impres i sadrzaj Zbornik

Pokrovitelj savetovanja

Ministarstva energetike, razvoja i zaštite životne sredine,Ministarstva prirodnih resursa, rudarstva i prostornog

planiranja,Ministarstva prosvete, nauke i tehnološkog razvoja,

Ministarstva privrede,Ministarstva poljoprivrede, šumarstva i vodoprivrede,

PKS, JP EPS, NIS, JP EMS, JP Srbijagas

SAVEZ ENERGETIČARAAdresa: 11000 Beograd, Knez Mihailova 33

Telefon: + 381 11 2183 315, Faks + 381 11 2639 368E-mail:[email protected]

www.savezenergeticara.org.rs

ZBORNIK RADOVAZlatibor, 25.03. - 28.03.2014

XXX Međunarodno savetovanje

energija

ekonomija

ekologija

Energija/Ekonomija/Ekologija

Broj 1-2, mart 2014.

Osniva~ i izdava~Savez energeti~ara

Predsednik SEProf. dr Nikola Rajakovi}

Sekretar SENada Negovanovi}

Glavni i odgovorni urednik Prof. dr Nenad \aji}

Adresa RedakcijeSavez energeti~ara11000 Beograd Knez Mihailova 33tel. 011/2183-315 faks 011/2639-368

E-mail:[email protected]

Kompjuterski prelom EKOMARKDragoslav Je{i}

[tampa„Akademska izdanja“, Beograd

Godi{nja pretplata - 8.000,00 dinara- za inostranstvo 16.000,00

dinara

Teku}i ra~un SE broj 355-1006850-61

Radovi su recenzirani uz tehni~ku obradu.Nijedan deo ove publikacije ne moè biti reprodukovan, presnimavan ili preno{en bez prethodne saglasnosti Izdava~a.

IZDAVA^KI SAVET

Prof. dr Zorana Mihajlovi}, ministar energetike, razvoja i za{tite ìvotne sredine

Prof. dr Tomislav Jovanovi}, ministar prosvete, nauke i tehnolo{kog razvoja

dr Milan Ba~evi}, ministar prirodnih resursa, rudarstva i prostornog planiranja

Prof. dr Dragan Glamo~i}, ministar poljoprivrede, {um-arstva i vodoprivrede

Prof.dr Aleksandar Gaji}, dràvni sekretar

Prof. dr Slobodan Stupar, pomo}nik ministra

Du{an Mraki}, dràvni sekretarDejan Popovi}, dràvni

sekretarProf.dr Mirko Komatina,

Ma{inski fakultet u Beogradudr Kiril Krav~enko, gen.dir.

NIS adAleksandar Obradovi},

v.d. gen.dir. JP EPS@eljko Serti}, predsednik PKSLjubo Ma}i}, dir. Agencije za

energetiku Srbijedr Aca Markovi}, predsednik

NO JP EPSAleksej Belov, dir. Bloka

„Energetika“ NISDu{an Bajatovi}, dir.

JP SrbijagasNikola Petrovi}, gen.dir.

JP EMSêdomir Pono}ko, dir.

TENT, d.o.o.Dragan Jovanovi}, dir.

TE-KO Kostolac, d.o.o.Tomislav Basta, v.d. dir. JP

TransnaftaVladan Milo{evi}, v.d. dir.

JP PEUGoran Stojilkovi}, zam.gen.dir.

za petrohemijske poslove NISRi{at Islamov, dir. Bloka

„Istraìvanje i proizvodnja“ NISViktor Slavin, dir. Bloka

„Prerada“ NISGoran Kneèvi}, dir. HE

\erdap, d.o.o.Zoran Rajovi}, dir. EDB, d.o.o.Milorad Gr~i}, dir.

RB Kolubara d.o.o.Sr|an Kruèvi}, dir.

Elektrovojvodina, d.o.o.Sr|an \urovi}, dir.

Elektrosrbija, d.o.o.dr Miroslav Malobabi}, dir.

JP SrbijagasAleksandar Vlaj~i}, v.d. dir.

Obnovljivi izvori EPSIgor Novakovi}, v.d. dir.

„Jugoistok“ d.o.oSanja Tucakovi}, dir.

„Centar“, d.o.o.Aleksandar Pribi}, dir.

JKP Novosadska toplanaZoran Ivan~evi}, dir.

Panonske TE-TOdr Svetislav Bulatovi}, dir.

EFT Groupdr Nenad Popovi},

ABS Holdingdr Dragan Kova~evi}, dir.

Elektrotehni~ki institut „Nikola Tesla“

Prof.dr Sanja Vrane{, dir.Instituta „Mihajlo Pupin“

dr Bojan Radak, v.d. dir. Instituta za nuklearne nauke „Vin~a“

Prof.dr Branko Kova~evi}, dekan ETF Beograd

Prof.dr Milorad Milovan~evi}, dekan Ma{inski fakultet u Beogradu

Prof.dr Dejan Filipovi}, dekan Geografskog fakulteta

Prof.dr [}epan Miljani}, dekan Fakulteta za fizi~ku hemiju

Prof.dr Rade Dobroslova~ki, dekan Fakulteta tehni~kih nauka u NS

Prof.dr Ivan Obradovi}, dekan Rudarsko-geolo{kog fakulteta u Beogradu

Prof.dr Miroslav Babi}, dekan Fakultet inènjerskih nauka u Kragujevcu

Prof.dr Jeroslav @ivani}, de-kan Tehni~ki fakultet u â~ku

Prof.dr Milun Babi}, Fakultet inènjerskih nauka u Kragujevcu

Slobodan Babi}, Rudnap Group

Dr Vladimir @ivanovi}, SE

REDAKCIONI ODBOR

Prof.dr Ozren Oci}Slobodan Petrovi}, sekretar

Odbora za energetiku PKSRadi{a Kosti}, dir.

Elektroistok-izgradnjadr Tomislav Simovi}, dir.

Montinvest adMilorad Markovi}, predsednik

HK MinelMilan Lon~arevi}, NIS a. d.Mijodrag îtakovi}, dir.

Drinsko-Limske HEProf.dr Petar \uki}, TMFDragan Nedeljkovi}, novinarDr Branislava Lepoti}, dir.

JP TransnaftaJelena Vujovi}, dir.za odose s

javno{}u EPSRoman Muli}, SESekula Krstaji}, novinarBoìca Sandi}, JP EPSSimo Bobi}, PK BeogradaNikola Petrovi}, dir. Energetika

KragujevacRuìca Vranjkovi}, novinarJelica Putnikovi}, novinar

ener

gija

eko

no

mija

ek

olo

gija

ener

gija

eko

no

mija

ek

olo

gija

ORGANIZACIONO - PROGRAMSKI ODBOR

Predsednik: Prof.dr Milun Babić, Mašinski fakultet u KragujevcuSekretar: Nada Negovanović, sekretar Saveza energetičara

Članovi:Dr Matthias Jochem, Hitachi, NemačkaProf.dr Miloš Nedeljković, Mašinski fakultet BeogradProf.dr Adriana Sida Manea, Politehnica-Universitety of Temisoara,

