje dinamičke stabilnosti EES 53

3.4.6 Proračun kratkog spoja 53

3.5 DUGOROČNO PLANIRANJE REVITALIZACIJE OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE 55 3.5.1 Uvodno 55 3.5.2 Očekivana životna dob komponenata prijenosne mreže 56

3.5.2.1 Dalekovodi 56 3.5.2.2 Kabeli 57 3.5.2.3 Transformatorske stanice 57 3.5.2.4 Zaštitni releji 59

3

3.5.2.5 Telekomunikacije i sustavi daljinskog upravljanja 59 3.5.3 Metodologija dugoročnog planiranja revitalizacije prijenosne mreže 60

4 PRIMJENA EKONOMSKO-TEHNIČKOG PRISTUPA PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES 62

4.1 KONFIGURACIJA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES 62 4.1.1 Parametri vodova 62 4.1.2 Parametri transformatora 63

4.2 POTROŠNJA 65

4.3 PROIZVODNJA 66

4.4 JEDINIČNE CIJENE OPREME I EKONOMSKI PARAMETRI 68

4.5 EKONOMSKA ANALIZA 68 4.5.1 Očekivani operativni troškovi rada EES 68 4.5.2 Određivanje “kritičnih” grana u mreži 69 4.5.3 Određivanje dobitaka od pojedinih pojačanja mreže 71 4.5.4 Ekonomski optimalna konfiguracija mreže za razmatranu godinu 77

4.6 TEHNIČKA ANALIZA 79 4.6.1 Opterećenje grana i naponski profil u mreži 79

4.6.1.1 Opterećenje grana i naponski profil pri vršnom opterećenju EES 80 4.6.1.2 Opterećenje grana i naponski profil pri minimalnom opterećenju EES 85

4.6.2 Prijelazna stabilnost EES 89 4.6.3 Proračun struja kratkih spojeva u mreži 94

4.7 PLAN DUGOROČNE REVITALIZACIJE OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES 98

4.8 KONAČNA KONFIGURACIJA I UKUPNI TROŠKOVI RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE 99

4.9 USPOREDBA EKONOMSKO-TEHNIČKOG I KLASIČNOG PRISTUPA PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES 101

5 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA 105

6 SAŽETAK 108

7 SUMMARY 109

8 POPIS OZNAKA 110

9 POPIS SLIKA 114

10 POPIS TABLICA 115

11 LITERATURA 116

12 ŽIVOTOPIS 118

4

1 UVOD

1.1 OPĆENITO

Jedan od sastavnih dijelova elektroenergetskog sustava koji umnogome određuje njegove značajke i kvalitetu, je i prijenosna mreža. Zadatak prijenosne mreže je povezivanje proizvodnih postrojenja i velikih grupa potrošača koji se nalaze na međusobno većim ili manjim udaljenostima, s ciljem da se električna energija proizvedena u bilo kojoj elektrani u sustavu prenese do svih čvorišta mreže preko više mogućih pravaca. Prijenosna mreža stoga omogućava najekonomičniju i najpovoljniju kombinaciju proizvodnje elektrana u sustavu određenog trenutka, te opskrbu potrošača (direktnih, odnosno pojedinih čvorišta na nivou razdjelne mreže) sa dovoljnom sigurnošću, ovisno o njenoj izgrađenosti.

Povezivanjem susjednih elektroenergetskih sustava interkonekcijskim prijenosnim vodovima postižu se dodatne prednosti koje čine sustav ekonomičnijim i sigurnijim. Kod međusobno povezanih EES-a ekonomičnije se iskorištavaju proizvodni kapaciteti u pojedinim dijelovima, smanjuju različitosti i osobnosti pojedinih sustava u odnosu na cjelinu što je posebno značajno kod velikog udjela hidroenergije u sustavu (poput našeg), te se smanjuje potreba za izgradnjom novih elektrana zbog veće tromosti povezanih sustava i smanjenja rotirajuće i hladne rezerve.

Osnovni objekti prijenosne mreže su dalekovodi, rasklopna postrojenja i transformatorske stanice visokih napona. Ulaganja u gradnju prijenosne mreže i pojedinih objekata zahtijevaju ne zanemariva financijska sredstva (ali nužna), pa je potrebno pažljivo i detaljno proučavati njene karakteristike i mogućnosti da bi se mogao odrediti optimalan razvoj u budućnosti.

Zadatak svake elektroprivredne organizacije i elektroenergetskog sustava je da osigura potrošačima potrebnu električnu energiju zadovoljavajuće kvalitete, uz što manje troškove. Ukupne troškove koji pri tom nastaju možemo podijeliti na troškove pojedinih elektroprivrednih djelatnosti: proizvodnje, prijenosa i distribucije. Smanjenje troškova svake od spomenutih djelatnosti (ili komponente elektroenergetskog sustava) cilj je komu treba težiti, što u krajnjem slučaju doprinosi i zadovoljavanju potrošača kroz cijenu kWh potrošene električne energije, kojemu nije važno samo da li će isporučena električna energija biti dovoljno kvalitetna (promjene napona i frekvencije, sigurnost opskrbe) već i koliko će je platiti.

Sposobnost prijenosne mreže da zadovolji svoj osnovni zadatak (prijenos električne energije proizvedene u elektranama ili uvezene iz susjednih EES-a do distributivnih i direktnih potrošača) s dovoljnom sigurnošću i s minimalnim troškovima, doprinosi ukupnoj kvaliteti rada elektroenergetskog sustava, i odražava se preko smanjene tržišne cijene kWh električne energije isporučene potrošačima.

Promjenom političkih i gospodarskih okolnosti u našem okruženju, i prelaskom s netržišnog u tržišne uvjete privređivanja, pojavila se potreba drugačijeg pristupa planiranju razvoja elektroenergetskog sustava, a time i prijenosne mreže kao jedne od njegovih sastavnih dijelova. Iako je ovaj proces tek u početku, ujedno i otežan mnogim okolnostima (agresija, neizvjesni politički odnosi, socijalni problemi, i dr.), kroz planiranje razvoja pojedinih dijelova EES-a potrebno je stvoriti viziju bliže i dalje budućnosti utemeljenu na tržišnim odnosima. Problemi s kojima se danas suočavamo (obnova, restrukturiranje elektroprivrede, netržišna cijena električne energije i dr.) ne smiju utjecati na procese planiranja razvoja elektroenergetskog sustava, a time i prijenosne mreže.

5

1.2 OSNOVNO O PRIJENOSU ELEKTRIČNE ENERGIJE

Zadatak elektroenergetskog sustava je opskrba potrošača električnom energijom zadovoljavajuće kvalitete, uz što veći, ali i ekonomski prihvatljiv, stupanj sigurnosti opskrbe. Osnovna karakteristika iskorištavanja električne energije i rada elektroenergetskog sustava je nemogućnost uskladištavanja električne energije, te u skladu s tim istovremenost proizvodnje i potrošnje ovog oblika energije. Ta karakteristika čini elektroenergetski sustav iznimno dinamičkim i složenim sustavom, te se odražava preko kvalitete isporučene električne energije. Mjerila kvalitete električne energije su:

a) frekvencija - mora biti konstantna, a odstupanja od nazivne vrijednosti unutar strogo definiranih granica. Kod nas, kao i u europskim zemljama, nazivna vrijednost frekvencije iznosi 50 Hz.

Regulacija frekvencije u elektroenergetskom sustavu u cilju održavanja njene konstantne nazivne vrijednosti je usko povezana s regulacijom djelatne snage. Višak potrošnje u odnosu na proizvodnju električne energije uzrokuje pad frekvencije ispod nazivne vrijednosti, dok višak proizvodnje dovodi do njenog rasta. Zbog brzih dinamičkih promjena unutar elektroenergetskog sustava regulacija frekvencije se vrši na nekoliko razina. Primarna regulacija frekvencije se obavlja djelovanjem turbinskih regulatora koji doziraju dotok vode, odnosno pare, turbinama, i djeluje na brze (male i slučajne) promjene unutar nekoliko sekundi, dok se sekundarnom i tercijarnom regulacijom nastoji održavati dozvoljena vrijednost frekvencije kod većih poremećaja u širokim zonama (na razini sustava).

b) napon - napon na svim razinama i u svim točkama mreže mora biti što bliže nazivnoj vrijednosti, odnosno unutar dozvoljenih granica. Standardom su propisane različite vrijednosti nazivnih napona. Kod nas su to sljedeći naponi: 0.4, 3, 6, 10, 20, 35, 60, 110, 220, 380 kV.

Zbog padova napona nije moguće strogo održavati konstantnu vrijednost napona u svim točkama mreže, ali ga je primjenom različitih uređaja i ispravnim dimenzioniranjem EES moguće održavati na zadovoljavajućim vrijednostima. Previsok napon napreže izolaciju i smanjuje životnu dob komponenti sustava, dok se pri niskom naponu povećavaju gubici električne energije u sustavu. Regulacija napona u sustavu usko je povezana s proizvodnjom i raspodjelom tokova reaktivne snage. Budući da potrošači osim djelatne troše i reaktivnu snagu, generatori je proizvode djelovanjem sustava uzbude, a njeni tokovi u mreži izazivaju padove napona i povećano opterećenje elemenata mreže. Tokove jalove snage je potrebno svesti na najmanju moguću mjeru, pa se u skladu s time u mreži postavljaju dodatni uređaji poput kondenzatora, prigušnica, sinkronih kompenzatora, statičkih kompenzatora, i dr., čiji je zadatak kompenzirati viškove (nastale slabo opterećenim dugačkim vodovima najviših napona) i manjkove (zbog potreba potrošača i transformatora) reaktivne snage.

c) raspoloživost - elektroenergetski sustav mora biti tako koncipiran da potrošači mogu u svakom trenutku uzimati potrebnu električnu energiju po količini i snazi.

Raspoloživost električne energije i dostupnost potrošačima definirana je stupnjem sigurnosti opskrbe. Zbog velikih troškova izgradnje elektroenergetskog sustava praktički je nemoguće ostvariti 100 % sigurnost opskrbe svih potrošača električnom energijom. Dimenzioniranjem EES-a i njegovim razvojem nastoji se postići optimalno rješenje koje će omogućavati što veći stupanj sigurnosti opskrbe uz što manje troškove.

6

Svi gore navedeni parametri kvalitete električne energije moraju biti zadovoljeni u raznim mogućim pogonskim stanjima kada su neki elementi sustava van pogona zbog kvarova ili remonta.

Elektroenergetski sustav se sastoji od tri osnovne komponente s obzirom na faze tehnološkog procesa: elektrana odnosno izvora električne energije, te prijenosnih i distribucijskih mreža. Podjela između prijenosnih i distribucijskih mreža definirana je tehničkim kriterijem po kojem prijenosnu mrežu čine postrojenja i vodovi nazivnih napona od 110 kV na više, iako se sve više granica između tih mreža pomiče na više vrijednosti napona. Ispravnije razgraničenje između prijenosnih i distribucijskih mreža moguće je pronaći u definiciji prema kojoj je prijenosna mreža onaj dio sustava koji uz izvore električne energije sudjeluje u optimiranju vođenja tehnološkog procesa.

Prijenosna mreža omogućava međusobno povezivanje proizvodnih postrojenja i potrošačkih centara na različitim zemljopisnim lokacijama preko više mogućih pravaca. Lokacije proizvodnih postrojenja (termoelektrane na ugljen, plin ili tekuće gorivo, nuklearne elektrane, hidroelektrane, termoelektrane-toplane) kao i njihove snage uvjetovane su nizom faktora poput: raspoloživosti i lokacija nalazišta primarnih oblika energije, kriterijima u pogledu sigurnosti, raspoloživošću potrebnih količina vode za hlađenje kondenzatora, protoku vode za proizvodnju električne energije, akumulacijama vode, veličine toplinskog i električnog konzuma i dr. Lokacije potrošačkih centara ovise o naseljenosti pojedinih područja, stupnju industrijalizacije, klimatskim utjecajima i dr., pri čemu pojedine grupe potrošača imaju različite karakteristike potrošnje ovisno o godišnjem dobu, tjednu ili danu. U elektroenergetskom sustavu se zahvaljujući prijenosnoj mreži različitost potrošačkih karakteristika može svesti na najmanju moguću mjeru. Međusobnim povezivanjem raznih potrošačkih centara s različitim stupnjem urbanizacije, industrijalizacije, klimatskim uvjetima i dr. smanjuju se različitosti pojedinih potrošačkih karakteristika, te je moguće pogon sustava voditi na ekonomičniji način, uz manju izgradnju proizvodnih postrojenja.

Uloga prijenosne mreže u ekonomičnom vođenju pogona elektroenergetskog sustava očita je i u ublaživanju, te međusobnom upotpunjavanju različitosti karakteristika proizvodnih postrojenja s obzirom na promjenljivost mogućnosti proizvodnje električne energije ovisno o količinama raspoložive vode u hidroelektranama i različitim energetsko-ekonomskim karakteristikama termoelektrana. Hidroelektrane se grade na vodotocima različitih hidroloških karakteristika, uglavnom različitih rasporeda dotoka (u vrijeme većih dotoka u hidroelektranama na jednom slivu dolazi do manjih dotoka na drugom). Dotoci i popunjenost akumulacija također ovisi o godišnjem dobu, pa je u našim krajevima povoljnija hidrološka situacija na jesen i zimu u dalmatinskim hidroelektranama, a na proljeće i ljeto u dravskim i obrnuto. Termoelektrane različitih energetsko-ekonomskih karakteristika se grade radi međusobnog nadopunjavanja: one s većim stalnim troškovima i manjim promjenljivim troškovima za pokrivanje baznog opterećenja, te one s manjim stalnim troškovima i većim promjenljivim troškovima za povremenu, ali nužnu proizvodnju vršne energije. Sigurna opskrba potrošača kvalitetnom električnom energijom prihvatljive cijene nastaje kooperativnim radom elektrana različitih tehničkih, energetskih i ekonomskih karakteristika, te prijenosne mreže koja omogućava njihovo međusobno povezivanje, te povezivanje različitih grupa potrošača i potrošačkih centara.

U svijetu je prvi prijenos električne energije ostvaren prije sto godina (1891. godine), a omogućili su ga izum transformatora (1884. godine - Blathy, Deri, Zipernovski), te trofazne struje i indukcijskog asihronog elektromotora (1887. godine - Tesla). Taj je sustav sadržavao sve karakteristike prijenosa električne energije: proizvodnju električne energije uz generatorski napon, transformaciju na visoki napon, prijenos na veliku udaljenost,

7

transformaciju na niski napon, korištenje električne energije na prikladnom naponu. Deset godina prije demonstriran je prijenos električne energije istosmjernom strujom koja se pokazala tada neprikladna za prijenos na veće udaljenosti zbog sljedećih razloga: napon prijenosa je morao biti usklađen s mogućnostima generatora, a za veće snage prijenosa bile su potrebne velike struje koje zahtijevaju velike presjeke vodiča i uzrokuju velike gubitke prijenosa. Prvi primjer prijenosa električne energije ostvaren je trofaznim generatorom 210 kVA, napona 50 V, frekvencije 40 Hz, prijenosnim naponom od 15 kV preko trofaznog voda dugačkog 170 km od hidroelektrane Lauffen na rijeci Neckar do Franfurkta na Majni.

Usporedo se prijenos električne energije razvijao i na američkom kontinentu. Prvi tamošnji trofazni prijenosni sustav izgrađen je 1893. godine u Kaliforniji, na naponu 2,5 kV i dužine 12 km. Izgradnjom hidroelektrane na slapovima Niagare 1895. godine u pogon je pušten i trofazni sustav prijenosa el. energije do 43 km udaljenog Buffala na 11 kV naponu.

Razvoj elektroenergetskih sustava je započeo izgradnjom regionalnih dijelova koje su se vremenom povezivali na razini zemalja, a zatim i između kontinenata. Usporedo s razvojem elektroenergetskih sustava rasli su i naponi prijenosa: 110 kV napon od 1912. godine, 220 kV od 1923., 400 kV od 1956., te do sada najviši napon od 1150 kV u pogonu od 1985. godine (slika 1.1).

Napon (kV)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1912 1913 1923 1936 1952 1956 1960 1962 1969 1982 1985

Godine

Slika 1.1 Razvoj napona za prijenos električne energije

Razvoj prijenosnih napona posljedica je izgradnje hidro i turbo generatora sve većih jediničnih snaga i potrebe prijenosa električne energije na sve veće udaljenosti. Napon prijenosa direktno određuje moguću prijenosnu snagu dalekovoda budući da presjek vodiča ograničava najveću struju koja kroz njega može protjecati. Izvedbom vodiča s više snopova po fazi dozvoljena se struja može nekoliko puta povećati. Nazivni napon i dozvoljeno termičko opterećenje vodiča određuje njegovu prijenosnu moć. Ekonomični prijenos se ostvaruje pri manjim snagama prijenosa, a određuju ga gubici na vodu.

Optimalni omjeri između susjednih nazivnih napona mreže iznose oko 1:3, ali se zbog ograničenja u razvoju tehnoloških rješenja i njihovih troškova teško ostvaruju. Manje

8

naponskih razina u elektroenergetskom sustavu dovodi do manjih razina transformacije i manjih gubitaka, te jednostavnije strukture mreže.

Kao što je prije rečeno trofazni prijenos električne energije je u prošlosti bio u prednosti naspram istosmjernom prijenosu, radi činjenice što se istosmjerna struja nije mogla transformirati na visoki napon. Izmjenični prijenos električne energije također ima svoje mane:

- zbog prijenosa reaktivne snage povećavaju se gubici prijenosa,

- povećane gubitke prijenosa izaziva i skin-efekt,

- dolazi do mogućih poremećaja statičke i dinamičke stabilnosti,

- dva se elektroenergetska sustava različitih frekvencija ne mogu međusobno povezati,

- međusobnim povezivanjem velikih elektroenergetskih sustava značajno rastu i struje kratkih spojeva prema kojima se dimenzionira oprema, i dr.

Iz gore navedenih razloga u posljednjih dvadesetak godina sve veću primjenu nalaze istosmjerni sustavi za prijenos električne energije na vrlo velike udaljenosti, koju je omogućio razvoj poluvodičkih elemenata i tiristora. Osim uklanjanja svih navedenih nedostataka izmjeničnog prijenosa električne energije, tiristorski usmjerivači i istosmjerni prijenos omogućavaju regulaciju smjera i iznosa snage koja se razmjenjuje vodom istosmjerne struje između dva dijela, ili dva različita elektroenergetska sustava. Zbog toga visokonaponski istosmjerni prijenos doživljava posljednjih godina sve veću primjenu u svijetu.

Konfiguraciju prijenosne mreže određuju prostorne raspodjele proizvodnih i potrošačkih područja, te njihove karakteristike. Razlikujemo dva osnovna načela oblikovanja prijenosne mreže: oblik kičme i prstena s vodovima koji povezuju različita proizvodna i potrošačka područja preko više mogućih pravaca. Prijenosna mreža oblika kičme se sastoji od više vodova najviših napona s istim trasama između pojedinih čvorišta mreže, dok su kod prstenastog oblika čvorišta povezana s više vodova različitih trasa.

Osnovni elementi prijenosnog sustava su dalekovodi, rasklopna postrojenja i transformatorske stanice. Trofazni se prijenos može ostvariti nadzemnim vodovima, te podzemnim ili podmorskim kabelima. Drugo je rješenje puno skuplje, a zbog velikog kapaciteta na većim bi udaljenostima pri izmjeničnom naponu kroz kabel tekle velike kapacitivne struje pa se kabeli koriste samo kada je neophodno: u urbaniziranim područjima ili za povezivanje različitih područja razdvojenih morem. Osnovni elementi nadzemnih vodova su vodiči, izolatori i stupovi. Vodiči dalekovoda moraju trajno provoditi pogonsku struju i kratkotrajno voditi povećane struje kvara. Izolatori moraju trajno podnositi najveći pogonski napon i onemogućiti preskoke pri prenaponima. Stupovi nose vodiče trofaznog voda te osiguravaju propisani razmak od vodiča do tla, između vodiča i stupa, te međusobno između vodiča. Stupovi moraju podnositi težinu vodiča, izolatora, leda i snijega, moraju podnositi najveće očekivane udare vjetra, te ne smiju prebrzo korodirati.

Visokonaponska rasklopna postrojenja su elektroenergetski objekti koji omogućavaju učvorenje više vodova u mreži, njihovo međusobno spajanje i razdvajanje. Ukoliko se u rasklopnom postrojenju nalazi više naponskih razina povezanih energetskim transformatorima nazivamo ga transformatorskom stanicom. Rasklopna postrojenja i transformatorske stanice se sastoje od građevinskog i električkog dijela. Građevinski dio čine prostor i građevinski objekti, a električni dio glavno (sabirnice, polja…), pomoćno (mjerenje, zaštita, signalizacija, komanda) postrojenje i uzemljenje.

9

2 KLASIČNI PRISTUP PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE

Planiranje razvoja prijenosne mreže kod nas se temelji na klasičnom determinističkom pristupu. Osnovni princip po kojemu se dimenzionira mreža je slijedeći: "prijenosna se mreža treba oblikovati kao neovisna i samodovoljna mreža, koja zadovoljava sa svim svojim funkcijama i pri raspoloživosti od N-1 kritičnih elemenata u najzahtjevnijim okolnostima njenog pogona".

Kao ulazni podaci u procesu planiranja uzimaju se:

• plan izgradnje novih proizvodnih postrojenja u EES-u

• pretpostavljeni porast potrošnje, odnosno opterećenja u planskom razdoblju

• očekivane razmjene i tranziti sa susjednim elektroenergetskim sustavima

Za pretpostavljeni porast potrošnje i opterećenja EES-a, te određenu dinamiku izgradnje novih proizvodnih postrojenja kojima je definirana snaga i lokacija, imajući u vidu mogućnosti razmjene i tranzita preko naše mreže, određuje se potrebna izgradnja novih objekata prijenosne mreže koja mora biti dimenzionirana tako da u slučaju neraspoloživosti bilo koje grane budu zadovoljeni postavljeni tehnički kriteriji. Zbog veće ili manje nepouzdanosti ulaznih podataka, prijenosna se mreža može dimenzionirati za više mogućih scenarija ulaska u pogon novih izvora, te za dvije ili tri razine pretpostavljenog maksimalnog opterećenja u sustavu (maksimalni, referentni i minimalni scenarij porasta opterećenja).

Ispitivanja razine struja kratkih spojeva se obično vrši nakon određivanja potrebne konfiguracije mreže u posebnim studijama, a analize prijelazne i dinamičke stabilnosti se provode samo za potrebe ispitivanja priključka novih većih proizvodnih blokova na mrežu.

Na primjeru planiranja prijenosne mreže Republike Hrvatske očekivano opterećenje elektroenergetskog sustava se raspoređuje na pojedina čvorišta 110 kV naponske razine metodologijom vremensko prostornog planiranja raspodjele opterećenja na temelju iskustvenih podataka iz prošlosti. Pretpostavljeno maksimalno opterećenje EES u razmatranom vremenskom presjeku se uvećava za određeni faktor da bi se dobila ukupna suma neistodobnih maksimalnih opterećenja pojedinih prijenosnih područja (Zagreb, Osijek, Split i Opatija). Zabilježeno je da je u prijeratnom razdoblju ta suma bila 2 % veća od istodobnog vršnog opterećenja sustava, pa se planirano opterećenje množilo s faktorom 1,02. Uz pretpostavku da je udio pojedinih prijenosnih područja u sumi neistodobnih maksimalnih opterećenja isti kao i u istodobnom vršnom opterećenju sustava, dobiva se određena raspodjela maksimalne snage po područjima. Tako su primjerice u prijeratnom razdoblju zabilježeni prosječni udjeli pojedinih prijenosnih područja bili sljedeći:

Osijek 14 % Pmax Opatija 14 % Pmax Split 29 % Pmax Zagreb 43 % Pmax

Maksimalna opterećenja prijenosnih područja se dalje raspodjeljuju na očekivane gubitke (gb) u mreži (pretpostavljeno 3 %), opterećenje direktnih i specijalnih potrošača (dr/s) prema planu njihove potrošnje i planu priključivanja novih potrošača na 110 kV naponu, i

10

opterećenje distributivnih potrošača (ds) koje se dobije kao razlika između maksimuma područja (uk), te očekivanih gubitaka i opterećenja direktnih i specijalnih potrošača.

ds=uk-gb-dr

Na taj način određena, distributivna potrošnja se dalje raspoređivala na pojedina čvorišta 110 kV mreže prema podacima koji su bili dostupni u redovnim izvješćima elektroprivrede (maksimumi istodobne distributivne potrošnje elektroprivrednih područja i maksimalna neistodobna opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta). Na osnovu ova dva podataka određivao se faktor istodobnosti (fi) kao omjer između istodobnog maksimalnog distributivnog opterećenja prijenosnog područja i sume maksimalnih opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta 110/x kV.

fi=PPrP maks ist. / ∑ Pmax čv.110

Budući da korištenje faktora istodobnosti određenih na opisani način može rezultirati previsokim opterećenjem čvorišta s razvijenom srednjenaponskom mrežom (gdje su moguća prebacivanja tereta između pojedinih TS 110/x kV), kroz kasniji proces planiranja razvoja prijenosne mreže provjerava se utjecaj faktora istodobnosti i definiranih opterećenja pojedinih čvorišta 110/x kV na potrebnu izgradnju novih objekata.

Dijeljenjem očekivanog ukupnog distributivnog opterećenja prijenosnog područja sa faktorom istodobnosti (ds/fi), konačno se određuju opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta na 110 kV naponskoj razini na osnovu njihovog udjela u sumi maksimalnih opterećenja svih distributivnih čvorišta u pojedinim prijenosnim područjima, određenih na temelju zabilježenih odnosa u prošlosti.

Uz opisani postupak raspodjele opterećenja na pojedina čvorišta 110 kV mreže za planiranje razvoja prijenosne mreže mjerodavna postaju neistodobna maksimalna opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta, planirana neistodobna vršna opterećenja direktnih i specijalnih potrošača i pretpostavljeni gubici u mreži, što rezultira dimenzioniranjem prijenosne mreže za opterećenje veće od početno planiranog.

Angažman elektrana na modelu za potrebe ispitivanja tokova snaga se određuje na osnovu iskustvenih podataka, uglavnom prema podacima dispečera. Troškovi proizvodnje pojedinih termo izvora se ne uzimaju u obzir, kao ni mogućnosti dodatnog pražnjenja akumulacija. Ispitivanje preraspodjele angažmana elektrana u sustavu u cilju otklanjanja mogućih poremećaja u mreži se ne promatra.

Uz potrošnju i angažman elektrana određenih prema prije opisanom postupku, vrše se ispitivanja tokova snaga na mreži s raspoloživim svim granama, te pri neraspoloživosti jedne od njih (N-1 kriterij). Potrebna pojačanja mreže se određuju na osnovu N-1 kriterija planiranja prema kojemu u slučaju neraspoloživosti jedne (bilo koje) grane mreže (vod, transformator) mora biti zadovoljeno:

• naponi u svim čvorištima moraju ostati unutar dozvoljenih granica,

• opterećenje svih vodiča ne smije biti veće od termičke granice,

• instalirane snage transformacije trebaju zadovoljavati napajanje distributivne mreže u otočnom pogonu pri neraspoloživosti najveće jedinice u transformatorskoj stanici uz dozvoljeno preopterećenje preostalih transformatora do 20 % od njihove instalirane snage.

11

U području sa dobro razvijenom srednjenaponskom mrežom ovaj kriterij ne treba strogo poštivati.

Kod dvosistemskih vodova (dvije trojke na istim stupovima) N-1 kriterij se odnosi samo na jednu trojku, a informacije dobivene ispitivanjima neraspoloživosti obje trojke (rušenje stupa, preskok na obje trojke i dr.) tretiraju se kao pomoćne.

Naponske se prilike u mreži mogu kretati u slijedećim rasponima:

110 kV mreža: 99 kV – 123 kV

220 kV mreža: 198 kV – 245 kV

400 kV mreža: 380 kV – 420 kV

Donja granica napona određena je prema mogućnostima regulacije transformatora (uzimajući u obzir i unutrašnji pad napona), a gornja granica prema vrijednostima propisanim standardom. U havarijskim se situacijama može tolerirati još 5 %-i pad napona u 220 kV i 110 kV mrežama.

Dozvoljena strujna (termička) opterećenja za vodiče definiraju se za maksimalno dozvoljenu temperaturu vodiča od 80 0C, i uz temperaturu okoline od 40 0C, te iznose:

Vodič In (t0=40 0C) (A) Un (kV) Sn(MVA) Pn (MW) 2

Nadzemni vodovi Cu 150 480 110 90 80 Al/C 95/15 mm2 330 110 60 55 Al/Č 105 mm2 350 110 70 63 Al/Č 150/25 mm2 440 110 85 75 Al/Č 170/40 mm2 490 110 95 85 Al/Č 210/70 mm2 555 110 105 95 Al/Č 240/40 mm2 605 110 115 100 Al/Č 360/57 mm2 780 110 150 130 Al/Č 360/57 mm2 780 220 300 250 Al/Č 490/65 mm2 951 220 360 300 Al/Č 2x240/40 mm2 1210 220 460 400 Al/Č 2x490/65 mm2 1900 400 1300 1000 Kabeli KB Al 150 365 110 70 63 KB Al 300 475 110 90 80 KB Al 400 510 110 100 90 KB Al 1000 740 110 140 125

2 procijenjena vrijednost

U slučaju preopterećenja u mreži promatraju se efekti otvaranja petlji, te se valorizira utjecaj faktora istodobnosti. Informacije dobivene ovim proračunima se tretiraju kao pomoćne budući da otvaranje petlji vodi daljnjem slabljenju mreže, i zahtjeva manipulacije koje traju jedno vrijeme tijekom kojega dolazi do neisporuke električne energije, a faktor istodobnosti je varijabla koja može djelovati olakšavajuće ili otežavajuće na pojave preopterećenja u mreži.

Na opisani se način određuje potrebna konfiguracija prijenosne mreže za sve vremenske presjeke promatranja, te se određuju ukupni troškovi razvoja mreže. Ukoliko postavljene kriterije zadovoljava više konfiguracija mreže, odabire se ona s najmanjim troškovima razvoja.

12

Nedostaci opisanog modela su slijedeći:

• ne promatraju se ekonomski pokazatelji izgradnje pojedinih objekata prijenosne mreže, već se samo registriraju troškovi potrebni za njen razvoj, a u najboljem slučaju ukoliko je tehničke kriterije moguće zadovoljiti s više različitih konfiguracija mreže, odabire se ona s najmanjim troškovima razvoja,

• angažman elektrana je konstantan, pa se ne promatraju manipulacije preraspodjelom angažmana elektrana radi izbjegavanja poremećaja u sustavu,

• ne vrednuju se troškovi nastali ne isporučivanjem električne energije,

• promatra se mali broj mogućih pogonskih stanja, te se ne vrednuje vjerojatnost nastanka pojedinih poremećaja (uklopnih stanja),

• strogim pridržavanjem N-1 kriterija mreža može biti predimenzionirana, što znači da će ukupni troškovi razvoja biti veći od prihvatljivih,

• ispitivanja kratkog spoja, te prijelazne i dinamičke stabilnosti sustava su odvojena od procesa planiranja mreže.

13

3 METODOLOGIJA EKONOMSKO-TEHNIČKOG PLANIRANJA RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE

3.1 OPĆENITO

Procesom planiranja razvoja prijenosne mreže nastoji se odrediti optimalna struktura mreže u budućnosti koja će zadovoljiti predviđeni porast potrošnje i opterećenja, te izgradnju novih proizvodnih postrojenja. Sigurno preuzimanje maksimalne snage novih proizvodnih postrojenja i osiguravanje sigurne i kvalitetne opskrbe distributivnih i direktnih potrošača uvažavajući različita tehnička, ekološka i druga ograničenja, uz prihvatljive troškove razvoja, cilj su koji kroz proces planiranja treba riješiti. Planiranje razvoja prijenosne mreže potrebno je periodički provoditi budući da gradnja jedne velike transformatorske stanice ili visokonaponskog voda traje više godina, potrebnih za dobivanje svih neophodnih dozvola, nabavku materijala, te za same građevinske radove. Trase i prostore za buduće objekte prijenosne mreže potrebno je osigurati više godina unaprijed zbog kompliciranog postupka dobivanja svih potrebnih suglasnosti.

Proces planiranja razvoja prijenosne mreže zahtjeva ispitivanje velikog broja mogućih varijanti razvoja i primjenu različitih programskih paketa i modela zbog velike neizvjesnosti različitih ulaznih varijabli poput predviđenog porasta opterećenja i potrošnje, ulaska u pogon, lokacija i snaga novih proizvodnih postrojenja, porasta opterećenja po pojedinim čvorištima, razvoja novih tehnologija, mogućnosti osiguravanja potrebnih financijskih sredstava i dr. Prema prostornoj i vremenskoj komponenti proces planiranja se može podijeliti na više osnova:

- Kratkoročno planiranje, koje obuhvaća razdoblje do 5 godina, i kojim se određuje potrebna izgradnja objekata čija priprema za gradnju treba započeti.

- Srednjoročno planiranje, koje obuhvaća razvoj od oko 10 godina i koje ukazuje na poželjne pravce razvoja mreže.

- Dugoročno planiranje, koje obuhvaća razdoblje od 10 do oko 30 godina, i kojim se sagledavaju globalni pravci razvoja.

- Lokalno i regionalno planiranje, na razinama manjih područja.

- Nacionalno planiranje, na razini EES uvažavajući interkonekcije sa susjednim sustavima.

Zahtjevi koji se postavljaju na razvoj prijenosne mreže, osiguravanje sigurne opskrbe kvalitetnom električnom energijom uz što manje troškove, međusobno su suprotni. Uz male troškove razvoja prijenosne mreže neće biti moguće ostvariti željenu sigurnost opskrbe potrošača i proizvodnju kvalitetne električne energije, a uz velike troškove izgradnje željena sigurnost opskrbe i kvaliteta električne energije bile bi ekonomski neprihvatljive. Ti oprečni zahtjevi na razvoj prijenosne mreže uvjetuju korištenje optimizacijskih i simulacijskih modela, koji planeru pružaju dovoljnu količinu informacija na osnovu kojih može odrediti poželjne pravce razvoja prijenosne mreže. U procesu planiranja nezaobilazno je svakako i iskustvo planera koji mora dobro poznavati elektroenergetski sustav u svim njegovim dijelovima (karakteristike proizvodnih postrojenja i potrošnje, uzroke problema u prošlosti, karakteristike susjednih sustava i mogućnosti uvoza ili tranzita energije, tendencije razvoja u svijetu i dr).

14

3.2 ULAZNE ELEKTROENERGETSKE I EKONOMSKE PODLOGE

3.2.1 Procjena porasta opterećenja EES

3.2.1.1 Predviđanje potrošnje električne energije u planskom razdoblju

Osnovni pokazatelj prema kojemu se predviđa porast potrošnje svih oblika energije, a time i električne energije, je domaći proizvod (USD/stanovniku). Makro ekonomske analize i planiranja određuju rast domaćeg proizvoda i njegovu strukturu po pojedinim sektorima (usluge, industrija, poljoprivreda). Na primjeru Hrvatske to izgleda kao na slici 3.1.

296.4

237.8

188.3

149.1

116.6

88.568.3

93.6

0

50

100

150

200

250

300

1990. 1994. 2000. 2005. 2010. 2015. 2020. 2025.

109Kn

Poljoprivreda Industrija Usluge

kn

Slika 3.1 Dinamika i struktura rasta domaćeg proizvoda u Hrvatskoj (referentni scenarij)

Uz različite pretpostavke o porastu stanovništva i bilanci radne snage, očekivanom stambenom standardu, razvoju prometa i dr., određuje se više scenarija rasta potrošnje energije i električne energije po osnovnim sektorima potrošnje. Ukupna potrošnja električne energije u poljoprivredi procjenjuje se na osnovu njenog očekivanog udjela u domaćem proizvodu i zabilježenog udjela u neposrednoj potrošnji električne energije. Energetska potrošnja u industriji se određuje promatrajući pojedine skupine industrijskih djelatnosti (industrija građevnog materijala i industrija papira, industrija nemetalnih minerala i kemijska industrija, industrija željeza i čelika i industrija obojenih metala, ostala industrija) i njihove energetske intenzivnosti. Potrošnja električne energije u industriji se određuje na osnovu zabilježenih udjela potrošnje električne energije za netoplinske i toplinske potrebe, te očekivanih udjela u budućnosti. Potrošnja električne energije u kućanstvima se određuje na osnovu različitih pretpostavki o porastu stanovništva i stambenog prostora, broju i karakteristikama trošila, udjela električne energije u grijanju prostorija, pripremi tople vode i kuhanju, klimatiziranju stanova i dr. Porast potrošnje električne energije u uslužnim djelatnostima analizira se prema očekivanoj površini uslužnog sektora (m2/stanovniku), energetskoj intenzivnosti u uslužnom sektoru i udjelu korištenja električne energije za netoplinske i toplinske potrebe, te klimatiziranje prostora u ukupnoj energetskoj potrošnji.

Konačna prognoza potrošnje električne energije u planskom razdoblju je značajno ovisna i o pretpostavljenom razvoju korištenja ostalih energenata koji u nekim oblicima potrošnje mogu supstituirati električnu energiju, poput plina. Udio korištenja plina i smanjenja potrošnje električne energije ovisi o stupnju plinifikacije zemlje, broju plinificiranih kućanstava, mogućnostima dobave plina i dr.

15

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1990. 1995. 2000. 2005. 2010. 2015. 2020. 2025.

TWhSUPER VISOKISCENARIJ

NIŽI SCENARIJ

REFERENTNISCENARIJ

VIŠI SCENARIJ

Slika 3.2 Predviđena potrošnja električne energije u R. Hrvatskoj

Na osnovu prije spomenutih pretpostavki i mnoštva ulaznih varijabli koje mogu biti više ili manje pouzdane, određuje se nekoliko scenarija potrošnje električne energije u planskom razdoblju da bi se odredio raspon očekivanih vrijednosti (niži, viši, super visoki, referentni).