Romaniadr Ivan Souček, Ph. D., Prague Institute of Chemical Technology,

Czech RepublicProf.dr Aleksandar Gajić, državni sekretarProf.dr Slobodan Stupar, pomoćnik ministramr Milan Stojsavljević, Institut za elektroprivredu i energetiku,HrvatskaProf.dr Dečan Ivanović, Mašinski fakultet PodgoricaProf.dr Šćepan Miljanić, dekan Fakulteta za fi zičku hemijuProf.dr Zdravko N. Milovanović, Mašinski fakultet Banja LukaProf.dr Valentino Stojkovski, Mašinski fakultet Skopjedr Ognjen Kuljača, Brodarski institut, HrvatskaProf.dr Predrag Popovski, Mašinski fakultet SkopjeProf.dr Aleksandar Nospal, Mašinski fakultet Skopjedr Igor Krčmar, Elektrotehnički fakultet Banja LukaProf.dr Rade Biočanin, Univerzitet Aperion Banja Lukadr Tatjana Luppova, Rusijadr. D. Seibt, Vattenfall - NemačkaProf.dr Nikolaj Ostrovski, UkrajinaProf. Daniela Marasova,CSc.Technical university of Kosice Faculty

of Mining, EcologyProf.dr Dejan Filipović, dekan Geografskog fakultetaProf.dr Neven Duić, Strojarsko-brodarski fakultet, HrvatskaProf.dr Jeroslav Živanić, dekan Tehničkog fakulteta u ČačkuProf.dr Miroslav Babić, dekan Mašinskog fakulteta u KragujevcuProf.dr Slobodan Vukosavić, Elektrotehnički fakultet BeogradProf.dr Branko Kovačević, dekan ETF u BeograduProf.dr Milan Medarević, dekan Šumarskog fakulteta u BeograduProf.dr Mirko Komatina, Mašinski fakultet u BeograduLjubo Maćić, predsednik Agencije za energetiku SrbijeProf.dr Ozren Ocić, Faculty of International Engineering Managementdr Miloš Banjac, Mašinski fakultet Beogradmr Dušan Kalember, Brodarski Institut, Hrvatskadr Tomislav Simović, direktor Montinvest ADDr Miodrag Arsić, IMS BeogradProf.dr Željko Despotović, IMPdr Miroslav N.Malobabić, izvršni direktor JP SrbijagasSimo Bobić, Privredna komora BeogradaProf.dr Nenad Đajić, glavni i odgovorni urednik časopisa ENERGIJAProf.dr Vladimir Živanović, Savez energetičara

Sadràj[007] M. Apostolovi}, M. ôkorilo

Elektroenergetski bilansi zemalja Jugoisto~ne Evrope i perspektive razvoja regionalnog trì{ta elektri~ne energije

[016] A. Sida Manea, A. BejCurrent status of the use of renewable energy in Romania

[022] M. Vemi}, D. Ga~evi}, M. Koruga, @. ]a}i}Izbor tipa kotla i tehnologije sagorijevanja uglja za blok II termoelektrane Pljevlja snage (220÷300) MW

[029] Z. N. Milovanovi}, D. Kneèvi}, A. Mila{inovi}, J. [kundri}, S. Dumonji}-Milovanovi}Analiza lokacije i uklapanja TE Ugljevik III 2x300 MW u elektroenergetski sistem Republike Srpske

[037] N. V. Pavlovi}, S. Kova~evi}, D. Vignjevi}, P. @ivanovi}, G. Klaparevi}Izgradnja malih kogeneracionih elektrana na naftnim poljima

[043] M. Josijevi}, M. Babi}, D. Gordi}Cogeneration Potential of Heat-Power Plants Operating Within Business Association Toplana Srbija

[049] I. Soucek, Z. Popovic, V. Koprivsek, M. Milicevic, S. Leskovac, O. Ocic, M. KubuAlternative Bio Diesel Production

[055] B. Josimovi}, M. Ili}, D. Filipovi}, A. Jovovi}, I. Markovi}Osvrt na strate{ku procenu uticaja na ìvotnu sredinu Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2025.godine

[062] J. Stojkovi}, D. [o{i}, N. Rajakovi}Primena konvencionalnog genetskog algoritma za odre|ivanje optimalne raspodele tokova snaga u elektroenergetskom sistemu

[067] D. Komarov, S. Stupar, N. Petrovi}, J. Svorcan, M. Balti}Uticaj turbulentnog modela na rezultate numeri~ke simulacije opstrujavanja tela nesti{ljivim fluidom

[075] J. \okovi}, D. Klimenta, M. Jevti}Elektroprivredna preduze}a na severu Kosova i Metohije - stanje, mogu}nosti i predlozi

[083] S. Radosavljevi}Rizik u procesu homogenizavije uglja, primena stohasti~kih modela i energetska efikasnost

[090] S. Stojkovi}, V. Baki}Optimization of Hybrid Wind-photovoltaic Power System for Supply of Loads with Relatively Small Electrical Power

[097] M. Regodi}, M. Slijep~evi}Daljinska opaànja geolo{kih pojava

[103] V. Stevanovi}, G. Luki}, M. Jovanovi}, T. Wala, S. MuszynskiEfekti rada bloka TENT B1 nakon prve faze kapitalnog remonta

[109] T. Ivanov, A. Simonovi}, D. Komarov, S. Stupar, N. Petrovi}Metode odre|ivanja aerodinami~ke buke kod vetroturbina

[117] S. Stojkovi}, S. Dragi}evi}, @. Stevanovi}Technical and Economical Analysis of Medium Size Photovoltaic System for Supply of Educational Institution

[125] A. Stefanovi}, M. An|elkovi}Generisanje trase gasovoda kori{}enjem GIS-a i metode vi{ekriterijumskog odlu~ivanja u procesu prostornog planiranja

ener

gija

eko

no

mija

ek

olo

gija

ener

gija

eko

no

mija

ek

olo

gija

[131] J. Mandi}-Luki}, N. Simi}, B. Milinkovi}Telekomunikaciona infrastruktura za potrebe implementacije inteligentnih mreà srednjeg napona

[138] M. Dragumilo, F. Kana~ki, M. Stipi}Izgradnja vetroelektrana od ideje do kWh

[148] A. Madàrevi}, M. Crnogorac, M. @ivkovi}, D. Ivezi}, T. Petrovi}Procena razvoja politike ublaàvanja uticaja na klimatske promene i prilago|avanja klimatskim promenama za Srbiju AMS metodom

[156] R. Kuba, P. Vale{, Z. Zima, D. Ga~evi}, M. KorugaFlue Gas Removal from New Unit 250 MW of TPP Pljevlja-II

[165] M. Bogner, M. Bala}Procena usluga pri projektovanju energetskih postrojenja

[170] M. Tomovi}, M. Jevti}, G. Milovanovi}Optimizacija hibridnog sistema za napajanje ribnjaka

[178] M. Ku{nír, P. Grendel, J. MandelíkThe possibility of using produced electricity from the photovoltaic system in the automotive sector

[181] B. Jani}ijevi}, D. Stanojevi}Izgradnja hibridnog sistema za napajanje Radio Bazne stanice Telekoma Srbije RBS Provo SA41, u Vladimircima kod [apca

[188] [. M. BajmakMogu}nost kori{}enja toplote otpadnih kanalizacionih voda za zagrevanje stambenih objekata

[194] [. M.BajmakOdre|ivanje rasta temperature i optimalne dubine polaganja cevovoda hladne vode u sistemu daljinskog hla|enja

[200] S. Dragi}evi}, S. Stojkovi}Dynamic Simulation and Analysis of Retrofit and Behavioral Change Impacting the Energy Consumption of School Buildings

[205] R. Rakovi},S. Petrovi} Be}irovi}Energetski menad`ment i energetska efikasnost u zgradarstvu

[212] I. Najdenov, G. Kokeza, K. T. Rai}, Z. Odanovi}Tehno-ekonomski aspekti smanjenja potro{nje energije uvo|enjem autogenog postupka topljenja bakra - na primeru Topionice bakra u Boru -

[220] L. RadojaSmanjenje potro{nje energije u zemljoradnji

[224] G. Draì}, A. Vitas, J. Ikanovi}Energetski bilans produkcije agroenergetskog useva Miscanthus giganteus na plodnom i degradiranom zemlji{tu

[230] V. Milijanovi}, A. Milojkovi}, M. Miladinovi}, M. Mitrovi}, M. J. Babi}Projekat implementacije postrojenja za navodnjavanje poljoprivrednog zemlji{ta ravnice ,,Stig“

[237] Z. Popovi}, I. Sou~ek, O. Oci}, N. Ostrovski, S. Adì}Refining and Petrochemical Interface. Case Study: HIP Petrohemija - NIS

[243] S. Doki}, @. Ratkovi}Alokacija gasnih elektrana prema tehni~kim karakteristikama, prirodnim potencijalima i energetskom konzumu

[251] @. Ratkovi}Primena solarnih panela kao najoptimalnijeg re{enja za napajanje elektronskih korektora u cilju njihovog telemetrisanja i uklju~ivanja u mernu platformu JP Srbijagasa

[258] T. [tula-Vuku{i}Opasnosti energetske zavisnosti - „gasna om~a“

[265] D. R. Gordi}, M. S. Popovi}, D. R. Canovi}, N. @. Raki}, M. M. Josijevi}Tehnologija sakupljanja i geolo{kog skladi{tenja CO2 - CCS tehnologija

ener

gija

eko

no

mija

ek

olo

gija

[272] B. Rastovi}, D. Luki}, V. Milosavljevi}, S. \ukanovi}Posledice zaga|ivanja vazduha od iskopa i sagorevanja kolubarskog lignita na podru~ju op{tina Ub i Lazarevac

[285] M. Gruji}, I. Ristovi}, M. Gruji}Neke mogu}nosti pobolj{anja radne i ìvotne sredine na sistemima za transport lignita na povr{inskim kopovima

[290] M. Coji}, S. Vukovi}, N. Stevanovi} Petrovi}Selektivni rad bagera na povr{inskim kopovima RB „Kolubara“

[296] S. Vukovi}, B.n Milovanovi}Specifi~nosti za{tite od poàra elektro postrojenja na bagerima u RB „Kolubara“

[303] M. Kezovi}Zona izraènog raslojavanja ugljonosne serije u leì{tu „Tamnava-Zapadno polje“

[311] M. Spasojevi}, V. [kero, B. Grbovi}î{}enje vanbilansnih rezervi uglja Kolubare omogu}uje pove}anje specifi~ne toplotne mo}i celokupnog isporu~enog goriva elektranama i pobolj{ava ekolo{ku za{titu okoline

[317] D. Nemec, M. Stojsavljevi}, A. Milkovi}, M. îtakovi}Koordinacija opsega regulacije napona generatora i prenosnog odnosa bloktransformatora

[326] M. Kezovi}Ugljevi niske toplotne mo}i u leì{tu “Tamnava-Zapadno polje”

[335] I. Ristovi}, M. Gruji}Uticaj dopreme repromaterijala na izbor na~ina podgra|ivanja podzemnih prostorija u rudnicima uglja

[340] M. Koruga, M. Vemi}, R. Jelovac, R. Dàri}Uticaj karakteristika pljevaljskog uglja na izbor sistema za pripremu ugljenog praha na bloku II Termoelektrane Pljevlja Snage (220÷300)MW

[347] S. Ruì}Mjerenja energetskih zna~ajki i ispitivanja prijelaznih pojava hidrauli~kih turbine

[355] O. Kulja~a, K. Horvat, D. KalemberENTSO-E NETWORK CODE zahtjevi za priklju~ak na mreù primjenljivi za sve generatore i njihov utjecaj na parametre i arhitekturu turbinskih regulatora vodnih turbine

[361] O. Kulja~a, K. HorvatSistem automatskog upravljanja u energetskim postrojenjima prikazan na primjeru turbinske regulacije na hidroelektranama

[369] \. Novkovi}, N. Mari~i}, M. Jevti}Uticaj promene broja obrtaja radnog kola na regulaciju male cevne turbine sa pode{avaju}im sprovodnim aparatom

[377] M. Arsi}, B. Me|o, V. Grabulov, Z. Savi}, N. Milovanovi}Possibilities of Performing Analysis and Enhancing the Reliability of Welded Structures of Turbine and Hydromechanical Equipment of the Hydro Power Plant Djerdap on the Basis of Fault Tree Analysis

[385] M. Arsi}, B. Vista}, S. Bo{njak, M. Mladenovi}, Z. Savi}Analysis of Current State and Integrity Evaulation for the Air Tank of the Regulation System of Turbine A6 at Hydropower Plant Djerdap 1

[392] Stoj~etovi}, @. [arko}evi}, M. Mi{i}Potencijal obnovljivih izvora energije u Srbiji

[398] J. Svorcan, S. Stupar, Z. Posteljnik, O. Pekovi}, S. Trivkovi}Numeri~ka analiza strujanja oko vetroturbine sa vertikalnom osom obrtanja pri promenljivoj brzini vetra

[404] Z. Posteljnik, S. Stupar, A Simonovic, J Svorcan, N Petra{inovi}Numeri~ka analiza naponsko-deformacionog stanja kompozitne lopatice vetroturbin

7

www.savezenergeticara.rs

Mladen APOSTOLOVIĆ, Marko ČOKORILOEFT Trade d.o.o. Beograd, Srbija

UDC: 620.9 : 339.13 (4)

Elektroenergetski bilansi zemalja Jugoistočne Evrope i perspektive razvoja

regionalnog tržišta električne energije

SAŽETAKU radu je prikazano ostvarenje proizvodnje po tipovima, uključujući obnovljive izvore, potrošnje

i razmene električne energije u proteklih 10 godina za sve zemlje regiona jugoistočne Evrope u kojem Srbija i njena elektroprivreda zauzima centalno i strateški važno mesto. Međutim, ova kom-parativna prednost u odnosu na neke od ostalih zemalja može biti iskorišćena samo pravovremenim i odgovarajućim delovanjem svih (elektro)energetskih subjekata i činilaca u Srbiji, uz sagledavanje, bilo nametnutih bilo prirodnih, pravaca razvoja kompletnog regionalnog tržišta, pre svega električne energije. U skladu sa prethodno navedenim, u radu se dalje daje kratak osvrt na regionalnu energetsku strategiju i usvojene prioritetne energetske projekte proizvodnih i prenosnih kapaciteta od regional-nog značaja. Kako je (intenzivna) prekogranična trgovina električnom energijom osnovni preduslov razvoja funkcionalnog regionalnog tržišta, daje se i pregled aktuelnog stanja i budućih planova za dodeljivanje prekograničnih prenosnih kapaciteta. Još jedna važna komponenta ovog tržišta je posto-janje (likvidnih) berzi električne energije, pa je dat pregled postojećih i planiranih berzi sa njihovim karakteristikama. Otvaranjem tržišta za sve veći broj kupaca, povećava se broj učesnika na tržištu i u perspektivi će kupci uz trgovce obezbeđivati likvidnost i povećavati konkurentnost snabdevača. Na kraju je kao zaključak dato perspektivno očekivano stanje regionalnog tržišta električne energije i mogući položaj i uloga Srbije u njemu.

Ključne reči: električna energija, restrukturiranje, tržište, bilans, berza, aukcija.

POWER BALANCES OF SOUTHEAST EUROPEAN COUNTRIES AND PROSPECTS OF REGIONAL ELECTRICITY MARKET DEVELOPMENT

ABSTRACTThis paper presents the realization of production by type, including renewables, consumption and

exchange of electricity over the past 10 years for all of the countries of the South Eastern Europe, in which Serbia and its electric power industry occupies a central and strategically important place. However, this comparative advantage over some of the other countries can be utilized only with timely and appropriate action of (electrical) energy entities and actors in Serbia, with consideration of, whether imposed or natural, directions of entire development of regional (electricity) market. In ac-cordance with abovementioned, the paper further provides a brief overview of the regional energy strategy and adopted priority energy projects in generation and transmission capacity of regional importance. As the (intensive) cross-border electricity trading is the main prerequisite for the devel-opment of a functional regional market, this paper also gives an overview of the current situation and future plans for the allocation of cross-border transmission capacity. Another important component of this market is the necessity of (liquid) power exchanges. This paper provides an overview of the existing and planned power exchanges with their characteristics. With the opening of the market for growing number of buyers, the number of market participants will also increase, and in the future buy-ers will alongside with traders provide liquidity and increase the competitiveness of suppliers. At the end, as a conclusion, the expected state of regional electricity market and the possible position and role of Serbia in it is given.