3.2.1.2 Karakteristike potrošnje električne energije

Analiza karakteristika potrošnje električne energije ima višestruko značenje kako za područje eksploatacije tako i za područje planiranja razvoja elektroenergetskog sustava. Kada se radi o planiranju razvoja i izgradnje elektroenergetskog sustava, ne može se ni zamisliti uspješno ostvarivanje tog posla bez detaljnog poznavanja karakteristika potrošnje električne energije. Kapaciteti proizvodnih i prijenosnih postrojenja se moraju dimenzionirati u skladu s očekivanim osnovnim parametrima krivulje trajanja opterećenja ili dijagrama opterećenja. Da bi se došlo do očekivanih parametara koji su bitni za karakteristike potrošnje, potrebno je pratiti i analizirati te parametre za dulji niz godina u prošlosti. Na temelju ponašanja tih parametara u prošlosti, uočavaju se zakonitosti i predviđaju se njihove veličine u budućnosti.

U programskom paketu MAED (Model for Analysis of Electricity Demand), ovakva se analiza provodi tako što se najprije rekonstruira krivulja srednjih satnih opterećenja za baznu godinu, a onda se simulacijom različitih scenarija dobivaju krivulje opterećenja za buduće godine. Ulazni podaci su zapravo rezultati razvoja potrošnje električne energije kao finalnog oblika energije. Prema tome, rezultat primjene predviđene potrošnje električne energije na simulirane krivulje opterećenja daje kao rezultat prosječna satna opterećenja za presječne godine, te osnovne parametre krivulje trajanja ili dijagrama opterećenja kao što su maksimalno opterećenje, minimalno opterećenje, ukupnu potrošnju električne energije i godišnji faktor opterećenja.

Utvrđivanje i analiza karakteristika potrošnje električne energije za baznu godinu se provodi na temelju podataka o ostvarenoj potrošnji u prethodnom razdoblju. Kao prvi korak u rekonstrukciji krivulje opterećenja u baznoj godini analizira se relativna tjedna potrošnja i to za dva karakteristična sektora potrošnje, kućanstva i usluge kao jednog sektora i industrije kao drugog kojoj su pribrojane potrošnje poljoprivrede, graditeljstva, energetike, te prometa. Relativna tjedna potrošnja svakog sektora se računa tako što se ukupna tjedna potrošnja svakoga promatranoga sektora podijeli sa prosječnom tjednom ostvarenom potrošnjom svakog sektora u baznoj godini. U slijedećem se koraku analiziraju odnosi unutar tjedna, odnosno po danima, i to za karakteristična razdoblja godine, zimsko na početku, ljetno i

16

ponovno zimsko na koncu godine. Odlučujući utjecaj na potrošnju u različitim danima u tjednu imaju različite razine i dinamika radne aktivnosti, te odstupanje srednje dnevne temperature po danima. Promjena radne aktivnosti unutar tjedna je praktično neovisna o sezoni. Radna aktivnost raste do sredine tjedna (srijeda, četvrtak), pa zatim pada prema danima vikenda u kojima je ta aktivnost minimalna. Potrošnja električne energije prati promjene radne aktivnosti, pa je tako najveća u danima najveće radne aktivnosti i najmanja u dane vikenda. Analiza ostvarene potrošnje za različite dane po promatranim sektorima daje mogućnost definiranje karakterističnih dana u tjednu i to radnog dana, subote, nedjelje i ponedjeljka kao specifičnog radnog dana koji ima potrošnju veću nego u dane vikenda, a manju nego drugi radni dani. Na koncu je moguće analizirati svaki karakteristični dan u tjednu, za svaki promatrani sektor, i za svaku sezonu posebno.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

MW

h

Slika 3.3 Godišnja krivulja trajanja opterećenja za EES Hrvatske 2000. godine

Na opisani način, imajući u vidu i pretpostavljene mjere upravljanja potrošnjom i opterećenjem (Demand Side Management, Load Management), te tarifnom politikom, određuju se ključni parametri potrošnje električne energije nužni za planiranje EES i prijenosne mreže:

• faktor opterećenja - Wuk / 8760 Pmax

• maksimalno opterećenje EES po presječnim godinama unutar planskoga razdoblja - Pmax

• minimalno opterećenje EES po presječnim godinama unutar planskoga razdoblja - Pmin

• oblik godišnjih krivulja trajanja opterećenja po presječnim godinama unutar planskoga razdoblja

17

3.2.2 Raspodjela opterećenja na pojedina 110 kV čvorišta mreže

Da bi se odredila prostorna raspodjela ukupnog vršnog opterećenja elektroenergetskog sustava na pojedina čvorišta 110 kV mreže po presječnim godinama, potrebno je odrediti regionalnu raspodjelu snage na logički zaokružena područja, maksimalna opterećenja pojedinih transformatorskih stanica 110/x kV unutar područja, te faktore istodobnosti nastupa vršnog opterećenja unutar svakog područja. Za primjer će se opisati postupak na mreži Hrvatske.

Kao logičan izbor regionalnih područja za određivanje raspodjele vršnog opterećenja u EES Hrvatske, na osnovu sadašnje administrativne i tehničke podjele uzimaju se Prijenosna područja Zagreb, Osijek, Split i Opatija (slika 3.4). Iskustveni podaci pokazuju da se udjeli opterećenja pojedinih Prijenosnih područja u ukupnom vršnom opterećenju na razini EES ne mijenjaju značajnije (tablica 3.1).

Slika 3.4 Izbor područja za regionalnu raspodjelu snage u EES-u

Tablica 3.1 Udjeli pojedinih PrP (%) u vršnom opterećenju EES u razdoblju 1991.-1996. PrP 1991. 1992. 1993. 1994. 1995. 1996.

Opatija 17 19 17 17 17 18

Osijek 13 13 13 13 13 13

Split 29 23 25 24 23 24

Zagreb 41 45 45 46 47 45

Suma 100 100 100 100 100 100

18

Na osnovu prosječnih udjela pojedinih Prijenosnih područja u vršnom opterećenju EES u proteklom razdoblju (obično desetogodišnjem), određuje se raspodjela planiranog opterećenja EES na područja Zagreb, Osijek, Split i Opatija po studiranim godinama unutar planskog razdoblja.

Pmax Zg = XZg ⋅ Pmax EES

Pmax Os = XOs ⋅ Pmax EES

Pmax St = XSt ⋅ Pmax EES

Pmax Op = XOp ⋅ Pmax EES

gdje su: Pmax EES- prognozirano vršno opterećenje EES u razmatranoj godini,

Pmax PrP - ukupno opterećenje čvorišta 110/x kV unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES,

XPrP - udio Prijenosnog područja u vršnom opterećenju EES.

Od potrošača priključenih na 110 kV mrežu razlikujemo dvije osnovne kategorije: direktne i specijalne potrošače (HŽ, INA Petrokemija, Tvornica Cementa i dr.), te distributivne potrošače.

Maksimalna opterećenja direktnih i specijalnih potrošača se određuju prema planskoj bilanci, odnosno planu potreba, te planu priključka novih potrošača ove kategorije (elektrifikacija pojedinih željezničkih pravaca, razvoj određene industrijske grane i dr.). Ukoliko je poznat faktor istodobnosti nastanka vršnog opterećenja za pojedine kategorije direktnih i specijalnih potrošača (npr. kod željeznica maksimalna istodobna opterećenja elektrovučnih podstanica), ukupno opterećenje takve kategorije direktnih potrošača treba pomnožiti s faktorom istodobnosti.

Ukupno distributivno opterećenje pojedinog Prijenosnog područja određeno je razlikom između opterećenja toga područja u trenutku nastanka vršnog opterećenja EES i sumom istodobnih opterećenja pojedinih kategorija direktnih i specijalnih potrošača. Na taj se način gubici u prijenosnoj mreži pridružuju pretpostavljenim opterećenjima po svim čvorištima 110 kV mreže.

Pdis PrP = Pmax Prp - ∑ Pdr/s PrP

gdje su: Pmax PrP - ukupno opterećenje čvorišta 110/x kV unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES,

Pdis PrP - ukupno opterećenje distributivnih čvorišta 110/x kV unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES,

Pdr/s PrP - istodobno opterećenje pojedinih kategorija direktnih i specijalnih potrošača unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES.

Maksimalna opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta na 110 kV strani proračunavaju se na temelju zabilježenog opterećenja TS 110/10 (20) kV i TS 35/10 kV, u normalnim uvjetima napajanih preko promatranog čvorišta, u baznoj godini, i očekivanih stopa porasta potrošnje električne energije dobivenih referentnim (ili nekim drugim) scenarijem predviđanja potrošnje

19

energije. Jedinstvena stopa porasta potrošnje u određenom dijelu planskog razdoblja može biti radi jednostavnosti primijenjena na sva čvorišta unutar pojedinih Prijenosnih područja ili unutar čitavog EES-a, ali detaljnijom analizom moguće je utvrditi različite stope porasta potrošnje po pojedinim čvorištima, što ovisi o nizu faktora poput porasta broja stanovništva, urbanizaciji, razvoju industrije i ostalih sektora gospodarstva, strukture trošila i dr.

Pmax čv110 kV = Pčv bazno ⋅ ppn

gdje su: Pmax čv110 kV - maksimalno neistodobno opterećenje distributivnog čvorišta 110/x kV,

Pčv bazno - maksimalno neistodobno opterećenje distributivnog čvorišta 110/10 (20) kV, ili sume opterećenja TS 35/10 kV napajanih preko odgovarajućeg čvorišta 110 kV, u baznoj godini,

pp - godišnja stopa porasta potrošnje el. energije u određenom dijelu planskog razdoblja (na razini EES, regionalnih područja ili lokalnog konzuma).

n - broj godina od bazne godine

U slučaju da razmatrano 110 kV čvorište napaja 35 kV mrežu, zbroj maksimalnih opterećenja TS 35/10 kV napajanih preko toga čvorišta se mora pomnožiti s faktorom istodobnosti nastanka vršnog opterećenja između tih transformatorskih stanica, a ukoliko točan podatak nije poznat procjenjuje se faktor istodobnosti od 0,9.

Pri određivanju raspodjele opterećenja na pojedina čvorišta 110 kV mreže potrebno je uvažiti plan izgradnje novih TS 110/x kV. Glavni kriterij koji služi kao osnova planiranja izgradnje novih TS 110/x kV je iskoristivost transformacije u postojećim trafostanicama, odnosno usporedba očekivanog vršnog opterećenja trafostanice s maksimalnim kapacitetom transformacije, tj. ukupnom nazivnom snagom transformatora koji se mogu ugraditi u trafostanicu vodeći računa o temeljima.

Kriteriji za ocjenu iskoristivosti transformacije X/10(20) kV (TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV) su definirani na slijedeći način. Razlikuju se transformatorske stanice u gradskim mrežama, gdje postoji povezna mreža 10(20) kV, te transformatorske stanice u vangradskim mrežama bez povezne mreže. Teži se primjeni kriterija “N-1”; tj. osiguranju neprekidnog napajanja konzuma.

a) TS X/10(20) kV sa poveznom mrežom

- 2 transformatora Pmax = 75 % Sins

- 3 transformatora Pmax = 88 % Sins

b) TS X/10(20) kV bez povezne mreže

- 2 transformatora Pmax = 60 % Sins

- 3 transformatora Pmax = 80 % Sins

20

Primjeni gornjih kriterija treba prići selektivno iz više razloga:

• Kod TS X/10(20) kV u gradskim mrežama gornji kriteriji vrijede ukoliko je instalirana snaga transformacije u susjednim TS slična. Ne može se očekivati da TS 35/10 kV nadoknade ispad jedinica 110/10 kV.

• U manjim gradovima povezna mreža može osigurati i bolju rezervu no što je prikazano u gornjim kriterijima (ukoliko postoje dostatni kapaciteti u transformaciji).

• U mnogim slučajevima moguće je osigurati rezervu u transformaciji, kroz poveznu vangradsku mrežu, naročito ako su prisutni vodovi velikog presjeka (3x95(120) Ač). Uvođenjem u primjenu napona 20 kV, ovaj zaključak je osnažen.

• U slučaju da ispunjavanje kriterija “N-1” zahtjeva prevelika financijska sredstva, može se odustati od tog kriterija, uz analizu rizika prekida napajanja. Trenutačno nema definiranih pokazatelja prihvatljivog rizika.

Osim iskoristivosti transformacija kao osnovnog kriterija planiranja izgradnje novih TS 110/x kV, potrebno je uzeti u obzir i sljedeća dva elementa: naponske prilike u srednje naponskoj mreži i načelna orijentacija za postupni prelazak na izravnu transformaciju 110/10 (20) kV i odumiranje 35 kV mreže (kao nepotrebnog međunapona). U skladu s tim moguće je da u plan izgradnje uđu i one TS 110/x kV koje omogućavaju popravljanje naponskih prilika u srednje naponskoj mreži iako s obzirom na opterećenje nisu potrebne, ili one TS 110/x kV koje zamjenjuju TS 35/10 (20) kV iako nisu u potpunosti iskorištene s obzirom na kapacitet. Takav se postupak preporučuje u slučaju potrebe rekonstrukcije ili izgradnje dugačkih 35 kV vodova, kada se pokazuje da je izgradnja nove pojednostavljene trafostanice 110/10 (20) kV priključene na obližnji 110 kV vod isplativije rješenje.

Nakon određivanja maksimalnih opterećenja distributivnih čvorišta unutar pojedinog Prijenosnog područja u presječnoj godini, određuje se faktor istodobnosti distributivnog opterećenja kao omjer između opterećenja distributivnih potrošača u Prijenosnom području u trenutku nastanka vršnog opterećenja sustava i sume maksimalnih opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta 110 kV u tom području.

fi= Pdis PrP. / ∑ Pmax čv110 kV

Iznose faktora istodobnosti potrebno je usporediti na temelju podataka u prošlosti, te po potrebi (u slučaju većih odstupanja od iskustvenih vrijednosti) izvršiti potrebne korekcije.

Konačna opterećenja pojedinih distributivnih čvorišta na 110 kV naponskoj razini u trenutku nastanka vršnog opterećenja EES, izračunavaju se množenjem maksimalnog opterećenja promatranog čvorišta i faktora istodobnosti za odgovarajuće Prijenosno područje.

P čv110 kV = Pmax čv110 kV ⋅ fi

Budući da opterećenja pojedinih čvorišta 110 kV mreže, određena na opisani način, sadrže i gubitke u prijenosnoj mreži, opterećenja pojedinih čvorišta se u kasnijim analizama umanjuju za postotak izračunatih gubitaka na modelu.

Jalova snaga potrošnje po pojedinim čvorištima 110 kV mreže određuje se na temelju dostupnih podataka iz prošlosti. Budući da bi se za točnije određivanje jalove snage distributivnih čvorišta morala provoditi mjerenja i analize karakteristika potrošača (trošila), pouzdaniji podaci obično neće biti dostupni. Za nova čvorišta u mreži uzima se faktor snage cos ϕ = 0,95.

21

3.2.3 Određivanje potrebne izgradnje i lokacija za nove proizvodne objekte

3.2.3.1 Instalirane snage i dinamika ulaska u pogon novih proizvodnih objekata

Prije određivanja potrebne izgradnje novih proizvodnih objekata u EES-u potrebno je definirati ciljeve koje takav plan treba postići. Cilj npr. može biti zadovoljenje potrošnje do 95 % iz vlastite proizvodnje, a ostalo iz nabave, ili npr. ukupna emisija štetnih tvari iz elektroenergetskog sektora mora biti ispod određenih unaprijed zadanih granica, ili npr. udio ugljena u proizvodnji električne energije ne treba preći određeni unaprijed zadani postotak, i slično. Ciljevi se mogu zadavati pojedinačno ili u kombinaciji. U Republici Hrvatskoj bi ciljeve u normalnoj proceduri trebale definirati odgovorne institucije (Vlada, Ministarstvo gospodarstva, HEP).

Određivanje potrebne izgradnje novih elektrana se određuje radi zadovoljavanja postavljenih ciljeva minimiziranjem troškova proizvodnje. U tu se svrhu koriste različiti modeli koji mogu biti optimizacijski i simulacijski. Za izradu optimalnog plana izgradnje elektrana u Republici Hrvatskoj se koristi više modela. Ti modeli su: WASP (model koji je razvijen pod sponzorstvom Međunarodne agencije za atomsku energiju iz Beča. Taj model je vjerojatno najčešće korišteni model za izradu optimalnog plana izgradnje elektrana. I Svjetska banka preferira taj model, pa je postojanje plana razvoja EES izrađenog tim modelom i jedan od uvjeta pristupu kreditima koje Svjetska banka daje pojedinim zemljama u svrhu financiranja izgradnje elektrana); SIPRA (model razvijen u Energetskom institutu “Hrvoje Požar”) i LOGOS (model razvijen u EDF-u). U posljednje se vrijeme koristi i model DECADES, razvijen u IAEA (International Atomic Energy Agency), pomoću kojega se potrebna izgradnja novih proizvodnih postrojenja u EES-u određuje na temelju ekonomskih, ekoloških i tehnoloških značajki cjelokupnog gorivog ciklusa. Svaki od navedenih modela koristi razne aproksimacije, odnosno pojednostavljeno prikazivanje kako dijelova EES-a, tako i načina rada tih dijelova. Razina tih pojednostavljenja, kao i algoritmi korišteni za proračun pojedinih parametara u sustavu imaju određeni, manji ili veći, utjecaj na rezultate proračuna.

WASP je model koji je do sada sigurno najčešće korišteni model za planiranje izgradnje proizvodnog dijela EES-a. Za aproksimaciju krivulje trajanja opterećenja koristi Fourier-ove koeficijente. Simulacija rada elektrana je zasnovana na probabilističkom algoritmu, gdje se neplanirani ispadi termoelektrana tretiraju kao slučajna varijabla. Sve hidroelektrane se grupiraju u dva tipa, gdje su karakteristike svakog tipa rezultat sumiranja karakteristika svih elektrana koje ulaze u tu grupu. Kao optimizacijsku tehniku koristi dinamičko programiranje. Proces optimizacije teče tako da model za sve moguće kombinacije elektrana (postojećih i kandidata) računa ukupne troškove u sustavu, i onda dinamičkim optimiranjem izabere kombinaciju koja daje najmanje troškove u sustavu. Rezultat modela je definirana dinamika izgradnje elektrana (određena elektrana u određenoj godini razdoblja planiranja), troškovi u sustavu po pojedinim kategorijama, tok novca po godinama planiranog razdoblja, proizvodnja pojedine elektrane, neisporučena energija i troškovi neisporučene energije, potrošnja goriva, i dr.

U modelu SIPRA krivulja trajanja opterećenja se predstavlja s tri pravca. Proračun planova izgradnje se odvija tako da se odrede relativne energetsko-ekonomske vrijednosti (REEV) svih elektrana - kandidata za izgradnju. Zatim se odrede manjkovi snage u svim godinama planiranog razdoblja, uz određeni unaprijed definirani LOLP (Loss of Load Probability), koji predstavlja mjeru sigurnosti opskrbe potrošača. Zatim se taj manjak snage popunjava elektranama - kandidatima (redoslijed je određen relativnom energetskom vrijednošću), dok se ne postigne traženi LOLP. Od pravila da je redoslijed definiran REEV-om se odstupa u slučaju da je snaga elektrane kandidata bitno veća od manjka snage u pojedinoj godini. Što se

22

tiče simulacije rada elektrana pod krivuljom trajanja opterećenja, ona se odvija u dva koraka. Najprije se od krivulje trajanja opterećenja oduzme moguća proizvodnja hidroelektrana, a preostali dio (nova krivulja trajanja opterećenja) trebaju pokriti termoelektrane. Rezultat proračuna modelom SIPRA je dinamika ulaska u pogon pojedine elektrane - kandidata, ukupni troškovi u EES-u, troškovi goriva, troškovi redukcija, investicijski troškovi, proizvodnje pojedinih elektrana, i dr.

Model LOGOS je u prvom redu namijenjen godišnjem planiranju rada EES -a, ali se može koristiti i za planiranje izgradnje EES-a. Aproksimacija krivulje trajanja opterećenja radi se sa stupcima (6 stupaca). Neplanirani ispadi termoelektrana simuliraju se Monte Carlo metodom. Što se tiče hidroelektrana, za optimiranje njihovog rada koristi se stohastičko dinamičko programiranje. U tom procesu određuje se vrijednost vode u akumulacijama na pojedinoj razini stanja u akumulacijama. Usporedbom te vrijednosti s promjenljivom troškovima termoelektrana odlučuje se o korištenju te vode odmah ili čuvanju za kasnije, kada je njena vrijednost veća. Što se tiče elektrana - kandidata za izgradnju, za termoelektrane se računa marginalni trošak uključenja dodatne snage iz pojedinog tipa (kandidata), a istovremeno se izračuna i vrijednost dodatne snage na razini sustava. Ako je marginalni trošak određenog kandidata niži od vrijednosti dodatne snage u sustavu, onda taj kandidat treba ući u pogon u prvoj godini kad se takav odnos u troškovima pojavi. Hidroelektrane nije moguće valorizirati na takav način, nego se za njih koristi postupak da se jednom izračunaju ukupni troškovi u sustavu bez određene hidroelektrane, a zatim s tom hidroelektranom. Ukoliko je razlika u troškovima u varijanti s hidroelektranom veća od troškova izgradnje i pogona te hidroelektrane, onda je izgradnje te hidroelektrane opravdana.

Dijelom zbog redovitog održavanja (remonta), a dijelom zbog neplaniranog ispada iz pogona kod čistog termo sustava potrebna je određena rezerva u proizvodnim kapacitetima (rezerva snage). Ta rezerva se računa u odnosu na maksimalno opterećenje sustava. Kod čistog termo sustava se smatra da je dovoljna rezerva snage oko 20 % (ovisno o veličini samog sustava i veličini najveće jedinice u sustavu). Kod mješovitog hidro - termo sustava potrebna je veća rezerva snage, sukladno udjelu hidroelektrana u ukupnoj proizvodnji električne energije u EES-u. Što je taj udio veći, potrebna je i veća rezerva snage. Za sustav kao što je hrvatski, procjenjuje se gornja razina rezerve snage do 40 % , a donja razina 15 %, ukoliko je jedan od strateški zadanih ciljeva pokrivanje ukupne potrošnje vlastitim izvorima. Razina rezerve unutar postavljenih granica se može regulirati visinom troškova neisporučene energije.

Potrebna izgradnja elektrana u EES-u se određuje prema više scenarija ovisno o razini potrošnje (niži, viši, super visoki, referentni scenarij porasta potrošnje) i definiranim ciljevima (razina pokrivanja potrošnje iz vlastitih izvora, rezerva u instaliranoj snazi, udjeli pojedinih vrsta primarnog goriva u proizvodnji električne energije, principi zaštite okoliša, i dr.). Za proces planiranja razvoja prijenosne mreže odabire se jedan od izrađenih scenarija izgradnje novih proizvodnih postrojenja, čime se točno definiraju snage novih izvora i dinamika njihova ulaska u pogon.

3.2.3.2 Lokacije novih proizvodnih objekata

Nakon određivanja vrste, instalirane snage i dinamike ulaska u pogon novih proizvodnih objekata nužno je odrediti moguće lokacije za njihovu izgradnju. Lokacije novih elektrana se određuju na osnovu više utjecajnih faktora kao što su: mogućnosti dopreme goriva, blizina konzumnih centara, hidrologija i mogućnosti hlađenja postrojenja, metereološke, seizmičke i geološke osobine, izgrađenost prometnica, razvijenost elektroenergetske mreže, i dr. Za svaku od lokacija koje zadovoljavaju sve postavljene zahtjeve za izgradnju određenog proizvodnog

23

objekta procjenjuju se ukupni troškovi izgradnje, te se odabire najpovoljnija lokacija u tehničkom i ekonomskom smislu.

3.2.4 Određivanje načina i izvedbe priključka novih proizvodnih objekata na prijenosnu mrežu

Priključak proizvodnih blokova (jednog ili više njih na određenoj lokaciji - u proizvodnom objektu) se određuje na temelju sljedećih osnovnih pokazatelja:

• jedinične snage bloka,

• razvijenosti visokonaponske mreže u okolici objekta,

• blizine konzumnih centara i očekivanih tokova snaga za razna pogonska stanja,

• troškova izvedbe, i dr.

Osnovni princip po kojemu se određuje način i izvedba priključka elektrane, odnosno njenih blokova na elektroenergetski sustav je siguran plasman maksimalne snage svih blokova u mrežu pri raznim (mogućim i očekivanim) pogonskim stanjima. Pod maksimalnom snagom svih blokova podrazumijeva se raspoloživa snaga na pragu elektrane, a pod sigurnim plasmanom definira se prijenos maksimalne proizvodnje pri raspoloživosti N-1 spojnih grana. U slučaju neraspoloživosti jednog od vodova i transformatora kojima je elektrana spojena na EES ne smije doći do preopterećenja bilo koje druge spojne grane bez obzira na angažman (proizvodnju) promatrane elektrane i tokove snaga u mreži određene prostornom raspodjelom proizvodnje ostalih elektrana i potrošnje, te uklopnim stanjem mreže.

Izgradnja blokova većih jediničnih snaga generalno zahtjeva priključak na mrežu višeg nazivnog napona zbog veće prijenosne moći priključnih dalekovoda. Ukoliko je na lokaciji elektrane (odnosno u njenoj blizini) razvijena mreža niže naponske razine s dovoljnim brojem spojnih grana u priključnom čvorištu elektrane koje omogućavaju zadovoljenje kriterija sigurnog plasmana snage elektrane, priključak je moguće izvesti i na nižu naponsku razinu.

Iako je izgrađenost visokonaponske mreže u okolici novog proizvodnog objekta jedan od kriterija za odabir njegove lokacije, često neće biti odlučujući u donošenju konačne odluke radi mogućih ograničenja po pitanjima dopreme goriva, mogućnostima hlađenja, i dr. Radi toga će biti potrebno interpolirati u mrežu nova čvorišta i izgraditi nove visokonaponske vodove ovisno o udaljenosti postojećih čvorišta od lokacije nove elektrane.

Ukoliko u blizini predviđene lokacije nove elektrane postoje potrošački centri koji će koristiti većinu proizvedene električne energije, pa neće dolaziti do značajnijih prijenosa na veće udaljenosti, opravdano je blok(ove) priključiti na mrežu niže naponske razine u odnosu na jedinične snage blokova, da bi se izbjegle nepotrebne transformacije energije između mreža različitih napona. Pri tom je značajno imati u vidu oblike dnevnih dijagrama opterećenja obližnjih potrošačkih centara za karakteristične dijelove godine i uloge nove elektrane u elektroenergetskom sustavu (bazna, vršna), da bi se ustanovila vjerojatnost prijenosa dijela proizvodnje na veće udaljenosti pri niskom opterećenju obližnjih potrošača i visokom angažmanu elektrane radi eventualnih ugovornih obveza (definirani broj sati rada godišnje).

U slučaju da u blizini nove elektrane ne postoje značajniji potrošački centri pa će se njena proizvodnja morati prenositi na veće udaljenosti, opravdano ju je priključiti na mrežu više naponske razine u cilju smanjivanja gubitaka u mreži.

24

Na konačan izbor načina priključka novih proizvodnih objekata na EES najčešće presudnu ulogu imaju troškovi njegove izvedbe. Ukoliko je osnovni kriterij sigurnog plasmana maksimalne proizvodnje elektrane zadovoljen za više načina priključaka, odabire se onaj s najmanjim troškovima izvedbe.

Nakon određivanja priključka novog proizvodnog objekta na EES definiraju se zahtjevi koje novi blok(ovi) mora(ju) zadovoljavati s obzirom na mrežu ("grid code"). U procesu dugoročnog planiranja ovakve zahtjeve nije potrebno postavljati, ali u operativnom planiranju kada se priprema izgradnja nove elektrane, neophodno je izvršiti detaljnu analizu stacionarnih i prijelaznih stanja, te odrediti razinu struja kratkih spojeva, da bi se mogli postaviti određeni zahtjevi na novu elektranu. Zahtjevi se odnose na sljedeće:

- dozvoljena odstupanja frekvencije,

- dozvoljena odstupanja napona na stezaljkama generatora,

- sudjelovanje u regulaciji frekvencije na razini sustava,

- sudjelovanje u sekundarnoj regulaciji napona,

- zahtjevi za crni start,

- zahtjevi za otočni pogon,

- zahtjevi na hladni i topli start,

- zahtjevi na brzinu promjene opterećenja,

- izvedba sustava mjerenja energija,

- minimalna snaga bloka,

- faktor snage bloka,

- izvedba blok transformatora (mogućnost regulacije, grupa spoja i dr.),

- potrebna zaštita generatora,

- izvedba uzbudnog sustava,

- potreba za dodatnim stabilizatorskim uređajima, i dr.

25

3.2.5 Ekonomski parametri

3.2.5.1 Troškovi neisporučene električne energije

Svaki elektroenergetski sustav ima zadaću opskrbiti potrošače kvalitetnom električnom energijom i uz maksimalnu sigurnost. I pored toga što je cilj neprekidna opskrba potrošača električnom energijom, situacije kod kojih dolazi do poremećaja s opskrbom nije moguće uvijek izbjeći. Uz saznanje da ponekad ipak dolazi do problema s opskrbom, cilj je kod svakog planiranja razvoja EES-a svesti broj tih situacija i njihovo trajanje na najmanju moguću mjeru. Međutim, dostizanje takvog cilja izaziva relativno velike troškove. Mjera koja izražava razinu sigurnosti opskrbe potrošača električnom energijom, odnosno količinu neisporučene energije u EES-u naziva se LOLP (Loss of Load Probability). Uvođenjem parametra koji se zove trošak neisporučene električne energije, a koji se izražava u novčanim jedinicama po kWh, regulira se odnos između neisporučene energije, odnosno troškova koji nastaju zbog toga, i rezerve snage u EES-u, odnosno troškova koje izaziva veća rezerva snage, te kapaciteta prijenosnih veza koji u određenim, više ili manje vjerojatnim pogonskim stanjima mogu uzrokovati nemogućnost opskrbe dijela potrošača. U modelima se dakle traži minimum ukupnih troškova. Što je vrijednost troškova neisporučene energije viša, sustav se prisiljava na veću rezervu snage i jače prijenosne veze, i obratno.

Iznos troškova neisporučene električne energije (kn/kWh, DEM/kWh ili USD/kWh) je vrijednost koju je vrlo teško, ili bolje rečeno nemoguće egzaktno odrediti. Ne postoji neka opće prihvaćena metoda za određivanje tih troškova. Od zemlje do zemlje procjena tih troškova je različita. Visina tih troškova ovisi o mnogo faktora. Jedan od njih je struktura potrošnje, odnosno tip potrošača kome je reducirana ili prekinuta opskrba. Nadalje, troškovi ovise o količini te neisporučene energije, a isto tako i o trajanju prekida isporuke. Iz samo ovih nekoliko navedenih detalja je očito da su troškovi ili štete zbog neisporučene električne energije praktično različiti za svaki tip potrošača. Stoga je vrlo teško korektno odrediti troškove koje izaziva 1 neisporučeni kWh na razini cijelog sustava. Vrijednosti koje se koriste u raznim zemljama jako variraju, tako da je moguće naći u literaturi vrijednosti od 0.5 USD/kWh pa do 5 USD/kWh ili čak i više. Budući da je iznos tih troškova neisporučene električne energije povezan s velikom dozom nesigurnosti, taj parametar je najčešće predmet analize osjetljivosti.

Za različite tipove potrošača, u svjetskoj se praksi najčešće koriste sljedeće prosječne vrijednosti:

- kućanstva 3,5 DEM/kWh

- poljoprivreda 10,0 DEM/kWh

- industrija 15,0 DEM/kWh

- usluge 18,0 DEM/kWh

- javne službe 6,0 DEM/kWh

Jedinstvena vrijednost troškova neisporučene električne energije u Republici Hrvatskoj nije do sada definirana. Posljednja istraživanja razvoja EES-a provedena su uz referentnu vrijednost od 5 DEM/kWh, iako se prema nekim grubim procjenama ona kreće oko 3 DEM/kWh. Zbog velike ovisnosti ekonomskog proračuna o tom iznosu, koji direktno utječe na profitabilnost gradnje pojedinih objekata u EES-u, korisno je izvršiti detaljnije analize s različitim vrijednostima neisporučene električne energije, ili ukoliko se gradnja nekog objekta pokazuje neprofitabilnom uz referentnu stopu, odrediti vrijednost uz koju je ta investicija na granici profitabilnosti.

26

3.2.5.2 Diskontna stopa

Model koji se koristi za ekonomsku analizu razvoja prijenosne mreže zasniva se na usporedbi između dobitaka od izgradnje novog objekta (voda, transformatora) i investicijskih troškova u njegovu izgradnju. Budući da postoji nekoliko kategorija troškova u EES-u koji nastaju različitom dinamikom, a da bi ih bilo moguće uspoređivati, sve troškove je potrebno svesti na isti vremenski trenutak (na isti datum). Radi toga se definira datum svođenja (odnosno diskontiranja). Diskontiranje se vrši s jedinstvenom stopom za sve kategorije troškova.

Iznos diskontne stope ima određeni utjecaj (nekad manji, nekad veći) na rezultate proračuna. U slučajevima gdje se uoči znatan utjecaj veličine diskontne stope, potrebno je napraviti proračun za nekoliko različitih vrijednosti, odnosno provesti analizu osjetljivosti na veličinu diskontne stope.

Ekonomsku analizu razvoja prijenosne mreže preporučljivo je provesti za tri vrijednosti diskontne stope: 8 %, 10 %, i 12 %.

3.2.5.3 Jedinične cijene opreme

Da bi se mogla provesti usporedba dobitaka od razmatranih pojačanja mreže i troškova njihove izgradnje, odnosno odrediti njihova profitabilnost, potrebno je definirati jedinične cijene visokonaponske opreme. Cijene opreme se razlikuju kod različitih proizvođača, ali se mogu utvrditi prosječne vrijednosti koje koristimo u analizama. Jedinične cijene prikazane u sljedećim tablicama određene su praćenjem cijena na svjetskom i domaćem tržištu.

Tablica 3.2 Jedinične cijene nadzemnih vodova (USD/km) Un LAGANI TEREN TEŠKI TEREN

(kV) CIJENA (USD/km) CIJENA (USD/km)

NAD. VOD (2x490 AČ/f) 400 250.000 320.000

NAD. VOD-2 sis. (2x490 AČ/f) 400 420.000 550.000

NAD. VOD (360 AČ) 220 120.000 155.000

NAD. VOD-2 sis. (360 AČ) 220 190.000 245.000

KAB. VOD (1000 Al) 110 840.000 1.000.000

NAD. VOD (240 AČ) 110 100.000 120.000

NAD. VOD-2 sis. (240 AČ) 110 155.000 190.000

Tablica 3.3 Jedinične cijene nadzemnih vodova - prosjek VRSTA VODA Un (kV) CIJENA (USD/km)

NAD. VOD (2x490 AČ/f) 400 285.000

NAD. VOD-2 sis. (2x490 AČ/f) 400 485.000

NAD. VOD (360 AČ) 220 140.000

NAD. VOD-2 sis. (360 AČ) 220 220.000

KAB. VOD (1000 Al) 110 920.000

NAD. VOD (240 AČ) 110 110.000

NAD. VOD-2 sis. (240 AČ) 110 170.000

27

Tablica 3.4 Cijene elemenata postrojenja visokog napona - oprema1 CIJENA

ELEMENT Un (kV) (USD)

VODNO POLJE NAPONA 110 KV - KLASIČNO 123 5RV-123-III-8 (Rastavljač) 123 14.152 K3AS1-123-20 (Prekidač) 123 64.329 5RVZ-123-III-8 (Rastavljač) 123 16.726 VPU-123 (3 kom) - naponski transformatori 123 24.317 6APU-123(3 kom) - strujni transformatori 123 25.667 KSO (ZAŠTITA) 123 34.095 UKUPNA CIJENA 123 179.286

VODNO POLJE VIS. NAPONA - SF6 123 643.294

VODNO POLJE NAPONA 220 KV - KLASIČNO 245 5RV-245-III-8 (Rastavljač) 245 36.024 K3AS1-245-20 (Prekidač) 245 130.589 5RVZ-245-III-8 (Rastavljač) 245 50.370 VPU-245 (3 kom) - naponski transformatori 245 36.668 6APU-245(3 kom) - strujni transformatori 245 48.247 KSO (ZAŠTITA) 245 34.095 UKUPNA CIJENA 245 335.992

VODNO POLJE NAPONA 400 KV - KLASIČNO 400 5RV-420-III-8 (Rastavljač) 420 59.183 K3AS1-420-20 (Prekidač) 420 215.503 5RVZ-420-III-8 (Rastavljač) 420 77.195 VPU-420 (3 kom) - naponski transformatori 420 51.463 6APU-420(3 kom) - strujni transformatori 420 108.073 KSO (ZAŠTITA) 420 34.095 UKUPNA CIJENA 420 515.278

VN PRIGUŠNICA 123 5.983 245 7.977 420 16.082

VN KONDENZATOR 123 10.035 245 15.053 420 18.334

1 ostali troškovi TS (građ. izvedba, ceste, sek. oprema i dr.): 40 % od cijene opreme za nove TS 10 % od cijene opreme za postojeće TS

28

Tablica 3.5 Cijene energetskih transformatora Ug Ud S TEŽINA NAPOMENA CIJENA

(kV) (kV) (kVA) (kg) (USD)

400 220 400000 387000 3.500.000

400 110 300000 293000 3.100.000

220 110 150000 153000 1.500.000

110 10(20) 16000 39200 NORM. 350.000

110 10(20) 20000 39200 NORM. 360.000

110 10(20) 31500 53600 NORM. 480.000

110 10(20) 40000 60800 NORM. 580.000

110 10(20) 63000 81000 NORM. 820.000

110 10(20) 4000 21000 MALI 210.000

110 10(20) 6300 23000 MALI 225.000

110 10(20) 8000 25000 MALI 245.000

110 10(20) 10000 27000 MALI 260.000

110 10(20) 12500 30000 MALI 290.000

110 10(20) 16000 34000 MALI 320.000

110 10(20) 20000 TERC. 35 kV 450.000

110 10(20) 40000 TERC. 35 kV 645.000

29

3.3 EKONOMSKA ANALIZA

Klasični pristup planiranju razvoja prijenosne mreže u kojemu se potrebna pojačanja mreže određuju na osnovu ispitivanja tokova snaga pri vršnom opterećenju elektroenergetskog sustava i uobičajenih pogonskih stanja, s kriterijem zadovoljavanja postavljenih tehničkih ograničenja pri neraspoloživosti bilo koje grane mreže (N-1 analiza) ne pruža nikakve informacije o ekonomskim pokazateljima za predviđena pojačanja mreže. Ukoliko se detektirano ograničenje u mreži može otkloniti na nekoliko načina nije moguće kvalitetno procijeniti koje od njih donosi najviše koristi.