Keywords: electricity, deregulation, market, balance, power exchange, auction.

8


1. UVOD

Elektroenergetski sistemi pojedinačnih zemalja su u svom nastanku planirani, projektovani i građeni

tako da u što većoj meri mogu da funkcionišu samo-stalno i iskoriste domaće prirodne resurse i energente koji se relativno lako mogu dopremiti po manje ili više prihvatljivoj ceni do predmetne teritorije iz drugih zemalja. Međusobno povezivanje elektroenergetskih sistema u tzv. interkonekciju (uglavnom u paralel-nom sinhronom radu) u početku je rađeno iz razloga povećanja sigurnosti rada i međusobne havarijske ispomoći. Proklamovanjem politike Evropske Unije (EU) o slobodnom protoku kapitala, robe i usluga, 90-tih godina prošlog veka, električna energija je, sa svim svojim specifi čnim osobenostima, počela da se tretira kao roba kojom se može slobodno trgovati na međunarodnom tržištu. Ova činjenica je uzrokovala proces deregulacije, odnosno restrukturiranja [1] u čitavom elektroenergetskom sektoru, stvarajući tako brojne nove elektroenergetske subjekte, državne insti-tucije i međunarodne strukovne organizacije. Najveća novina koju je deregulacija donela u elekroenergetski, inače multidisciplinarni sektor, pored razbijanja mo-nopola državnih elektroprivreda i stvaranja novih proizvodnih, prenosnih i distributivnih kompanija, jeste uvođenje slobodne trgovine električnom energi-jom na otvorenom nacionalnom i međunarodnom tržištu, uz neminovnu i neophodnu pojavu trgovaca/snabdevača u ovom, do tada preovlađujuće tehničkom, sektoru. Pojavila su se i prva organizovana tržišta električne energije tj. berze [2], uglavnom u nacional-nim okvirima, kao i brokerske platforme za anonimnu i transparentnu bilateralnu trgovinu. Prekogranična trgovina je uslovila potrebu za uvođenjem metod-ologije za proračun prekograničnih prenosnih ka-paciteta i njihovu dodelu na transparentnim i nedis-kriminatornim tržišnim principima putem aukcija [3], a njeno konstantno intenziviranje u poslednjih desetak godina i potrebu za povećanjem tih kapac-iteta, izgradnjom novih ili rekonstrukcijom postojećih elemenata prenosne mreže, zbog što slobodnijeg pro-toka električne energije od sufi citarnih (jeftinijih) do defi citarnih (skupljih) delova Evrope. Dakle, trgovina je predefi nisana viškovima/manjkovima električne energije, zatim načinom plasmana/nabavke, kao i raspoloživim kapacitetima za njen transport, što će u ovom radu biti i obrađeno. Priroda viškova električne energije (vrsta, odnosno miks proizvodnih tehnologija koji ih stvara) na direktan način utiče na njenu cenu, na koju istovremeno utiče i ponuda i potražnja, ne samo na lokalnom već i na regionalnom nivou, u vremenskom trenutku u kome se oni javljaju. Iako je konačni cilj EU jedno jedinstveno tržište električne energije, put ka njegovom stvaranju je zacrtan kroz ujedinjavanje više regionalnih tržišta [4], kada svako od njih dostigne potreban nivo razvoja [5,6]. Dakle svi sadašnji i budući planovi razvoja elektroenergetskog sektora, ne samo da trebaju, već se moraju sagledavati

u regionalnom kontekstu i po potrebi menjati i sa njim usklađivati. S tim u vezi, Srbija je jedna od aktivnih članica Energetske zajednice (EZ) jugoistočne Evrope (JIE) [7], čiji je jedan od glavnih ciljeva poboljšanje balansa između proizvodnje i potrošnje električne en-ergije sa namerom da se unapredi i održi ekonomski razvoj zemalja članica, a formiranje funkcionalnog tržišta je od krucijalne važnosti za dostizanje tog cilja [8]. Već dokazanim proaktivnim pristupom može se znatno uticati na položaj Srbije u ovom smislu, ne samo zbog njenog povoljnog geografskog položaja sa osam “električnih” granica, već i zbog povoljnog odnosa hidro i termo proizvodnje, kao i velikog broja stručnjaka u ovoj oblasti koji mogu da značajno do-prinesu da se ostvare što bolji efekti, kako po državu, tako i po društvo, uz maksimalno moguće očuvanje životne sredine.

2. ELEKTROENERGETSKI BILANSI ZEMALJA JUGOISTOČNE EVROPE

Elektroenergetski bilans čini razliku između uku-pne proizvodnje i ukupne potrošnje (koju čine kra-jnji kupci, gubici u prenosnoj i distributivnoj mreži i energija utrošena na pumpanje u reverzibilnim ili pumpno-akumulacionim postrojenjima). U slučaju pozitivnog bilansa, postoje viškovi (sufi citi) energi-je, koja je interkonektivnim dalekovodima preneta i potrošena u nekoj drugoj zemlji, i obrnuto u slučaju negativnog bilansa postoje manjkovi (defi cit) koji je podmiren iz neke od (ne)susednih zemalja. Između ostalog, upravo nejednovremenost viškova i man-jkova u pojedinim zemljama omogućava plansku razmenu električne energije između njih, a u novije vreme predstavlja isključivo trgovačku aktivnost [9]. Stoga je poznavanje i predviđanje ne samo godišnjih, već i sezonskih pa i mesečnih i dnevnih bilansa poje-dinih zemalja od velikog značaja za samu trgovinu električnom energijom, a na regionalnom nivou je važno i poznavanje uvozno/izvoznih mogućnosti sa susednim regionima, kao i bilansa i trendova u nji-ma, radi što boljeg planiranja trgovačkih aktivnosti. Prema najsvežijim podacima Udruženja evropskih operatora prenosnih sistema (ENTSO-E), region JIE karakteriše ukupno 80.6GW instalisane snage od čega je 44.1GW termo, 23.4GW hidro, 5.9GW nuklearnih i nekih 7.1GW obnovljivih izvora električne energije (OIE). Detaljni prikaz instalisanih kapaciteta i vršnih opterećenja za region i po zemljama dat je u Tabeli I. U Srbiji se nalazi 10% od ukupno instalisanih kapac-iteta u regionu, odnosno 12% od ukupnih termo i isto toliko od instalisanih hidro kapaciteta.

Što se tiče proizvodnje i potrošnje električne en-ergije u zemljama JIE za 2013. godinu ona je prikaza-na u Tabeli II, gde Srbija u bilansu regiona učestvuje sa 14% u ukupnoj potrošnji i 16% u ukupnoj proiz-vodnji, od čega je procenat učešća hidroproizvodnje čak 22%.

9


Pošto elektroenergetski bilansi zemalja zavise od više faktora, od kojih neki imaju sezonski, neki godišnji, a neki stohastički karakter, za dalju analizu će biti korišćene vrednosti iz proteklih 10 godina, na os-novu kojih se mogu izvući i neki relevantni zaključci. Kao što je na samom početku poglavlja rečeno, bilansi zavise od proizvodnje i potrošnje, a oni pak uglavnom zavise od sledećih uticajnih faktora:

• Proizvodnja – proizvodni miks, raspoloživost blokova i agregata, cena uvoznog uglja i gasa, hidrometeorološki uslovi i cene uvozne (substi-tutivne) električne energije,

• Potrošnja – spoljašnja temperatura, industrijska aktivnost i cena električne energije.

Na Slici 1 je prikazana potrošnja i proizvodnja po tipovima elektrana svih zemalja JIE sumarno, a sa nje se može zaključiti da je većina prosečne proiz-vodnje (čak 76%) iz termo (60%) i nuklearnih (16%) elektrana, da je hidroproizvodnja veoma promenljiva i zavisna od hidroloških uslova, i da je primetan je značajan trend porasta proizvodnje iz OIE u posledn-jih par godina.

Posmatrajući proizvodnju nuklearnih elektrana, sa Slike 1 se takođe može videti izlazak iz pogona 800MW u bugarskoj NE Kozloduj 2007., kao i ulazak bloka od 700MW u rumunskoj NE Černa Voda u 2008. godini, dok je inače proizvodnja iz ovih izvora dosta

stabilna. Međutim, hidroproizvodnja je jako volatilna, uslovljena isključivo padavinama (jer nije bilo izgradnje nekih većih novih hidroelektrana) i kretatala se od 48.7TWh u 2007. do 78.6TWh u 2010. godini, što je razlika od skoro 30TWh, odnosno oko 11% prosečne proizvodnje i potrošnje u posmatra-nom periodu. Termoproizvodnja je direktno zavisna od raspoloživosti i stanja (rehabili-tacije) elektrana, ali u poslednje vreme jako zavisi i od cena na tržištu kada se termob-lokovi potiskuju zbog jeftinije uvozne struje. Inače do potiskivanja dolazi i u hidrološki dobrim periodima, kada se pored cenovnog (niske cene) javlja i tehnički problem u prenosu, odnosno nemogućnost plasmana celokupne električne energije koja bi mogla biti proizvedena. U novije vreme se javlja i ograničenje zbog sve značajnije proizvod-nje iz OIE u pojedinim zemljama, delovima zemlje ili čak u susednim zemljama, a nije zanemarljiv ni njen uticaj na cene. Naime, do nagle ekspanzije ulaganja i izgradnje obnov-ljivih izvora (pre svih, na energiju vetra) u Evropi, a najviše na severu Nemačke (u ko-joj je gro potrošnje skoncentrisano na jugu zemlje), pre svega je došlo zbog zagaranto-vanog povraćaja investicije i ostvarivog prof-ita [10], ali je nažalost nije adekvatno pratila odgovarajuća igradnja prenosne infrastruk-ture, pa je zbog stohastičke prirode takvih

izvora došlo do problema u planiranju tokova snaga [11], odnosno planiranja i korišćenja prekograničnih prenosnih kapaciteta. Takođe su se javili problemi sa naponom i balansiranjem u kontolnim oblastima u kojima postoje takvi izvori. Stiče se utisak da su oper-atori sistema, pre svega u centralnoj Evropi, zatečeni ovakvim problemima, pa tako sada poljski operator prenosnog sitema ugrađuje “phase-shift” transforma-tore u graničnom području sa Nemačkom, Češka je odustala od istovetnih najavljivanih planova, a sama

Godina 2013. TE HE NE OIE SUMA Vršno opte-Zemlja [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] re enje [MW]Albanija (AL) 119 1,540 0 0 1,659 ~1500Bosnia i Herzegovina (BiH) 1,506 1,971 0 0 3,477 2,074Bugarska (BG) 6,731 3,161 2,000 1,713 13,605 6,672Hrvatska (HR) 1,788 2,110 0 184 4,082 2,813Gr ka (GR) 9,739 3,231 0 2,934 15,904 8,764Ma arska (HU) 6,673 56 1,892 519 9,140 5,786Crna Gora (MNE) 220 660 0 0 880 621Makedonija (MK) 1,157 503 0 0 1,660 1,527Rumunija (RO) 9,460 6,196 1,300 1,801 18,757 8,312Srbija (SRB+KS) 5,507 2,888 0 0 8,395 6,930Slovenija (SLO) 1,280 1,098 696 0 3,074 1,984Region JIE 44,180 23,414 5,888 7,151 80,633 46,983procenata ukupnog kapaciteta 54.8% 29.0% 7.3% 8.9% 100.0%Izvor podataka: ENTSO-E, www.OST.al, www.CGES.me

Tabela I. - Instalisani proizvodni kapaciteti po tipovima i vršno opterećenje za zemlje regiona JIE

Godina 2013. TE HE NE OIE SUMA PotrošnjaZemlja [TWh] [TWh] [TWh] [TWh] [TWh] [TWh]Albanija (AL) 0.0 6.8 0.0 0.0 6.8 7.7Bosnia i Herzegovina (BiH) 8.7 7.0 0.0 0.0 15.7 12.0Bugarska (BG) 19.1 4.6 13.2 2.4 39.4 32.3Hrvatska (HR) 4.1 8.0 0.0 0.5 12.6 17.0Gr ka (GR) 35.5 5.9 0.0 7.1 48.5 50.6Ma arska (HU) 13.0 0.0 15.4 1.9 30.3 42.2Crna Gora (MNE) 4.1 1.6 0.0 0.0 5.6 8.0Makedonija (MK) 1.3 2.5 0.0 0.0 3.8 3.3Rumunija (RO) 23.7 14.9 10.7 5.2 54.5 52.3Srbija (SRB+KS) 32.1 11.1 0.0 0.0 43.2 39.4Slovenija (SLO) 4.4 4.5 5.0 0.0 13.9 12.7Region JIE 146.1 66.8 44.3 17.2 274.4 277.5procenata ukupne proizvodnje 53.2% 24.3% 16.1% 6.3% 100.0%Izvor podataka: ENTSO-E, www.OST.al, www.CGES.me

Tabela II. - Proizvodnja i potrošnja električne energije u zem-ljama JIE

Slika 1. - Potrošnja i proizvodnja po tipovima elek-trana u regionu JIE

10


Nemačka planira izgradnju grandioznog projekta novih prenosnih kapaciteta u smeru sever-jug. Inte-rensantno je spomenuti da je Rumunija četvrta zemlja u Evropi po instalisanoj snazi vetrogeneratora iako je tek pre par godina počela intenzivnija izgradnja i to uglavnom na obali Crnog mora. Inače, proizvodnja iz obnovljivih izvora obara veleprodajne cene električne energije, ali u isto vreme povećava maloprodajnu cenu zbog dodatnih troškova krajnim kupcima, jer se tako prikupljaju sredstva za isplate zagarantovanih i vremenski ograničenih subvencija.

Vratimo se sada godišnjim bilansima po zemljama koji su prikazani na Slici 2. Sa nje se jasno uočava da su samo BG, RO i BiH neto izvoznici, dok sve ostale zemlje konstantno uvoze električnu energiju, a najviše HU, GR i HR, dok je Srbija, uključujući i teritoriju Ko-sova i Metohije (KS), manje-više samoizbalansirana, odnosno čak ima i određene uglavnom prolećno-letnje viškove pošto je teritorija KS pretežni uvoznik, ali se to na ovoj slici ne vidi zbog prirode podataka koji se mogu naći u, za ovaj rad relevantnoj i referentnoj, EN-TSO-E bazi podataka. Inače ceo region je uvozno ori-jentisan (što naglašava potrebu za izgradnjom novih proizvodnih kapaciteta), sa desetogodišnjim prosekom od 8.4TWh i maksimalnim uvozom od 16.7TWh u veoma sušnoj 2012. godini.