Da bi se ovi nedostaci klasičnog pristupa planiranju razvoja prijenosne mreže otklonili potrebno je provesti ekonomsku analizu razvoja prijenosne mreže. U tu svrhu se koristi MEXICO metoda, razvijena u prvoj polovici osamdesetih u EdF-u (Electricite De France).

3.3.1 Mexico metoda

3.3.1.1 Uvodno

Mexico je simulacijsko-optimizacijska metoda zasnovana na metodama vjerojatnosti, istosmjernim tokovima snaga i linearnom programiranju, koji omogućava procjenu operativnih troškova rada elektroenergetskog sustava tijekom čitave godine, te očekivani iznos neisporučene električne energije.

Sigurnost opskrbe potrošača električnom energijom se može karakterizirati preko nekoliko pokazatelja:

- vjerojatnost (ne)zadovoljavanja potrošnje pri vršnom opterećenju EES,

- mogući broj dana u godini kada neće biti moguće zadovoljiti potrošnju,

- očekivani iznos neisporučene snage pri vršnom opterećenju EES,

- očekivani iznos neisporučene električne energije tijekom godine.

Na osnovu posljednjeg pokazatelja moguće je izračunati ukupne očekivane troškove neisporučene električne energije tijekom godine. Da bi se mogla provesti usporedba opravdanosti izgradnje pojedinih pojačanja mreže potrebno je odrediti:

- investicijske troškove određenog pojačanja,

- očekivane godišnje operacijske troškove rada EES s i bez promatranog pojačanja mreže,

- očekivane godišnje troškove neisporučene električne energije s i bez promatranog pojačanja mreže.

Mexico metoda omogućava izračunavanje posljednja dva pokazatelja na osnovu simulacijsko-optimizacijskih metoda koje koristi. Usporedbom diskontiranih investicijskih troškova određenog pojačanja mreže i razlike u očekivanim operativnim troškovima rada EES i očekivanim troškovima neisporučene električne energije na konfiguraciji mreže s i bez promatranog pojačanja, moguće je odrediti njegov indeks profitabilnosti, kao osnovni

30

ekonomski pokazatelj koji pruža planeru korisne informacije o isplativosti pojedinih investicija.

Radi sagledavanja sigurnosti opskrbe potrošača električnom energijom model vrši procjenu očekivane neisporučene snage za određenu razinu potrošnje u sustavu, te neisporučene električne energije na osnovu godišnje krivulje trajanja opterećenja. Model uzima u obzir stanja koja nastaju radi očekivane neraspoloživosti proizvodnih postrojenja i objekata prijenosne mreže, te neizvjesnosti u procjeni visine potrošnje radi određenih klimatskih ili drugih teško predvidljivih događaja. Mexico metoda izračunava i očekivane gubitke u mreži, te troškove goriva elektrana potrebnih za pokrivanje tih gubitaka.

Model također ukazuje na slabije grane mreže na osnovu vjerojatnosti nastanka poremećaja na određenoj grani koji dovode do neisporučene električne energije ili do povećanih troškova proizvodnje u sustavu.

3.3.1.2 Princip rada MEXICO metode

Ulazni podaci

Ulazni podaci za model se sastoje od sljedećeg: podataka za potrošnju, podataka za proizvodna postrojenja i podataka za prijenosnu mrežu.

Opterećenje i potrošnja po svakom čvorištu je definirana vršnim opterećenjem i oblikom godišnje krivulje trajanja opterećenja koja se opisuje nizom koeficijenata, pri čemu se pretpostavlja da je oblik krivulje jednak za sva čvorišta u mreži. Nakon provedenog proračuna model izračunava gubitke u mreži, pa se opterećenje svakog čvorišta umanjuje za pridružene mu gubitke i provodi novi proračun. Radi nesigurnosti planiranja potrošnje u sustavu, definiraju se koeficijenti standardne devijacije radi klimatskih (σ1) i ekonomskih (σ2) nesigurnosti, s pretpostavljenom Gaussovom raspodjelom vjerojatnosti.

0CC ko ⋅= ε (1)

( )22

211 σσ +⋅+⋅= bCC ko (2)

gdje su:

C0 - srednja vrijednost vršnog opterećenja u čvorištu

Ck0 - srednja vrijednost opterećenja u čvorištu za određenu razinu potrošnje

ε - koeficijent kojim se definira razina potrošnje u godišnjoj krivulji trajanja opterećenja,

σ1 - standardna devijacija radi klimatske nesigurnosti

σ2 - standardna devijacija radi ekonomske nesigurnosti

C - opterećenje u razmatranom čvorištu za određenu razinu potrošnje

b - faktor koji definira područje unutar kojega se kreće opterećenje kod normalne raspodjele

31

Veličine i lokacije novih proizvodnih postrojenja se smatraju poznatom, a svaka termo-jedinica se određuje maksimalnom snagom, raspoloživošću i prosječnim pogonskim troškovima. Hidroelektrane se dijele na dvije kategorije:

1. Hidroelektrane čija se proizvodnja ne može mijenjati (protočne hidroelektrane) i čija proizvodnja je ovisna o pretpostavljenoj hidrologiji.

2. Hidroelektrane čija se proizvodnja može mijenjati (akumulacijske hidroelektrane) i čiji angažman ovisi o upravljanju akumulacijama.

Za prvu vrstu hidroelektrana zadaje se angažirana snaga koja tijekom proračuna ostaje konstantna, dok se za drugi tip hidroelektrana zadaje maksimalna snaga i početno angažirana snaga koja se određuje na osnovu načina upravljanja akumulacijama, i za koju su troškovi proizvodnje jednaki nuli. Radi dodatnog angažiranja akumulacijskih hidroelektrana u cilju otklanjanja mogućih poremećaja u mreži pri pojedinim uklopnim stanjima definira se trošak dodatne hidroproizvodnje, koji je principu određuje ograničenja u pražnjenju akumulacija. Trošak dodatne hidroproizvodnje ovisi o strukturi proizvodnih postrojenja u EES (udjelu akumulacijskih hidroelektrana i načinu njihovog angažiranja) i kreće se od vrijednosti jednake troškovima proizvodnje najskuplje termoelektrane u sustavu do vrijednosti deset puta veće od troškova proizvodnje najskuplje termo-jedinice.

TETE tt maxmax 10 ⋅≤≤ µ (3)

gdje su:

tmaxTE - troškovi proizvodnje najskuplje termo-jedinice u sustavu

µ - troškovi dodatne hidroproizvodnje uzrokovani neplaniranim pražnjenjem akumulacija

Prijenosna mreža je definirana topologijom, odnosno popisom čvorišta i grana. Svaka grana je određena svojom impedancijom (r,x), neraspoloživošću (q) i maksimalno dozvoljenim opterećenjem u normalnim (Imax) i izvanrednim uvjetima (Imax20) . Obično se uzima da je u izvanrednim uvjetima dozvoljeno 20 % veće opterećenje u trajanju od 20 minuta.

max20max 2,1 II ⋅= (4)

Mexico metoda omogućava promatranja mreže veličine 220 čvorišta i 600 grana.

Simulacija

Model simulira veliki broj stanja sustava na osnovu raspoloživosti njegovih elemenata. Radi određivanja mogućih uklopnih stanja mreže, određenih zadanom neraspoloživošću grana mreže i proizvodnih postrojenja, koristi se MONTE CARLO metoda. Svakom elementu sustava (grana mreže, proizvodna jedinica) pridružuje se slučajno generirani broj između 0 i 1. Ovisno o tome da li je taj broj veći ili manji od zadane neraspoloživosti elementa, pridružuje mu se stanje uklopljeno (slučajno generirani broj veći od zadane neraspoloživosti elementa sustava) ili isklopljeno (slučajno generirani broj manji od zadane neraspoloživosti elementa sustava).

Nakon određivanja uklopnog stanja mreže (elektrane: u pogonu ili van pogona, vodovi i transformatori: uklopljeni ili isklopljeni) definira se redoslijed angažiranja elektrana na osnovu minimalnih troškova proizvodnje, ne uzimajući u obzir tokove snaga određene

32

raspodjelom opterećenja u sustavu i impedancijama mreže. Angažman protočnih hidroelektrana i početni angažman akumulacijskih hidroelektrana je unaprijed zadan.

Za definirano pojedinačno stanje sustava vrši se dalje proračun istosmjernih tokova snaga (DC aproksimacija), uvažavajući 1. i 2. Kirchoffov zakon, koji može dovesti do dva slučaja:

- ukoliko ne postoje preopterećene grane u mreži rješenje je optimalno, budući da pri promatranom uklopnom stanju ne dolazi do dodatnih troškova proizvodnje ili troškova neisporučene električne energije radi ograničenja u prijenosnim granama,

- ukoliko postoje preopterećene grane u mreži mora se izvršiti preraspodjela proizvodnje elektrana u sustavu koja dovodi do povećanih troškova proizvodnje, ili redukcija određenog dijela potrošnje, radi održavanja opterećenja svih grana mreže unutar dozvoljenih granica.

U slučaju pojave preopterećenja u mreži novi angažman elektrana u sustavu ili redukcija potrošnje koja za promatrano uklopno stanje rezultira minimalnim troškovima neisporučene električne energije se određuju optimizacijskim metodama pomoću dualnog simplex algoritma i relaksacijske tehnike. Izraz koji se minimizira je slijedeći:

( )∑∑ ∑ ∑ −++=i j i i

iiiijij CChPtZ 02min δµ (5)

uz ograničenja:

0

0max2

max

0

0

0

ii

iii

ijij

CC

hhh

PP

≤≤

−≤≤

≤≤

(6)

gdje su:

tij - specifični troškovi termoelektrane j u čvorištu i

Pij - angažirana snaga termoelektrane j u čvorištu i

µ - specifični troškovi dodatne proizvodnje akumulacijske hidroelektrane u čvorištu i

hi2 - dodatna angažirana snaga hidroelektrane u čvorištu i

δ - štete zbog neisporučene električne energije,

(Ci0-Ci) - neisporučena snaga u čvorištu i

Na osnovu velikog broja proračuna i slučajno određenih uklopnih stanja, te minimalnih troškova dodatne proizvodnje i neisporučene električne energije za svako pojedinačno stanje koje je karakterizirano poremećajima u mreži, model određuje prosječne vrijednosti, odnosno procjenu očekivane neisporučene snage i energije, prosječnih troškova proizvodnje i gubitaka u mreži.

33

Očekivana neisporučena snaga (energija) se prikazuje za dvije komponente:

1. Očekivana neisporučena snaga (energija) zbog manjka proizvodnih kapaciteta,

2. Očekivana neisporučena snaga (energija) zbog nedovoljne izgrađenosti prijenosne mreže.

Različite razine potrošnje u sustavu određene godišnjom krivuljom trajanja opterećenja se prikazuju variranjem desne strane linearnog programa, na osnovu čega se izračunava matematičko očekivanje neisporučene električne energije tijekom godine (ili dijela godine) uzimajući u obzir i nesigurnosti u predviđanju potrošnje. Budući da opterećenje svakog čvorišta sudjeluje linearno u desnoj strani linearnog programa, optimalna vrijednost neisporučene snage za određenu razinu potrošnje je linearna funkcija ukupnog opterećenja f(C). Matematičko očekivanje neisporučene snage za određenu razinu potrošnje je prikazano sljedećim izrazom:

( ) ( ) dCCCfD kk ∫∞

⋅⋅=0

ρ (7)

gdje su:

Dk - očekivana neisporučena snaga za razinu potrošnje k

f(C) - funkcija ovisnosti neisporučene snage o razini potrošnje k

ρk(C) - funkcija gustoće normalne raspodjele za razinu potrošnje k

Proračunima za sve razine potrošnje prema godišnjoj krivulji trajanja opterećenja moguće je odrediti ukupnu očekivanu godišnju neisporučenu električnu energiju prema izrazu (8).

∑=

⋅=K

kkk DE

1

λ (8)

gdje je λk trajanje razine potrošnje k u godišnjoj krivulji trajanja opterećenja (slika 3.5).

34

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

MW

h

λ1

λ2 λ3 λ4 λ5

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Slika 3.5 Aproksimacija godišnje krivulje trajanja opterećenja

3.3.1.3 Rezultati Mexico metode

Rezultate proračuna Mexico metode možemo podijeliti u dvije kategorije:

1. Godišnji rezultati

2. Rezultati za određenu razinu potrošnje (opterećenja)

Rezultati modela planeru pružaju važne informacije na osnovu kojih može odrediti potreban razvoj mreže. Opći rezultati daju:

• matematičko očekivanje godišnje neisporučene električne energije i troškove neisporuke,

• procjenu očekivanog marginalnog smanjenja godišnje neisporučene električne energije pri povećanju kapaciteta svake grane u mreži za 1 MW.

Rezultati za određenu razinu potrošnje (opterećenja) u sustavu se sastoje od:

• procjene očekivane neisporučene snage,

• procjenu udjela termoelektrana i hidroelektrana u pokrivanju opterećenja, uključujući procjenu dodatne proizvodnje hidroelektrana zbog ograničenja u mreži,

• vjerojatnost poremećaja na svakoj grani mreže i posljedice (preraspodjela proizvodnje između elektrana ili neisporuka električne energije),

• procjenu marginalnog smanjenja neisporučene snage i dodatne hidroproizvodnje uzrokovane neplaniranim pražnjenjem akumulacija kod povećanja kapaciteta svake grane za 1 MW, u normalnim i izvanrednim okolnostima.

35

Pomoću modela se također mogu procijeniti očekivani pogonski godišnji troškovi rada EES (troškovi goriva, dodatne hidroproizvodnje, neisporučene električne energije) i gubici snage.

Osim navedenih glavnih rezultata Mexico metoda pruža još veliki broj pomoćnih rezultata poput: prosječnih tokova snaga na svakoj grani mreže i njihov smjer, frekvenciju poremećaja na svakoj grani, ispis rezultata za slučajno određena uklopna stanja koja rezultiraju najvećim povećanjem operativnih troškova rada EES i dr.

3.3.2 Ekonomski kriteriji planiranja

Ispitivanje mreže Mexico metodom i postavljanje ekonomskih kriterija planiranja omogućavaju planeru da odredi ekonomski optimalnu konfiguraciju prijenosne mreže po promatranim vremenskim presjecima. Ekonomski optimalna konfiguracija mreže je ona konfiguracija koja uključuje sva profitabilna (isplativa) pojačanja mreže, a ne ona kod koje su troškovi neisporučene električne energije jednaki nuli.

Prije odluke o potrebnoj izgradnji novih objekata prijenosne mreže potrebno je provesti usporedbu troškova pojačanja mreže i dobitaka koji proizlaze iz tih pojačanja. Ograničenja u mreži mogu dovesti do nemogućnosti isporuke električne energije dijelu potrošača ili povećanih troškova proizvodnje radi potrebe angažiranja skupljih proizvodnih jedinica u sustavu. Uspoređujući ove troškove za konfiguraciju mreže bez razmatranog pojačanja i sa njim, moguće je odrediti dobitak (benefit) koji se može očekivati od izgradnje razmatranog objekta u prijenosnoj mreži. Ukoliko se isto ograničenje može otkloniti izgradnjom nekog drugog objekta, pri čemu je dobitak od pojačanja isti, potrebno je usporediti troškove izgradnje svakog od njih, te na osnovu omjera između dobitaka i anuitetnih troškova izgradnje razmatranih pojačanja odrediti indeks profitabilnosti svakog od njih, pri čemu je ekonomski opravdanija ona investicija s većim indeksom profitabilnosti.

Da bi se uopće mogla razmatrati pojedina pojačanja mreže, na početku je potrebno odrediti slabije grane u mreži na kojima je moguće očekivati ograničenja u određenim (više ili manje vjerojatnim) pogonskim stanjima. Vrši se simulacija rada EES metodom Mexico na “početnoj” konfiguraciji mreže koja ne uključuje niti jedan novi objekt, te se izračunavaju očekivani godišnji pogonski troškovi rada EES i troškovi neisporučene električne energije.

Detektiranje slabijih grana u mreži se vrši na osnovu marginalnog smanjenja operativnih troškova kod povećanja kapaciteta grane za 1 MW, te vjerojatnosti nastanka poremećaja na svakoj grani mreže. Marginalno smanjenje neisporučene električne energije razmatrane grane je veće od nule ukoliko se kod barem jednog slučajnog uklopnog stanja određenog neraspoloživošću elemenata mreže pojavilo ograničenje na toj grani (tok snage veći od dozvoljene granice), što je dovelo do potrebe preraspodjele proizvodnje u sustavu ili redukcije potrošnje. Ukupno procijenjeno godišnje (ili sezonsko) marginalno smanjenje operativnih troškova za neku granu je to veće što su veća preopterećenja na toj grani i što je veći broj proračuna tijekom kojih dolazi do opterećenja grane većeg od dozvoljenog. Veće marginalno smanjenje operativnih troškova za neku granu ujedno znači da je i dobitak od pojačanja koje otklanja opterećenja na toj grani veći.

Pri povećanju kapaciteta pojedine grane mreže za 1 MW dolazi do:

- promjene neisporučene električne energije/snage (∆D)

- promjene hidroproizvodnje (∆H)

- promjene pogonskih troškova rada sustava (∆CT)

36

Ukoliko se promjena proizvodnje termo jedinica u sustavu označi s ∆T vrijedi slijedeće:

∑∆=∆i

iTT (9)

∑ ∆⋅=∆i

ii TtCT (10)

0=∆+∆+∆ DHT (11)

gdje su:

Ti - grupa termoelektrana s jednakim specifičnim troškovima proizvodnje

ti - specifični troškovi proizvodnje termoelektrana grupe i

Nakon određivanja marginalnih smanjenja operativnih troškova rada sustava za svaku granu mreže, izdvajaju se one grane čije je marginalno smanjenje različito od nule. Te grane su kandidati za pojačanja. Na početku se razmatraju moguća pojačanja mreže koja otklanjaju ograničenja na grani s najvećim marginalnim smanjenjem operativnih troškova rada sustava.

Za svako razmatrano pojačanje mreže potrebno je odrediti ukupne investicijske troškove izgradnje na osnovu jediničnih cijena VN opreme i karakteristika objekta (naponska razina, duljina dalekovoda, naponske razine transformatora). Da bi se mogla provesti usporedba godišnjih dobitaka od izgradnje i investicijskih troškova, potrebno ih je svesti na isti vremenski presjek određivanjem anuitetnog troška izgradnje razmatranoga objekta, koji se izračunava na sljedeći način:

( )Ti

Iia

+−

⋅=

111

(12)

gdje su:

I - investicijski trošak izgradnje objekta (elementa) prijenosne mreže

i - diskontna stopa

T - očekivana životna dob razmatranog objekta (elementa) prijenosne mreže (T≈45 god.)

Mexico metodom simulira se rad sustava tijekom cijele godine, te se određuje razlika između operativnih troškova rada EES bez pojačanja, te sa pojačanjima koje otklanjaju poremećaj na grani s najvećim marginalnim smanjenjem operativnih troškova rada. Indeksi profitabilnosti razmatranih pojačanja se određuju kao omjer između dobitaka (G) od pojačanja i anuitetnih troškova izgradnje.

37

01 OCOCG −= (13)

aGp = (14)

gdje su:

OC0 - operativni troškovi EES bez razmatranog pojačanja

OC1 - operativni troškovi EES sa razmatranim pojačanjem

p - indeks profitabilnosti razmatranog pojačanja

p > 1 ⇒ pojačanje je profitabilno (ekonomski opravdano)

p < 1 ⇒ pojačanje nije profitabilno (ekonomski opravdano)

Razmatrano pojačanje mreže je profitabilno ukoliko mu je indeks profitabilnosti veći od 1, što znači da su dobici od izgradnje tog objekta u razmatranoj godini veći od njegovih anuitetnih investicijskih troškova. Ukoliko se ograničenje s najvećom marginalnom dobiti može otkloniti na nekoliko načina, odabire se ono pojačanje čiji je indeks profitabilnosti najveći.

Nakon odabira prvog pojačanja mreže razmatraju se marginalna smanjenja operativnih troškova rada na konfiguraciji mreže s uključenim pojačanjem, te se postupak ispitivanja profitabilnosti kandidata za izgradnju ponavlja dok u mreži više ne postoji profitabilno pojačanje. Na taj je način određena ekonomski optimalna konfiguracija mreže za razmatranu godinu.

Pofitabilnost svih predviđenih pojačanja mreže treba provjeriti za sljedeće razmatrane vremenske presjeke planiranja. Ukoliko se pokaže da neko pojačanje koje je uključeno u ekonomski optimalnu konfiguraciju mreže više nije profitabilno, postupak treba ponoviti, a predviđeno pojačanje zamijeniti s onim koji ima najveći indeks profitabilnosti iza njega.

Ukoliko se provodi planiranje razvoja prijenosne mreže unutar više zadanih vremenskih presjeka moguć je i obrnuti postupak. Mexico metodom simulira se rad “polazne” konfiguracije mreže, s potrošnjom i elektranama predviđenim za izgradnju u krajnjem vremenskom presjeku promatranja, te se određuju sva profitabilna pojačanja mreže, a time i krajnja ekonomski optimalna mreža. Ispitivanjima prethodnih vremenskih presjeka tada se određuje dinamika ulaska u pogon pojedinih predviđenih pojačanja mreže ispitivanjem njihove profitabilnosti za svaki vremenski presjek promatranja.

38

Učitavanje podataka

Simulacija rada EES Mexico metodom

Odaberi granu s marginalnom dobiti > 0

Odaberi kandidata za pojačanje i odredi anuitetne troškove izgradnje

Simulacija rada EES Mexico metodom na konfiguraciji s uključenim pojačanjem

Da li postoji još koje pojačanje koje otklanja

ograničenje?DA

Da li postoji kandidat s

indeksom profitabilnosti > 1

Uključi pojačanje s najveć im indeksom profitabilnosti u

konfiguraciju EES

NE

DA

Da li su ispitane sve grane s marginalnom

dobiti > 0

NE

Kraj

DA

NE

Odredi indeks profitabilnosti razmatranog pojačanja

Slika 3.6 Blok dijagram principa određivanja ekonomski optimalne konfiguracije prijenosne mreže za promatrani vremenski presjek

39

3.4 TEHNIČKA ANALIZA

3.4.1 Uvodno

Tehnička analiza na ekonomski optimalnoj konfiguraciji prijenosne mreže se provodi radi dobivanja dodatnih informacija koje su važne za određivanje potrebnog razvoja mreže. Budući da se ekonomska analiza temeljila na proračunima istosmjernih tokova snaga, i da je promatrala samo kapacitete pojedinih prijenosnih grana za veliki broj mogućih uklopnih stanja, nije pružala ostale važne informacije u pogledu naponskih prilika, tokova jalovih snaga u sustavu, naponske, prijelazne i dinamičke stabilnosti, mogućnostima podržavanja očekivanih tranzita u mreži i dr. Radi toga je nužno provesti proračune izmjeničnih tokova snaga za razna karakteristična pogonska stanja, i na temelju postavljenih tehničkih kriterija odrediti eventualna dodatna pojačanja mreže (vodovi, transformatori, kompenzacijski uređaji, mjere za povećavanje stabilnosti sustava i dr.). Tehničkom analizom se promatraju osnovni zahtjevi na planiranu mrežu poput:

• održavanje napona unutar dozvoljenih granica, • siguran plasman snage pojedinih elektrana, • omogućavanje predviđenih (ugovorenih) razmjena i tranzita, • održavanje prijelazne i dinamičke stabilnosti, • analiza struja kratkih spojeva.

Potrebno je napomenuti da tehnička i ekonomska analiza nisu u potpunosti odvojene. Ukoliko tehnička analiza ukaže na potrebu pojačanja mreže izgradnjom novog voda ili transformatora, ekonomskom je analizom potrebno provjeriti da li izgradnja te grane utječe na profitabilnost prije određenih pojačanja mreže, te eventualno korigirati ekonomski optimalnu konfiguraciju mreže.

3.4.2 Proračun izmjeničnih tokova snaga

Proračunom izmjeničnih tokova snaga analiziraju se naponske prilike i tokovi snaga u sustavu za konkretno pogonsko stanje. Njime se mogu analizirati mogućnosti regulacije generatora, sinkronih kompenzatora i kondenzatora, prijenosnog omjera transformatora, prijenosna moć vodova, planirana razmjena snage između elektroenergetskih sustava i dr. Proračunima izmjeničnih tokova snaga također se određuje inicijalno pogonsko stanje mjerodavno za proračun stabilnosti EES ili kratkog spoja.

Za svaku sabirnicu, odnosno čvorište, vezane su 4 veličine: djelatna snaga, jalova snaga, modul napona i fazni kut napona.

Da bi se proračun tokova snaga i naponskih prilika mogao provesti, od ove četiri veličine dvije moraju biti definirane. Prema tome koje su veličine definirane pojavljuju se tri tipa sabirnica: sabirnice regulacione elektrane, sabirnice s kontrolom napona i sabirnice snage.

Sabirnicama regulacione elektrane zadan je modul i kut napona. Regulacionoj elektrani mora se ostaviti rezerva u snazi, jer ona pokriva radne i jalove gubitke, koji nisu poznati na početku, nego na kraju računa.

Na sabirnicama s kontrolom napona unaprijed je određena djelatna snaga i modul napona. Jalova snaga se podešava tako da se postigne zadani iznos napona. Pri tome su zadane gornja i donja granica jalove snage koja se može proizvesti na tim sabirnicama.

40

Sabirnice snage definirane su zadanom djelatnom i jalovom snagom, a računa se napon sabirnica po iznosu i kutu.

Osnovnu jednadžbu sistema možemo napisati u slijedećem obliku:

[ ] [ ] [ ]VYI ⋅= (15)

gdje su:

[ I ] - vektor struja čvorišta

[ Y ] - matrica admitancija čvorišta

[ V ] - vektor napona čvorišta

Snaga na sabirnicama je određena jednadžbom:

( ) ( )Ni

QQjPPjQPIVS PiGiPiGiiiiii

,...2,1

*

=−+−=+=⋅= (16)

gdje su:

PGi - radna snaga generatora u čvorištu i

QGi - jalova snaga generatora u čvorištu i

PPi - radna snaga potrošača u čvorištu i

QPi - jalova snaga potrošača u čvorištu i

N - ukupni broj čvorišta u sustavu

Iz (16) slijedi da je:

nnnnnn

nn

nn

i

ii

VYVYVYI

VYVYVYIVYVYVYI

VS

I

+++=

+++=+++=

=

...............

......

2211

22221212

12121111

*

*

(17)

Uz pretpostavku da se regulaciona elektrana nalazi u čvorištu 1 (poznat je V1), prva se jednadžba može ispustiti iz daljnje analize, pa je:

41

nnnnnn

n

nn

VYVYVYVS

VYVYVYVS

+++=

+++=

...

....

....

....

...

2211*

*

2222121*2

*2

(18)

Gornji sustav jednadžbi je nelinearan i ne može se riješiti na klasičan način, pa se koriste iterativne metode (Gaussova, Gauss-Seidelova, Newton-Raphsonova i dr.). Iterativne metode su takve metode kod kojih se do približnog rješenja, određenog zadanom točnosti postupka, dolazi preko više iterativnih koraka. Iterativni postupak može brže ili sporije konvergirati, ili divergirati. Proces je konvergentan ako je za svaku varijablu ispunjeno:

)1()1( −+ −<− ki

ki

ki

ki xxxx (19)

gdje je k redni broj iteracije.

Brzina konvergencije ovisi o nizu faktora: veličini matrice koeficjenata (sustava), izboru početnih vrijednosti rješenja i dr.

Poznavajući vrijednosti napona u svim čvorištima mreže lako možemo odrediti snage koje teku pojedinim granama. Ukoliko neki elemenat prikažemo donjom slikom, tokovi snaga su slijedeći:

Vj Vk

Yj-k2

Yj-k2

Zj-kSj-k Sk-j

j k

*

*

)2

(

)2

(

kj

jkk

kjkjk

kj

kjj

kjjkj

zVV

Vy

VS

zVV

Vy

VS

−

−−

−

−−

−+⋅⋅=

−+⋅⋅=

(20)

3.4.2.1 Newton-Raphsonova iterativna metoda

Newton-Raphsonova iterativna metoda se zasniva na razvoju funkcije od dvije ili više varijabli u Taylorov red u okolini neke točke (21), a prikladna je u slučajevima kada su početne vrijednosti blizu rješenjima.

42

....)(),(),(

2)(),(

21

),(),(),(),(

22

200

200

22

200

2

000000

+

∆⋅∂

∂+∆∆⋅

∂∂∂

+∆⋅∂

∂+

+

∆⋅∂

∂+∆⋅

∂∂

+=∆+∆+

yy

yxfyx

yxyxf

xx

yxf

yy

yxfx

xyxf

yxfyyxxf

(21)

Funkcija f(x,y) predstavlja snagu čvorišta, a varijable x i y modul i kut napona čvorišta. Struju čvorišta i možemo odrediti izrazom:

Ni

VYIN

jjiji

,...,2,11

=

⋅=∑= (22)

gdje su:

Yij - član matrice admitancije čvorišta (Yij=Gij+Bij)

Vj - napon čvorišta j (Vj=Vj(cosθj+j sinθj))

Jednadžbu (22) možemo pisati kao:

Ni

eVjBGIN

j

jjijiji

j

,...,2,1

)(1

=

⋅⋅+=∑=

Θ

(23)

Računata snaga čvorišta i je:

( ) ( ) ( )[ ]

( ) ( )[ ] ( ) ( )[ ] Ni

BGjBGVVS

jjBGVVS

eVVjBGQPIVS

jiijjiijjiijjiij

N

jjirači

jijiijij

N

jjirači

N

j

jjiijijračiračiiirači

ji

,...,2,1

cossinsincos

sincos

)(

1)(

1)(

1

)()()(

*)(

=

Θ−Θ⋅−Θ−Θ⋅+Θ−Θ⋅+Θ−Θ⋅⋅=

Θ−Θ+Θ−Θ⋅−⋅=

⋅⋅⋅−=+=⋅=

∑

∑

∑

=

=

=

Θ−Θ

(24)

Radna i jalova komponenta snage su:

( ) ( )[ ]

( ) ( )[ ]Ni

BGVVQ

BGVVP

jiijjiij

N

jjirači

jiijjiij

N

jjirači

,...,2,1

cossin

sincos

1)(

1)(

=

Θ−Θ⋅−Θ−Θ⋅⋅=

Θ−Θ⋅+Θ−Θ⋅⋅=

∑

∑

=

=

(25)

Stvarna snaga čvorišta i je:

)()( PiGiPiGii QQjPPS −+−= (26)

43

Prema (21) parcijalne derivacije računate radne snage po modulima i kutevima napona su:

( ) ( )[ ]

riNi

BGVGVV

P N

ijj

jiijjiijjiiii

rači

≠=

Θ−Θ+Θ−Θ⋅+⋅=∂

∂∑≠=

,...,2,1

sincos21

)(

(27)

gdje su r čvorišta kojima je poznat modul i kut napona (čvorišta regulacionih elektrana).

( ) ( )[ ]

rjijNj

riNi

BGVV

Pjiijjiiji

j

rači

≠≠=≠=

Θ−Θ+Θ−Θ⋅=∂

∂

,,...,2,1

,...,2,1

sincos)(

(28)

( ) ( )[ ]

riNi

GBVVP

jiijjiij

N

ijj

jii

rači

≠=

Θ−Θ−Θ−Θ⋅⋅=Θ∂

∂∑≠=

,...,2,1

sincos1

)(

(29)

( ) ( )[ ]

rjNj

riNi

BGVVQ

Pjiijjiijji

j

rači

≠=≠=

Θ−Θ−Θ−Θ⋅⋅=∂

∂

,...,2,1

,...,2,1

cossin)(

(30)

( ) ( )[ ]

riNi

BGVBVV

Qjiijjiij

N

ijj

jiiii

rači

≠=

Θ−Θ−Θ−Θ⋅+−=∂

∂∑≠=

,...,2,1

cossin21

)(

(31)

( ) ( )[ ]

ijri

Ni

BGVV

Qjiijjiiji

j

rači

≠≠=

Θ−Θ−Θ−Θ⋅=∂

∂

,...,2,1

cossin)(

(32)

44

( ) ( )[ ]

riNi

BGVVQ

jiijjiij

N

ijj

jii

rači

≠=

Θ−Θ+Θ−Θ⋅=Θ∂

∂∑≠=

,...,2,1

sincos1

)(

(33)

( ) ( )[ ]

ijNj

riNi

BGVVQ

Qjiijjiijji

j

rači

≠=≠=

Θ−Θ+Θ−Θ⋅⋅−=∂

∂

,...,2,1

,...,2,1

sincos)(

(34)

Prema (21) možemo pisati:

∆

∆∆Θ

∆Θ

⋅

∂∂

∂∂

Θ∂∂

Θ∂∂

∂∂

∂∂

Θ∂∂

Θ∂∂

∂∂

∂∂

Θ∂∂

Θ∂∂

∂∂

∂∂

Θ∂∂

Θ∂∂

+

=

−

−−

−

N

N

N

račNračN

N

račNračN

N

račrač

N

račrač

N

račNračN

N

račNračN

N

račrač

N

račrač

račN

rač

račN

rač

PNGN

PG

PNGN

PG

V

V

VQ

VQQQ

VQ

VQQQ

VP

VPPP

VP

VPPP

Q

QP

P

QQ

QQPP

PP

...

...

...

...

......................

...

...

......................

......................

...

...

......................

...

...

...

...

...

...

...

...

1

1

)(

1

)()(

1

)(

)(1

1

)(1)(1

1

)(1

)(

1

)()(

1

)(

)(1

1

)(1)(1

1

)(1

)(

)(1

)(

)(1

11

11

(35)

Matričnu jednadžbu možemo pisati u skraćenoj formi, gdje je [J] matrica parcijalnih derivacija – jakobijana.

[ ]

[ ]

∂∂

Θ∂∂

∂∂

Θ∂∂

=

∆∆

=

∆∆Θ

⋅

VQQVPP

J

QP

VJ

(36)

Drugi član u izrazu (36) je vektor razlike snaga; ∆Pi=(PGi-PPi)-Pi(rač); ∆Qi=(QGi-QPi)-Qi(rač), a treći član vektor razlike kuta i modula nepoznatih napona čvorišta.

Vektor razlike kuta i modula nepoznatih napona čvorišta se računa iz (37).

45

[ ]

∆∆

⋅

∂∂

Θ∂∂

∂∂

Θ∂∂

=

∆∆

⋅=

∆∆Θ

−

−

QP

VQQVPP

QP

JV

1

1 (37)

Vrijednosti nepoznatih modula i kuteva napona čvorova u k+1 iteraciji su jednaki:

riNi

QQQ

VVVk

ik

ik

i

ki

ki

ki

≠=

∆+=

∆+=+

+

,...2,1

)()()1(

)()()1(

(38)

3.4.3 Regulacija napona u mreži

Elektroenergetski sustav se sastoji od visokonaponskih mreža više različitih naponskih razina, međusobno povezanih s energetskim transformatorima. Nazivni naponi tih mreža su različiti, a zbog padova napona koje djelatna i jalova komponenta struje čine na impedancijama elemenata mreže, naponi u mreži iste naponske razine nisu jednaki u svim čvorištima. Pad napona koji izaziva jalova komponenta struje je puno veći od pada napona koji čini djelatna komponenta struje. Održavanje napona u mreži je usko povezano s regulacijom i tokovima jalovih snaga, budući da vrijedi slijedeće:

2

2

UXQ

UURX

UXQRP

UU

=∆

⇒>>

+=

∆

(39)

Elektroenergetski sustav treba biti koncipiran tako da se napon u svim mogućim pogonskim uvjetima može održavati unutar dozvoljenih granica. Dozvoljene granice odstupanja napona u prijenosnoj mreži su prikazane u donjoj tablici.

Tablica 3.6 Dozvoljena odstupanja napona u prijenosnoj mreži TRAJNO DOZVOLJENA ODSTUPANJA NAPONA

Prijenosna mreža

Minimalni napon*

Minimalni napon

Nazivni napon Maksimalni napon

Maksimalni napon1

110 kV 93,5 kV 99 kV 110 kV 123 kV 126,5 kV 220 kV 187 kV 198 kV 220 kV 245 kV 253 kV 400 kV 360 kV 380 kV 400 kV 420 kV 420 kV

* dopušteno u izuzetnim okolnostima (npr. havarijskim) i to samo u stanicama koje imaju mogućnost regulacije napona transformatora pod teretom u navedenim granicama

Maksimalni pogonski napon je određen izolacijskim sposobnostima elemenata mreže. Previsoki naponi u pojedinim dijelovima mreže uništavaju izolaciju i smanjuju njenu životnu dob, pa se u stacionarnom pogonu napon ne smije povisiti iznad dozvoljene gornje granice u niti jednom čvorištu mreže.

Prema dolje napon je ograničen zbog radnih karakteristika nekih elemenata (generatori, prekidači), regulacijskog opsega transformatora prema distribucijskoj mreži i iz ekonomskih razloga u pogledu gubitaka u mreži (gubici rastu na manjem naponu).

46

Prema (39) padovi napona u mreži se smanjuju porastom nazivnog (pogonskog) napona, te padom reaktancije i tokova jalovih snaga. Radi održavanja napona nastoji se tokove jalove snage smanjiti na najmanju mjeru, što se postiže osnovnim principom da se jalova snaga generira u onoj točki mreže gdje je potrebna i u točno potrebnoj količini.

Do tokova jalove snage u EES dolazi zbog karakteristika potrošača (asihroni motori, indukcione i lučne peći i dr.), te potreba elemenata sustava za jalovom snagom (transformatori, vodovi, kabeli). Vodovi i kabeli se ovisno o njihovom opterećenju ponašaju kao proizvođači ili potrošači jalove snage. Kod opterećenja voda prirodnom snagom proizvodnja i potrošnja jalove snage voda je jednaka. Kod opterećenja većih od prirodne snage vod troši, a kod opterećenja manjih od prirodne snage vod generira jalovu snagu. Budući da se prijenosna mreža sastoji od dugačkih vodova velikih kapaciteta i induktiviteta, količina generirane jalove snage može biti značajna. Viškovi jalovih snaga uzrokuju potrebu rada generatora u poduzbuđenom stanju pri čemu se smanjuje stabilnost sustava. Prijenosi značajnih količina jalove snage u mreži povećavaju gubitke djelatne snage, smanjuju ekonomičnost djelovanja elektroenergetskog sustava, povećavaju investicije za gradnju vodova i transformatora, te utječu na njihovu raspoloživost.

Velike varijacije u tokovima jalovih snaga u elektroenergetskom sustavu, uzrokovanih različitim opterećenjima (ljeto, zima, dan, noć) u sustavu, različitim opterećenjima vodova i kabela (generiraju ili troše jalovu snagu), topologijom mreže, i dr., mogu uzrokovati pojavu različitih vrijednosti napona u pojedinim čvorištima sustava: previsokim ili preniskim naponima. Općenito se mogu postaviti sljedeći odnosi:

- visoko opterećenje EES ⇒ povećane potrebe za jalovom snagom ⇒ niski naponi

- nisko opterećenje EES ⇒ viškovi jalove snage zbog slabo opterećenih vodova ⇒ visoki naponi

Tehnička analiza mora obuhvatiti oba krajnja stanja sustava, pa se ispituju pogonska stanja karakteristična po:

1. Vršnom (maksimalnom) opterećenju EES 2. Minimalnom opterećenju EES

Proračunima izmjeničnih tokova snaga za različita karakteristična pogonska stanja (tranziti, neraspoloživost jedne grane mreže, angažman elektrana i dr.) određuju se sposobnosti generatora i kompenzacijskih uređaja u mreži u cilju održavanja povoljnih naponskih prilika u svim čvorištima mreže.

Manjak jalove snage u sustavu, odnosno nedovoljna rezerva jalove snage u uređajima za proizvodnju jalove snage može dovesti do “sloma napona” u određenim pogonskim stanjima, odnosno do raspada sustava i nemogućnosti isporuke električne energije potrošačima. Da bi se funkcija elektroenergetskog sustava mogla uspješno i kvalitetno obavljati nužno je da uređaji za regulaciju napona i jalove snage zadovoljavaju postavljene zahtjeve u svezi opsega regulacije, veličine, brzine odziva, lokacije s obzirom na karakteristike sustava i konzuma i dr.

3.4.3.1 Uređaji za regulaciju napona i jalove snage u EES

Uređaji za regulaciju napona i jalove snage u EES međusobno se razlikuju po svojoj funkciji i mogućnostima u regulaciji. Osnovni uređaji koji proizvode jalovu snagu u EES su sinkroni generatori. Lokacija elektrane se često ne određuje samo po blizini značajnijeg konzuma pa su često udaljeni od potrošača. Proizvodnja jalove snage u udaljenijim čvorištima

47

dovodi do potreba prijenosa većih jalovih snaga što povećava gubitke u mreži i smanjuje propusnu moć grana. Sinkroni kompenzatori imaju mogućnost proizvodnje ili potrošnje jalove snage u širokom opsegu i mogu se smjestiti bliže većim potrošačima jalove snage. Regulacijski transformatori povezuju mreže različitih naponskih razina, a promjenom prijenosnog omjera utječu na tokove jalovih snaga i vrijednosti napona u mreži. Kondenzatorske baterije služe za proizvodnju jalove snage i relativno ih je lako smjestiti u pojedina čvorišta mreže. Paralelne prigušnice služe za snižavanje visokih napona u mreži pri niskim opterećenjima kod kojih dugački visokonaponski vodovi generiraju veće količine jalove snage. Statički sistemi imaju mogućnosti regulacije napona pri različitim opterećenjima u mreži i velikim varijacijama napona. Izbor određenog uređaja ovisi o zahtjevima koji se na njega postavljaju i njegovoj cijeni.

Sinkroni generatori

Sinkroni generatori su osnovni proizvođači jalove snage u EES. Regulacija angažirane jalove snage podešava se promjenom uzbudne struje generatora, djelovanjem automatskih sustava uzbude. Dozvoljeno područje rada sinkronog generatora određeno je njegovim pogonskim dijagramom. Angažman radne i jalove snage ograničen je zbog:

- zagrijavanja statorskog namota,

- zagrijavanja rotorskog namota,

- maksimalne djelatne snage,

- tehničkog minimuma pogona,

- minimalne uzbude,

- granice statičke stabilnosti.

Generator može raditi u naduzbudi i poduzbudi. Pri radu u induktivnom području rada (naduzbuda) generator proizvodi jalovu induktivnu snagu, dok pri radu u kapacitivnom području rada (poduzbuda) generator troši jalovu induktivnu snagu, odnosno proizvodi jalovu kapacitivnu snagu. Prvi režim rada analogan je radu kondenzatora, a drugi prigušnice.

Mogući angažman jalove snage generatora određuje se prema nazivnim parametrima pogona, a mijenja se u slučaju promjene parametara pogona, kao što su rad pri sniženim ili povišenim statorskim naponom.

Rješavanje problema regulacije tokova jalove snage i napona u EES promjenom angažmana jalove snage sinkronih generatora ograničeno je zbog udaljenosti generatora od značajnijih potrošača jalove energije, ili zbog duljine dugačkih visokonaponskih vodova. Zbog prijenosa velikih jalovih snaga dolazilo bi do povećanih gubitaka u mreži i smanjenja propusnosti grana mreže, što zahtjeva kompenzaciju jalove snage bliže potrošačima.

48

1

23

4

5

1 - GRANICA ZAGRIJAVANJA UZBUDNOG NAMOTA2 - MAKSIMALNA SNAGA POGONSKOG STROJA3 - GRANICA ZAGRIJAVANJA STATORSKOG NAMOTA4 - PRAKTIČNA GRANICA STABILNOSTI5 - GRANICA MINIMUMA UZBUDE

Sn=32 MVAUn=10.5 kVn=187.5 1/minXd=115 %Xq=69 %cosϕ=0.95 ind., kap.

0.20.2 0.40.4 0.60.6 0.80.8 1.01.0 1.21.2

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

DJELATNA SNAGA

JALOVA SNAGA

Slika 3.7 Primjer pogonske karte hidrogeneratora za rad s nazivnim naponom

RAD S POVIŠENIM NAPONOM U=110%Un

1

2

3

1 - GRANICA ZAGRIJAVANJA UZBUDNOG NAMOTA2 - MAKSIMALNA SNAGA POGONSKOG STROJA3 - GRANICA ZAGRIJAVANJA STATORSKOG NAMOTA4 - PRAKTIČNA GRANICA STABILNOSTI5 - GRANICA MINIMUMA UZBUDE

Sn=32 MVAUn=10.5 kVn=187.5 1/minXd=115 %Xq=69 %cosj=0.95

0.20.2

0.2

0.40.4

0.4

0.60.6

0.6

0.80.8

0.8

1.01.0

1.0

1.21.2

1.2

DJELATNA SNAGA

JALOVA SNAGA

RAD S SNIŽENIM NAPONOM U= 90%Un

3

4

55

ind., kap.

Slika 3.8 Primjer pogonske karte hidrogeneratora za rad s povišenim i sniženim naponom

Sinkroni kompenzatori

Sinkroni kompenzatori su sinkroni strojevi bez pogonskog stroja ili mehaničkog tereta. Namijenjeni su za proizvodnju ili potrošnju jalove snage u širokom području. Djelovanjem sustava regulacije uzbude brzog odziva, moguće je održavati željeni napon na stezaljkama kompenzatora. Radi pokrivanja gubitaka, sinkroni kompenzatori uzimaju malu djelatnu snagu iz mreže. Radi njihove cijene i visokih pogonskih troškova, u posljednje vrijeme se sve više zamjenjuju statičkim kompenzatorima, ili drugim uređajima za kompenzaciju jalove snage.

49

Poneki sinkroni generatori su dimenzionirani i opremljeni tako da u posebnim uvjetima mogu raditi kao sinkroni kompenzatori. Primjer u EES Hrvatske je RHE Obrovac.

Regulacijski transformatori

Kod regulacijskog je transformatora omogućena promjena broja zavoja (prijenosni odnos) kontinuirano i pod opterećenjem, odnosno bez isključenja iz pogona. Podešavanje prijenosnog odnosa se može provoditi automatski ili ručno. Opseg regulacije se kreće u rasponu od ±10 % do ±20 %, odnosno 1 do 2 % po stupnju. Razlikujemo uzdužnu i poprečnu regulaciju napona. Kod uzdužne regulacije koja je za promatranu problematiku značajnija, djeluje se na apsolutni iznos napona, dok se poprečnom regulacijom utječe na kut napona odnosno tokove djelatne snage u mreži.

Broj zavoja kod regulacijskih transformatora je promjenljiv na onoj strani gdje se očekuju veća odstupanja napona, a stalan na onoj strani na kojoj se napon nastoji održavati konstantnim. Promjena broja zavoja na transformatoru se obavlja spajanjem odvojaka pri čemu se ne smije prekidati spoj, a ni kratko spojiti, pa se prijelaz između stupnjeva vrši uklapanjem velikog otpora ili prigušnice između odvojaka. Regulacijska se sklopka smješta u zvjezdištu namota (jeftinija izvedba), ili na kraju faza, a regulacijski uređaj može biti izveden zajedno s namotima za transformaciju ili odvojeno od njih.

Regulacijski transformator u elektroenergetskom sustavu se koristi radi održavanja napona, utjecaja na tokove jalove snage, kao i podešavanja proizvedene jalove snage generatora u blok spoju s generatorskim transformatorima. Interkonektivni transformatori 400/220 kV, 400/110 kV, 220/110 kV koji povezuju VN mreže različitog napona, izvode se kao regulacijski ukoliko se pokaže potreba, a s njima se uglavnom djeluje na regulaciju jalove snage između povezanih mreža. Transformatori za napajanje distributivnih mreža iz prijenosne 110/x kV uvijek su regulacijski, a uglavnom se koriste za održavanje napona na sabirnicama nižeg napona.

Kondenzatorske baterije

Kondenzatorske baterije se koriste za proizvodnju jalove snage i podizanje napona u mreži, a moguće ih je priključiti paralelno na čvorišta mreže ili serijski na vodove. S obzirom na problem regulacije napona značajniji je priključak paralelnih kondenzatorskih baterija.

U distribucijskim mrežama paralelne kondenzatorske baterije se priključuju radi poboljšanja faktora snage potrošača i kontrole napona. U prijenosnim mrežama primarna uloga kondenzatorskih baterija je osiguravanje željenih naponskih prilika pri visokim opterećenjima u sustavu, i smanjenje gubitaka u mreži. Kondenzatorske baterije je moguće priključiti direktno na visokonaponsku mrežu (primjer TS Đakovo), ili na tercijare mrežnih transformatora (primjer TS Mraclin).

Detaljnim proračunima tokova snaga za različita pogonska i uklopna stanja sustava određuju se najpovoljnije lokacije za priključak, i potrebna snaga kondenzatorske baterije. Kod ove vrste kompenzacijskog uređaja proizvodnja jalove snage se ne može regulirati, ali je kondenzatorsku bateriju moguće izvesti u više stupnjeva, te angažirati ovisno o pogonskom stanju i željenim naponskim prilikama. Osnovni nedostatak kondenzatorskih baterija je kvadratna ovisnost proizvedene jalove snage o naponu priključnog čvorišta, što znači da se njene mogućnosti smanjuju kada je najbitnije, pri niskim naponima u mreži. Ekonomski gledano, kondenzatorske baterije su vrlo pogodno sredstvo za kompenzaciju jalove snage budući da im je cijena prihvatljiva, a troškovi održavanja niski.

50

Paralelne prigušnice

Paralelne priključnice se koriste u EES radi snižavanja napona u mreži pri niskim opterećenjima, kada do izražaja dolaze kapaciteti dugačkih visokonaponskih vodova. Malo opterećenje vodova visokih napona (ispod prirodnih snaga voda) uzrokuje generiranje velikih količina jalovih snaga i povišenje napona na krajevima voda. Prigušnica se koristi za kompenzaciju viškova jalove snage u pojedinim čvorištima mreže, pri čemu se održava željeni naponski profil u EES.

Prigušnicu je moguće spojiti direktno na visokonaponsku mrežu, ili na tercijare mrežnih transformatora (primjer TS Tumbri). U razdobljima visokih opterećenja u sustavu i povećanog prijenosa dugačkim visokonaponskim vodovima, prigušnicu je najčešće potrebno odspojiti s mreže.

Statički kompenzatori

Statički kompenzatori su uređaji za kompenzaciju jalove snage u EES-u čija se proizvodnja može mijenjati u širokom opsegu, bilo da uređaj proizvodi induktivnu ili kapacitivnu jalovu snagu. Statički kompenzator se priključuje paralelno na mrežu, a u osnovi predstavlja kombinaciju paralelnih kondenzatora i prigušnica, što mu daje mogućnost proizvodnje jalove (induktivne) snage ili njene potrošnje, te na taj način održavanje napona u različitim pogonskim stanjima (neovisno o opterećenju, tokovima snaga i dr.).

Važna karakteristika ove vrste kompenzacijskih uređaja je mogućnost kontinuirane i brze regulacije napona koja se postiže primjenom odgovarajućih klasičnih ili tiristorskih elemenata. Priključak na mrežu se ostvaruje preko odgovarajućih transfomatora ili na tercijarne namote mrežnih transformatora. Osim širokog regulacijskog opsega, brze i kontinuirane regulacije, neosjetljivosti na promjene napona i frekvencije, malih gubitaka, važna im je karakteristika i pouzdanost u radu (za razliku od sinkronih kompenzatora).

Ovisno o izvedbi razlikujemo više vrsta statičkih kompenzatora: paralelne prigušnice (SR – saturated reactor) i kondenzatorske baterije (SC – saturated capacitor) s binarnom kontrolom, tiristorski kontrolirane prigušnice (TCR – thyristor-controlled reactor), tiristorski prekidane prigušnice (TSR – thyristor-switched reactor) i kondenzatorske baterije (TSC – thyristor-switched capacitor), tiristorski kontrolirani transformatori (TCT – thyristor-controlled transformer) i dr.

Njihove povoljne karakteristike čine ih prihvatljivim za primjenu pri dinamičkim promjenama u sustavu. Zbog brze i kontinuirane regulacije napona statički sustavi povoljno djeluju na prijelaznu stabilnost sustava. Cijena im je znatno viša od običnih kondenzatorskih baterija i prigušnica zbog primjene poluvodičkih elemenata i filtera, pa je neophodno detaljno analizirati potrebu njihove ugradnje.

L C

Is

Is

V

V0

Slika 3.9 Idealni statički kompenzator i njegove karakteristike

51

3.4.4 Podržavanje predviđenih razmjena i tranzita

Programom za proračun izmjeničnih tokova snaga potrebno je provjeriti da li ekonomski optimalna konfiguracija mreže zadovoljava uvijete sigurne razmjene snage sa susjednim elektroenergetskim sustavima ili tranzita za potrebe trećih. Uvjeti sigurne razmjene snage sa susjednim elektroenergetskim sustavima slični su uvjetima sigurnog plasmana snage proizvodnih postrojenja, što znači da se predviđene snage (bilo na temelju dugoročnih ugovora ili mogućeg interventnog uvoza) moraju uvoziti ili izvoziti pri raspoloživosti N-1 grana mreže, uz zadovoljavanje postavljenih tehničkih kriterija u pogledu održavanja opterećenja vodiča i naponskih prilika u dozvoljenim granicama.

Pitanje ekonomičnosti razmatranih razmjena i tranzita odvojeno je od postupka planiranja razvoja mreže, te se mora zasebno prostudirati. Ukoliko se pokaže da razmjena ili tranzit energije sa susjednim elektroenergetskim sustavima donosi odgovarajuće koristi, prijenosnu mrežu treba na odgovarajući način pojačati.

Osnovni princip koji se mora primijeniti u cilju omogućavanja predviđenih tranzita preko prijenosne mreže je taj da ti tranziti ne smiju ugroziti pogon sustava pri raspoloživosti svih grana mreže, kao ni pri raspoloživosti N-1 grana.

3.4.5 Prijelazna i dinamička stabilnost elektroenergetskog sustava

3.4.5.1 Općenito o prijelaznoj i dinamičkoj stabilnosti EES

Problem stabilnosti elektroenergetskog sustava jedan je od značajnih problema koji se promatraju pri analizi istog, budući da gubitkom stabilnosti jednog generatora u sustavu može doći do preopterećenja i gubitka stabilnosti ostalih generatora, što u konačnici dovodi do potpunog raspada sustava, kao najtežeg kvara koji se može dogoditi. U cilju normalne opskrbe potrošača električnom energijom, elektroenergetski sustav mora biti dizajniran i vođen tako da u slučaju ozbiljnijih poremećaja ne dođe do značajnijeg i nepotrebnog ograničavanja potrošnje.

Stabilnost se elektroenergetskog sustava najjednostavnije može definirati kao njegova sposobnost da nastavi stabilan rad nakon određenih poremećaja koji mogu nastati. Ovisno o njihovoj veličini razlikujemo stabilnost na velike i male poremećaje. Sinkroni rad generatora ugrožavaju bliski i udaljeni kratki spojevi u mreži, ispadi vodova i tereta, pogreške u pomoćnim sustavima generatora i turbina i dr. Ovisno o karakteristikama sustava i mjestima gdje nastaju, svaki od nabrojenih poremećaja može izazvati gubitak stabilnosti, pa i teže posljedice ukoliko se lančano prošire na ostale generatore u sustavu.

Kod prijelazne stabilnosti promatraju se brze promjene kao posljedice uglavnom kratkih spojeva u mreži koji izazivaju velika njihanja rotora generatora. Očuvanje stabilnosti sustava u tom slučaju ovisi o pogonskim prilikama prije kvara (opterećenje, proizvodnja, konfiguracija mreže), kao i karakteru same smetnje (vrsta kvara, mjesto nastanka, vrijeme otklanjanja i dr.).

Dinamičkom stabilnošću nazivamo sposobnost sustava da ostaje stabilan nakon malih poremećaja, pri čemu je stabilnost ugrožena uglavnom nedostatkom sinkronizirajućeg momenta ili dovoljno velikog prigušnog momenta generatora. Ponašanje sustava kod malih poremećaja prvenstveno ovisi o stacionarnom stanju prije kvara, jačini prijenosne mreže i primijenjenim sustavima uzbude generatora.

Osnovna praktična razlika između prijelazne i dinamičke stabilnosti koja proizlazi iz karaktera prijelaznih pojava je utjecaj nelinearnosti u komponentama kao i u samom sustavu. Ta je nelinearnost u slučaju velikih poremećaja vrlo izražena pa se ne smije zanemariti, za

52

razliku od malih poremećaja kada se mogu koristiti i pojednostavljeni linearizirani modeli. Istraživanja prijelazne i dinamičke stabilnosti se provode simulacijom rada sustava u vremenskoj domeni, iako postoje i drugi načini za ocjenu stabilnosti sustava posebno kod problema dinamičke stabilnosti (analiza u frekvencijskoj domeni).

Pojedina elektrana utječe na stabilnost elektroenergetskog sustava preko električnih i mehaničkih konstanti generatora i pogonskih strojeva (nazivna snaga, reaktancije, momenti tromosti ...), regulatora uzbude (napona) generatora i turbinskih regulatora (regulatora brzine vrtnje), koji zajedno s postojećim vezama među generatorima u sustavu, odnosno konstantama i dužinama dalekovoda, određuju da li će sustav ostati stabilan prilikom određenog poremećaja ili ne.

Najznačajnije veličine koje određuju dinamičko ponašanje agregata kod malih poremećaja su konstanta tromosti agregata, parametri sinkronog generatora, vrsta i parametri sustava uzbude generatora, te u nekim slučajevima i parametri sustava regulacije brzine vrtnje. Iskustveno se može reći da se smanjenjem konstante tromosti agregata povećava amplituda i svojstvena frekvencija elektromehaničkog gibanja kao i upravljivost agregata djelovanjem preko sustava uzbude, dok se povećanje sinkronih reaktancija generatora očituje u blagom smanjenju prigušenja elektromehaničkog gibanja.

S obzirom da se u današnje vrijeme grade sve veće i od potrošačkih centara udaljenije proizvodne jedinice, problem očuvanja prijelazne stabilnosti postaje sve naglašeniji. Kroz proces planiranja razvoja elektroenergetskog sustava bi trebalo težiti povećavanju granica prijelazne stabilnosti, te predvidjeti takva konstrukcijska rješenja i primjenu najsuvremenije opreme koji bi smanjili opasnost od gubitka stabilnosti kod nastanka velikih poremećaja u mreži, te na taj način omogućili pouzdaniju i sigurniju opskrbu potrošača električnom energijom.

3.4.5.2 Opis metoda za poboljšavanje prijelazne stabilnosti EES

Poznato je više načina i metoda za poboljšavanje prijelazne stabilnosti elektroenergetskog sustava. Primjenom tih metoda se nastoji postići smanjenje utjecaja poremećaja, povećanje sinkronizirajuće snage generatora odnosno njegove sposobnosti da radi sinkrono s mrežom i ostalim generatorima u njoj za vrijeme i nakon poremećaja, ili smanjenje momenta ubrzavanja rotora nastalog radi gubitka odnosno smanjenja električnog protumomenta generatora kroz djelovanje turbinskih regulatora ili primjenu dodatnog opterećenja. To se može postići na slijedeće načine:

• brzim otklanjanjem kvara odnosno izoliranjem elementa u kvaru od ostatka sustava, • primjenom reguliranih kompenzacijskih uređaja, • smanjenjem reaktancije elemenata prijenosne mreže, • primjenom brzih sustava uzbude generatora, • primjenom “prekidne” uzbude generatora (TSEC metoda), • priključivanjem paralelnih prigušnica u blizini generatora , • dinamičkim kočenjem, • primjenom jednopolne zaštite, • brzim otvaranjem i zatvaranjem ventila parnih turbina, • odvajanjem generatora sa mreže, • planskim isključivanjem potrošača i odvajanjem pojedinih dijelova elektroenergetskog

sustava, • kontrolom visokonaponskih istosmjernih veza.

53

Izbor metoda koje će se primijeniti ovisi o nizu faktora i karakteristika pojedinog elektroenergetskog sustava, pa je tako i njihov utjecaj na povećanje granice prijelazne stabilnosti promjenljiv od slučaja do slučaja. Kod nekih elektroenergetskih sustava optimalna mogućnost povećanja prijelazne stabilnosti će biti jedna, a kod drugih sustava druga metoda, ili kombinacija više njih. Pažljivom analizom i studijama rada sustava potrebno je izabrati najbolje metode za promatrani sustav, pri čemu se iz vida ne smije ispustiti ekonomska strana problema. To znači da prije izbora bilo koje metode treba promotriti dobit i troškove koji nastaju njenom primjenom.

3.4.5.3 Opis metoda za poboljšavanje dinamičke stabilnosti EES

Najčešći uzrok dinamičke nestabilnosti je nedovoljno prigušenje oscilacija u sustavu nastalih radi malih poremećaja. Mjere za poboljšavanje dinamičke stabilnosti EES uglavnom nastoje pridonijeti boljem prigušenju oscilacija, a to se može postići na slijedeće načine:

• ugradnjom stabilizatora elektromehaničkih njihanja (PSS – power system stabilizers) • dodavanjem stabilizirajućeg signala u statičke kompenzatore • dodavanjem stabilizirajućeg signala u regulaciju i kontrolu VN istosmjernih veza

3.4.6 Proračun kratkog spoja

Na kraju procesa planiranja razvoja prijenosne mreže poželjno je provesti proračun kratkog spoja na konfiguraciji mreže određene prethodnim ekonomskim i tehničkim analizama. Proračun kratkog spoja na ovoj razini studiranja obuhvaća samo najvažnije veličine (efektivne vrijednosti izmjeničnih komponenata struje tropolnog Ik3

’’ i jednopolnog Ik1’’ kratkog spoja)

pomoću kojih je moguće kontrolirati nazivne karakteristike opreme u visokonaponskim postrojenjima (prekidači, rastavljači, sabirnice i dr.). Osnovni cilj je sagledavanje utjecaja novih pojačanja mreže određenih prema ekonomskim i tehničkim analizama na podizanje razine struja kratkih spojeva u mreži.

Efektivna vrijednost izmjenične komponente struje tropolnog kratkog spoja određuje se na osnovu omjera efektivne vrijednosti nazivnog faznog napona Vn na mjestu kvara i vlastite direktne impedancije mreže na mjestu kvara Zd

’’.

''3d

nk z

VI = (40)

Efektivna vrijednost izmjenične komponente struje jednopolnog kratkog spoja određuje se na osnovu omjera trostruke efektivne vrijednosti nazivnog faznog napona 3Vn na mjestu kvara i zbroja vlastitih direktnih, inverznih i nultih impedancije mreže na mjestu kvara Zd

’’+Zi+Z0.

0''1

3zzz

VI

id

nk ++

⋅= (41)

54

Proračun kratkog spoja se obavlja uz sljedeće pretpostavke:

- zanemaruju se poprečne grane u mreži (potrošači i poprečne grane vodova i transformatora), što znači da je prije nastanka poremećaja mreža u idealnom praznom hodu,

- napon prije nastanka kratkog spoja za sve naponske razine jednak je nazivnom naponu mreže pomnoženom s faktorom 1.1,

- impedancija kratkospojne veze jednaka je nuli, što znači da se pretpostavlja neposredan kratki spoj,

- svi rastavljači za uzemljenje zvjezdišta transformatora su zatvoreni, što znači da je mreža uzemljenja gdje god je to tehnički moguće, kako bi se dobila najmanja ekvivalentna nulta impedancija ili najveća struja jednopolnog kratkog spoja,

- kvarovi se ne događaju istodobno.

Jednim od programa za izračunavanje kratkih spojeva određuju se vrijednosti neistodobnih sabirničkih kratkih spojeva u svim postrojenjima prijenosne mreže za studirane vremenske presjeke, te se određuje njihova raspodjela prema nazivnim karakteristikama prekidača u sljedeće grupe:

0 – 6,3 kA 6,3 – 8,0 kA 8,0 – 10,0 kA

10,0 – 12,5 kA 12,5 – 16,0 kA 16,0 – 20,0 kA 20,0 – 31,5 kA 31,5 – 40,0 kA 40,0 – 50,0 kA …

Na razini planiranja razvoja prijenosne mreže nije potrebno provoditi detaljnije proračune kratkog spoja budući da u najvećem broju slučajeva nisu poznati svi parametri novih proizvodnih postrojenja, odnosno generatora u mreži (subtranzijentne direktne, inverzne i nulte reaktancije i dr.) pa se računa s pretpostavljenim vrijednostima.

Detaljnije studije kratkog spoja vrše se odvojeno od procesa planiranja mreže. Osim struja početnih tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva, takve studije mogu sadržavati i proračune ostalih vrsta i tipova kratkih spojeva, udarne struje tropolnog kratkog spoja, vremenske konstante najvećih istosmjernih komponenti ukupne struje tropolnog kratkog spoja, faktora uzemljenja, najveće struje kroz otpor rasprostiranja uzemljivača postrojenja, raspodjele struja u vodičima i dr.

55

3.5 DUGOROČNO PLANIRANJE REVITALIZACIJE OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE

3.5.1 Uvodno

Razmatranje samo izgradnje novih objekata (elemenata) u postupku planiranja razvoja prijenosne mreže, bez planiranja revitalizacije postojećih, kod dugoročnog planiranja ne bi dovelo do potpunih rezultata kako u operativnom, tako i u financijskom pogledu. Iz tog je razloga nužno definirati jasne kriterije po kojima bi se određivali kandidati za revitalizaciju u pojedinim vremenskim razdobljima koje studija planiranja obuhvaća, te izračunala ukupna financijska sredstva koje će trebati uložiti u revitalizaciju postojećih objekata prijenosne mreže.

Planiranje revitalizacije pojedinih jedinica (elemenata) prijenosne mreže možemo podijeliti u dvije grupe: operativno planiranje i dugoročno planiranje. Prioritete za kratkoročnu revitalizaciju (unutar nekoliko godina) potrebno je odrediti ne samo prema očekivanoj životnoj dobi pojedine jedinice (komponente) mreže, već i prema njegovom stvarnom (snimljenom) stanju i ulozi koju ima u elektroenergetskom sustavu. Ukoliko ispitivanja pokažu da zbog starosti pojedine jedinice (komponente) pouzdanost pogona nije bitno smanjena ili da nije ugrožena sigurnost opskrbe potrošača, revitalizaciju treba odgoditi i maksimalno iskoristiti raspoloživa financijska sredstva u revitalizaciju drugih objekata u prijenosnoj mreži.

Postupak dugoročne revitalizacije treba dati odgovor na pitanje koliko kilometara vodova, komada transformatora i polja, te ostalih električkih i građevinskih komponenata prijenosne mreže treba revitalizirati u budućem razdoblju, te kolika financijska sredstva treba u to uložiti. Budući da se dugoročni plan revitalizacije može samo približno ocijeniti, potrebno je maksimalno pojednostavniti broj promatranih jedinica elektroenergetskog sustava, a financijska sredstva potrebna za revitalizaciju ostalih komponenata (rastavljači, izolatori, nadzorni, upravljački i telekomunikacijski dijelovi i dr.) treba pridružiti kroz povećanje financijske vrijednosti revitalizacije osnovnih jedinica.

Revitalizacija objekta prijenosne mreže je materijalni zahvat u mreži u cilju produljenja životne dobi jedinice. Ukoliko promatramo funkciju intenziteta kvara λ(t) koja prikazuje očekivani ili ostvareni broj kvarova jedinice u vremenskoj domeni (1/god), možemo razlikovati tri osnovna područja (slika 3.10):

1. područje gdje je dλ(t)/dt < 0 razdoblje početnog korištenja

2. područje gdje je dλ(t)/dt ≈ 0 razdoblje normalnog korištenja (λ malen)

3. područje gdje je dλ(t)/dt > 0 razdoblje dotrajalosti

Ulazak jedinice u treće područje znak je za eventualnu opravdanost revitalizacije. Osnovni pokazatelj takvog stanja jedinice je njena povećana neraspoloživost, koja ovisno o njenoj ulozi u EES može onemogućavati ispravno funkcioniranje sustava. Revitalizacijom se nastoji postići povećanje raspoloživosti jedinice kroz duže vremensko razdoblje, ali ona ne obuhvaća redovno održavanje ili premještanje jedinice unutar mreže.

56

λ(t)

(1/god.)

T (god.)

λ

Razdobljepočetnogkorištenja

Razdobljenormalnogkorištenja

Razdobljedotrajalosti

Slika 3.10 Intenzitet kvara i vrijeme korištenja jedinice prijenosne mreže

3.5.2 Očekivana životna dob komponenata prijenosne mreže

3.5.2.1 Dalekovodi

Odluka o revitalizaciji pojedinog dalekovoda ovisi o stanju njegovih elemenata (vodiči, zaštitno uže, stupovi, temelji, izolacija i dr.) i ulozi koju on ima (ili će zauzeti) u elektroenergetskom sustavu. Uvažavajući ekonomske kriterije, obnovu pojedinog dalekovoda nije potrebno obavljati ukoliko njegova pouzdanost i pogonska sigurnost nisu ozbiljnije ugroženi. Ocjenu pogonske sigurnosti pojedinih dalekovoda moguće je donijeti tek nakon detaljnog pregleda i istraživanja dotrajalosti i oštećenja pojedinih dijelova opreme.

Kod operativnog planiranja revitalizacije (unutar nekoliko godina) dalekovode je potrebno podijeliti u različite grupe s obzirom na važnost za ispravno funkcioniranje EES-a. Prema godinama izgradnje i raspoloživim podacima o stanju dalekovodne opreme, odluku o revitalizaciji dalekovoda treba uskladiti sa popisom prioriteta određenih prema ispitivanjima očekivanog opterećenja dalekovoda u budućnosti. Izuzetak od tog pravila trebali bi biti samo oni dalekovodi čija je revitalizacija neophodna zbog zastarjelosti ili većih oštećenja opreme (drveni i betonski stupovi, stara užad, oštećeni temelji i dr.).

U slučaju ako ispitivanja tokova snaga pokažu da prijenosna moć pojedinih dalekovoda nije dovoljna za preuzimanje očekivanog opterećenja u budućnosti, i da će zbog toga biti ugroženo ispravno funkcioniranje EES-a opravdano je izvršiti zamjenu vodiča novijim veće prijenosne moći ukoliko je taj zahvat moguć (a po potrebi i ostale opreme).

Stanje stupova i temelja trebalo bi ocijeniti na osnovu raspoloživih podataka koji bi omogućili procjenu njihovog preostalog životnog vijeka na osnovu materijala od kojih su

57

izgrađeni, prisutne korozije i oštećenja, meteorološkim prilikama u kojim se nalaze, opterećenju i dosadašnjem održavanju. Uz sanaciju oštećenja i primjenu antikorozivnih zaštitnih sredstava očekivana životna dob čelično-rešetkastih stupova dalekovoda moguće je produžiti na oko 80 godina, što je dvostruko duže od očekivane životne dobi vodiča i užadi koja iznosi oko 40 godina. Prema [5] očekivana životna dob za stupove dalekovoda iznosi između 50 i 70 godina, a 35 do 50 godina za vodiče, izolaciju, te nosnu i spojnu opremu. Očekivanu životnu dob izolacije teško je odrediti budući da ona u prvom redu ovisi o opterećenju (trajnom, kratki spojevi) i pogonskim događajima. Oštećenja izolatorskih članaka potrebno je evidentirati i redovito ih zamjenjivati.

3.5.2.2 Kabeli

Postavljanje kriterija za revitalizaciju visokonaponskih 110 kV kabela ne može biti slično kao kod nadzemnih vodova iz sljedećih razloga:

- zbog kasnijeg uvođenja u pogon podzemnih i podmorskih kabela ne postoji dovoljno iskustvo u svijetu i kod nas o njihovoj izdržljivosti i starenju,

- zbog tehničkih razloga teško se može govoriti o revitalizaciji ili obnovi kabela već o njegovoj kompletnoj zamjeni,

- povremena oštećenja kabela teško je predvidjeti a potrebno ih je odmah otkloniti.

Stalna opterećenja kabela i termička naprezanja koja nastaju imaju puno veći utjecaj na smanjenje njegove životne dobi, nego što je to slučaj s nadzemnim vodovima. Isto vrijedi i za naprezanja pri neplaniranim događajima i kvarovima (kratki spojevi). Izolacijski materijal kabela podložan je starenju koje rezultira smanjenjem njegovih dielektričkih svojstava. Važan utjecaj na očekivanu životnu dob kabela ima i okolina u kojoj je položen (zemlja, more), te način polaganja i njegova izvedba.

Prema dosadašnjim iskustvima u pogonu visokonaponskih kablova, i raspoloživih tehničkih podataka, očekivana životna dob za uljne kabele iznosi do oko 50 godina. Za određivanje povoljnog trenutka zamjene ovu vrijednost moguće je korigirati ovisno o opterećenju kabela (sadašnjem i očekivanom), zabilježenim pogonskim događajima i uvjetima u kojima je kabel položen.

3.5.2.3 Transformatorske stanice

Energetski transformatori

Na pravo stanje energetskih transformatora točnu informaciju, na osnovu koje se može donijeti odluka o revitalizaciji, može dati jedino potpuna analiza pogonskih događaja, te dijagnosticiranje njegova stanja. Utvrđivanje prioriteta revitalizacije (zamjene) ovisi o stanju transformatora i njegovoj ulozi u EES-u. Na kraj životnog vijeka velikih energetskih transformatora upućuju slijedeći indikatori:

• smanjenje kvalitete ulja,

• povećanje tan δ,

• kvarovi na regulacijskoj sklopki,

• curenje na rubovima, ventilima i cijevima,

58

• korozija kotla, poklopca i pomoćnih dijelova,

• oštećenja pomoćnih uređaja poput termometra, Buchholzova releja, kabela i dr.

Očekivana životna dob velikih energetskih transformatora je 50 godina, uz pretpostavku njihovog redovitog održavanja i nepostojanja većih kvarova koji bi ga trajno oštetili. Za najveće transformatore 400/x kV potrebno je obaviti barem jedan detaljan pregled i otkloniti nedostatke u očekivanom životnom vijeku (25 godina nakon puštanja u pogon). Isto vrijedi i za blok-transformatore u elektranama.

Naponski i strujni transformatori

Očekivana životna dob naponskih i strujnih transformatora je između 40 i 50 godina. Zamjena naponskih i strujnih transformatora u razvijenim se zemljama opravdava radi strateških razloga: uvođenje nove tehnologije (SF6), veća nazivna struja i dr. Revitalizacija tih transformatora najčešće nije opravdana radi velikih troškova u usporedbi s onim koji su potrebni za zamjenu.

Prekidači

Faktori koji najčešće uzrokuju zamjenu prekidača su:

• nezadovoljavajuće karakteristike obzirom na razvoj mreže,

• povećani broj kvarova i nedostatnost dijelova za održavanje,

• troškovi održavanja.

Važan razlog za zamjenu starijih prekidača je i uvođenje nove tehnologije (SF6 prekidači) koji se, među ostalim, odlikuju većom pouzdanošću rada i niskom učestalosti redovnog održavanja. Očekivana životna dob prekidača je između 30 i 40 godina, ali se većina mijenja iz ekonomskih ili strateških razloga.

Rastavljači

Uz redovito održavanje očekivana životna dob rastavljača je 35 godina ukoliko tokom pogona ne nastanu neka ozbiljnija oštećenja. Detaljne preglede i popravke rastavljača potrebno je obavljati u razdobljima od 15 do 20 godina.

Sabirnice

Revitalizaciju sabirnica (ili njenih elemenata) treba provesti:

• u slučaju povećanog opterećenja iznad dozvoljenih vrijednosti za vodiče,

• u slučaju oštećenja ili korozije glavnih elemenata (nosači, portali, temelji i dr.).