3. BERZANSKA TRGOVINA ELEKTRIČNOM ENERGIJOM

Berze električne energije su osnovni oblik organi-zovanog tržišta električne energije [12,2] i predstav-ljaju mesto anonimnog sustreta licenciranih tržišnih učesnika koji žele da prodaju ili kupe električnu energiju. Na berzama se na osnovu dobro poznatog ekonomskog zakona ponude i potražnje formira i javno objavljuje jedinstvena tržišna cena za svaki sat narednog dana posebno, čime se garantuje transpar-entnost i preglednost tržišta. Trendovi kretanja cena na njima mogu da pomognu u donošenju investicionih odluka o izgradnji proizvodnih i/ili prenosnih kapac-

iteta. Direktna, ali ipak anonimna, veza između po-nude i potražnje omogućava visok stepen likvidnosti i poverenja dok sistem fi nansijskog poravnanja ga-rantuje fi nansijsku sigurnost svim učesnicima. Berze su neutralan subjekt na tržištu koji mora da obezbedi integritet tržišta i fi nansijsku sigurnost učesnicima, a samo organizovano tržište koje ima osobine da je javno, pregledno i dostupno svima pod istim uslovima može da zadovolji i poštovanje javnog interesa. U kontinentalnoj Evropi, berze su u poslednjih nekoliko godina uzele aktivno učešće u dodeli prekograničnih kapaciteta na dnevnom nivou implicitnim putem, korišćenjem metode tzv. „spajanja tržišta“ (engl. Mar-ket Coupling). Ova metoda je u svom izvornom ob-liku prisutna u Skandinavskim zemljama još od kraja prošlog milenijuma, a u Evropi je našla modifi kovanu primenu najpre između Francuske, Holandije i Bel-gije, kojima se kasnije priključila Nemačka [13], a od 4. februara 2014. godine ove zemlje, zajedno sa Skan-dinavijom i UK, čine jedinstveni sitem koji pokriva skoro pola Evrope. Primena ove metode izgleda kao nezaustavljivi trend kome će se i ostatak Evrope, pre ili kasnije priključiti, a među prvim kandidatima su tržiše Iberijskog poluostrva i centralne Evrope (CZ, SK i HU - koje već međusobno primenjuju ovu me-todu, uz priključenje Rumunije i Poljske). U regionu JIE funkcionišu četiri nacionalne berze i to u HU, RO, GR i SLO. Berza u Mađarskoj – HUPX, iako najmlađa (osnovana 2010.), za kratko vreme je postala „ref-erentna cenovna oblast“ za čitav region zbog svoje veličine, relativno dobre likvidnosti i položaja, sa dobrim „električnim“ vezama sa zapadnom Evropom preko Austrije i tranzitno preko Slovačke. Međutim cena na HUPX je volatilna i osetljiva pre svega na neraspoloživost elektrana, kako u samoj Mađarskoj, tako i velikih blokova u balkanskim zemljama, kao i na hidrološku situaciju odnosno uvozne potrebe na Balkanu. Rumunska berza OPCOM je najstarija, os-novana 2000. godine, karakteriše je dobra likvidnost i postavlja referentnu cenu kako prilikom sklapanja in-ternih transakcija tako i prilikom planiranja izvoza koji

Slika 2. - Bilansi zemalja regiona JIE (pozitivne vrednosti znače izvoz a negativne uvoz)

11


je de facto još uvek opterećen izvoznom taksom. U Grčkoj od 2000. postoji varijanta obavezne berze, tzv. pul (engl. pool), koja je postala operativna tek 2004., sada se naziva LAGIE, a njenu negativnu stranu pred-stavlja upravo ta obaveznost svog internog trgovanja preko nje, što znači da interno ne postoji dugoročna već samo „spot“ trgovina za naredni dan, dok se dugoročne transakcije za uvoz/izvoz mogu sklapati samo na granicama Grčke. Najmanja po obimu trgo-vanja je slovenačka berza – BSP SouthPool, koja je osnovana 2002. pod nazivom BORZEN, ali je kasnije preimenovana zbog, sada se vidi neuspešnih, preten-zija da uzme ulogu regionalne berze. Nakon teškog perioda male likvidnosti, primena „spajanja tržišta“ na granici sa Italijom je poslednjih godina doprinela znatno povećanom obimu trgovanja. Sve veći značaj i ulogu berzi potvrđuje i činjenica da su u 2013. i OP-COM i BSP oborili rekorde u obimima dnevnog trgo-vanja.

Planove za osnivanje nacionalnih berzi su krajem 2013. u javnosti promovisale Hvatska i Bugarska, u kojoj je kompanija BEH (Bugarski energetski Hold-ing) dobila i licencu za osnivanje berze. U Srbiji su nedavno ponovo aktuelizovani planovi EMS o osniv-anju berze [14] krajem 2014. godine, koji se s’ jedne strane moraju sprovoditi u bliskoj saradnji sa relevant-nim Direkcijama u okviru EPS, kao za sada jedinog mogućeg pružaoca likvidnosti (engl. market maker), da li nametanjem zakonske obaveze ili pronalaženjem nekog obostrano prihvatljivog rešenja, a sa druge strane bi bilo poželjno da se već u samom startu razmišlja o regionalnom pristupu. Naime, u bliskom okruženju Srbije se nalaze i mali sistemi koji ne mogu osnovati svoju berzu ili oni kojima je to neisplativo, pa se sa njima mogu sklapati ugovori o pružanju ber-zanskih usluga, a takođe postoje i dve velike berze u HU i RO, sa kojima bi se mogao sklopiti ugovor o primeni „spajanja tržišta“ i na taj način povećati sop-stvena likvidnost i ojačati ionako povoljan geografski položaj (sa značajnim tranzitnim tokovima električne energije), te buduće berze u Srbiji.

4. DODELA PREKOGRANIČNIH PRENOSNIH KAPACITETA

Evropska Unija je u julu 2003. godine donela Reg-ulativu 1228/2003, a nešto kasnije i amandmane na nju [15] u cilju intenziviranja trgovine električnom energijom. Ovaj dokument uređuje način pristupa prenosnoj mreži za prekogranične razmene električne energije i defi niše principe upravljanja zagušenjima u sedam evropskih regiona [16]. U julu 2008. godine se odlukom Saveta ministara EZ defi niše i osmi region - JIE [17] u cilju sprovođenja zajedničke procedure u procesu upravljanja zagušenjima na regionalnom ni-vou. Članice ovog regiona su ugovorne strane: BiH, SER, MNE, MK, AL i KS, kao i sedam susednih ze-malja: IT, SLO, HR, HU, RO, BG i GR. Moldavija i Ukrajina postaju članice u maju 2010., odnosno u

februaru 2011. godine.Uvođenje aukcija kao prihvatljive tržišne metode

za dodelu prekograničnih prenosnih kapaciteta je u re-gionu JIE počelo 2005./2006., a u Srbiji 2008. godine. Sa aukcijama se počelo bilateralnom dodelom po 50% kapaciteta u oba smera na jednoj „granici“, gde je svaki operator sistema dodeljivao svoju polovinu ka-paciteta na svim vremenskim horizontima po svojim pravilima, neretko različitim od susedovih, da bi se kasnije (prvenstveno zbog prilagođavanja relevantnoj regulativi) došlo do zajedničkih aukcija, uz podelu obaveza između operatora sistema po vremenskim periodima alokacije: godišnje, mesečne, ponegde ne-deljne i dnevne.

Uporedo sa uvođenjem i prethodno navedenim razvojem i unapređivanjima transparentnih i tržišno zasnovanih alokacija, tekao je i proces ispitivanja mogućnosti koordinisane alokacije (alokacija = aukci-ja za dodelu prekograničnih prenosnih kapaciteta) u regionu JIE zasnovane na proračunima tokova snaga [18]. Ovaj proces je sproveden kroz tzv. DRY-RUN projekat i to u tri faze u periodu od 2006. do 2010. godine. Prva faza je počela u jesen 2005. kada je aukcijska Internet aplikacija, nazvana DrCAT (Dry-run Coordinated Auction Tool), simulirala aukcije zasnovane na proračunu tokova snaga. Simulacije su rađene u uslovima nepostojanja fi nansijskih, već samo energetskih ponuda za transfer snage između zemalja. U julu 2007. godine, je počela druga faza projekta, čiji je osnovni zadatak bio nadogradnja softvera DrCAT. U simulacije su uključeni i trgovci, a u model su uve-dene i dodatne funkcionalosti kao što su obračuni, sekundarna trgovina i slanje voznih redova. Cilj je bio približiti simulaciju realnoj situaciji. Početkom 2008. je metod alokacije promenjen sa predhono korišćenog BC (Border Capacity) na metod MF (line-wise maxi-mum fl ow) [19]. Treća faza počinje u oktobru 2008. kada je Sekretarijat EZ raspisao tender za studiju konačnog razvoja i uspostavljanja koordinisanog up-ravljanja zagušenjima u regionu JIE. Glavni zadatak ovog konsultantskog projekta je bio da se izvrši pro-cena i predloži dalji razvoj metoda alokacije (MF) zasnovanog na proračunu tokova snaga. Kao kra-jnji rezultat, napravljen je poslovni plan za osnivanje Koordinacijskog aukcijskog tela („aukcijske kuće“) za JIE.