Odluku o revitalizaciji moguće je donijeti tek nakon temeljitog pregleda postrojenja. Analizom tokova snaga za planirane konfiguracije EES-a u budućnosti moguće je odrediti očekivana strujna opterećenja sabirničkih vodiča, te prema tim vrijednostima donijeti odluku o njihovoj zamjeni. Općenito se za sabirnice i njihove komponente može očekivati životna dob od 40 godina.

59

Odvodnici prenapona

Očekivana životna dob klasičnih odvodnika prenapona je 30 godina. Njihova zamjena uvjetovana je prvenstveno uvođenjem nove tehnologije metal oksidnih odvodnika prenapona čija je očekivana životna dob 40 godina.

Ostala oprema TS

Osim osnovnih komponenti (transformatori, polja, sabirnice, i dr.) u transformatorskim se stanicama nalaze i druge komponente (građevinske i električke) koje omogućavaju njen pouzdan rad. Kod dugoročnog planiranja revitalizacije, potrebno je procijeniti njihov udio u ukupnim troškovima revitalizacije osnovnih komponenti, odnosno faktor povećanja troškova revitalizacije osnovnih komponenti transformatorske stanice. Grubo se može procijeniti očekivana životna dob građevinskog dijela TS (zgrade, betonske konstrukcije, čelične konstrukcije) koja je približno dvostruko veća od životne dobi osnovnih komponenti (60-80 godina) uz pretpostavku njihovog redovitog održavanja. Revitalizaciju ostalih električkih komponenti transformatorskih stanica (pomoćno postrojenje, kondenzatorske baterije, uzemljivači i dr.) treba planirati usporedo s revitalizacijom osnovnih komponenti (transformatori, polja, sabirnice) i vrednovati je preko faktora povećanja troškova revitalizacije.

3.5.2.4 Zaštitni releji

Očekivana životna dob elektromehaničkih releja iznosi 20 – 25 godina. Na životnu dob elektromehaničkih releja najveći utjecaj imaju prilike u okolini (zagađenje i vlaga), te električni stresovi. Redovitim održavanjem životna dob elektromehaničkih releja se može produžiti, ali tehnološki i ekonomski razlozi opravdavaju njihovu zamjenu radi uvođenja suvremenijih rješenja (statički i numerički), skupog održavanja i pomanjkanja rezervnih dijelova na tržištu. Očekivana životna dob statičkih i numeričkih releja iznosi 15 – 20 godina.

3.5.2.5 Telekomunikacije i sustavi daljinskog upravljanja

Informatički sustavi instalirani u dispečerskim centrima imaju očekivanu životnu dob od 10 do 15 godina. Njihovu zamjenu potrebno je obavljati radi novih zahtjeva koji se postavljaju, zastoja u razvoju primijenjenog softwarea, nemogućnosti primjene starog softwarea na novim hardware platformama, te oštećenja pojedinih komponenti sustava poput diskova, traka i drugog.

Očekivana životna dob daljinskih stanica iznosi 15 – 20 godina, a zamjena opreme je uvjetovana njenim nezadovoljavajućim mogućnostima nakon tog razdoblja, oštećenjem pojedinih komponenti, nedostatkom rezervnih dijelova i povećanim brojem poremećaja na elektroničkoj i elektromehaničkoj opremi.

Životna dob telekomunikacijskih sustava uvjetovana je tehničkim razvojem. Očekivana životna dob VF veza po vodovima s jednim ili više kanala je 15 –20 godina, uz moguće produljenje usprkos vjerojatno nedovoljnim kapacitetima za razmjenu podataka i nedostatku rezervnih dijelova.

Očekivana životna dob radiorelejnih veza iznosi 20 godina, a razlog za zamjenu je nadogradnja digitalne opreme. Ista životna dob očekuje se i za optičke kabele.

60

3.5.3 Metodologija dugoročnog planiranja revitalizacije prijenosne mreže

Dugoročno planiranje revitalizacije objekata prijenosne mreže obavlja se na temelju očekivane životne dobi pojedinih jedinica promatranja. Kao jedinice promatranja uzimaju se:

Promatrana jedinica kom km kabelski vod k l•k

nadzemni vod – električki dio nadzemni vod – građevinski dio

v l•v

transformator t polje p

transformatorska stanica – građevinski dio transformatorska stanica – električki dio

s

Prosječne jedinične investicijske vrijednosti (cijene) revitalizacije nadzemnih vodova i kabela prikazuje sljedeća tablica. Investicijska vrijednost revitalizacije polja i transformatora jednaka je cijeni novog polja ili transformatora (tablice 3.4 i 3.5). Pod stavkom transformatorska stanica – električki dio, uključeni su srednjenaponski, niskonaponski i zajednički nadzorni, upravljački i telekomunikacijski dijelovi za koje se pretpostavlja da će se revitalizirati istovremeno s poljima, a njena financijska vrijednost je izražena 10 %-im uvećanjem ukupne investicijske vrijednosti revitalizacije polja. Vodiči svih 110 kV dalekovoda se financijski vrednuju na jednaki način bez obzira na njihov postojeći materijal i presjek (prema cijeni za Al/Č 240/40 mm2).

Tablica 3.7 Investicijska vrijednost revitalizacije nadzemnih vodova i kabela električki dio građevinski dio Napon

(kV) broj trojki Jed. cijena

(USD/km) % (USD/km) % (USD/km) 400 1 285.000 39 111.150 61 173.850

2 485.000 38 184.300 62 300.700 220 1 140.000 40 56.000 60 84.000

2 220.000 39 85.800 61 134.200 110 1 110.000 41 45.100 59 64.900

2 170.000 40 68.000 60 102.000 kabel 110 - 920.000 100 920.000 - -

Ukoliko je S starost promatrane jedinice prijenosne mreže u promatranom budućem trenutku t, iskazana vremenom proteklim od njenog puštanja u pogon, i ukoliko se planiranje prijenosne mreže obavlja po jednakim vremenskim razdobljima (npr. petogodišnjim) R, uz očekivanu životnu dob te jedinice T, u vremenu t+R treba predvidjeti revitalizaciju onih jedinica za koje vrijedi:

S +R ≥ T (42)

Očekivana prosječna trajanja normalnog korištenja T (uvjetno jednaka očekivanoj životnoj dobi) za odabrani skup promatranih jedinica su prikazana sljedećom tablicom. Električki i građevinski dio kabelskog voda se ne može razdvojeno zahvaćati, te se kabel praktično mora gledati u cjelini. Transformatori i polja imaju samo električki dio, a sav građevinski dio je iskazan u trafostanici u cjelini. Električkom dijelu trafostanice je pridružena najmanja vrijednost T svojstveno prosječnoj opremi koja je tu uključena, ali su ukupni investicijski troškovi revitalizacije električkih dijelova TS uračunati pri obračunu revitalizacije polja (dakle u razdoblju u kojem istječe očekivana životna dob polja).

61

Tablica 3.8 Prosječna trajanja normalnog korištenja jedinica prijenosne mreže Promatrana jedinica T (godina)

kabelski vod 50 nadzemni vod – električki dio 40

nadzemni vod – građevinski dio 75 transformator 50

polje 30 transformatorska stanica – građevinski dio 100 transformatorska stanica – električki dio 15

Odstupanja od dugoročnog planiranja revitalizacije prema očekivanoj životnoj dobi jedinica prijenosne mreže opravdana su u slijedećim slučajevima:

1. prijevremena revitalizacija radi povećanja prijenosne moći voda, u cilju otklanjanja mogućih poremećaja detektiranih pri ispitivanjima potrebne izgradnje prijenosne mreže u promatranom razdoblju.

2. prijevremena revitalizacija voda radi interpolacije nove TS 110/x kV.

62

4 PRIMJENA EKONOMSKO-TEHNIČKOG PRISTUPA PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES

Ekonomsko tehnički pristup planiranju razvoja prijenosne mreže provjeren je na test modelu EES. U prvom dijelu poglavlja su prikazani parametri elemenata mreže i svi potrebni ulazni podaci, u drugom je dijelu izvršena ekonomska analiza te je definirana ekonomski optimalna konfiguracija mreže, dok su u trećem dijelu izvršene tehničke analize koje obuhvaćaju proračune izmjeničnih tokova snaga, prijelazne stabilnosti, te kratkog spoja. Krajnji rezultat izvršenih analiza su ukupni troškovi potrebni za razvoj mreže do promatranog vremenskog presjeka. Model mreže se sastoji od 8 čvorišta sa 13 sabirnica, 16 vodova, 10 mrežnih i 10 blok transformatora, te 6 elektrana. U mreži postoje 400 kV, 220 kV i 110 kV naponske razine.

4.1 KONFIGURACIJA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES

Konfiguracija analizirane mreže je prikazana na slici 4.1. Mreža se sastoji od četiri voda 400 kV naponske razine, devet vodova 220 kV naponske razine i tri 110 kV voda. U čvorištima 1 i 8 priključeni su interkonekcijski 400 kV vodovi prema susjednim elektroenergetskim sustavima za koje se pretpostavlja da omogućavaju uvoz određene snage po definiranoj cijeni tijekom čitave godine. Susjedni EES-i u proračunima su ekvivalentirani nadomjesnim generatorima (elektranama). Pretpostavlja se da je svakim od interkonektivnih vodova prema susjednim EES moguće tijekom čitave godine uvoziti maksimalno 1000 MW u interventnim situacijama po cijeni od 5,3 c/kWh.

4.1.1 Parametri vodova

Parametri vodova na test modelu EES su prikazani u tablici 4.1. Vodovi su određeni svojom duljinom, otporom, reaktancijom, susceptancijom, maksimalno dozvoljenom trajnom strujom u normalnom pogonu, te svojom neraspoloživošću.

Tablica 4.1 Parametri vodova na test modelu EES Vod Pogon.

napon (kV)

L (km)

R (Ω/km)

R0 (Ω/km)

X (Ω/km)

X0 (Ω/km)

B (µS/km)

B0 (µS/km)

neraspo-loživost

(%)

Imax (A)

Godina izgradnje

V1-2 400 180,6 0,032 0,323 0,3285 0,79 3,518 2,572 1,1 951 1963. V1-8 400 300,0 0,032 0,096 0,3285 0,986 3,518 3,5 1,1 951 1973.

V2-4 (1) 400 101,7 0,032 0,323 0,3285 0,793 3,518 2,572 0,9 951 1960. V4-8 400 113,1 0,031 0,31 0,3285 0,80 3,528 2,56 1 951 1979. V3-4 220 210,0 0,081 0,349 0,4262 1,286 2,712 1,811 1,3 780 1961. V3-8 220 230,0 0,081 0,24 0,4262 1,26 2,712 2,7 1,1 780 1958.

V4-5 (1) 220 28,9 0,081 0,354 0,4247 1,187 2,726 1,841 0,8 780 1967. V4-5 (2) 220 28,9 0,081 0,354 0,4247 1,187 2,726 1,841 0,8 780 1967. V4-7 220 24,8 0,080 0,356 0,4256 1,316 2,712 1,798 0,7 780 1965.

V4-6 (1) 220 53,1 0,083 0,369 0,4250 1,217 2,724 1,829 1 780 1971. V4-6 (2) 220 53,1 0,083 0,369 0,4250 1,217 2,724 1,829 1 780 1971. V6-7 (1) 220 74,9 0,081 0,365 0,4259 1,334 2,712 1,797 0,5 780 1979. V7-8 220 99,5 0,081 0,344 0,4253 1,279 2,699 1,759 1 780 1982.

V2-4 (2) 110 90,0 0,121 0,36 0,406 1,23 2,801 2,8 0,4 605 1968. V4-6 (3) 110 67,0 0,190 0,57 0,412 1,23 2,801 2,8 1,1 439 1955. V6-7 (2) 110 11,3 0,121 0,36 0,406 1,23 2,801 2,8 0,5 605 1963.

63

4.1.2 Parametri transformatora

Parametri transformatora na test modelu EES su prikazani u tablici 4.2. Transformatori su određeni svojim prijenosnim odnosom, prividnom snagom, naponom kratkog spoja, gubicima kratkog spoja i praznog hoda, strujom magnetiziranja, mogućnošću regulacije, grupom spoja i svojom neraspoloživošću.

Tablica 4.2 Parametri transformatora na test modelu EES Čvor Tip Un1/Un2

(kV/kV) S

(MVA) Uks (%)

Pks (kW)

P0 (kW)

I0 (%)

2 mrežni 400/115 300 12,3 630 133,6 0,17 2 blok tr. 12,5/400 550 9,1 670 145,0 0,21 2 blok tr. 12,5/400 550 9,1 670 145,0 0,21 3 blok tr. 10,5/220 180 11,2 595 121,1 0,12 3 blok tr. 10,5/220 180 11,2 595 121,1 0,12 4 mrežni 400/231 400 11,7 583 129,6 0,12 4 mrežni 400/231 400 11,7 583 129,6 0,12 4 mrežni 220/115 150 10,7 378 126,6 0,11 4 mrežni 220/115 150 10,7 378 126,6 0,11 5 blok tr. 10,5/220 150 10,4 233 112,4 0,10 5 blok tr. 10,5/220 150 10,4 233 112,4 0,10 6 mrežni 220/115 150 10,1 422 54,4 0,16 6 mrežni 220/115 150 10,1 422 54,4 0,16 6 mrežni 220/115 150 10,1 422 54,4 0,16 7 mrežni 231/115 150 12,3 128 51,0 0,12 7 blok tr. 10,5/220 220 11,1 243 53,8 0,11 8 mrežni 400/231 400 11,7 583 129,6 0,12 8 blok tr. 12,5/400 550 9,1 670 145,0 0,21 8 blok tr. 6,3/220 120 10,2 123 85,0 0,12 8 blok tr. 6,3/220 120 10,2 123 85,0 0,12

Tablica 4.3 Parametri transformatora na test modelu EES (nastavak) Čvor Tip Un1/Un2

(kV/kV) vrsta regulacije grupa

spoja neraspoloživost

(%) Godina

izgradnje 2 mrežni 400/115 ±1x5% YY0 1 1971. 2 blok tr. 12,5/400 nema D5Y 0,5 1971. 2 blok tr. 12,5/400 nema D5Y 0,5 1971. 3 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1961. 3 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1961. 4 mrežni 400/231 ±1x5% YY0 1 1972. 4 mrežni 400/231 ±1x5% YY0 1 1972. 4 mrežni 220/115 ±12x1,25% YY0 1 1964. 4 mrežni 220/115 ±12x1,25% YY0 1 1964. 5 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1967. 5 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1967. 6 mrežni 220/115 ±10x1,5% YY0 1 1963. 6 mrežni 220/115 ±10x1,5% YY0 1 1963. 6 mrežni 220/115 ±10x1,5% YY0 1 1963. 7 mrežni 231/115 ±15x1,33% YY0 1 1965. 7 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1979. 8 mrežni 400/231 ±1x5% YY0 1 1973. 8 blok tr. 12,5/400 nema D5Y 0,5 1973. 8 blok tr. 6,3/220 nema D5Y 0,5 1961. 8 blok tr. 6,3/220 nema D5Y 0,5 1961.

400

kV

400

kV

400

kV

220

kV

220

kV22

0 kV

220

kV

220

kV

220

kV

110

kV

110

kV

110

kV11

0 kV

1

2

3

4

5

67

8

300

MV

A2x

400

MV

A

2x15

0 M

VA

3x15

0 M

VA

150

MV

A

400

MV

A

400

kV

P 1 P 2

P 3

P 4P 6

P 7P 8G 2,

1

G 2,2

G 5,1

G 5,2

G 7

G 8,2

G 8,3

V 1-2

V 2-4

(1)

V 1-8

V 4-8

V 3-4

V 3-8

V 4-5

(1)

V 4-5

(2)

V 4-6

(1)

V 4-6

(2)

V 4-7

V 6-7

(1)

V 6-7

(2)

V 7-8

V 4-6

(3)

V 2-4

(2)

V 1

V 8

G 8,1

G 3,1

G 3,2

T 8

T 4,1

T 4,2

T 6T 7

T 2

Sl

ika

4.1

Test

mod

el E

ES

65

4.2 POTROŠNJA

Ukupno vršno opterećenje za razmatrani vremenski presjek (2000. godina) iznosi Pmax=2094 MW. Raspodjela vršnog opterećenja po pojedinim čvorištima je sljedeća:

P1 = 540 MW, cos ϕ = 0,976 P2 = 180 MW, cos ϕ = 0,928 P3 = 240 MW, cos ϕ = 0,989 P4 = 198 MW, cos ϕ = 0,910 P6 = 276 MW, cos ϕ = 0,951 P7 = 120 MW, cos ϕ = 0,958 P8 = 540 MW, cos ϕ = 0,921

Godišnja krivulja trajanja opterećenja je prikazana na slici 4.2. Krivulja je podijeljena na pet dijelova i aproksimirana pravcima. Pojedini dijelovi se odnose na vršno opterećenje, visoka zimska opterećenja, visoka ljetna opterećenja, niska zimska i niska ljetna opterećenja. Svaki od pojedinih dijelova godišnje krivulje trajanja opterećenja je određen srednjom vrijednošću opterećenja u MW i njegovim trajanjem u satima.

Tablica 4.4 Parametri aproksimacije krivulje trajanja opterećenja Osnovni parametri Godina Dio krivulje trajanja opterećenja Srednja vrijednost (MW) Trajanje (sati)

2094 2080 18 Vršno opterećenje 2005 39 1924 74

2000. 1856 149 1783 216 Visoka zimska opterećenja 1669 1341 Visoka ljetna opterećenja 1454 2128 Niska zimska opterećenja 1298 2387 Niska ljetna opterećenja 1023 2408

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

2005.

MW

h1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

1000

2000

3000

Vrš

na o

pter

ećen

ja

Vis

oka

zim

ska

opte

reće

nja

Vis

oka

ljetn

a op

tere

ćenj

a

Nis

ka z

imsk

a o

pter

ećen

ja

Nis

ka lj

etna

opte

reće

nja

Slika 4.2 Godišnja krivulja trajanja opterećenja za razmatrani vremenski presjek

66

4.3 PROIZVODNJA

Na modelu EES se nalazi šest elektrana od kojih su dvije nuklearne (čvorišta 2 i 8), dvije su plinske kombi termoelektrane (čvorište 7 i čvorište 8), jedna termoelektrana-toplana (čvorište 3), te jedna akumulacijska hidroelektrana u čvorištu 5. Elektrane su određene maksimalnom snagom na pragu, troškovima proizvodnje (goriva), te njihovom raspoloživošću koja je definirana planiranim i neplaniranim zastojima. Akumulacijska hidroelektrana je određena instaliranom snagom i angažmanom koji odgovara nultim troškovima proizvodnje, odn. angažmanom snage koji odgovara prosječnoj hidrološkoj godini.

Nuklearne elektrane su priključene na 400 kV naponsku razinu, dok su TE i TETO, kao i akumulacijska hidroelektrana priključene na 220 kV mrežu. Kao što je već rečeno, interkonektivnim vodovima (V1 i V8) se može tijekom čitave godine uvoziti interventna snaga do 1000 MW svakim vodom, uz troškove od 5,3 c/kWh. Osnovni podaci elektrana, kao i pojedinih blokova su prikazani u tablicama 4.5 i 4.6.

Tablica 4.5 Osnovni podaci elektrana na test modelu EES

Neraspoloživost Spec. potrošak topline

na pragu (MJ/kWh)

Troškovi (goriva) proizvodnje

(c/kWh)

Ime TE remont slučajna

Snaga prag

(MW) protutlačni rad

Cijena goriva (c/MJ) protutlačni

rad NE (Čvorište 2) 0,16 0,05 1000 11,02 0,12 1,32 NE (Čvorište 8) 0,16 0,05 500 11,02 0,12 1,32 PTE (Čvorište 7) 0,08 0,05 200 10,20 0,18 1,84 PTE (Čvorište 8) 0,08 0,05 200 10,20 0,18 1,84 TETO (Čvorište 3) 0,08 0,05 300 12,50 5,50 0,30 3,75 1,65

Važan dio ukupnih godišnjih troškova EES-a čine troškovi proizvodnje (goriva) za termoelektrane i troškovi dodatne hidroproizvodnje. Kod ekonomske analize razvoja prijenosne mreže termoelektrane se polazno angažiraju prema rastućim troškovima proizvodnje, što znači da u pogonu trebaju biti elektrane s najmanjim troškovima proizvodnje i angažirane maksimalnom snagom. Dvije cijene troškova proizvodnje za termoelektranu-toplanu u čvorištu 3 odnose se na kondenzacijski i protutlačni rad. U protutlačnom radu (proizvodnja električne energije i pare) trošak proizvodnje je niži, za razliku od kondenzacijskog rada (proizvodnja električne energije) kada troškovi proizvodnje značajno rastu. Budući da termoelektrane-toplane rade u protutlačnom režimu zimi, a u kondenzacijskom ljeti, različiti iznosi troškova proizvodnje pridruženi su različitim dijelovima (zimski i ljetni) godišnje krivulje trajanja opterećenja. Za ostale termoelektrane pretpostavljaju se stalni troškovi proizvodnje tijekom godine.

Polazni angažman akumulacijske hidroelektrane u čvorištu 5 određen je na osnovu prosječnih mjesečnih dotoka u promatranom razdoblju. Tako određena angažirana snaga hidroelektrane predstavlja gornju granicu proizvodnje uz troškove jednake nuli, pa će svaki dodatni angažman akumulacijske hidroelektrane (u slučaju preraspodjele proizvodnje na modelu radi izbjegavanja preopterećenja pojedinih grana prijenosne mreže) značiti povećanje troškova dodatne hidroproizvodnje i ukupnih troškova rada sustava. Neplanirano pražnjenje akumulacije u tom slučaju donosi dodatni trošak koji je procijenjen na 5 c/kWh, što znači da će se eventualno preopterećenje pojedine(ih) grane(a) mreže pokušati izbjeći preraspodjelom termoproizvodnje u sustavu, a tek onda dodatnim pražnjenjem akumulacije hidroelektrane u čvorištu 5. Osnovni podaci hidroelektrane su slijedeći:

Raspoloživa snaga 250 MW Polazni angažman zimi 140 MW Polazni angažman ljeti 0 MW

67

Tablica 4.6 Podaci generatora u elektranama

Elektrana Gen. Pmax (MW)

Qmax (Mvar)

Qmin (Mvar)

G2,1 500 350 -150 NE (Čvorište 2) G2,2 500 350 -150 G3,1 150 75 -50 TETO (Čvorište 3) G3,2 150 75 -50 G5,1 125 80 -30 HE (Čvorište 5) G5,2 125 80 -30

PTE (Čvorište 7) G7 200 140 -80 NE (Čvorište 8) G8,1 500 350 -150

G8,2 100 -25 75 PTE (Čvorište 8) G8,3 100 -25 75

Gen. xd

(%)

xd’

(%) xd

’’

(%) xq

(%) xq

’’

(%) xi

(%)

xo

(%)

xl

(%)

Td’

(s) Td

’’

(s) Tq

’’

(s) Tm (s)

uzbuda

G2,1 220 33 17 220 18 21 18 15 0,71 0,02 0,02 8,0 statička G2,2 220 33 17 220 18 21 18 15 0,71 0,02 0,02 8,0 statička G3,1 190 24 13,5 187 15 23 19 11 1,11 0,05 0,05 6,8 brushless G3,2 190 24 13,5 187 15 23 19 11 1,11 0,05 0,05 6,8 brushless G5,1 90 40 22 50 19,8 18 9 13 1,20 0,03 0,04 7,8 elektrostrojna G5,2 90 40 22 50 19,8 18 9 13 1,20 0,03 0,04 7,8 elektrostrojna G7 193 31 20 193 20,2 23 20 12 1,10 0,02 0,03 7,4 statička G8,1 210 31 16 210 17 21 18 15 0,75 0,02 0,02 8,0 statička G8,2 200 34 21 200 22 26 19 12 0,89 0,06 0,04 6,0 brushless G8,3 200 34 21 200 22 26 19 12 0,89 0,06 0,04 6,0 brushless

Podaci u tablici 4.6 nužni su za tehničke analize. Maksimalna radna snaga, te maksimalna i minimalna jalova snaga potrebni su kod proračuna izmjeničnih tokova snaga, a određuju se iz pogonskog dijagrama generatora.

Reaktancije strojeva, te njihove vremenske konstante su podaci potrebni za proračun stabilnosti EES, te kratkog spoja. Rezultati tih proračuna nužni su za ispravno dimenzioniranje opreme transformatorskih stanica (prekidači, rastavljači, sabirnice i dr.), te podešenje zaštite u mreži. Radi potpune analize stabilnosti EES nužno je poznavati i tip sustava uzbude generatora, i njegov matematički model. Za proračun nekih dinamičkih stanja poput udarnog opterećenja i rasterećenja generatora ili potrebe rada u otočnom pogonu, nužno je modelirati i sustav regulacije brzine vrtnje turbine.

Ključni parametri generatora za proračun kratkog spoja su direktna subtranzijentna reaktancija, te njegova inverzna i nulta reaktancija, dok su za proračun prijelazne stabilnosti ključne veličine tranzijentne direktne reaktancije i konstante tromosti agregata.

Veličina zamašne mase (mDΣ2) čitavog agregata (generator+turbina) važna je za očuvanje

stabilnosti generatora prilikom nastanka većih poremećaja radi toga jer se nestankom ili smanjenjem električnog protumomenta generatora rotor sporije ubrzava što je mDΣ

2 agregata veći, pa se kut opterećenja generatora sporije povećava do kritične vrijednosti, pri kojoj generator nepovratno gubi stabilnost i ispada iz sinkronizma. Prilikom konstrukcije generatora bitno je obratiti pažnju na prilike koje nastaju u elektroenergetskom sustavu u prijelaznim stanjima, te uz ostale zahtjeve koji se postavljaju u vezi traženog mDΣ

2, izabrati onu veličinu koja će omogućiti očuvanje prijelazne stabilnosti svih generatora, zajedno s ostalim mjerama,

68

imajući u vidu ekonomske posljedice koje povećanje mDΣ2 podrazumijeva, budući da

poskupljuje generator.

Potrebno je ovom prilikom napomenuti da fizikalna veličina koja je bitna kod problema prijelazne stabilnosti nije mDΣ

2, već su to mehanička vremenska konstanta Tm i konstanta inercije H, koje su u vezi s mDΣ

2 preko nazivne snage Sn i brzine vrtnje n:

(VA)S)(minn)(tm2.741mD

2HTn

1222

M

−∑ ⋅

== (43)

Mehaničku vremensku konstantu definiramo kao vrijeme potrebno da nazivni momenat ubrza rotor iz stanja mirovanja do nazivne brzine vrtnje, a konstantu inercije (tromosti) kao omjer kinetičke energije rotirajućih masa na mehaničkoj sinkronoj brzini i nazivne (bazne) snage.

Povoljnije odnose po prijelaznu stabilnost sustava možemo postići i ukoliko uz isti mDΣ2

povećamo brzinu vrtnje n ili smanjimo nazivnu snagu Sn, no budući da se te veličine ne određuju na osnovu očuvanja stabilnosti sustava, možemo ih smatrati već definiranim tako da mehanička vremenska konstanta Tm ovisi samo o mDΣ

2 čitavog agregata.

4.4 JEDINIČNE CIJENE OPREME I EKONOMSKI PARAMETRI

Jedinične cijene opreme prema kojima se izračunavaju investicijski troškovi pojedinog kandidata za pojačanje mreže određeni su prema tablicama 3.3, 3.4 i 3.5.

Troškovi neisporučene el. energije na test modelu EES se procjenjuju na 5 DEM/kWh, odnosno 3 USD/kWh. Referentna diskontna stopa iznosi 8 %.

4.5 EKONOMSKA ANALIZA

Mexico metodom je izvršena ekonomska analiza rada EES tijekom čitave godine za razmatrani vremenski presjek, detektirane su slabije grane u mreži na kojima može doći do određenih poremećaja, te su određeni ukupni troškovi proizvodnje elektrana u sustavu i očekivani troškovi neisporučene električne energije.

Na osnovu marginalnih dobiti za pojedine grane u mreži ispitani su utjecaji određenih pojačanja mreže da bi se odredilo smanjenje ukupnih troškova rada EES, te na taj način novčano iskazao dobitak od pojedinog pojačanja.

Na osnovu dobitaka i investicijskih anuitetnih troškova pojedinih kandidata određeni su indeksi profitabilnosti, te su u konfiguraciju mreže uključena ona pojačanja čiji je indeks profitabilnosti veći od jedan.

4.5.1 Očekivani operativni troškovi rada EES

Simulacijom Mexico metodom za pojedine dijelove aproksimirane godišnje krivulje trajanja opterećenja određeni su ukupni očekivani operativni troškovi rada EES koji se sastoje od troškova proizvodnje elektrana i očekivanih troškova neisporučene električne energije. Rezultati su prikazani sljedećom tablicom. Simulacija je izvršena na polaznoj konfiguraciji mreže prema slici 4.1.

69

Tablica 4.7 Očekivani operativni troškovi rada EES s polaznom konfiguracijom prijenosne mreže

Dio krivulje trajanja opterećenja

Troškovi proizvodnje (1000 USD)

Troškovi neisporučene el. energije (1000 USD)

Ukupni troškovi (1000 USD)

Vršno opt. 12484,880 385,950 12870,830 Visoka zimska opt. 28067,130 470,691 28537,821 Visoka ljetna opt. 47548,032 334,096 47882,128 Niska zimska opt. 36757,413 40,579 36797,992 Niska ljetna opt. 32878,832 0 32878,832 UKUPNO 157736,287 1231,316 158967,603

Ukupni godišnji operativni troškovi rada EES iznose oko 159 milijuna USD, koji se sastoje od troškova proizvodnje termoelektrana i troškova dodatne hidroproizvodnje u iznosu od 157,7 milijuna USD, i očekivanih godišnjih troškova neisporučene električne energije od 1,2 milijuna USD. Dio troškova proizvodnje termoelektrana i cjelokupni troškovi dodatne hidroproizvodnje uzrokovani su mogućim ograničenjima u mreži koja uvjetuju angažman skupljih jedinica u sustavu.

Troškovi neisporučene električne energije se javljaju tijekom čitave godine izuzev u dijelu najmanjih opterećenja označenih na slici 4.2 pod niskim ljetnim opterećenjima (ekvivalentno opterećenje 1023 MW, trajanja 2408 h). Najveći dio troškova neisporučene električne energije nastaje tijekom vršnih opterećenja, te visokih zimskih (Pekv=1669 MW, t=1341 h) i ljetnih (Pekv=1454 MW, t=2128 h) opterećenja.

4.5.2 Određivanje “kritičnih” grana u mreži Veća ili manja ograničenja mogu se javiti na slijedećim granama:

Marginalna dobit (USD/h) Grana Vršno

opterećenje Visoko zimsko

opterećenje Visoko ljetno opterećenje

Nisko zimsko opterećenje

Nisko ljetno opterećenje

T8 22,03 5,57 0,14 - - V2-4 (2) 10,78 10,5 10,7 10,46 0,05 V6-7 (2) 7,44 - - - - V7-8 7,32 0,01 - - - T4,1 1,63 - 0,01 - -

V2-4 (1) 0,41 0,05 0,07 - 0,02 V4-7 0,36 0,02 0,02 0,02 - V1-2 0,2 0,01 - - -

U tablici je navedena dobit u USD koja proizlazi iz povećanja kapaciteta grane za 1 MW po pojedinim dijelovima godišnje krivulje trajanja opterećenja. Ukoliko navedenu dobit pomnožimo s trajanjem pojedinih ekvivalentnih snaga u godišnjoj krivulji trajanja opterećenja dobivamo ukupnu dobit koja proizlazi iz povećanja kapaciteta pojedine grane za 1 MW, prikazane sljedećom tablicom.

70

Marginalna dobit (USD) Grana

Vršno opt. Visoko zimsko opt.

Visoko ljetno opt.

Nisko zimsko opt.

Nisko ljetno opt. UKUPNO

T8 10926,88 7469,37 297,92 - - 18694,17V2-4 (2) 5346,88 14080,5 22769,6 24968,02 120,4 67285,40V6-7 (2) 3690,24 - - - - 3690,24V7-8 3630,72 13,41 - - - 3644,13T4,1 808,48 - 21,28 - - 829,76

V2-4 (1) 203,36 67,05 148,96 - 48,16 467,53V4-7 178,56 26,82 42,56 47,74 - 295,68V1-2 99,2 13,41 - - - 112,61

Ograničenja u mreži se javljaju na sljedećim granama:

400 kV vodovi: vod 1-2 i vod 2-4 (1) 220 kV vodovi: vod 7-8 i vod 4-7 110 kV vodovi: vod 2-4 (2) i vod 6-7 (2) transformatori: 400/220 kV u čvorištu 8 i 400/220 kV u čvorištu 4

Najveća marginalna dobit se ostvarujem povećanjem kapaciteta 110 kV voda između čvorišta 2 i 4 (oko 67 000 USD je dobit od povećanja kapaciteta za 1 MW), što znači da najveći dobitak daje pojačanje mreže koje otklanja ograničenja na tom vodu. Kandidati za pojačanje mreže koji otklanjaju poremećaje na 110 kV vodu između čvorišta 2 i 4 imaju stoga prioritet za ispitivanje. Karakteristično je za 110 kV granu 2-4 i to što se poremećaji mogu očekivati tijekom čitave godine, dakle i kod minimalnog opterećenja u sustavu.

Sljedeći najvažniji kandidat za pojačanje je 400/220 kV transformator u čvorištu 8. Poremećaji na tom transformatoru se mogu očekivati kod povišenih opterećenja u sustavu (vršno, visoka zimska i visoka ljetna opterećenja), a povećanjem kapaciteta te grane za 1 MW možemo očekivati godišnji dobitak od oko 19 000 USD.

Ograničenja na prikazanim granama mogu rezultirati povećanim troškovima proizvodnje termoelektrana u sustavu, dodatnom hidroproizvodnjom ili u krajnjem slučaju troškovima neisporučene električne energije. Budući da su troškovi neisporučene električne energije (3 USD/kWh) stotinjak puta veći od troškova termoproizvodnje (0,013 – 0,04 USD/kWh) ili dodatne hidroproizvodnje (0,05 USD/kWh), možemo očekivati da će profitabilna biti samo ona pojačanja koja otklanjaju ograničenja na granama koje rezultiraju neisporučenom električnom energijom, odnosno ona ograničenja koja se ne mogu otkloniti preraspodjelom termoproizvodnje u sustavu ili neplaniranim pražnjenjem akumulacija.

U početnom dijelu godišnje krivulje trajanja opterećenja (vršna opterećenja) poremećaji na svim gore navedenim granama, izuzev na 400 kV vodu između čvorišta 1 i 2, dovode do većih ili manjih troškova neisporučene električne energije. U ostalim dijelovima krivulje trajanja opterećenja jedino ograničenja na 110 kV vodu između čvorišta 2 i 4 dovode do neisporuke električne energije, dok ograničenja na ostalim granama dovode do preraspodjele angažmana termoelektrana ili dodatnog angažmana akumulacijske hidroelektrane u čvorištu 5.

Slika 4.3 prikazuje pogonsko stanje u kojemu se preopterećuje 110 kV vod između čvorišta 2 i 4 pri vršnom opterećenju EES. Pri neraspoloživosti 400/110 kV transformatora u čvorištu 2 dolazi do preopterećenja promatranog voda koje se otklanja redukcijom potrošnje u čvorištu 2 (P2) za 70 MW.

71

400 kV

220 kV

220 kV

110 kV

110 kV

2

4

5

400 kV

P2

P4

G2,1

G2,2

G5,1 G5,2

V1-2

V2-4 (1)

V4-8

V3-4

V4-5 (1)

V4-5 (2)

V4-6 (1)

V4-6 (2)

V4-6 (3)

V2-4 (2)

V4-7

452,2 MW 547,8 MW 3,2 MW

20,7 MW 159,5 MW

241,4 MW550,

9 M

W

310,8 MW

140

MW

2,8 MW

110 MW

neraspoloživost transformatora u čvorištu 2preopterećenje voda V2-4 (2)

redukcija potrošnje u čvorištu 2 za 70 MW

500 MW

500 MW

Slika 4.3 Pogonsko stanje pri vršnom opterećenju EES u kojem dolazi do redukcije potrošnje u čvorištu 2

Pri istom događaju po pojedinim dijelovima godišnje krivulje trajanja opterećenja redukcije u čvorištu 2 će biti:

33.5 MW za visoka zimska opterećenja 15 MW za visoka ljetna opterećenja 1,6 MW za niska zimska opterećenja

Do redukcije potrošnje pri vršnom opterećenju EES može doći još i u slijedećim slučajevima: Neraspoloživost elektrane u čvorištu 8 (priključene na 220 kV mrežu) i 400 kV voda između 2 i 4, pri čemu se preopterećuju 400/220 kV transformator u čvorištu 8, 400 kV vod između 1 i 2, te 110 kV vod između 2 i 4. Sva preopterećenja se otklanjaju redukcijom potrošnje u čvorištu 8 za 181,2 MW. Pri istovremenoj neraspoloživosti transformatora 400/220 kV u 8 i jednog od dva paralelna 400/220 kV transformatora u 4, preopterećuje se preostali 400/220 kV transformator u čvorištu 4, pa dolazi do redukcije potrošnje u 4 za 98,1 MW. Budući da je vjerojatnost takvog događaja vrlo mala (istovremena neraspoloživost dva transformatora) ne očekuje se da bi pojačanje mreže koje otklanja takav poremećaj bilo profitabilno.

Do redukcije potrošnje pri vršnom opterećenju EES općenito može doći u čvorištima 2, 4, 7 i 8. Vjerojatnost takvog događaja u čvorištu 2 iznosi 0.35 %, u čvorištu 4 0.1 %, čvorištu 7 0.25 %, dok se redukcije potrošnje u čvorištu 8 mogu očekivati s vjerojatnošću od 0.5 %.

4.5.3 Određivanje dobitaka od pojedinih pojačanja mreže

Nakon detektiranja slabijih grana u mreži na kojima može dolaziti do različitih ograničenja s većom ili manjom vjerojatnošću, potrebno je ispitati dobitak od određenih pojačanja mreže

72

kroz smanjenje operativnih troškova rada EES. Vrši se simulacija rada EES s uključenom novom granom te se izračunava razlika između operativnih godišnjih troškova rada EES s konfiguracijom mreže koja obuhvaća novu granu i konfiguraciju mreže bez nje. Prvo se ispituje kandidat za pojačanje koji otklanja ograničenja na grani s najvećom marginalnom dobiti, u ovom slučaju na 110 kV vodu između čvorišta 2 i 4.

Kandidati za pojačanje koji bi mogli otkloniti poremećaj na toj grani su:

1. paralelni 400/110 kV transformator u čvorištu 2

2. paralelni 110 kV vod između 2 i 4

Investicije (prema tablicama 3.3 i 3.5) u ta pojačanja iznose:

1. 3.782.374 USD u transformator (transformator + jedno 400 kV polje + jedno 110 kV polje)

2. 10.258.572 USD u paralelni vod (90 km nadzemni vod + dva 110 kV polja)

Anuitetni troškovi izgradnje uz diskontnu stopu od 8 % prema (12) iznose:

1. 312.376 USD za transformator

2. 847.228 USD u paralelni vod

Ukupni godišnji operativni troškovi rada za konfiguraciju mreže s novim transformatorom 400/110 kV u čvorištu 2 prikazani su sljedećom tablicom.

Tablica 4.8 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim transformatorom 400/110 kV u čvorištu 2

Dio krivulje trajanja opterećenja

Troškovi proizvodnje (1000 USD)

Troškovi neisporučene el. energije (1000 USD)

Ukupni troškovi (1000 USD)

Vršno opt. 12484,560 109,100 12593,660 Visoka zimska opt. 28061,766 0 28061,766 Visoka ljetna opt. 47556,544 0 47556,544 Niska zimska opt. 36757,413 0 36757,413 Niska ljetna opt. 32878,832 0 32878,832 UKUPNO 157739,115 109,100 157848,215

U slučaju izgradnje paralelnog 110 kV voda mogu se očekivati godišnji troškovi rada EES prema tablici 4.9.

Tablica 4.9 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim 110 kV vodom između čvorišta 2 i 4

Dio krivulje trajanja opterećenja

Troškovi proizvodnje (1000 USD)

Troškovi neisporučene el. energije (1000 USD)

Ukupni troškovi (1000 USD)

Vršno opt. 12481,750 225,83 12707,580 Visoka zimska opt. 28041,651 0 28041,651 Visoka ljetna opt. 47533,136 0 47533,136 Niska zimska opt. 36757,413 0 36757,413 Niska ljetna opt. 32871,608 0 32871,608 UKUPNO 157685,558 225,830 157911,388

73

Iz gornjih tablica je vidljivo da je smanjenje operativnih troškova rada EES u odnosu na polaznu konfiguraciju prijenosne mreže veće u slučaju ugradnje paralelnog 400/110 kV transformatora u čvorištu 2 nego u slučaju izgradnje paralelnog 110 kV voda između 2 i 4. U slučaju varijante s paralelnim 110 kV vodom ukupni godišnji operativni troškovi rada EES su za 63 000 USD veći nego u varijanti s paralelnim transformatorom. Očekivani troškovi neisporučene el. energije, koji se u obje varijante javljaju samo u dijelu godišnje krivulje trajanja opterećenja s vršnim opterećenjima sustava, su veći za 117 000 USD, dok su ukupni troškovi proizvodnje manji za 54 000 USD u slučaju izgradnje paralelnog 110 kV voda između čvorišta 2 i 4.

Indeksi profitabilnosti, prema (13) i (14) za oba rješenja iznose:

ptransformator = 3,58

pvod = 1,25

Oba razmatrana rješenja su profitabilna (indeksi profitabilnosti su veći od 1) ali je ekonomski puno isplatljivije ugraditi paralelni 400/110 kV transformator u čvorištu 2 budući da je indeks profitabilnosti takvog rješenja (3,58) puno veći od indeksa profitabilnosti rješenja s izgradnjom novog paralelnog 110 kV voda (1,25).

Paralelni 400/110 kV transformator u čvorištu 2 se uključuje u konfiguraciju prijenosne mreže na test modelu EES, te se detektiraju ograničenja koja nastaju na ostalim granama i ispituju slijedeći kandidati za pojačanja. Referentni godišnji troškovi proizvodnje i neisporučene el. energije, odnosno operativni troškovi rada EES postaju oni prikazani tablicom 4.8. Pri novoj konfiguraciji prijenosne mreže s uključenim drugim 400/110 kV transformatorom u čvorištu 2 ograničenja se mogu javiti na granama prikazanim tablicom.

Marginalna dobit (USD/h) Grana Vršno

opterećenje Visoko zimsko

opterećenje Visoko ljetno opterećenje

Nisko zimsko opterećenje

Nisko ljetno opterećenje

T8 21,95 5,53 0,12 - - V2-4 (2) 0,99 0,16 0,32 0,01 0,05 V6-7 (2) 7,44 - - - - V7-8 7,32 0,01 - - - T4,1 1,64 - 0,01 - -

V2-4 (1) 0,39 0,05 0,07 - 0,01 V4-7 0,36 0,02 0,02 0,02 - V1-2 0,07 - - - -

Marginalna dobit (USD)

Grana Vršno opt. Visoko

zimsko opt. Visoko

ljetno opt. Nisko

zimsko opt. Nisko ljetno

opt. UKUPNO

T8 10887,2 7415,73 255,36 - - 18558,29 V2-4 (2) 491,04 214,56 680,96 23,87 120,4 1530,83 V6-7 (2) 3690,24 - - - - 3690,24 V7-8 3630,72 13,41 - - - 3644,13 T4,1 813,44 - 21,28 - - 834,72

V2-4 (1) 193,44 67,05 148,96 - 24,08 433,53 V4-7 178,56 26,82 42,56 47,74 - 295,68 V1-2 34,72 - - - - 34,72

74

Iz analize marginalnih dobiti je vidljivo da se ograničenja mogu javiti na svim granama kao i na konfiguraciji mreže bez novog 400/110 kV transformatora u čvorištu 2, pa tako i na 110 kV vodu između 2 i 4, ali je marginalna dobit za taj vod puno manja nego na konfiguraciji bez novog transformatora (1530 USD u odnosu na 67285 USD), pa je sigurno da niti jedno drugo ekonomski opravdano pojačanje mreže neće u potpunosti otkloniti ograničenje na tom vodu.

Ograničenja na svim granama navedenim u prethodnim tablicama mogu dovesti do neisporuke električne energije pojedinim potrošačima, izuzev u slučaju 400 kV voda između 1 i 2 na kojemu se moguće ograničenje može otkloniti interventnim uvozom preko voda V1 radi čega rastu ukupni troškovi proizvodnje u EES.

Najveća marginalna dobit se ostvaruje za 400/220 kV transformator u čvorištu 8 što znači da je ta grana primarni kandidat za pojačanje. Povećanjem kapaciteta te grane za 1 MW može se očekivati godišnja dobit od oko 18 500 USD. Ograničenja na toj grani se javljaju u dijelu godišnje krivulje trajanja opterećenja s vršnim, te visokim zimskim i ljetnim opterećenjima.

Do ograničenja na transformatoru T8 i redukcije potrošnje P8 dolazi u različitim pogonskim stanjima, ali zajednička karakteristika svih tih stanja je neraspoloživost barem jednog bloka plinske elektrane priključene na 220 kV sabirnice čvorišta 8 (G8,2 ili G8,3). Pri neraspoloživosti bloka G8,2 i transformatora T8 dolazi do preopterećenja 220 kV vodova V7-8 i V4-7 koja se otklanjaju redukcijom potrošnje P8 za 49,7 MW (slika 4.4).

400 kV

220 kV

8400 MVA

P8

G8,3

V1-8

V7-8

V8

G8,1

T8

V4-8

V3-8

172,4 MW

223,5 MW

0 MW

108,3 MW

282 MW

395,9 MW

100 MW

neraspoloživost transformatora u čvorištu 8i generatora Gpreopterećenje vodova V i V7-8

redukcija potrošnje u čvorištu 8 za 49,7 MW

8,24-7

Slika 4.4 Pogonsko stanje pri vršnom opterećenju EES u kojem dolazi do redukcije potrošnje u čvorištu 8

75

Do redukcija potrošnje pri vršnom opterećenju EES dolazi i u sljedećim slučajevima:

neraspoloživi preopterećenje redukcija G3,1/ G3,2 / G8,2 / G7 T8, V2-4 (1) 59 MW u čvorištu 8

G8,2 / G8,3 T8 23,6 MW u čvorištu 8 G8,2 / G8,3 / G7 / V4-7 T8 56 MW u čvorištu 8

G3,1 / G3,2 / G8,2 / G8,3 /V2-4 (1) T8, V2-4 (2) 181,2 MW u čvorištu 8 G3,1 / T4,1 (1) / T8 T4,1 (2) 84,6 MW u čvorištu 4

i dr.

Do redukcije potrošnje pri vršnom opterećenju EES općenito može doći u čvorištima 4, 7 i 8. Vjerojatnost takvog događaja u čvorištu 4 iznosi 0.1 %, čvorištu 7 0.25 %, dok se redukcije potrošnje u čvorištu 8 mogu očekivati s vjerojatnošću od 0.5 %.

Ograničenja na 400/220 kV transformatoru u čvorištu 8 mogu se u najvećoj mjeri otkloniti ugradnjom paralelnog transformatora. Operativni troškovi rada u tom su slučaju prikazani tablicom 4.10.

Tablica 4.10 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim 400/220 kV transformatorom u čvorištu 8

Dio krivulje trajanja opterećenja

Troškovi proizvodnje (1000 USD)

Troškovi neisporučene el. energije (1000 USD)

Ukupni troškovi (1000 USD)

Vršno opt. 12463,220 4,820 12468,040 Visoka zimska opt. 27855,252 0 27855,252 Visoka ljetna opt. 47541,648 0 47541,648 Niska zimska opt. 36752,639 0 36752,639 Niska ljetna opt. 32876,424 0 32876,424 UKUPNO 157489,183 4,820 157494,003

Ukupni očekivani godišnji operativni troškovi rada EES se smanjuju za 354.212 USD u slučaju ugradnje paralelnog 400/220 kV transformatora u čvorište 4. Investicija u taj transformator iznosi

I = 4.325.056 USD (transformator + jedno polje 400 kV + jedno polje 220 kV),

odnosno anuitetni troškovi iznose

a = 357.195 USD,

pa je indeks profitabilnosti razmatranog rješenja

p = 0,99.

Prema tomu, novi paralelni transformator 400/220 kV u čvorištu 8 nalazi se neposredno ispod granice profitabilnosti pa ga ne možemo smatrati ekonomski opravdanim za razmatrani vremenski presjek, te ga ne uključujemo u ekonomski optimalnu konfiguraciju prijenosne mreže. Budući da je indeks na samoj granici profitabilnosti očito je da će porastom potrošnje u EES razmatrana investicija postati profitabilna, te da će je trebati uključiti u konfiguraciju mreže neposredno nakon analiziranog vremenskog presjeka. U praksi će, u cilju izbjegavanja mogućih povećanih troškova proizvodnje i nastanka troškova neisporučene električne energije radi ograničenja na transformatoru T8, biti nužno maksimalno angažirati plinsku elektranu priključenu na 220 kV sabirnice čvorišta 8 (G8,2 i G8,3) pri visokim opterećenjima u sustavu, te redovno održavati agregate te elektrane i “kritični” 400/220 kV transformator u cilju povećanja njihove raspoloživosti.

76

Budući da investicija u pojačanje mreže koja otklanja opterećenja na grani sa najvećom marginalnom dobiti nije profitabilna, ispituje se sljedeći kandidat za pojačanje grane sa sljedećom po visini marginalnom dobiti, a to je 110 kV vod između čvorišta 6 i 7. Isti se preopterećuje pri neraspoloživosti 220/110 kV transformatora u čvorištu 7 pri vršnim opterećenjima u sustavu. Radi ograničenog kapaciteta 110 kV voda između 6 i 7 dolazi do njegova preopterećenja pri spomenutom događaju, i do redukcije potrošnje P7 u maksimalnom iznosu od 10 MW.

Da bi se moguća ograničenja uklonila ispitana je profitabilnost ugradnje drugog 220/110 kV transformatora u čvorištu 7. Investicija u taj transformator iznosi

I = 2.059.183 USD (transformator + jedno polje 220 kV + jedno polje 110 kV),

odnosno anuitetni troškovi su

a = 170.062 USD.

Operativni troškovi rada za konfiguraciju mreže s drugim 220/110 kV transformatorom u čvorištu 7 su prikazani tablicom.

Tablica 4.11 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim 220/110 kV transformatorom u čvorištu 7

Dio krivulje trajanja opterećenja

Troškovi proizvodnje (1000 USD)

Troškovi neisporučene el. energije (1000 USD)

Ukupni troškovi (1000 USD)

Vršno opt. 12484,560 106,440 12591,000 Visoka zimska opt. 28061,766 0 28061,766 Visoka ljetna opt. 47556,544 0 47556,544 Niska zimska opt. 36757,413 0 36757,413 Niska ljetna opt. 32878,832 0 32878,832 UKUPNO 157739,115 106,440 157845,555

Uspoređujući operativne troškove rada EES na konfiguraciji mreže bez (tablica 4.8) i sa (tablica 4.11) novim 220/110 kV transformatorom u čvorištu 7 dobivamo dobitak od njegove ugradnje koji prema (13) iznosi

G = 2.660 USD.

Omjer dobitaka i anuitetnih troškova izgradnje čini indeks profitabilnosti koji u ovom slučaju iznosi samo

p = 0,02

pa razmatranu investiciju nije opravdano izvesti do analiziranog vremenskog presjeka. Slično kao i u prethodno ispitanom slučaju s ugradnjom novog 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 možemo zaključiti da je redovnim održavanjem potrebno maksimalno povećati raspoloživost postojećeg 220/110 kV transformatora u čvorištu 7 da bi se izbjegli eventualni troškovi neisporučene električne energije ukoliko on ispadne iz pogona pri vršnom opterećenju EES.

77

4.5.4 Ekonomski optimalna konfiguracija mreže za razmatranu godinu

Simulacijama Mexico metodom određena su potrebna pojačanja mreže koje je ekonomski opravdano izvesti do razmatrane godine. Na polaznoj konfiguraciji prijenosne mreže mogu se očekivati godišnji troškovi neisporučene električne energije u iznosu od oko 1.200.000 USD, prvenstveno radi ograničenja na 400/110 kV transformatoru u čvorištu 2 i 110 kV grani između 2 i 4, na 400/220 kV transformatoru u čvorištu 8, te 220/110 kV transformatoru u 7 i 110 kV vodu između čvorišta 6 i 7. Ispitana je profitabilnost slijedećih kandidata za izgradnju:

- novi 400/110 kV paralelni transformator u čvorištu 2

- novi 110 kV paralelni vod između 2 i 4

- novi 400/220 kV paralelni transformator u čvorištu 8

- novi 220/110 kV paralelni transformator u čvorištu 7.

Usporedbom očekivanih godišnjih operativnih troškova rada EES za različite konfiguracije mreže sa i bez razmatranih pojačanja, te njihovih anuitetnih investicijskih troškova, određeni su njihovi indeksi profitabilnosti, te je određeno da je ekonomski opravdano do razmatrane godine jedino ugraditi novi paralelni 400/110 kV transformator u čvorištu 2. Ekonomski optimalna konfiguracija mreže za razmatrani vremenski presjek prikazana je na slici 4.5.

Ekonomski optimalna konfiguracija prijenosne mreže neće omogućavati potpunu sigurnost opskrbe potrošača električnom energijom budući da u vršnom dijelu godišnje krivulje trajanja opterećenja postoji određena vjerojatnost nastanka poremećaja koji bi mogli dovesti do redukcije potrošnje. U ostalim dijelovima godišnje krivulje trajanja opterećenja ne očekuju se nikakvi prekidi isporuke električne energije, ali se zbog mogućih ograničenja na pojedinim granama mogu očekivati povećani troškovi proizvodnje u elektranama. Radi konfiguracije prijenosne mreže, kod analizirane razine potrošnje u EES, mogu se očekivati:

- godišnji troškovi neisporučene električne energije u iznosu od 109.100 USD (0,036 TWh neisporučene električne energije)

- povećanje godišnjih troškova proizvodnje od 30.430 USD

- ukupno 139.530 USD troškova radi mogućih ograničenja u mreži.

Najveći dio ovih troškova, odnosno cjelokupni očekivani troškovi neisporučene električne energije, povezani su sa mogućim ograničenjima na transformatoru 400/220 kV u čvorištu 8 i transformatoru 220/110 kV u čvorištu 7. Ekonomska analiza pokazuje da nije opravdano ugraditi paralelne transformatore u ovim čvorištima do razmatrane godine, budući da je smanjenje očekivanih operativnih troškova rada EES manje od anuitetnih godišnjih troškova njihove ugradnje uz diskontnu stopu od 8 %. Indeks profitabilnosti novog 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 nalazi se na samoj granici (indeks profitabilnosti je 0,99), što znači da će i malim porastom potrošnje njegova ugradnja postati profitabilna, te da će ga trebati uključiti u mrežu.

Do trenutka kada ugradnja novih 400/220 kV i 220/110 kV transformatora u čvorištu 8, odnosno 7, postane ekonomski opravdana, potrebno je redovitim nadzorom i održavanjem povećati njihovu raspoloživost na najveću moguću mjeru.

400

kV

400

kV

400

kV

220

kV

220

kV22

0 kV

220

kV

220

kV

220

kV

110

kV

110

kV

110

kV11

0 kV

1

2

3

4

5

67

8

2x30

0 M

VA

2x40

0 M

VA

2x15

0 M

VA

3x15

0 M

VA

150

MV

A

400

MV

A

400

kV

P 1 P 2

P 3

P 4P 6

P 7P 8G 2,

1

G 2,2

G 5,1

G 5,2

G 7

G 8,2

G 8,3

V 1-2

V 2-4

(1)

V 1-8

V 4-8

V 3-4

V 3-8

V 4-5

(1)

V 4-5

(2)

V 4-6

(1)

V 4-6

(2)

V 4-7

V 6-7

(1)

V 6-7

(2)

V 7-8

V 4-6

(3)

V 2-4

(2)

V 1

V 8

G 8,1

G 3,1

G 3,2

T 8

T 4,1

T 4,2

T 6T 7

T 2

Sl

ika

4.5

Ekon

omsk

i opt

imal

na k

onfig

urac

ija p

rije

nosn

e m

reže

na

test

mod

elu

EES

za ra

zmat

rani

vre

men

ski p

resj

ek

79

4.6 TEHNIČKA ANALIZA

Na ekonomski optimalnoj konfiguraciji mreže za razmatranu godinu izvršene su tehničke analize u cilju zadovoljavanja određenih tehničkih kriterija koje mreža mora zadovoljiti poput:

- održavanje napona unutar dozvoljenih granica, - siguran plasman maksimalnih snaga elektrana, - omogućavanje predviđenih razmjena i tranzita u mreži, - održavanje prijelazne i dinamičke stabilnosti sustava, - određivanje razina struja kratkih spojeva.

Proračuni su izvršeni programskim paketima ToksWin (izmjenični tokovi snaga i kratki spoj), te Poscolab (izmjenični tokovi snaga, prijelazna i dinamička stabilnost).

4.6.1 Opterećenje grana i naponski profil u mreži

Da bi se ispitalo opterećenje grana i naponski profil na ekonomski optimalnoj konfiguraciji mreže izvršeni su proračuni tokova snaga za dva karakteristična stanja sustava:

1. Vršno opterećenje EES: Pmax = 2094 MW

2. Minimalno opterećenje EES: Pmin = 982 MW

Termoelektrane i nuklearne elektrane su na modelu angažirane prema rastućim troškovima proizvodnje (tablica 4.12). Angažman akumulacijske hidroelektrane u čvorištu 5 odgovara prosječnoj hidrološkoj godini, odnosno zimi je angažirana s 140 MW, a ljeti je van pogona.

Granice angažmana jalove snage elektrana, određene iz pogonskog dijagrama svakog generatora, prikazane su tablicom 4.6. Te granice su definirane s obzirom na angažman generatora maksimalnom djelatnom snagom, te su promjenljive ovisno o angažmanu generatora manjom djelatnom snagom u odnosu na maksimalnu (slike 3.7 i 3.8).

Budući da na polaznoj konfiguraciji mreže nema priključenih kondenzatorskih baterija, prigušnica ili statičkih kompenzatora, jedini uređaji u mreži, osim sinkronih generatora, koji mogu utjecati na tokove jalovih snaga, a time i na naponski profil su regulacijski transformatori u čvorištima 4, 6, i 7. Transformator 400/110 kV u čvorištu 2, te 400/220 kV transformatori u čvorištima 4 i 8 imaju mogućnost mijenjanja prijenosnog odnosa u beznaponskom stanju s jednim regulacionim stupnjem s 5 %-om vrijednošću napona na VN strani, dok 220/110 kV transformatori u mreži imaju mogućnost mijenjanja broja zavoja na VN strani pod teretom. Osnovni podaci svih transformatora prikazani su u tablici 4.2.

Na modelu su definirane granice angažmana jalove snage svake elektrane pa program sam izračunava angažman jalove snage u cilju održavanja nazivnog napona priključnog čvorišta (PV čvor, odnosno sabirnice s kontrolom napona). Ukoliko se nazivni napon priključnog čvorišta ne može održati na nazivnoj vrijednosti, postavlja se gornja ili donja granica angažmana jalove snage elektrane priključene u tom čvoru, pa napon postaje promjenljiv. Transformatorima bez mogućnosti promjene broja zavoja pod teretom preklopka je postavljena u nulti položaj, dok se kod regulacionih transformatora automatski mijenja u cilju održavanja nazivnog napona sekundara.

80

Tablica 4.12 Polazni angažman elektrana na test modelu EES Vršno opterećenje EES Minimalno opterećenje EES Elektrana P (MW) Qmax (Mvar) Qmin (Mvar) P (MW) Qmax (Mvar) Qmin (Mvar)

NE (čvorište 2) 1000 700 -300 982 700 -300 NE (čvorište 8) 500 350 -150 - - - PTE (čvorište 7) - - - - - - PTE (čvorište 8) * 154 150 -50 - - - TETO (čvorište 3) 300 150 -100 - - - HE (čvorište 5) 140 165 -65 - - - Uvoz 0 0 0 - - - Izvoz 0 0 0 - - - UKUPNO 2094 1515 -665 982 700 -300 * regulacijska elektrana

Sustav je ispitivan programom za izračunavanje izmjeničnih tokova snaga TOKSwin. Nakon izvršenog proračuna program daje grafički prikaz izračunatih napona po sabirnicama i prekoračenja zadanih ograničenja u mreži, te izvještaje o tokovima snaga i naponima za sve elemente u mreži. Za različita uklopna stanja i konfiguraciju mreže izračunati su tokovi snaga, kao i naponi na pojedinim sabirnicama, a zatim su analizirana opterećenja vodiča i naponske prilike pri ispadima pojedinih grana. Osnovni rezultati proračuna su prikazani grafički s ucrtanim smjerovima i iznosima djelatnih i jalovih snaga u obliku MW/MVAr (smjer odgovara smjeru djelatne snage), te naponima odgovarajućih sabirnica, i tekstualno s objašnjenjem dobivenih rezultata.

4.6.1.1 Opterećenje grana i naponski profil pri vršnom opterećenju EES

Tokove snaga i naponske prilike na modelu pri vršnom opterećenju EES i uz raspoložive sve grane u mreži prikazuje slika 4.6.

393 kV

400 kV

390 kV

219 kV 212 kV 216 kV

220 kV

220 kV

110 kV

113 kV

109 kV 109 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

400 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8

1000/137

410/-10

363/65

2x114/41

133/-62

38/-21

24/-15 27/70

300/0

220 kV

2x19

3/11

1

2x86

/48

2x70/8

140/15

48/-1 21/-9 15/0

2x118/46

142/37

36/17

3x90

/39

104/

4 6

0/0

0/-28

154/82

500/203

340/

195

0/0

0/0

Slika 4.6 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri vršnom opterećenju EES

81

Opterećenja grana u odnosu na njihovu termičku granicu prikazana su sljedećom tablicom.

Grana Pogonski napon (kV) opterećenje u % od termičke granice

V1-2 400 63 V1-8 400 25

V2-4 (1) 400 58 V4-8 400 21 V3-4 220 9 V3-8 220 15

V4-5 (1) 220 24 V4-5 (2) 220 24 V4-7 220 50

V4-6 (1) 220 44 V4-6 (2) 220 44 V6-7 (1) 220 15 V7-8 220 10

V2-4 (2) 110 41 V4-6 (3) 110 27 V6-7 (2) 110 13

Prijenosni omjer (kV/kV) opterećenje u % od nazivne snage

T2 400/110 40 T4,1 400/220 56 T4,2 220/110 66 T6 220/110 65 T7 220/110 76 T8 400/220 98

Naponi u pojedinim čvorištima su slijedeći:

Čvorište Nazivni napon (kV) Napon na modelu (kV) 1 400 392,7

400 400,0 2 110 113,4

3 220 220,0 400 390,3 220 218,8 4 110 109,6

5 220 220,0 220 211,5 6 110 109,4 220 215,7 7 110 109,3 400 400,0 8 220 220,0

Pri analiziranom pogonskom stanju blizu preopterećenja je 400/220 kV transformator u čvorištu 8 (98 % od nazivne snage) radi previsokih tokova jalove snage iz 400 kV u 220 kV mrežu. Opterećenje preostalih grana nalazi se unutar dozvoljenih granica. Angažmanom jalove snage elektrana unutar granica održava se nazivni napon na priključnim čvorištima. Najveća odstupanja napona u 400 kV mreži primjećuju se u čvorištima 1 (392,7 kV) i čvorištu 4 (390,3 kV), a u 220 kV mreži u čvorištu 6 (211,5 kV) i 7 (215,7 kV).

82

Povećanjem angažmana jalove snage pojedinih elektrana i postavljanjem preklopki pojedinih regulacionih transformatora u odgovarajući položaj moguće je održavati opterećenje svih grana unutar dozvoljenih granica, te poboljšati naponski profil u mreži. Visoko opterećenje 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 se smanjuje postavljanjem regulacione preklopke u odgovarajući položaj. Naponi na 400 kV i 220 kV sabirnicama, te opterećenje transformatora ovisno o položaju regulacione preklopke prikazani su sljedećom tablicom.

Položaj reg. preklopke

Napon na 400 kV sabirnicama (kV)

Napon na 220 kV sabirnicama (kV)

Opterećenje transformatora (% Sn)

-1 399 220 122 0 400 220 98 1 400 215,4 88

Najmanji tokovi jalove snage kroz promatrani transformator uz zadržavanje povoljnih naponskih prilika na obje strane se postižu ukoliko je regulaciona preklopka u položaju +1, tj. ukoliko je prijenosni odnos transformatora 420/231 kV. Kroz transformator tada teče 340 MW/91 Mvar.

Radi nižih napona na 400 kV sabirnicama čvorišta 2 i čvorišta 4 povoljno je povećati angažman jalove snage elektrane priključene na čvorište 2, te tako povećati napon u 400 kV mreži. Uz maksimalni dozvoljeni napon od 420 kV u čvorištu 2, za što je potreban angažman 352 Mvar jalove induktivne snage elektrane priključene na to čvorište, napon u čvorištu 2 raste na 406,5 kV, a u čvorištu 4 na 397,6 kV.

Napon u 220 kV mreži se može povećati dodatnim angažmanom jalove snage elektrana priključenih na čvorišta 3 i 5. Ukoliko bi se napon na tim čvorištima održavao na vrijednosti od 230 kV, za što je potreban angažman jalovih induktivnih snaga od 29 Mvar u čvorištu 3 i 68 Mvar u čvorištu 5, naponi u čvorištima 6 i 7 iznosili bi 220,4 kV, odnosno 227,7 kV.

Tokove snaga i naponske prilike u mreži s tako podešenim angažmanima jalovih snaga i podešenim položajem (+1) regulacijske preklopke transformatora T8 prikazuje sljedeća slika.

407 kV

400 kV

403 kV

227 kV 220 kV 223 kV

218 kV

230 kV

111 kV

119 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

420 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8

1000/282

411/28

359/159

2x115/48

131/-118

39/6

23/-12 34/-67

300/29

230 kV

2x19

5/92

2x85

/ 42

2x70/34

140/68

51/14 21/-7 15/-6

2x118/46

146/75

35/4

3x90

/35

105/

52

0/0

5/16

154/150

500/-141

335/

44

0/0

0/0

Slika 4.7 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri vršnom opterećenju EES s povećanim

angažmanom jalovih snaga elektrana u 2, 3 i 5, te reg. preklopkom T8 u položaju +1

83

Neraspoloživost elektrana

Neraspoloživost niti jedne elektrane u EES ne uzrokuje pad napona u bilo kojem čvorištu mreže ispod dozvoljenih vrijednosti. Tablica 4.13 prikazuje minimalne napone u 400 kV i 220 kV mreži ovisno o neraspoloživosti elektrana u sustavu, uz polazno stanje prikazano slikom 4.7. Pretpostavlja se da se nedostatak snage radi neraspoloživosti pojedine elektrane nadoknađuje angažmanom elektrane u čvorištu 7 koja je polazno van pogona, i interventnim uvozom vodom V1.

Tablica 4.13 Minimalni naponi u 400 kV i 220 kV mreži pri neraspoloživosti pojedine elektrane

Neraspoloživa elektrana

Minimalni napon 400 kV mreža

Minimalni napon 220 kV mreža

NE (čvorište 2) 393,9 kV (čvorište 4) 217,5 kV (čvorišta 6 i 8) TETO (čvorište 3) 400 kV (čvorište 8) 200,0 kV (čvorište 3)

HE (čvorište 5) 400 kV (čvorište 8) 217,2 (čvorište 6) NE (čvorište 8) 405,1 kV (čvorište 2) 220,1 (čvorište 6) PTE (čvorište 8) 400,0 kV (čvorište 8) 218,8 kV (čvorište 6)

Najmanji napon u odnosu na nazivnu vrijednost se postiže u 220 kV mreži pri neraspoloživosti elektrane u čvorištu 3, kada napon u tom čvorištu pada na vrijednost od 200 kV. Maksimalnim angažmanom jalove induktivne snage hidroelektrane u čvorištu 5 (165 Mvar) i plinske termoelektrane u čvorištu 7 (140 Mvar) moguće je podići napone u 220 kV mreži, pa se napon na sabirnicama čvorišta 3 diže na 210,5 kV.

Neraspoloživost elektrana u čvorištima 3 ili 8 može dovesti do preopterećenja 400/220 kV transformatora u čvorištu 8. Pri neraspoloživosti TETO u čvorištu 3 preopterećenje se kreće od 8 % do 13 % iznad nazivne snage ovisno o angažmanu jalove snage elektrane u čvorištu 7, dok se u slučaju neraspoloživosti PTE u čvorištu 8 isti preopterećuje 4 - 6 % iznad nazivne snage. Da bi preopterećenje bilo što manje potrebno je angažirati većinu elektrana priključenih na 220 kV mrežu maksimalnim jalovim induktivnim snagama. Ukoliko se u čvorištima 5, 3, 7 i 8 povišenim angažmanom jalovih snaga raspoloživih elektrana priključenih na njih održavaju dovoljno visoki naponi u 220 kV mreži (do 245 kV), preopterećenje 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 se može smanjiti na maksimalno 3 % iznad nazivne snage.

Neraspoloživost vodova

Tablica 4.14 prikazuje minimalne napone u 400 kV i 220 kV mreži ovisno o N-1 raspoloživosti vodova u sustavu, uz polazno stanje prikazano slikom 4.7.

U svim slučajevima N-1 raspoloživosti vodova naponski profil ostaje zadovoljavajući, uz iznimku neraspoloživosti 400 kV voda između 1 i 2 kada napon na sabirnicama 2 pada na svega 335.6 kV, pa je nužan interventan uvoz vodom V1. Uz maksimalan angažman jalove snage elektrane priključene na 400 kV sabirnice čvorišta 8, za dostizanje minimalno dozvoljenog napona na sabirnicama 1 nužno je vodom V1 injektirati barem 50 Mvar u čvorište 1. Za održavanje povoljnog napona u razmatranom je čvorištu pri analiziranom pogonskom stanju dovoljno generiranje jalove snage neopterećenog voda V1 ukoliko je njegova duljina veća od 100 km.

84

Tablica 4.14 Minimalni naponi u 400 kV i 220 kV mreži pri neraspoloživosti pojedinih vodova Neraspoloživ vod Pogonski

napon (kV) Minimalni napon 400

kV mreža Minimalni napon

220 kV mreža V1-2 400 335,6 kV (čvorište 1) 217,7 kV (čvorište 8)V1-8 400 394,0 kV (čvorište 1) 218,2 kV (čvorište 8)

V2-4 (1) 400 390,3 kV (čvorište 4) 215,2 kV (čvorište 6)V4-8 400 400,0 kV (čvorište 8) 218,2 kV (čvorište 8)V3-4 220 400,0 kV (čvorište 8) 217,9 kV (čvorište 8)V3-8 220 400,0 kV (čvorište 8) 216,2 kV (čvorište 8)

V4-5 (1) 220 400,0 kV (čvorište 8) 217,9 kV (čvorište 8)V4-5 (2) 220 400,0 kV (čvorište 8) 217,9 kV (čvorište 8)V4-7 220 400,0 kV (čvorište 8) 211,2 kV (čvorište 7)

V4-6 (1) 220 400,0 kV (čvorište 8) 214,8 kV (čvorište 6)V4-6 (2) 220 400,0 kV (čvorište 8) 214,8 kV (čvorište 6)V6-7 (1) 220 400,0 kV (čvorište 8) 218,1 kV (čvorište 8)V7-8 220 400,0 kV (čvorište 8) 216,5 kV (čvorište 8)

V2-4 (2) 110 400,0 kV (čvorište 8) 218,0 kV (čvorište 8)V4-6 (3) 110 400,0 kV (čvorište 8) 218,1 kV (čvorište 8)V6-7 (2) 110 400,0 kV (čvorište 8) 218,1 kV (čvorište 8)

N-1 kriterij s obzirom na raspoloživost vodova nije u potpunosti zadovoljen. Pri maksimalnom angažmanu elektrane priključene na čvorište 2 (1000 MW) i neraspoloživosti 400 kV voda V1-2 dolazi do preopterećenja voda V2-4 (1) 10 % preko termičke granice (746 MW/146 Mvar). U obrnutom se slučaju (neraspoloživost 400 kV voda V2-4 (1)) preopterećuju 400 kV vod V1-2 1 % preko termičke granice (681 MW/88 Mvar) i 110 kV vod V2-4 (2) 13 % preko dozvoljene granice. Ispadom preopterećenog 110 kV voda opterećenje voda V1-2 raste na 122 % It (821 MW/152 Mvar). Neraspoloživost ostalih vodova u mreži ne dovodi do nikakvih preopterećenja.

Da bi se opterećenja svih vodova održala unutar dozvoljenih granica nužno je smanjiti angažman NE priključene na čvorište 2 na barem 950 MW kod neraspoloživosti voda V2-4 (1), odnosno na 900 MW kod neraspoloživosti voda V1-2. Možemo zaključiti da nije zadovoljen uvjet sigurnog plasmana maksimalne snage elektrane priključene na čvorište 2. Do preopterećenja razmatranih 400 kV vodova dolazi radi njihove izvedbe s jednim vodičem u snopu (termička granica 951 A). Budući da se radi o dugačkim 400 kV vodovima (180 km i 102 km) lako je zaključiti da izgradnja njima paralelnih vodova ne bi bila ekonomski prihvatljiva, pa je moguće rješenje zamjena vodiča razmatranih vodova izvedbom s dva vodiča u snopu (termičke granice 1902 A) kroz redovnu ili prijevremenu revitalizaciju. Uz takvu izvedbu siguran plasman maksimalne snage NE priključene na čvorište 2 bi u analiziranom pogonskom stanju bio zadovoljen.

Neraspoloživost transformatora

Tablica 4.15 prikazuje minimalne napone u 400 kV i 220 kV mreži ovisno o N-1 raspoloživosti transformatora u sustavu, uz polazno stanje prikazano slikom 4.7.

Naponski profil pri neraspoloživosti jednog transformatora u sustavu je zadovoljavajući pri polaznom angažmanu elektrana na modelu, izuzev u slučaju neraspoloživosti 400/220 kV transformatora u čvorištu 8, kada napon na 220 kV sabirnicama tog čvorišta pada na preniskih 195 kV. Da bi se napon održao unutar dozvoljenih granica nužno je ili podići napon čvorišta 3 na barem 240 kV povećanim angažmanom jalove snage elektrane priključene na to čvorište, ili angažirati elektranu priključenu na čvorište 7.

85

Tablica 4.15 Minimalni naponi u 400 kV i 220 kV mreži pri neraspoloživosti pojedinih transformatora

Neraspoloživ transformator

Prijenosni omjer (kV/kV)

Minimalni napon 400 kV mreža

Minimalni napon 220 kV mreža

T2 400/110 400,0 kV (čvorište 8) 218,1 kV (čvorište 8) T4,1 400/220 400,5 kV (čvorište 8) 218,2 kV (čvorište 8) T4,2 220/110 400,0 kV (čvorište 8) 218,1 kV (čvorište 8) T6 220/110 400,0 kV (čvorište 8) 218,0 kV (čvorište 8) T7 220/110 400,0 kV (čvorište 8) 216,6 kV (čvorište 6) T8 400/220 399,9 kV (čvorište 4) 195,0 kV (čvorište 8)

S obzirom na N-1 raspoloživost transformatora do preopterećenja u mreži dolazi u sljedećim slučajevima:

- neraspoloživost 400/220 kV transformatora u čvorištu 8: preopterećenje 220 kV voda V4-7

(121 % It)

- neraspoloživost 220/110 kV transformatora u čvorištu 7: preopterećenje 110 kV voda V6-7 (1) (112 % It)

- neraspoloživost 220/110 kV transformatora u čvorištu 4: preopterećenje paralelnog transformatora (116 % Sn)

U prvom se slučaju preopterećenje otklanja angažmanom elektrane priključene na čvorište 7 uz odgovarajuće smanjenje angažmana elektrana priključenih na 400 kV mrežu (čvorište 2 ili 8). U drugom i trećem slučaju nužne su redukcije potrošnje koje rezultiraju troškovima neisporučene električne energije. Pri neraspoloživosti 220/110 kV transformatora u čvorištu 7 nužno je reducirati potrošnju čvorišta 7 za 12 MW, a u slučaju neraspoloživosti 220/110 kV transformatora u 4 potrošnju istog čvorišta treba reducirati za 23 MW. Isti poremećaji su detektirani pri ekonomskim analizama koje pokazuju da eventualne ugradnje paralelnih transformatora nisu ekonomski opravdane budući da se poremećaji javljaju samo tijekom vršnog opterećenja EES, te da je vjerojatnost njihova nastanka prihvatljivo mala radi visoke raspoloživosti postojećih transformatora (99,5 %).