Prethodno opisani DRY-RUN projekat, kao i pro-jekat formiranja Koordinacijskog aukcijskog tela je fokusiran na implementaciju principa iz Regulative 1228/2003 i njenih amandmana. Usklađivanje met-odologije sa najnovijim evropskim pravilima u toj oblasti [20-22] i optimizacija alokacije prekograničnih prenosnih kapaciteta ostaje glavni zadatak, a osnovna razlika je prelazak sa simulacija na realnu primenu. Predviđeno je da proces alokacije u JIE sprovodi mul-tinacionalno osoblje uz pomoć specijalno za tu na-menu kreiranog softvera. Glavni izazovi EZ u procesu alokacije i upravljenja zagušenjima ostali su nedo-

12


voljna regionalna koordinacija i nedovoljna likvid-nost pojedinih tržišta, dok neusklađenost alokacija predstavlja prepreku razvoju prekogranične trgovine i uspostavljanju funkcionalnog regionalnog tržišta. Koordinacijsko aukcijsko telo bi trebalo da reši ovaj problem tako što bi se alokacijom upravljalo iz jed-nog centra, tj. usklađivanje bi se ostvarilo uvođenjem jedinstvenih pravila i jedinstvenog sistema alokacije. Predviđeno je da se u prvom koraku osnuje kompanija u vlasništvu operatora sistema koji učestvuju u procesu alokacije čiji zadatak bi bio da se pripremi neophodni pravni, fi nansijski i tehnički okvir za funkcionisanje budućeg Koordinacijskog tela. Nakon pripremnog perioda u trajanju od godinu dana iz ove kompanije bi se osnovalo Koordinacijsko telo kao nova kom-panija, koja bi započela proces sprovođenja region-alne alokacije. Kompanija „Projektni tim SEE CAO“ (Project Team Company (PTC) - South East European Coordinated Auction Offi ce) je svečano predstavljena u Bečićima 13. juna 2012. godine. Ugovor o osnivanju kompanije sa sedištem u Podgorici su potpisali opera-tori iz AL, HR, BiH, MK, GR, MNE, RO, SLO, KS i TR. Projektni tim ima zadatak uspostavljanje funkcio-nalnog Koordinacijskog aukcijskog tela za JIE (SEE CAO), koje je najavljeno za drugu polovinu 2014. go-dine, ali i dalje ostaje nepoznanica koliko efi kasno će jedno takvo regionalno telo moći da funkcioniše bez učešća Bugarske i Srbije u ovom projektu.

Trenutno stanje alokacije u regionu JIE je prika-zano na Slici 3, a i do njega se došlo postepenim unapređivanjima, pre svega bilateralne saradnje oper-atora sistema, regulatornih agencija i nadležnih mini-starstava, u preteklih malo manje od deset godina, uz ponekad i teško rešavanje tehno-ekonomskih i fi nan-sijskih problema koji su iskrsavali tokom tog perioda, a kao što se sa slike može videti, još uvek ne postoji koordinisana alokacija niti zajednička aukcija na svim granicama, što ostavlja prostor za dalja unapređenja. Što se alokacije prenosnih kapaciteta na granicama

Srbije tiče, uvođenje zajedničkih aukcija je teklo sledećom dinamikom: SER-HU od 2011., SER-RO od 2013., a SER-BG i SER-HR od 2014 godine, gde EMS radi uglavnom dnevne, a susedni operatori mesečne i godišnje alokacije. Tehnički sporazum EMS i KOSTT koji je potpisan u februaru 2014. godine će svakako doneti neke izmene i predstaviti nove izazove u ovoj oblasti.

5. REGIONALNO TRŽIŠTE I INVESTICIJE U JUGOISTOČNOJ EVROPI

Region JIE u principu karakteriše nedovoljno in-vesticija u nove, ekonomski efektivne i energetski efi kasne elektroenergetske izvore i tehnologije [23], što je početkom 21. veka bila posledica uglavnom dug-otrajne i nedovoljno efektivne socio-ekonomske tran-zicije u zemljama EZ, a krajem prve dekade i globalne fi nansijske i ekonomske krize (smanjenje stranih in-vesticija i siromašenje lokalnih kompanija) koja je zahvatila i ovaj region [24]. Međutim poslednjih go-dina se investiciona klima polako popravlja, mada vrlo sporo, pa su novoizgrađeni kapaciteti (od kojih je većina projekata započeta pre globalne krize) ug-lavnom termoelektrane na gas sa kombinovanim cik-lusom (CHP CCGT) i u značajnijoj meri, uzimajući u obzir fi nansijsku situaciju, obnovljivi izvori pre svega na vetar, a značajno manje na bazi energije sunčevog zračenja, kao i male hidroelektrane. Na prostoru bivše SFRJ je u poslednjih 30-ak godina izgrađeno samo nekoliko hidroelektrana (u SLO, HR i BiH) i dve CHP CCGT (u MK i HR) i to većina njih u skorije vreme, a prva termoelektrana nakon tog dugotrajnog perioda se očekuje u BiH krajem 2015. godine.

Što se tiče projekata interkonektivnih dalekovoda visokonaponske prenosne mreže [25], u skorije vreme su izgrađeni sledeći DV: HU-RO 400 kV Bekescsa-ba-Nadab-Arad u 2008., BG-MK 400 kV Chervena Mogila-Štip u 2009., HU-HR 400 kV Pecs-Ernestinovo u 2010. i MNE-AL 400 kV Podgorica-Tirana/Elbasan

u 2011. godini. Prepoznajući potrebu za daljim razvojem energetske infrastrukture u regionu JIE radi zadovoljenja uvećanih potreba za energijom nakon oporavka nacionalnih ekonomija i njiho-vog očekivanog rasta, a na inicijativu tadašnjeg resornog Ministarstva Republike Srbije, Savet ministara EU je u oktobru 2012. godine usvojio “Energetsku strategiju Energetske zajednice” [26], koja je izrađena na osnovu postojećih na-cionalnih strategija i ugovornih obaveza članica u okviru EZ. Ova strategija je obuhvatila moguće scenarije razvoja, uzimajući u obzir vrstu ener-getskih izvora, balans proizvodnje i potrošnje, te potrebne investicije. Analiza je pokazala da je u periodu od 2012. do 2020. godine potrebno ulaganje od najmanje 39 milijardi € da bi se u potpunosti zadovoljila uvećana tražnja za en-ergijom, dok bi se u isto vreme samo delimično ispunili ciljevi u pogledu energetske efi kasnosti i

Slika 3. - Pregled primenjenih metoda za alokaciju u re-gionu JIE

13


procenta učešća obnovljivih izvora. Veličina potrebnih investicija ukazuje na to da članice moraju sarađivati prilikom razvoja svojih energetskih sistema i da mora-ju davati prioritet projektima koji imaju pozitivan uti-caj na više zemalja, kako bi se stvorilo konkurentno i integrisano energetsko tržiste, privukle investicije u energetiku i obezbedilo sigurno i pouzdano snabde-vanje. Kako bi se izvršila evaluacija projekata, Ener-getskom strategijom je predviđeno da se napravi lista projekata od interesa za EZ (engl. Projects of Energy Community interest - PECI). U tom cilju je u novem-bru 2012. godine EZ uputila poziv za podnošenje predloga projekata elektroenergetske, gasne i naftne infrastrukture Sekretarijatu EZ. Uslov za apliciranje je bio da je projekat lociran u najmanje jednoj zemlji članici i da ima pozitivan uticaj na razvoj najmanje dve članice ili jednu članicu EZ i jednu članicu EU. Nakon podnošenja prijava je sprovedena javna raspra-va, koja je imala za cilj da prikupi dodatne podatke o projektima, kao i da se dobiju novi predlozi projekata. Prijavljeni projekti se nalaze na teritorijama članica EZ (AL, BiH, MK, KS, MD, MNE, SRB i UA), od kojih se čak dvadesetak njih nalazi u Srbiji. Nakon procene [27], napravljene su liste pozitivno ocenjenih projekata [28] (Tabela III), koje su usvojene na sas-tanku održanom u Beogradu u oktobru 2013. godine.