4.6.1.2 Opterećenje grana i naponski profil pri minimalnom opterećenju EES

Pogonsko stanje karakteristično po minimalnom opterećenju ispitano je za dvije razine angažmana elektrana u EES:

- angažirana samo NE u čvorištu 2 (prema minimalnim troškovima proizvodnje)

- angažirane elektrane priključene na 220 kV mrežu i NE u čvorištu 8 (NE u čvorištu 2 van pogona)

Za obje razine angažmana elektrana pretpostavljeno je da je akumulacijska hidroelektrana u čvorištu 5 van pogona.

Tokove snaga i naponski profil u mreži za obje razine angažmana elektrana prikazuju slike 4.8 i 4.9.

86

412 kV

406 kV

398 kV

227 kV 225 kV 227 kV

228 kV

227 kV

110 kV

114 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

400 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8

982/-137

301/-145

546/-26

2x68/17

72/-67

37/-16

65/-20 158/-126

0/0

226 kV

2x19

1 /4 7

2x60

/45

2x0/-4

0/0

60/-1 4/-3 8/-1

2x55/8

86/-4

10/3

3x40

/14

42/1

7

0/0

33/-22

0/0

0/0

229/

105

0/-60

0/-69

Slika 4.8 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri minimalnom opterećenju EES i

angažmanu NE u čvorištu 2

413 kV

400 kV

396 kV

224 kV 221 kV 221 kV

223 kV

224 kV

110 kV

115 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

404 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8

0/0

52/-121

137/-128

2x42/22

175/-144

27/-13

3/-6 245/-5

71/-22

220 kV

2x53

/86

2 x79

/38

2x0/-4

0/0

9/11 6/-5 16/0

2x26/15

109/-73

54/-15

3x35

/12

6 6/1

9

200/-80

28/-2

200/-50

500/-81

80/1

37

0/-60

0/-67

Slika 4.9 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri minimalnom opterećenju EES uz NE u

čvorištu 2 van pogona (remont, kvar)

87

Naponi u mreži, pri minimalnom opterećenju EES i neovisno o angažmanu elektrana na mreži, se održavaju unutar dozvoljenih granica. Elektrane priključene na 400 kV mrežu (čvorišta 2 i 8) radom u kapacitivnom području pogonskog dijagrama održavaju napone ispod maksimalne dozvoljene vrijednosti od 420 kV usprkos slabo opterećenim dugačkim 400 kV vodovima. Najviši naponi u 400 kV mreži se postižu u čvorištu 1 (412 – 413 kV), a glavni uzrok povišenju napona je neopterećeni interkonektivni vod V1. Budući da je napon ispod dozvoljene granice interkonektivni vod nije nužno isključivati sa mreže.

Siguran plasman snage NE priključene na čvorište 2 nije osiguran. Pri neraspoloživosti 400 kV voda V1-2 dolazi do preopterećenja voda V2-4 (1) (841 MW/88 Mvar, 129 % It), dok se pri neraspoloživosti 400 kV voda V2-4 (1) ne postiže računski konvergentno rješenje zbog sloma napona u mreži. Prilike se ne mogu sanirati postavljanjem kompenzacijskog uređaja u mreži, budući da se uz slom napona javlja i preopterećenje 400 kV voda V1-2 i 110 kV voda V2-4 (2). Uz smanjeni angažman NE u čvorištu 2 na 800 MW, te angažman PTE priključene na čvorište 8 maksimalnom snagom (200 MW) preopterećuje se 110 kV vod V2-4 (2) 33 % preko dozvoljene granice, a njegovim ispadom dolazi do preopterećenja i 400 kV voda V1-2 12 % preko termičke granice. Naponi na 400 kV sabirnicama čvorišta 4 (370 kV) i 8 (379 kV) su preniski. Naponske prilike u čvorištima 4 i 8 se mogu sanirati povišenim angažmanom jalove snage elektrane u čvorištu 8 ili elektrane u čvorištu 2, ali se preopterećenje voda V1-2 ne može otkloniti ukoliko se dodatno ne smanji angažman NE u čvorištu 2 (i dodatno angažira neka od elektrana u EES). Pri analiziranoj konfiguraciji mreže maksimalno je moguće sigurno plasirati 730 MW snage NE u čvorištu 2 pri minimalnom opterećenju EES.

Prilike se u analiziranom pogonskom stanju ne mogu sanirati ugradnjom užeta s dva vodiča u snopu na 400 kV vodove V1-2 i V2-4 (1) kroz redovnu ili prijevremenu revitalizaciju, kao u prethodnom slučaju. Ukoliko je pri niskom opterećenju EES angažirana samo NE u čvorištu 2 radi minimalnih troškova proizvodnje, neraspoloživost 400 kV voda V2-4 (1) dovodi do konfiguracije mreže koja je praktički radijalno povezana s jedinim izvorom energije, dugačkim 400 kV vodovima V1-2 i V1-8. Dolazi do preopterećenja voda V1-2 i kolapsa napona u mreži, a time i do raspada EES. Da bi se takav događaj spriječio bilo bi nužno izgraditi paralelu 400 kV vodu V2-4 (1). Umjesto zamjene užadi 400 kV vodova V1-2 i V2-4 (1) radi povećanja njihove prijenosne moći, rekonstrukcija 400 kV voda između čvorišta 2 i 4 u dvosistemski vod (dvije trojke na istom stupu) ili izgradnja novog njemu paralelnog voda omogućavala bi siguran plasman maksimalne snage NE priključene na čvorište 2 i otklonila opasnost od raspada EES.

Na konfiguraciji mreže s dvosistemskim 400 kV vodom između čvorišta 2 i 4 transformator 400/110 kV u čvorištu 2 ne gubi profitabilnost. Indeks profitabilnosti tada iznosi 3.61, za razliku od drugog 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 čiji se indeks profitabilnosti smanjuje na 0,73 (prije 0,99). Ekonomske analize pokazuju da se na konfiguraciji mreže s dvosistemskim 400 kV vodom između čvorišta 2 i 4, te 400/110 kV transformatorom u čvorištu 2 mogu očekivati troškovi neisporučene električne energije u iznosu od 47 590 USD/godišnje, koji se pojavljuju u vršnom dijelu godišnje krivulje trajanja opterećenja. Za ostale razine potrošnje i opterećenja u EES ne očekuju se nikakve redukcije potrošnje.

400

kV

400

kV

400

kV

220

kV

220

kV22

0 kV

220

kV

220

kV

220

kV

110

kV

110

kV

110

kV11

0 kV

1

2

3

4

5

67

8

2x30

0 M

VA

2x40

0 M

VA

2x15

0 M

VA

3x15

0 M

VA

150

MV

A

400

MV

A

400

kV

P 1 P 2

P 3

P 4P 6

P 7P 8G 2,

1

G 2,2

G 5,1

G 5,2

G 7

G 8,2

G 8,3

V 1-2

V 2-4

(1,1

)

V 1-8

V 4-8

V 3-4

V 3-8

V 4-5

(1)

V 4-5

(2)

V 4-6

(1)

V 4-6

(2)

V 4-7

V 6-7

(1)

V 6-7

(2)

V 7-8

V 4-6

(3)

V 2-4

(2)

V 1

V 8

G 8,1

G 3,1

G 3,2

T 8

T 4,1

T 4,2

T 6T 7

T 2

V 2-4

(1,2

)

Sl

ika

4.10

Žel

jena

kon

figur

acija

pri

jeno

sne

mre

že n

a te

st m

odel

u EE

S za

razm

atra

ni v

rem

ensk

i pre

sjek

89

4.6.2 Prijelazna stabilnost EES

Proračuni prijelazne stabilnosti EES su izvršeni na konfiguraciji mreže određene prethodno provedenim ekonomskim i tehničkim analizama (slika 4.10). U odnosu na polazno stanje konfiguracija mreže sadrži dvije nove grane:

1. novi 400/110 kV transformator u čvorištu 2 određen ekonomskom analizom 2. rekonstrukcija 400 kV voda između čvorišta 2 i čvorišta 4 u dvosistemski vod radi

sigurnog plasmana maksimalne snage NE priključene na čvorište 2

Proračuni stabilnosti su izvršeni za vršno opterećenje EES s angažmanom elektrana prema minimalnim troškovima proizvodnje (tablica 4.12). Pogonsko stanje koje prethodi poremećajima prikazano je na slici 4.11. Kao najteži poremećaj u EES-u ispitan je utjecaj nastanka bliskih tropolnih kratkih spojeva na svim priključnim vodovima koji povezuju elektrane s ostatkom sustava (slika 4.12). Cilj proračuna je provjera ponašanja agregata i djelovanja zaštite i prekidača, da bi se odredila sposobnost sustava da ostane stabilan nakon velikih poremećaja u mreži. Pretpostavljeno vrijeme djelovanja zaštite i prekidača u EES je 100 ms, što znači da se kvarovi otklanjaju u tom vremenu trajnim isključenjem voda u kvaru. Parametri generatora i vrste sustava uzbude za svaki generator su prikazani u tablici 4.5. Sustavi regulacije brzine vrtnje nisu modelirani. Rezultati su prikazani slikama (4.13 – 4.18) na kojima se nalaze krivulje njihanja svih generatora pri analiziranim poremećajima, otklonjenim trajnim isključenjem voda u kvaru nakon 100 ms, te tablično (tablica 4.15) s graničnim vrijednostima kritičnih vremena isključenja elektranama bliskih tropolnih kratkih spojeva, koje predstavljaju najduža vremena unutar kojih se kvar mora otkloniti a da sustav zadrži stabilnost nakon velikih poremećaja, pa su stoga dobar pokazatelj potrebnog podešenja zaštite u mreži.

404 kV

409 kV

404 kV

226 kV 218 kV 221 kV

215 kV

228 kV

108 kV

116 kV

108 kV 107 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

410 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8

380/-18

2x199/29

2x111/48

162/-75

41/6

21/-13 3/14

300/0

228 kV

2x20

0/12

0

2x87

/ 41

2x70/19

70/21

43/13 19/-9 18/2

2x120/53

146/80

36/7

3x91

/40

101/

44

0/0

18/19

2x76/27

500/136

335/

157

0/0

0/0

500/108

500/108

2x150/27

70/21

Slika 4.11 Inicijalno pogonsko stanje za proračun prijelazne stabilnosti EES

Krivulje njihanja generatora priključenog na 220 kV sabirnice čvorišta 7 nisu prikazane jer je on inicijalno van pogona. Slika 4.18 prikazuje krivulju njihanja i tog generatora ali uz promijenjeno pogonsko stanje prije nastanka kvara, kada je promatrana elektrana maksimalno

90

angažirana, dok je proizvodnja elektrana priključenih na 220 kV sabirnice čvorišta 3 (2x100 MW) i čvorišta 8 (2x26,5 MW) smanjena. Granična vrijednost kritičnog vremena za tropolni kratki spoj blizak toj elektrani se odnosi na tako promijenjene pogonske prilike prije kvara.

400 kV

400 kV

400 kV

220 kV

220 kV 220 kV 220 kV

220 kV

220 kV

110 kV

110 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

2x300 MVA2x400 MVA

2x150 MVA 3x150 MVA 150 MVA

400 MVA

400 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8G2,1

G2,2

G5,1 G5,2

G7

G8,2

G8,3

V1-2

V2-4 (1,1)

V1-8

V4-8

V3-4

V3-8

V4-5 (1)

V4-5 (2)

V4-6 (1)

V4-6 (2)

V4-7

V6-7 (1)

V6-7 (2)

V7-8

V4-6 (3)

V2-4 (2)

V1

V8

G8,1

G3,1

G3,2

T8

T4,1

T4,2

T6 T7

T2

V2-4 (1,2)

Slika 4.12 Mjesta nastanka tropolnih kratkih spojeva

0RDER

FILENAME

DATE

ANNEX

EIHP ZAGREB CROATIA

KRIVULJE NJIHANJA GENERATORA EI H. POZAR TEST.DMA

0 / 11999 - 7 - 22

0.000 0.600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000 TIME (S)

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

G2 G2 ANG ( DEG )G3 G3 ANG ( DEG )G5 G5 ANG ( DEG )G8,1 G8 ANG ( DEG )G8,2 G9 ANG ( DEG )

MAX: 72.1156 0.360 S MIN: 56.7266 0.735 SMAX: 61.1819 1.495 S MIN: 45.8591 0.345 SMAX: 18.8458 0.650 S MIN: 6.9001 0.280 SMAX: 60.7735 0.690 S MIN: 51.8696 1.025 SMAX: 42.1521 0.790 S MIN: 29.2389 0.425 S

Slika 4.13 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V2-4 (1) otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru

91

0RDER

FILENAME

DATE

ANNEX

EIHP ZAGREB CROATIA

KRIVULJE NJIHANJA GENERATORA EI H. POZAR TEST.DMA

0 / 11999 - 7 - 22

0.000 0.600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000 TIME (S)

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

G2 G2 ANG ( DEG )G3 G3 ANG ( DEG )G5 G5 ANG ( DEG )G8,1 G8 ANG ( DEG )G8,2 G9 ANG ( DEG )

MAX: 65.7133 0.925 S MIN: 56.6210 1.375 SMAX: 86.7115 0.440 S MIN: 31.5084 0.930 SMAX: 17.8458 1.880 S MIN: 8.5737 1.420 SMAX: 58.7695 0.840 S MIN: 53.2402 0.380 SMAX: 39.3385 0.075 S MIN: 34.9238 0.385 S

Slika 4.14 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog

kratkog spoja na vodu V3-4 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru

0RDER

FILENAME

DATE

ANNEX

EIHP ZAGREB CROATIA

KRIVULJE NJIHANJA GENERATORA EI H. POZAR TEST.DMA

0 / 11999 - 7 - 22

0.000 0.600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000 TIME (S)

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

G2 G2 ANG ( DEG )G3 G3 ANG ( DEG )G5 G5 ANG ( DEG )G8,1 G8 ANG ( DEG )G8,2 G9 ANG ( DEG )

MAX: 64.9783 0.340 S MIN: 59.8415 1.370 SMAX: 57.0520 0.685 S MIN: 51.2648 0.290 SMAX: 18.3879 0.580 S MIN: 11.8493 0.230 SMAX: 57.8457 0.610 S MIN: 55.5082 2.220 SMAX: 40.9512 1.415 S MIN: 33.7104 0.465 S

Slika 4.15 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog

kratkog spoja na vodu V4-5 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru

92

0RDER

FILENAME

DATE

ANNEX

EIHP ZAGREB CROATIA

KRIVULJE NJIHANJA GENERATORA EI H. POZAR TEST.DMA

0 / 11999 - 7 - 22

0.000 0.600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000 TIME (S)

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

G2 G2 ANG ( DEG )G3 G3 ANG ( DEG )G5 G5 ANG ( DEG )G8,1 G8 ANG ( DEG )G8,2 G9 ANG ( DEG )

MAX: 63.1222 0.550 S MIN: 60.6774 0.925 SMAX: 56.0668 0.560 S MIN: 52.6242 0.250 SMAX: 16.5830 0.565 S MIN: 11.6271 0.225 SMAX: 59.0319 0.300 S MIN: 54.6011 1.265 SMAX: 45.5735 0.260 S MIN: 30.8751 0.555 S

Slika 4.16 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog

kratkog spoja na vodu V7-8 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru

0RDER

FILENAME

DATE

ANNEX

EIHP ZAGREB CROATIA

KRIVULJE NJIHANJA GENERATORA EI H. POZAR TEST.DMA

0 / 11999 - 7 - 22

0.000 0.600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000 TIME (S)

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

G2 G2 ANG ( DEG )G3 G3 ANG ( DEG )G5 G5 ANG ( DEG )G8,1 G8 ANG ( DEG )G8,2 G9 ANG ( DEG )

MAX: 61.6630 0.605 S MIN: 58.3694 2.935 SMAX: 59.1232 0.670 S MIN: 49.7849 0.290 SMAX: 18.0582 0.580 S MIN: 10.0021 0.245 SMAX: 65.7061 0.330 S MIN: 54.2576 0.680 SMAX: 42.8552 4.370 S MIN: 34.6088 0.455 S

Slika 4.17 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog

kratkog spoja na vodu V1-8 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru

93

0RDER

FILENAME

DATE

ANNEX

EIHP ZAGREB CROATIA

KRIVULJE NJIHANJA GENERATORA EI H. POZAR TEST.DMA

0 / 11999 - 7 - 22

0.000 0.600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000 TIME (S)

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

0.

000

14.

000

28.

000

42.

000

56.

000

70.

000

84.

000

G2 G2 ANG ( DEG )G3 G3 ANG ( DEG )G5 G5 ANG ( DEG )G8,1 G8 ANG ( DEG )G7 G7 ANG ( DEG )

MAX: 67.4876 0.490 S MIN: 64.5908 0.875 SMAX: 43.2506 0.785 S MIN: 28.6370 0.375 SMAX: 24.0187 0.505 S MIN: 16.4880 0.850 SMAX: 61.3842 0.705 S MIN: 57.5037 1.040 SMAX: 85.3118 0.330 S MIN: 58.1118 0.670 S

Slika 4.18 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V7-8 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru – uz

angažiranu elektranu u čvorištu 7

Tablica 4.16 Granične vrijednosti kritičnih vremena za elektranama bliske tropolne kratke spojeve otklonjene trajnim isključenjem voda u kvaru

Elektrana Tk (ms) NE (čvorište 2) 325

TETO (čvorište 3) 205 HE (čvorište 5) 720 NE (čvorište 8) 415 PTE (čvorište 8) 565 PTE (čvorište 7) 295

Iz prikazanih slika i izračunatih graničnih vrijednosti kritičnih vremena je vidljivo da EES zadržava stabilnost pri analiziranim poremećajima u mreži uz postojeće podešenje i vremena djelovanja zaštite i prekidača (100 ms). Do značajnijeg njihanja dolazi jedino u slučaju generatora priključenih na čvorište 3 pri bliskom tropolnom kratkom spoju na 220 kV vodu između čvorišta 3 i čvorišta 4. Za isti poremećaj postiže se i najmanja granična vrijednost kritičnog vremena od 205 ms, koja je dvostruko veća od vremena djelovanja zaštite i prekidača, pa možemo zaključiti da je uz planiranu konfiguraciju mreže i postojeće podešenje zaštite postignuta dovoljna rezerva prijelazne stabilnosti elektroenergetskog sustava.

94

4.6.3 Proračun struja kratkih spojeva u mreži

Proračun najvećih vrijednosti struja tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva je izvršen radi provjere karakteristika opreme poput prekidača, rastavljača, sabirnica i dr., da bi se ustanovila eventualna potreba zamjene pojedinih elemenata radi podizanja razine struja kratkih spojeva nakon puštanja u pogon novih elektrana i pojačanja prijenosne mreže. Proračuni su izvršeni za polaznu konfiguraciju mreže (slika 4.1), te za konfiguraciju s uključenim pojačanjima mreže određenim ekonomskim i tehničkim analizama (slika 4.10).

Proračun kratkog spoja se obavlja uz sljedeće pretpostavke: zanemaruju se poprečne grane u mreži (potrošači i poprečne grane vodova i transformatora), što znači da je prije nastanka poremećaja mreža u idealnom praznom hodu; napon prije nastanka kratkog spoja za sve naponske razine jednak je nazivnom naponu mreže pomnoženom s faktorom 1.1; impedancija kratkospojne veze jednaka je nuli, što znači da se pretpostavlja neposredan kratki spoj; svi rastavljači za uzemljenje zvjezdišta transformatora su zatvoreni, što znači da je mreža uzemljenja gdje god je to tehnički moguće, kako bi se dobila najmanja ekvivalentna nulta impedancija ili najveća struja jednopolnog kratkog spoja; kvarovi se ne događaju istodobno.

Pri izračunavanju struja kratkih spojeva u mreži uračunat je i doprinos interkonektivnim vodovima V1 i V8. Doprinos voda V1 struji tropolnog kratkog spoja u čvorištu 1 iznosi 5.2 kV, a jednopolnog kratkog spoja 4.9 kA (uz faktor R/X=0.1), dok doprinos voda V8 struji tropolnog kratkog spoja u čvorištu 8 iznosi 4.8 kA, a jednopolnog 4.3 kA (R/X=0.1).

Struje kratkog spoja za polaznu konfiguracija mreže izračunate su uz pretpostavku da je nova elektrana u EES nuklearna elektrana priključena na čvorište 2, što znači da se prikazani rezultati odnose na konfiguraciju mreže bez te elektrane. Usporedba struja tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva za polaznu i konačnu konfiguraciju mreže prikazana je tablicom 4.17 i slikom 4.19. A) POLAZNA KONFIGURACIJA MREŽE Struje kratkih spojeva pri pojedinačnim kratkim spojevima na sabirnicama ------------------------------------------------- Čvorište U I"k3 I"k1 ------------------------------------------------- 1-400 kV 400.0kV 9.31kA 8.24kA 2-400 kV 400.0kV 6.14kA 5.49kA 4-400 kV 400.0kV 8.37kA 8.39kA 8-400 kV 400.0kV 13.91kA 15.22kA 3-220 kV 220.0kV 6.71kA 7.58kA 4-220 kV 220.0kV 13.44kA 15.55kA 5-220 kV 220.0kV 10.07kA 11.05kA 6-220 kV 220.0kV 8.16kA 8.23kA 7-220 kV 220.0kV 10.48kA 11.08kA 8-220 kV 220.0kV 11.82kA 13.52kA 2-110 kV 110.0kV 9.64kA 10.71kA 4-110 kV 110.0kV 11.80kA 13.83kA 6-110 kV 110.0kV 12.13kA 14.08kA 7-110 kV 110.0kV 9.48kA 10.01kA

95

b) KONFIGURACIJA S UKLJUČENIM POJAČANJIMA MREŽE Struje kratkih spojeva pri pojedinačnim kratkim spojevima na sabirnicama ------------------------------------------------- Čvorište U I"k3 I"k1 ------------------------------------------------- 1-400 kV 400.0kV 10.64kA 9.16kA 2-400 kV 400.0kV 13.79kA 16.31kA 4-400 kV 400.0kV 12.25kA 12.00kA 8-400 kV 400.0kV 15.44kA 16.47kA 3-220 kV 220.0kV 6.77kA 7.62kA 4-220 kV 220.0kV 16.14kA 18.39kA 5-220 kV 220.0kV 11.19kA 11.99kA 6-220 kV 220.0kV 8.99kA 8.81kA 7-220 kV 220.0kV 11.55kA 11.88kA 8-220 kV 220.0kV 12.31kA 13.95kA 2-110 kV 110.0kV 19.00kA 22.49kA 4-110 kV 110.0kV 12.87kA 14.88kA 6-110 kV 110.0kV 13.00kA 14.88kA 7-110 kV 110.0kV 9.96kA 10.38kA

Tablica 4.17 Usporedba struja tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva za polaznu i konačnu konfiguraciju mreže

Ik3’’ (kA) Ik1

’’ (kA) Čvorište polazna

konfiguracija pojačana

konfiguracija polazna

konfiguracija pojačana

konfiguracija 1-400 kV 9,31 10,64 8,24 9,16 2-400 kV 6,14 13,79 5,49 16,31 4-400 kV 8,37 12,25 8,39 12,00 8-400 kV 13,91 15,44 15,22 16,47 3-220 kV 6,71 6,77 7,58 7,62 4-220 kV 13,44 16,14 15,55 18,39 5-220 kV 10,07 11,19 11,05 11,99 6-220 kV 8,16 8,99 8,23 8,81 7-220 kV 10,48 11,55 11,08 11,88 8-220 kV 11,82 12,31 13,52 13,95 2-110 kV 9,64 19,00 10,71 22,49 4-110 kV 11,80 12,87 13,83 14,88 6-110 kV 12,13 13,00 14,08 14,88 7-110 kV 9,48 9,96 10,01 10,38

Zbog priključenja nove elektrane (čvorište 2) na EES i izgradnje novih objekata prijenosne mreže razina struja kratkih spojeva se općenito povećava u svim čvorištima mreže. Do najvećeg povećanja razine kratkog spoja dolazi u čvorištu 2, gdje se struja tropolnog kratkog spoja povećava za 125 % na 400 kV sabirnicama i 97 % na 110 kV sabirnicama, a struja jednopolnog kratkog spoja za 197 % na 400 kV naponskoj razini, te 110 % na 110 kV razini (tablica 4.18).

96

Tablica 4.18 Porast struja tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva u pojedinim čvorištima mreže (%)

Čvorište Ik3’’ (kA) Ik1

’’ (kA)

1-400 kV 14 11 2-400 kV 125 197 2-110 kV 97 110 3-220 kV 1 1 4-400 kV 46 43 4-220 kV 20 18 4-110 kV 9 8 5-220 kV 11 9 6-220 kV 10 7 6-110 kV 7 6 7-220 kV 10 7 7-110 kV 5 4 8-400 kV 11 8 8-220 kV 4 3

Najveće struje kratkih spojeva se mogu očekivati u sljedećim čvorištima:

400 kV naponska razina: čvorište 8 (Ik1’’=16,47 kA)

220 kV naponska razina: čvorište 4 (Ik1’’=18,39 kA)

110 kV naponska razina: čvorište 2 (Ik1’’=22,49 kA)

Distribucija struja kratkih spojeva po pojedinim čvorištima mreže je sljedeća:

6,3 – 8,0 kA: 3-220 kV

8,0 – 10,0 kA: 6-220 kV

10,0 – 12,5 kA: 1-400 kV, 4-400 kV, 5-220 kV, 7-220 kV, 7-110 kV

12,5 – 16,0 kA: 4-110 kV, 6-110 kV, 8-220 kV

16,0 – 20,0 kA: 2-400 kV, 4-220 kV, 8-400 kV

20,0 – 31,5 kA: 2-110 kV

31,5 – 40,0 kA: -

Uz pretpostavku da su u svim postrojenjima ugrađeni prekidači koji mogu prekidati struju kratkog spoja do 20 kA, na osnovu gornjih podataka zaključujemo da je iste potrebno zamijeniti na 110 kV sabirnicama čvorišta 2 radi porasta struja kratkog spoja, te da novi trebaju zadovoljavati s obzirom na veličinu struje kratkog spoja od 31,5 kA. Ukoliko pretpostavimo da se u 110 kV postrojenju čvorišta 2 nalazi onoliko prekidača koliko ima 110 kV vodnih i trafo polja + po jedno dodatno spojno i mjerno polje, ukupno trebamo zamijeniti četiri prekidača (polja).

05

1015

2025

1-40

0 kV

2-40

0 kV

2-11

0 kV

3-22

0 kV

4-40

0 kV

4-22

0 kV

4-11

0 kV

5-22

0 kV

6-22

0 kV

6-11

0 kV

7-22

0 kV

7-11

0 kV

8-40

0 kV

8-22

0 kV

Ik1'

' (ko

načn

a k.

)Ik

1'' (

pola

zna

k.)

Ik3'

' (ko

načn

a k.

)Ik

3'' (

pola

zna

k.) kA

Sl

ika

4.19

Str

uje

trop

olni

h i j

edno

poln

ih k

ratk

ih sp

ojev

a u

poje

dini

m č

vori

štim

a m

reže

za p

olaz

nu i

kraj

nju

konf

igur

aciju

mre

že

98

4.7 PLAN DUGOROČNE REVITALIZACIJE OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES

Metodologijom dugoročnog planiranja revitalizacije objekata prijenosne mreže opisanom u poglavlju 3.5, i uz pretpostavku da se promatra vremenski presjek 2000. godine, napravljen je plan revitalizacije objekata prijenosne mreže na test modelu EES, uvažavajući slijedeće zaključke prethodnih ekonomskih i tehničkih proračuna:

- 400 kV vod između čvorišta 2 i 4 treba rekonstruirati u dvostruki (dvosistemski) vod

- u 110 kV postrojenju čvorišta 2 potrebno je zamijeniti VN opremu (prekidači, rastavljači i dr.) s obzirom na povećanu razinu struja kratkih spojeva, a nova oprema treba zadovoljavati s obzirom na maksimalnu struju kratkog spoja od 31,5 kA.

U tablicama 4.19 i 4.20 prikazani su planovi dugoročne ravitalizacije objekata prijenosne mreže prema očekivanoj životnoj dobi pojedinih elemenata, a kao jedinice promatranja su odabrani kabelski vod, nadzemni vod (električki i građevinski dio), transformator, polja, te transformatorska stanica (električki i građevinski dio).

Tablica 4.19 Plan revitalizacije nadzemnih vodova na test modelu EES Vod Godina izgradnje Električki dio Građevinski dio V1-2 1963 2003 2038 V1-8 1973 2013 2048

V2-4 (1) 1960 2000 2035 V4-8 1979 2019 2054 V3-4 1961 2001 2036 V3-8 1958 1998 2033

V4-5 (1) 1967 2007 2042 V4-5 (2) 1967 2007 2042 V4-7 1965 2005 2040

V4-6 (1) 1971 2011 2046 V4-6 (2) 1971 2011 2046 V6-7 (1) 1979 2019 2054 V7-8 1982 2022 2057

V2-4 (2) 1968 2008 2043 V4-6 (3) 1955 1995 2030 V6-7 (2) 1963 2003 2038

Prema tablici 4.19 do razmatrane je godine potrebno provesti revitalizaciju električkih komponenata (vodiči, zaštitna užad, izolatori …) slijedećih nadzemnih vodova:

400 kV DV V2-4 (1) 101,7 km (rekonstrukcija u dvosistemski vod)

220 kV DV V3-8 230,0 km

110 kV DV V4-6 (3) 67,0 km

Građevinske dijelove nadzemnih vodova neće trebati revitalizirati do razmatranog vremenskog presjeka, izuzev u slučaju 400 kV voda V2-4 (1) čije će građevinske komponente trebati prilagoditi s obzirom na ugradnju dvije trojke. Pretpostavlja se da je trošak takvog postupka oko 40 % izgradnje novog dvosistemskog voda.

99

Tablica 4.20 Plan revitalizacije transformatorskih stanica na test modelu EES TS Naponske

razine Godina

izgradnje TS električki

dio TS građevinski

dio polja transformatori

2 400/110 kV 1971 1986 2071 2001 2021 400/220 kV 1972 1987 2072 2002 2022 4 220/110 kV 1964 1979 2064 1994 2014

6 220/110 kV 1963 1978 2063 1993 2013 7 220/110 kV 1965 1980 2065 1995 2015 8 400/220 kV 1973 1988 2073 2003 2023

Prema tablici 4.20 do promatranog je vremenskog presjeka potrebno revitalizirati električke dijelove (srednjenaponski, niskonaponski i zajednički nadzorni, upravljački i telekomunikacijski dijelovi) svih transformatorskih stanica u EES (pretpostavlja se da će se revitalizirati istovremeno s poljima, a financijska vrijednost je izražena 10 %-im uvećanjem ukupne investicijske vrijednosti revitalizacije polja), te 220 kV i 110 kV polja transformatorskih stanica 4, 6 i 7. Zbog porasta razine kratkog spoja nužno je zamijeniti i polja 110 kV postrojenja transformatorske stanice 2. Do razmatranog vremenskog presjeka neće biti potrebno revitalizirati građevinsku opremu TS, niti njihove transformatore. Blok transfomatori i generatorska polja se ne promatraju. Ukupni broj polja za revitalizaciju (uz pretpostavku da je ukupan broj polja u svakoj TS jednak broju vodnih i trafo polja uvećan za po jedno spojno i mjerno polje) iznosi:

400 kV naponska razina 0 polja

220 kV naponska razina 24 polja

110 kV naponska razina 21 polje

Električke dijelove je potrebno revitalizirati u svim transformatorskim stanicama, a financijsku vrijednost te revitalizacije izražavamo pomoću ekvivalentnog broja polja: 22 polja 400 kV, 39 polja 220 kV i 21 polje 110 kV.

4.8 KONAČNA KONFIGURACIJA I UKUPNI TROŠKOVI RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE

Ekonomsko-tehničkim pristupom određena je konačna konfiguracija prijenosne mreže za razmatrani vremenski presjek prikazana slikom 4.20. Do razmatranog je vremenskog presjeka potrebno uraditi slijedeće:

- ugraditi još jedan 400/110 kV transformator (300 MVA) u čvorištu 2, - rekonstruirati 400 kV vod između čvorišta 2 i 4 u dvosistemski vod (ili izgraditi novi

paralelni 400 kV vod), - proširiti TS čvorišta 2 s dva nova 400 kV polja i jednim 110 kV poljem, te TS čvorišta 4

s jednim novim 400 kV poljem, - revitalizirati 230 km 220 kV voda V3-8 i 67 km 110 kV voda V4-6 (3), odnosno zamijeniti

električke komponente tih vodova (vodiči, zaštitna užad, izolacija i dr.), - zamijeniti 24 polja 220 kV i 21 polje 110 kV u postojećim transformatorskim stanicama,

te, - zamijeniti električke dijelove (srednjenaponski, niskonaponski i zajednički nadzorni,

upravljački i telekomunikacijski dijelovi) svih transformatorskih stanica u EES.

400

kV

400

kV

400

kV

220

kV

220

kV22

0 kV

220

kV

220

kV

220

kV

110

kV

110

kV

110

kV11

0 kV

1

2

3

4

5

67

8

2x30

0 M

VA

2x40

0 M

VA

2x15

0 M

VA

3x15

0 M

VA

150

MV

A

400

MV

A

400

kV

P 1 P 2

P 3

P 4P 6

P 7P 8G 2,

1

G 2,2

G 5,1

G 5,2

G 7

G 8,2

G 8,3

V 1-2

V 2-4

(1,1

)

V 1-8

V 4-8

V 3-4

V 3-8

V 4-5

(1)

V 4-5

(2)

V 4-6

(1)

V 4-6

(2)

V 4-7

V 6-7

(1)

V 6-7

(2)

V 7-8

V 4-6

(3)

V 2-4

(2)

V 1

V 8

G 8,1

G 3,1

G 3,2

T 8

T 4,1

T 4,2

T 6T 7

T 2

V 2-4

(1,2

)

Rek

onst

rukc

ija u

dvo

siste

msk

i vod

Ugr

adnj

a no

vog

400/

110

kVtr

ansf

orm

ator

a

Rev

italiz

acija

ele

ktri

čkih

kom

pone

nti

Rev

italiz

acija

ele

ktri

čkih

kom

pone

nti

Rev

italiz

acija

pol

jaPr

ošir

enje

TS

Sl

ika

4.20

Kon

ačna

kon

figur

acija

prij

enos

ne m

reže

za

razm

atra

ni v

rem

ensk

i pre

sjek

101

Izuzev potrebne izgradnje i revitalizacije pojedinih objekata prijenosne mreže potrebno je voditi računa o slijedećem:

- naponski profil u mreži će biti moguće održavati unutar dozvoljenih granica ispravnim angažmanom jalove snage elektrana u dozvoljenim područjima rada, što isključuje potrebu za eventualnom ugradnjom kompenzacijskih uređaja u mreži,

- radi održavanja opterećenja 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 u dozvoljenim granicama, pri vršnom i visokim opterećenjima u EES regulacijsku je preklopku potrebno postaviti u položaj +1,

- da bi se očuvao zadovoljavajući naponski profil pri neraspoloživosti pojedinih grana mreže pri vršnom i visokim opterećenjima u sustavu je potrebno držati što više napone na 400 kV sabirnicama čvorišta 2 (do 420 kV) i 220 kV sabirnicama čvorišta 3, 5 ili 7 (230 kV – 240 kV), odgovarajućim angažmanom jalovih snaga elektrana priključenih na ta čvorišta,

- da bi se izbjegle moguće redukcije električne energije potrošačima u čvorištima 4, 7 ili 8 redovnim je održavanjem potrebno povećati raspoloživost transformatora 400/220 kV u čvorištu 8 i 220/110 kV transformatora u čvorištima 4 i 7, a pri vršnom i visokim opterećenjima u sustavu potrebno je maksimalno angažirati oba bloka 2x100 MW priključena na 220 kV sabirnice čvorišta 8.

Ukupni troškovi potrebni za razvoj i revitalizaciju mreže do razmatranog vremenskog presjeka prikazani su tablicom 4.21.

Tablica 4.21 Ukupni troškovi razvoja i revitalizacije prijenosne mreže na test modelu EES Opis radova Investicija (USD) Ugradnja novog 400/110 kV transformatora u čv. 2 3.087.810 Rekonstrukcija 400 kV voda V2-4 (1) 19.729.800 Proširenje TS čvorišta 2 i 4 1.725.120 Revitalizacija vodova 15.901.700 Revitalizacija polja 11.828.814 Revitalizacija električkih dijelova TS 2.820.481 UKUPNO 55.093.725

4.9 USPOREDBA EKONOMSKO-TEHNIČKOG I KLASIČNOG PRISTUPA PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE NA TEST MODELU EES

Da bi se izvršila usporedba ekonomsko-tehničkog i klasičnog pristupa (N-1 kriterij) planiranju razvoja prijenosne mreže, izvršene su analize razvoja prijenosne mreže klasičnim pristupom, te je određena potrebna izgradnja novih objekata u mreži u cilju zadovoljenja osnovnog uvjeta prema kojemu prijenosna mreža mora biti tako dimenzionirana da zadovoljava postavljene tehničke kriterije (održavanje napona i opterećenja vodiča unutar dozvoljenih granica) pri N-1 raspoloživosti grana u najgorim mogućim pogonskim stanjima.

Željena konfiguracija prijenosne mreže se određuje programom izmjeničnih tokova snaga, a zatim su izračunati potrebni troškovi razvoja mreže određene klasičnim pristupom planiranju. Da bi se u potpunosti mogle usporediti konfiguracije mreže određene pomoću dva razmatrana pristupa planiranju, dodatno su izvršene simulacije Mexico metodom, te su određeni ekonomski pokazatelji izgrađenosti mreže (očekivani godišnji troškovi proizvodnje, neisporučene električne energije, marginalne dobiti za grane) određene klasičnim pristupom planiranju.

102

400 kV

400 kV

400 kV

220 kV

220 kV 220 kV 220 kV

220 kV

220 kV

110 kV

110 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

2x300 MVA2x400 MVA

3x150 MVA 3x150 MVA 2x150 MVA

2x400 MVA

400 kV

P1

P2

P3

P4 P6 P7

P8G2,1

G2,2

G5,1 G5,2

G7

G8,2

G8,3

V1-2

V2-4 (1,1)

V1-8

V4-8V3-4

V3-8

V4-5 (1)

V4-5 (2)

V4-6 (1)

V4-6 (2)

V4-7

V6-7 (1)

V6-7 (2)

V7-8

V4-6 (3)

V2-4 (2)

V1

V8

G8,1

G3,1

G3,2

T8

T4,1

T4,2

T6 T7

T2

V2-4 (1,2)

Slika 4.21 Konfiguracija prijenosne mreže za razmatrani vremenski presjek određena klasičnim pristupom planiranju razvoja

Slike 4.21 i 4.22 prikazuju konačnu konfiguraciju i potrebnu izgradnju mreže određene klasičnim pristupom planiranju pomoću N-1 kriterija. U odnosu na konfiguraciju mreže proizišle iz ekonomsko-tehničkog pristupa bilo bi potrebno dodatno sagraditi slijedeće:

- ugraditi još jedan 400/220 kV transformator (400 MVA) u čvorištu 8, - ugraditi još jedan 220/110 kV transformator (150 MVA) u čvorištu 4, - ugraditi još jedan 220/110 kV transformator (150 MVA) u čvorištu 7, - proširiti TS čvorišta 8 s po jednim 400 kV i 220 kV poljem, te TS čvorišta 4 i TS čvorišta

7 s po jednim novim 220 kV i 110 kV poljem.

Ukupni troškovi potrebni za razvoj i revitalizaciju mreže do razmatranog vremenskog presjeka određene klasičnim pristupom planiranju prikazani su tablicom 4.22.

Tablica 4.22 Ukupni troškovi razvoja i revitalizacije prijenosne mreže na test modelu EES određene klasičnim pristupom planiranju

Opis radova Investicija (USD) Ugradnja novog 400/110 kV transformatora u čvorištu 2 3.087.810 Ugradnja novog 400/220 kV transformatora u čvorištu 8 3.473.786 Ugradnja novog 220/110 kV transformatora u čvorištu 4 1.543.905 Ugradnja novog 220/110 kV transformatora u čvorištu 7 1.543.905 Rekonstrukcija 400 kV voda V2-4 (1) 19.729.800 Proširenje TS čvorišta 2, 4, 7 i 8 3.606.946 Revitalizacija vodova 15.901.700 Revitalizacija polja 11.828.814 Revitalizacija električkih dijelova TS 2.820.481 UKUPNO 63.537.147

400

kV

400

kV

400

kV

220

kV

220

kV22

0 kV

220

kV

220

kV

220

kV

110

kV

110

kV

110

kV11

0 kV

1

2

3

4

5

67

8

2x30

0 M

VA

2x40

0 M

VA

3x15

0 M

VA

3x15

0 M

VA

2x15

0 M

VA

2x40

0 M

VA

400

kV

P 1 P 2

P 3

P 4P 6

P 7P 8G 2,

1

G 2,2

G 5,1

G 5,2

G 7

G 8,2

G 8,3

V 1-2

V 2-4

(1,1

)

V 1-8

V 4-8

V 3-4

V 3-8

V 4-5

(1)

V 4-5

(2)

V 4-6

(1)

V 4-6

(2)

V 4-7

V 6-7

(1)

V 6-7

(2)

V 7-8

V 4-6

(3)

V 2-4

(2)

V 1

V 8

G 8,1

G 3,1

G 3,2

T 8

T 4,1

T 4,2

T 6T 7

T 2

V 2-4

(1,2

)

Rek

onst

rukc

ija u

dvo

siste

msk

i vod

Ugr

adnj

a no

vog

400/

110

kVtr

ansf

orm

ator

a

Rev

italiz

acija

ele

ktri

čkih

kom

pone

nti

Rev

italiz

acija

ele

ktri

čkih

kom

pone

nti

Rev

italiz

acija

pol

jaPr

ošir

enje

TS

Ugr

adnj

a no

vog

400/

220

kVtr

ansf

orm

ator

a

Ugr

adnj

a no

vog

220/

110

kVtr

ansf

orm

ator

a

Ugr

adnj

a no

vog

220/

110

kVtr

ansf

orm

ator

a

Sl

ika

4.22

Pot

rebn

a iz

grad

nja

prije

nosn

e m

reže

za

razm

atra

ni v

rem

ensk

i pre

sjek

odr

eđen

a kl

asič

nim

pris

tupo

m p

lani

ranj

u ra

zvoj

a

104

Tablica 4.23 Očekivani operativni troškovi rada EES (USD) s konfiguracijom mreže određene ekonomsko-tehničkim pristupom i konfiguracije određene klasičnim pristupom

Troškovi proizvodnje (USD)

Troškovi neisporučene el. energije (USD)

Ukupni troškovi (USD) Dio krivulje

trajanja opterećenja Ek-teh. pristup Klasični

pristup Ek-teh. pristup

Klasični pristup

Ek-teh. pristup Klasični pristup

Vršno opt. 12.474.120 12.454.380 47.590 0 12.521.710 12.454.380 Visoka zim.opt. 28.012.149 27.836.478 0 0 28.012.149 27.836.478 Visoka ljet. opt. 47.509.728 47.494.832 0 0 47.509.728 47.494.832 Niska zim. opt. 36.755.026 36.750.252 0 0 36.755.026 36.750.252 Niska ljet. opt. 32.869.200 32.869.200 0 0 32.869.200 32.869.200 UKUPNO 157.620.223 157.405.142 47.590 0 157.667.813 157.405.142 RAZLIKA DOBITAKA 215.081 47.590 262.671 RAZLIKA INVESTICIJA 63.537.147 - 55.093.725 = 8.443.422 USD

Tablica 4.23 prikazuje osnovne pokazatelje koji proizlaze iz razlike u konfiguraciji mreže određene ekonomsko-tehničkim pristupom i konfiguracije određene klasičnim pristupom planiranju razvoja prijenosne mreže.

Na konfiguraciji mreže određene klasičnim pristupom ne očekujemo nikakve troškove neisporučene električne energije, što znači da u mreži ne postoje nikakva moguća ograničenja, dok na konfiguraciji mreže određene ekonomsko-tehničkim pristupom možemo očekivati ukupne troškove neisporučene električne energije od oko 48.000 USD koji se javljaju isključivo u vršnom dijelu krivulje trajanja opterećenja.

Na konfiguraciji mreže određene klasičnim pristupom manji su i ukupni troškovi proizvodnje, i to za oko 215.000 USD u odnosu na konfiguraciju određenu ekonomsko-tehničkim pristupom. To znači da će takva konfiguracija mreže omogućavati angažman elektrana prema minimalnim troškovima proizvodnje bez mogućih potreba preraspodjele angažmana termoelektrana, dodatnog pražnjenja akumulacije HE u čvorištu 5 ili interventnog uvoza vodovima V1 ili V8 radi izbjegavanja preopterećenja pojedinih grana.

Ukupni godišnji operativni troškovi rada stoga su za EES s prijenosnom mrežom određenom klasičnim pristupom planiranju manji za oko 265.000 USD za razmatrani vremenski presjek, no i ukupne investicije nužne za razvoj takve mreže su veće za oko 8.500.000 USD. Ukoliko takvu razliku investicija svedemo na razmatranu godinu uz diskontnu stopu od 8 % dobivamo ukupnu godišnju razliku investicijskih troškova u iznosu od 697.319 USD, te stopu profitabilnosti od 0,38.

Zaključujemo da dobici proizišli iz pojačane konfiguracije prijenosne mreže određene klasičnim pristupom planiranju ne opravdavaju veće investicijske troškove takovog rješenja, te da bi za izgradnju mreže određene klasičnim pristupom planiranju neopravdano uložili veća financijska sredstva koja ne opravdava očekivana dobit.

105

5 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

U magistarskom radu je prikazana metodologija planiranja razvoja prijenosne mreže zasnovana na ekonomsko-tehničkom pristupu. Imajući u vidu da se opisani postupci nisu kod nas primjenjivali u studijama razvoja prijenosne mreže, izloženi modeli doprinose kvalitetnijem pristupu problematici analize rada i planiranja razvoja prijenosne mreže u Republici Hrvatskoj.

U drugom dijelu magistarskog rada izloženi pristup je primijenjen na jednom primjeru planiranja razvoja prijenosne mreže na test modelu EES.

Ekonomsko-tehnički pristup omogućava sagledavanje bitnih odrednica u procesu planiranja razvoja prijenosne mreže: ekonomsku opravdanost, odnosno profitabilnost određenog pojačanja, zadovoljavanje tehničkih kriterija (održavanje napona i opterećenja vodiča i transformatora u dozvoljenim granicama), te ocjenu sigurnosti opskrbe (N-1 analiza). Postupak planiranja se sastoji od sljedećeg:

• Predviđanje vršnog opterećenja EES razmatrane godine • Raspodjela opterećenja na pojedina čvorišta mreže • Predviđanje potrebne izgradnje i lokacija za nove proizvodne objekte, te određivanje

njihovog priključka na mrežu • Ekonomska analiza i detektiranje slabih dijelova (grana) mreže • Analiza profitabilnosti mogućih pojačanja mreže i određivanje “ekonomski optimalne”

konfiguracije prijenosne mreže za razmatranu godinu, ovisno o pretpostavljenoj potrošnji i izgradnji novih proizvodnih postrojenja

• Tehničke analize s konfiguracijom prijenosne mreže određene u prethodnim ispitivanjima (naponski profil, opterećenje pojedinih elemenata, N-1 analiza, iznimna pogonska stanja, mogućnosti razmjene sa susjednim elektroenergetskim sustavima, analiza prijelazne i dinamičke stabilnosti, te struja kratkih spojeva)

• Određivanje konačne konfiguracije i ukupnih troškova razvoja prijenosne mreže za razmatranu godinu

Nakon određivanja konfiguracije prijenosne mreže u razmatranoj godini, pristupa se planiranju razvoja za sljedeće razdoblje. Profitabilnost svih pojačanja mreže treba provjeriti u sljedećem razdoblju, te ukoliko se pokaže da određeno pojačanje nije više profitabilno, potrebno je razmotriti neko drugo pojačanje za prethodno razdoblje i odrediti novu konfiguraciju mreže. Za dugoročno planiranje moguć je i obrnut postupak. Za predviđeno vršno opterećenje sustava (raspodijeljeno na pojedina čvorišta mreže) krajnje godine, i predviđenu izgradnju novih elektrana, obavlja se ekonomska analiza na polaznoj (postojećoj) konfiguraciji prijenosne mreže, te se detektiraju sve slabe grane u mreži, analizira profitabilnost svih pojačanja i odredi optimalna konfiguracija za krajnju godinu razmatranja, a zatim se ispitivanjima za prethodna razdoblja određuje dinamika izgradnje pojedinih pojačanja mreže. Ekonomsko-tehnički pristup planiranju razvoja prijenosne mreže i opisani postupci se zasnivaju na sljedećim modelima:

1. Model za procjenu operativnih troškova rada elektroenergetskog sustava i troškova neisporučene električne energije – MEXICO metoda 2. Model izmjeničnih tokova snaga

106

Mexico je simulacijsko-optimizacijska metoda zasnovana na teoriji vjerojatnosti, istosmjernim tokovima snaga i linearnom programiranju, koji omogućava procjenu operativnih troškova rada elektroenergetskog sustava tijekom čitave godine, te očekivani iznos neisporučene električne energije.

Procjena godišnjih troškova rada EES i neisporučene električne energije se temelje na MONTE CARLO metodi i velikom broju proračuna istosmjernih tokova snaga za različita uklopna stanja mreže određena raspoloživošću pojedinih elemenata (vodovi, transformatori, elektrane). Utjecaj neraspoloživosti pojedinih komponenti sustava na sigurnost opskrbe potrošača i troškove rada sustava se određuje MONTE CARLO metodom. Metodom slučajnih brojeva određuje se uklopno stanje za svaku komponentu EES (vod, transformator, generator), tako da joj se pridruži stanje “isključeno” ukoliko se slučajno odabrani broj između 0 i 1 nalazi u granicama od 0 do q, gdje je q neraspoloživost te komponente. Nakon određivanja uklopnog stanja svake od komponenti sustava, vrši se proračun istosmjernih tokova snaga, te se detektiraju preopterećeni dijelovi mreže, nakon čega se preopterećenje pokušava izbjeći preraspodjelom proizvodnje između elektrana u sustavu, a ukoliko to nije moguće, isključenjem pojedinih potrošača.

Optimizacijski postupci omogućavaju angažman elektrana prema minimalnim troškovima proizvodnje i određivanje isključenja potrošača koji za određeno stanje rezultiraju minimalnim troškovima neisporučene električne energije. Na osnovu nekoliko tisuća proračuna tokova snaga sa slučajno odabranim uklopnim stanjima mreže model izračunava prosječne vrijednosti troškova proizvodnje termoelektrana, troškove dodatne proizvodnje hidroelektrana (iznad polazno pretpostavljenog angažmana radi izbjegavanja preopterećenja u mreži), te troškove neisporučene električne energije, koji zajedno čine operativne troškove rada sustava, za pojedine dijelove godišnje krivulje trajanja opterećenja.

Osim procjene godišnjih operativnih troškova rada EES, Mexico metoda izračunava iznos marginalne dobiti za određeni elemenat mreže, odnosno procjenjuje očekivano marginalno smanjenje operativnih troškova kod povećanja kapaciteta grane za 1 MW. Visoki iznos marginalne dobiti ukazuje na slabu granu u mreži na kojoj se, uz određenu vjerojatnost, mogu očekivati neka ograničenja (povećani troškovi termoproizvodnje, dodatni troškovi hidroproizvodnje, neisporučena električna energija). Grana sa najvećim marginalnim troškovima najvažniji je kandidat za pojačanje. Uz odabrano pojačanje (prema visini marginalne dobiti za neku granu) obavlja se nova simulacija i određuju operativni troškovi rada EES s razmatranim pojačanjem, te se na osnovu razlike između operativnih troškova rada sustava sa i bez pojačanja (dobitak od pojačanja), te anuitetnih investicijskih troškova razmatranog pojačanja, određuje indeks profitabilnosti novog elementa u prijenosnoj mreži, kao omjer između dobitka od pojačanja i anuitetnih investicijskih troškova. Ukoliko je indeks profitabilnosti veći od 1, razmatrano pojačanje je profitabilno. Ukoliko se za otklanjanje određenog ograničenja u mreži može birati između različitih pojačanja, odabrati treba ono čiji je indeks profitabilnosti najveći. Nakon određivanja pojačanja mreže za otklanjanje ograničenja na grani s najvećom marginalnom dobiti, postupak se ponavlja do stanja kada više ne postoji profitabilno pojačanje mreže (što ne znači da na nekim granama nisu moguća ograničenja). Takva konfiguracija prijenosne mreže je ekonomski optimalna za razmatranu godinu.

Jednom od metoda izmjeničnih tokova snaga (Gauss-Seidelova, Newton-Rapsonova i dr.), odnosno programom izmjeničnih tokova snaga provjerava se konfiguracija prijenosne mreže za razmatranu godinu (razdoblje) određena ekonomskim analizama, za različite vrijednosti proizvodnje i potrošnje u sustavu, te se razmatra ugradnja novih elemenata prijenosne mreže

107

(novi vodovi, transformatori, kondenzatori, prigušnice, kompenzatori, stabilizatori elektroenergetskog sustava, i dr.) radi zadovoljenja određenih tehničkih uvjeta kao što su:

- održavanje napona unutar dozvoljenih granica, - siguran plasman snage pojedinih elektrana, - omogućavanje predviđenih (ugovorenih) razmjena i tranzita, - održavanje prijelazne i dinamičke stabilnosti, - analiza struja kratkih spojeva.

U uvjetima očekivanog otvaranja tržišta električnom energijom i definiranjem vlasničkih odnosa u elektroenergetskom sektoru, postavljaju se novi zahtjevi na prijenosnu mrežu koja će morati zadovoljiti potrebe svih strana, ali i njenom vlasniku (ili odgovornoj instituciji) donositi određenu korist, ili barem pokrivati troškove razvoja i održavanja. Ekonomsko-tehnički pristup planiranju razvoja prijenosne mreže omogućava sagledavanje bitnih parametara koji određuju opravdanost ulaganja u pojedina pojačanja: profitabilnost investicija, očekivane granice opterećenja vodiča i transformatora, naponski profil, mogućnosti razmjene energije sa susjednim EES-a, i dr. Određivanjem ekonomski optimalne konfiguracije prijenosne mreže u pojedinim vremenskim razdobljima koja zadovoljava sve postavljene tehničke uvjete, pružaju se kvalitetne podloge koje omogućavaju potencijalnom investitoru donošenje odluka.

108

6 SAŽETAK

U radu je izložen ekonomsko-tehnički pristup planiranju razvoja prijenosne mreže koji se zasniva na dva modela: Mexico metodi za procjenu godišnjih operativnih troškova rada elektroenergetskog sustava i očekivanog iznosa neisporučene električne energije, te modela izmjeničnih tokova snaga za određivanje naponskog profila i opterećenja vodiča u mreži za definiranu potrošnju i angažman elektrana u EES-u.

Za postojeću konfiguraciju prijenosne mreže izračunavaju se godišnji operativni troškovi rada EES koji se sastoje od troškova proizvodnje elektrana i očekivanih troškova neisporučene električne energije. Određuju se slabije grane u mreži, te se ispituje profitabilnost novih grana - kandidata za pojačanje mreže. U ekonomski optimalnu konfiguraciju prijenosne mreže za promatrani vremenski presjek uključuju se samo one grane čija je izgradnja ekonomski opravdana.

Tehničke analize se provode radi provjere naponskog profila u mreži i određivanja potrebe ugradnje kompenzacijskih uređaja, prijelazne i dinamičke stabilnosti sustava, razine struja kratkih spojeva i ostalih tehničkih pokazatelja pogona prijenosne mreže.

U radu su prikazani rezultati opisanog pristupa na planiranje razvoja prijenosne mreže na test modelu EES-a.

Ključne riječi: planiranje razvoja prijenosne mreže, Mexico metoda, model izmjeničnih tokova snaga, ekonomski optimalna konfiguracija prijenosne mreže, tehničke analize.

109

7 SUMMARY

This book deals with transmission network planning approach based on the economical and technical calculations and two models: Mexico model for annual operational costs and unsupplied electrical energy costs estimation, and AC power flow model for voltage profile and lines loading calculation for defined power system state.

For the present configuration of the electric power system, annual operational costs, which include fuel costs and unsupplied electrical energy costs, are calculated. Weak parts of transmission network are detected, and the profitability of new lines or transformers is estimated. Only economically acceptable new lines are included in a network configuration for the studied year.

Technical calculations are done to optimise a voltage profile on the economically acceptable network, and to point on the nodes where condensers or reactors should be installed, to determine power system transient and small signal stability, short circuit, and to examine other technical aspects of transmission network operation.

Results of the economical and technical approach to the power system test model planning are given.

Keywords: transmission network planning, Mexico model, AC power flows, economically optimum network configuration, technical analysis.

110

8 POPIS OZNAKA A

a - anuitetni trošak izgradnje razmatranoga objekta (novčana jedinica)

B B - susceptancija voda (µS/km)

C C - opterećenje u razmatranom čvorištu (MW) C0 - srednja vrijednost vršnog opterećenja u čvorištu (MW) Ck0 - srednja vrijednost opterećenja u čvoru za određenu razinu potrošnje (MW) Ci

0-Ci - neisporučena snaga u čvorištu i (MW) cosϕ - faktor snage

D Dk - očekivana neisporučena snaga za razinu potrošnje k (MW) ds - ukupno opterećenje distributivnih potrošača u EES (MW) dr/s - ukupno opterećenje direktnih i specijalnih potrošača u EES (MW)

E E - očekivana godišnja neisporučena električna energija (kWh)

F f - frekvencija (Hz) f(C) - funkcija ovisnosti neisporučene snage o razini potrošnje k fi - faktor istodobnosti

G G - dobitak od pojačanja mreže (novčana jedinica) gb - gubici u prijenosnoj mreži (gb)

H H - konstanta inercije agregata (Ws/VA) hi2 - dodatna angažirana snaga hidroelektrane u čvorištu i (MW)

I I - investicijski trošak izgradnje objekta prijenosne mreže (novčana jedinica) [I] - vektor struja čvorova i - diskontna stopa (%) Imax - maksimalno dozvoljena trajna struja kroz vodič (A) Imax 20 - maksimalno dozvoljena struja kroz vodič u trajanju od 20 minuta (A) Ik3 - efektivna vrijednost izmjenične komponente struje tropolnog kratkog spoja (kA)

111

Ik1 - efektivna vrijednost izmjenične komponente struje jednopolnog kratkog spoja (kA) Io - struja magnetiziranja transformatora (%)

J [J] - jakobijana

K k - redni broj iteracije

L L - duljina voda (km) LOLP - vjerojatnost nezadovoljenja potrošnje (%)

N N - ukupni broj čvorišta u sustavu n - brzina vrtnje generatora (min-1)

O OC0 - operativni troškovi EES bez razmatranog pojačanja (novčana jedinica) OC1 - operativni troškovi EES sa razmatranim pojačanjem (novčana jedinica)

P p - index profitabilnosti kandidata za izgradnju pp - godišnja stopa porasta potrošnje električne energije u određenom dijelu planskog razdoblja (%) Pdis PrP - ukupno opterećenje distributivnih čvorišta 110/x kV unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES (MW) pčv - opterećenje distributivnog čvorišta na 110 kV naponskoj razini u trenutku nastanka vršnog opterećenja EES (MW) Pčv bazno - maksimalno neistodobno opterećenje distributivnog čvorišta 110/10 (20) kV, ili sume opterećenja TS 35/10 kV napajanih preko odgovarajućeg čvorišta 110 kV, u baznoj godini (MW) PGi - radna snaga generatora u čvorištu i (MW) Pij - angažirana snaga termoelektrane j u čvorištu i (MW) Pks - gubici u bakru transformatora (kW) Pmax - maksimalno godišnje opterećenje EES (MW) Pmax PrP - ukupno opterećenje čvorišta 110/x kV unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES (MW) Pmax dr/s PrP - istodobno maksimalno opterećenje pojedinih kategorija direktnih i specijalnih potrošača unutar Prijenosnog područja u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES (MW) Pmax čv110 kV - maksimalno neistodobno opterećenje distributivnog čvorišta 110/x kV (MW) Pmin - minimalno godišnje opterećenje EES (MW) PPi - radna snaga potrošača u čvorištu i (MW) PPrP max ist. - maksimalno istodobno opterećenje Prijenosnog područja (MW) Po - gubici u željezu transformatora (kW)

112

Q q - neraspoloživost komponente prijenosne mreže (%) QGi - jalova snaga generatora u čvorištu i (Mvar) QPi - jalova snaga potrošača u čvorištu i (Mvar)

R R - radni otpor voda (Ω/km)

S Si - snaga na sabirnicama i (MVA) Sij - snaga koja teče između čvorišta i i j (MVA) Sn - nazivna snaga transformatora (MVA)

T tmaxTE - troškovi proizvodnje najskuplje termo-jedinice u sustavu (novčana jedinica) tij - specifični troškovi termoelektrane j u čvorištu i (novčana jedinica/kWh) Ti - grupa termoelektrana s jednakim specifičnim troškovima proizvodnje (MW) ti - specifični troškovi proizvodnje termoelektrana grupe i (novčana jedinica/kWh) T - očekivana životna dob razmatranog objekta (elementa) prijenosne mreže (god.) Tk - granična vrijednost kritičnog vremena otklanjanja kvara (ms) Td

’’ - subtranzijentna vremenska konstanta generatora u d-osi (s) Td

’ - tranzijentna vremenska konstanta generatora u d-osi (s) Tq

’’ - subtranzijentna vremenska konstanta generatora u q-osi (s) Tm - mehanička vremenska konstanta generatora (s)

U Ui - linijski napon čvorišta i (kV) uk - napon kratkog spoja transformatora (%)

V [V] - vektor napona čvorišta Vj - fazni napon čvorišta j (kV) Vn - efektivna vrijednost nazivnog faznog napona na mjestu kvara (kV)

X x - reaktancija voda (Ω/km) xd

’’ - subtranzijentna reaktancija generatora u d-osi (pu) xd

’’ - tranzijentna reaktancija generatora u d-osi (pu) xd

’’ - sinkrona reaktancija generatora u d-osi (pu) xi - inverzna reaktancija generatora (pu) xl - rasipna reaktancija generatora (pu) xo - nulta reaktancija generatora (pu) xq

’’ - subtranzijentna reaktancija generatora u q-osi (pu) xq

’ - tranzijentna reaktancija generatora u q-osi (pu) xq - sinkrona reaktancija generatora u q-osi (pu) XPrP - udio Prijenosnog područja u vršnom opterećenju EES (%)

113

Y [Y] - matrica admitancija čvorišta

Z zd

’’ - vlastita direktna impedancija mreže na mjestu kvara zi - vlastita inverzna impedancija mreže na mjestu kvara zo - vlastita nulta impedancija mreže na mjestu kvara

W Wuk - ukupna godišnja potrošnja na razini EES

ε ε - koeficjent kojim se definira razina potrošnje u godišnjoj krivulji trajanja opterećenja εre - proizvoljno definiran mali broj koji određuje dozvoljenu pogrešku iterativnog procesa (realna komponenta) εim - proizvoljno definiran mali broj koji određuje dozvoljenu pogrešku iterativnog procesa (imaginarna komponenta)

σ σ1 - standardna devijacija radi klimatskih nesigurnosti σ2 - standardna devijacija radi ekonomskih nesigurnosti

∆ ∆CT - promjene pogonskih troškova rada sustava (novčana jedinica) ∆D - promjene neisporučene el. energije/snage (novčana jedinica) ∆H - promjene hidroproizvodnje (novčana jedinica) ∆T - promjena termoproizvodnje (novčana jedinica)

λ λk - trajanje razine potrošnje k u godišnjoj krivulji trajanja opterećenja (sati) λ(t) - funkcija intenziteta kvara jedinice prijenosne mreže

ρ ρk(C) - funkcija gustoće normalne raspodjele za razinu potrošnje k

µ µ - specifični troškovi dodatne proizvodnje hidroelektrane u čvorištu i (NJ/kWh)

δ δ - štete zbog neisporučene električne energije (novčana jedinica/kWh)

114

9 POPIS SLIKA Slika 1.1 Razvoj napona za prijenos električne energije 7 Slika 3.1 Dinamika i struktura rasta domaćeg proizvoda u Hrvatskoj (referentni scenarij) 14 Slika 3.2 Predviđena potrošnja električne energije u R. Hrvatskoj 15 Slika 3.3 Godišnja krivulja trajanja opterećenja za EES Hrvatske 2000. godine 16 Slika 3.4 Izbor područja za regionalnu raspodjelu snage u EES-u 17 Slika 3.5 Aproksimacija godišnje krivulje trajanja opterećenja 34 Slika 3.6 Blok dijagram principa određivanja ekonomski optimalne konfiguracije prijenosne mreže za promatrani vremenski presjek 38 Slika 3.7 Primjer pogonske karte hidrogeneratora za rad s nazivnim naponom 48 Slika 3.8 Primjer pogonske karte hidrogeneratora za rad s povišenim i sniženim naponom 48 Slika 3.9 Idealni statički kompenzator i njegove karakteristike 50 Slika 3.10 Intenzitet kvara i vrijeme korištenja jedinice prijenosne mreže 56 Slika 4.1 Test model EES 64 Slika 4.2 Godišnja krivulja trajanja opterećenja za razmatrani vremenski presjek 65 Slika 4.3 Pogonsko stanje pri vršnom opterećenju EES u kojem dolazi do redukcije potrošnje u čvorištu 2 71 Slika 4.4 Pogonsko stanje pri vršnom opterećenju EES u kojem dolazi do redukcije potrošnje u čvorištu 8 74 Slika 4.5 Ekonomski optimalna konfiguracija prijenosne mreže na test modelu EES za razmatrani vremenski presjek 78 Slika 4.6 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri vršnom opterećenju EES 80 Slika 4.7 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri vršnom opterećenju EES s povećanim angažmanom jalovih snaga elektrana u 2, 3 i 5, te reg. preklopkom T8 u položaju +1 82 Slika 4.8 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri minimalnom opterećenju EES i angažmanu NE u čvorištu 2 86 Slika 4.9 Tokovi snaga i naponske prilike u mreži pri minimalnom opterećenju EES uz NE u čvorištu 2 van pogona (remont, kvar) 86 Slika 4.10 Željena konfiguracija prijenosne mreže na test modelu EES za razmatrani vremenski presjek 88 Slika 4.11 Inicijalno pogonsko stanje za proračun prijelazne stabilnosti EES 89 Slika 4.12 Mjesta nastanka tropolnih kratkih spojeva 90 Slika 4.13 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V2-4 (1) otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru 90 Slika 4.14 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V3-4 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru 91 Slika 4.15 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V4-5 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru 91 Slika 4.16 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V7-8 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru 92 Slika 4.17 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V1-8 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru 92 Slika 4.18 Krivulje njihanja generatora na test modelu EES kod nastanka bliskog tropolnog kratkog spoja na vodu V7-8 otklonjenog nakon 100 ms trajnim isključenjem voda u kvaru – uz angažiranu elektranu u čvorištu 7 93 Slika 4.19 Struje tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva u pojedinim čvorištima mreže za polaznu i krajnju konfiguraciju mreže 97 Slika 4.20 Konačna konfiguracija prijenosne mreže za razmatrani vremenski presjek 100 Slika 4.21 Konfiguracija prijenosne mreže za razmatrani vremenski presjek određena klasičnim pristupom planiranju razvoja 102 Slika 4.22 Potrebna izgradnja prijenosne mreže za razmatrani vremenski presjek određena klasičnim pristupom planiranju razvoja 103

115

10 POPIS TABLICA Tablica 3.1 Udjeli pojedinih PrP (%) u vršnom opterećenju EES u razdoblju 1991.-1996. 17 Tablica 3.2 Jedinične cijene nadzemnih vodova (USD/km) 26 Tablica 3.3 Jedinične cijene nadzemnih vodova - prosjek 26 Tablica 3.4 Cijene elemenata postrojenja visokog napona - oprema 27 Tablica 3.5 Cijene energetskih transformatora 28 Tablica 3.6 Dozvoljena odstupanja napona u prijenosnoj mreži 45 Tablica 3.7 Investicijska vrijednost revitalizacije nadzemnih vodova i kabela 60 Tablica 3.8 Prosječna trajanja normalnog korištenja jedinica prijenosne mreže 61 Tablica 4.1 Parametri vodova na test modelu EES 62 Tablica 4.2 Parametri transformatora na test modelu EES 63 Tablica 4.3 Parametri transformatora na test modelu EES (nastavak) 63 Tablica 4.4 Parametri aproksimacije krivulje trajanja opterećenja 65 Tablica 4.5 Osnovni podaci elektrana na test modelu EES 66 Tablica 4.6 Podaci generatora u elektranama 67 Tablica 4.7 Očekivani operativni troškovi rada EES s polaznom konfiguracijom prijenosne mreže 69 Tablica 4.8 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim transformatorom 400/110 kV u čvorištu 2 72 Tablica 4.9 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim 110 kV vodom između čvorišta 2 i 4 72 Tablica 4.10 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim 400/220 kV transformatorom u čvorištu 8 75 Tablica 4.11 Očekivani operativni troškovi rada EES s novim paralelnim 220/110 kV transformatorom u čvorištu 7 76 Tablica 4.12 Polazni angažman elektrana na test modelu EES 80 Tablica 4.13 Minimalni naponi u 400 kV i 220 kV mreži pri neraspoloživosti pojedine elektrane 83 Tablica 4.14 Minimalni naponi u 400 kV i 220 kV mreži pri neraspoloživosti pojedinih vodova 84 Tablica 4.15 Minimalni naponi u 400 kV i 220 kV mreži pri neraspoloživosti pojedinih transformatora 85 Tablica 4.16 Granične vrijednosti kritičnih vremena za elektranama bliske tropolne kratke spojeve otklonjene trajnim isključenjem voda u kvaru 93 Tablica 4.17 Usporedba struja tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva za polaznu i konačnu konfiguraciju mreže 95 Tablica 4.18 Porast struja tropolnih i jednopolnih kratkih spojeva u pojedinim čvorištima mreže (%) 96 Tablica 4.19 Plan revitalizacije nadzemnih vodova na test modelu EES 98 Tablica 4.20 Plan revitalizacije transformatorskih stanica na test modelu EES 99 Tablica 4.21 Ukupni troškovi razvoja i revitalizacije prijenosne mreže na test modelu EES 101 Tablica 4.22 Ukupni troškovi razvoja i revitalizacije prijenosne mreže na test modelu EES određene klasičnim pristupom planiranju 102 Tablica 4.23 Očekivani operativni troškovi rada EES (USD) s konfiguracijom mreže određene ekonomsko- tehničkim pristupom i konfiguracije određene klasičnim pristupom 104

116

11 LITERATURA

[1] ERACLES – USERS GUIDE, EdF, 1987.

[2] ERACLES – METHODS GUIDE, EdF, 1987.

[3] RAZVOJ ELEKTRIFIKACIJE HRVATSKE, Institut za elektroprivredu, Zagreb, 1987.

[4] RAZVOJ PRIJENOSNE MREŽE NA PODRUČJU ELEKTROPRIVREDE HRVATSKE U RAZDOBLJU 1988/89 – 2010. GODINE, Institut za elektroprivredu, Zagreb, 1990.

[5] LIFE EXPECTANCY OF POWER SYSTEM APPARATUS AND COMPONENTS, D. Reichelt, A. Frey, M. Schonenberger, CIGRE, Paris, 1996.

[6] BULK POWER TRANSMISSION BY OVERHEAD LINES OR CABLES: COMPARATIVE ASSESSMENT AND PRINCIPLES ADOPTED IN BELGIUM FOR THE FUTURE DEVELOPMENT OF THE HV NETWORK, P. Couneson, J. Lamsoul i dr., CIGRE, Paris, 1996.

[7] MODERNIZATION OF THE HIGH VOLTAGE TRANSMISSION SYSTEM IN DENMARK, L. Engsbro, L. Lorensen i dr., CIGRE, Paris, 1996.

[8] COMPARISON OF OVERHEAD LINES AND UNDERGROUND CABLES FOR ELECTRICITY TRANSMISSION, Joint Working Group 21/22-01, CIGRE, Paris, 1996.

[9] PRODUŽENJE VIJEKA TRAJANJA ENERGETSKIH TRANSFORMATORA, A. Mikulecky, S. Čabrajac, CIGRE, Zagreb, 1993.

[10] NEKI KRITERIJI ZA OBNOVU DALEKOVODA, P. Pavlović, CIGRE, Zagreb, 1993.

[11] TOKSWIN, Fractal Split, 1995.

[12] POTREBE ENERGIJE DO 2025. GODINE U HRVATSKOJ, D. Pešut, G. Slipac, Zagreb, prosinac 1996.

[13] POSCOLAB-INTEGRATED SOFTWARE PACKAGE FOR STUDYING AND PLANNING ELECTRICAL NETWORKS (VOLUME 1 AND 2), ABB, Switzerland, 1995.

[14] VISOKONAPONSKA RASKLOPNA POSTROJENJA, H. Požar, Tehnička knjiga, Zagreb 1978.

[15] POWER SYSTEM STABILITY AND CONTROL, P. Kundur, McGraw-Hill, 1995.

[16] ECONOMICAL AND TECHNICAL APPROACH TO THE TRANSMISSION NETWORK PLANNING, BAJS D., 3rd International conference: Maintenance of electrical machines, transformars and equipment & electrical energy quality, Rovinj, 05.-07. listopada 1998. Electrotechnical society Zagreb

117

[17] RAZVITAK ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA HRVATSKE DO 2030. GODINE – KNJIGA 3: PRIJENOSNA MREŽA, Energetski Institut “Hrvoje Požar”, Zagreb, 1998.

[18] Zbornici radova, Treće savjetovanje hrvatskog komiteta CIGRE, Cavtat, 1997.

[19] Doktorska disertacija: PRILOG ZAJEDNIČKOM PLANIRANJU RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE I PROIZVODNIH POSTROJENJA, J. Topić, 1991.

[20] ELEKTRIČNE ENERGETSKE MREŽE I, II, III i IV, Marija i Karlo Ožegović, 1999.

118

12 ŽIVOTOPIS

Davor Bajs je rođen u Karlovcu gdje je završio osnovnu i srednju školu, matematičko-informatički smjer. Godine 1989. upisuje se na Fakultet elektrotehnike i računarstva u Zagrebu, na kojemu diplomira 1994. godine, smjer elektroenergetika.

Od 1. ožujka 1995. godine do danas radi u Energetskom institutu “Hrvoje Požar”, gdje se bavi problematikom analize rada i razvoja prijenosnih mreža.

Mentor: Prof. dr. sc. Zdravko Hebel

Rad sadrži: 118 lista, 33 slika i 31 tablicu

Redni broj:

Magistarski rad je izrađen u Energetskom institutu “Hrvoje Požar” u Zagrebu.

POVJERENSTVO ZA OCJENU U SASTAVU:

1. Prof. dr. sc. Srđan Babić - predsjednik

2. Prof. dr. sc. Zdravko Hebel - mentor

3. Doc. dr. sc. Srete Nikolovski – ETF Osijek

POVJERENSTVO ZA OBRANU U SASTAVU:

1. Prof. dr. sc. Srđan Babić - predsjednik

2. Prof. dr. sc. Zdravko Hebel - mentor

3. Doc. dr. sc. Srete Nikolovski – ETF Osijek

Datum obrane: 29. 11. 2000.