Naravno, postoje i projekti koji su u toku, a nisu obuhvaćeni PECI listom projekata, kao što su izgradn-ja jedne TE i nekoliko HE u BiH, podmorski DC Kabl izmedju MNE i IT, dok je još nekoliko interkonek-tivnih dalekovoda u regionu u fazi ranog planiranja. Međutim, pored infrastrukturnih projekata, za uspešno formiranje i funkcionisanje regionalnog tržišta [9] su veoma bitni i aspekti berzanske i organizovane bilat-eralne trgovine i dodele prenosnih kapaciteta, opisani u prethodna dva poglavlja, ali je od presudne važnosti aktivno učešće, prihvatanje kompromisnih rešenja, koordinacija i što skorije usaglašavanje sve pravne zakonske i podzakonske regulative, kao i harmoni-zacija i unifi kacija operativnih procedura svih zain-

teresovanih strana. Otvaranjem tržišta za sve veći broj krajnjih kupaca na nižim naponskim nivoima (SN i konačno NN) u zemljama u kojima to do pre par go-dina nije bio slučaj, a kao što su HR, SRB, MK, MNE, broj učesnika na tržištu se povećava, proces trgovine se usložnjava, ali će to u perspektivi doneti povećanu likvidnost i steći će se uslovi da se u jednoj otvorenoj i fer tržišnoj utakmici formiraju realne i opravdane cene za sve kupce. Iako trenutno u regionu JIE pos-toji intenzivna međunarodna prekogranična trgovina električnom energijom, još uvek ne postoji jedinst-veno regionalno tržište kome se teži [6]. Ono bi pored usaglašenih pravila i omogućavanja nediskriminator-nog, jednostavnog i jeftinog pristupa tržištu, prema planovima trebalo da ima sledeću strukturu [20,21]:

• na terminskom tržištu za neke dalje buduće vre-menske periode, primena koordinisane alokacije prekograničnih prenosnih kapaciteta, i

• na “spot” tržištu za dan unapred, primena metode spajanja tržišta, uz neophodno aktivno učešće berzi, i uz primenu ograničenja u prekograničnom prenosu zasnovano na metodama proračuna tok-ova snaga [13].

6. ZAKLJUČCI

Novonastali uslovi poslovanja energetskih sub-jekata, prihvaćene obaveze kroz EZ koje se moraju ispunjavati i nezaobilazni regionalni aspekt sarad-nje [6], nameću i moguće pravce razvoja celokupnog elektroenergetskog sektora Srbije. Od svog osnivanja, odnosno izdvajanja iz tadašnjeg EPS-a, 2005. go-dine, EMS je pratio trendove i preuzete obaveze EZ. Uvođenje zajedničkih aukcija na pola granica, plano-vi za dalji razvoj, kako interne tako i interkonektivne mreže, kao i ponovo aktuelizovani plan za osnivanje berze [14] daju dobar osnov da se EMS nametne kao lider u razvoju berzanskog tržišta na Balkanu šireći svoje usluge i na susedne sisteme. Ovakva berza koja bi bila osnovana od strane EMS-a ima potencijal da

Prenosni projekti

HE Brodarevo (RS) VE Bitovnja (BA) 400 kV DV TS Kragujevac (RS) - TS Kraljevo (RS)TE TO Novi sad (RS) VE Borisavac (BA) 400 kV DV TS Jagodina - TS Požarevac (RS) i 400kV TS PožarevacHE Velika Morava (RS) VE Medve ak (BA) 400 kV DV TS Obrenovac (RS) - TS Bajina Bašta (RS)Ibarske HE (RS) VE Podveležje (BA) 400 kV DV TS Bajina Bašta (RS) -TS Kraljevo (RS)RHE Bistrica (RS) VE Rostovo (BA) 400 kV DV TS Resita (RO) - TS Pan evo (RS)RHE erdap 3 Faza I (RS) VE Vlaši (BA) 400 kV DV TS Bajina Bašta (RS) - TS Pljevlja (ME) *TE Kolubara B (RS) HE Dubrovnik (Faza II) (BA, HR) 400 kV DV TS Višegrad (BA) - TS Pljevlja (ME) *TE Kostolac B3 (RS) HE Donja Drina (BA, RS) 400 kV DV TS Bitola (MK) - TS Elbasan (AL) TE Nikola Tesla B3 (RS) HE Srednja Drina (BA, RS) 400 kV DV TS Banja Luka (BA) - TS Lika (HR) i 400 kV TS LikaTE TO Pan evo (RS) RHE Korita (HR) 400 kV DV Brinje-Lika-Velebit-Konjsko i 400 kV TS Brinje (HR)Male gasne elektrane (RS) HE na Limu (ME) 750 kV HVDC DV Albertirsa (HU) - Ukrajina (UA)TE Kosovo "Re Power" (KS) HE na Crnoj reci (MK) 400 kV DV Tirana (AL) - Priština (KS)VE Dajc-Velipolje (AL) HE na Vardaru (MK) 400 kV DV TS Pljevlja (ME) - TS Lastva (ME)HE Skakavica (AL) HE HS Zletovica faza 3 (MK) HVDC izmedju Poljske i UkrajineHE Dabar (BA) TE Burstin - Novi blok (UA) DC podmorski kabl Vlora (AL) - Bari (IT)HE na ehotini (BA) TE Dobrotvir - Novi blok (UA)TE TO Zenica (BA) *Napomena: Izgradnja jednog DV iskljucuje izgradnju drugog

Proizvodni Projekti

Tabela III. - Lista projekata od interesa za Energetsku zajednicu (PECI)

14


jednog dana preraste i u regionalnu balkansku berzu. EPS je izvanrednim rezultatima u 2013. godini doka-zao da može da bude ne samo ravnopravan učesnik već i ozbiljan konkurent na regionalnom tržištu. Naime, rekordna proizvodnja u 2013. godini, kao re-zultat velike raspoloživosti proizvodnih kapaciteta, odličnih hidroloških prilika u prvoj polovini godine i manjeg broja i trajanja planskih i neplanskih zastoja, uz izuzetno visoku prosečnu godišnju temperaturu, omogućili su sufi cit električne energije, najveći u pos-lednjih 20 godina. Prethodno navedeno je, uz aktivno korišćenje mogućnosti koje pruža licenca za snabde-vanje (trgovinu) na otvorenom tržištu, omogućilo da se ostvari i rekordan izvoz u iznosu 3.3 TWh, odnos-no najveći izvoz od 2000. godine. Formiranjem „EPS Snabdevanja“ je otvoren jedan potpuno nov segment poslovanja izložen tržišnoj utakmici. Međutim, bez hitnih novih investicija u nove i zamenske proizvodne objekte [23,24], u slučajevima loše hidrologije i/ili povećane potrošnje, EPS neće biti u prilici da ko-risti sve svoje komparativne prednosti, pa to treba da bude imperativ u narednom periodu. Pored toga, zadaci koji predstoje su i aktiviranje na susednim tržištima putem sopstvenih ćerki kompanija za šta je dobar primer formiranje kompanije na teritoriji EU (u Sloveniji), zatim nastavak procesa korporativizacije i transformacije u akcionarsko društvo, kao i opti-malno korišćenje postojećih ljudskih resursa, ne libeći se ni od zapošljavanja stranih i/ili domaćih eksperata na ona ključna mesta za koja u okviru kompanije ne postoji adekvatan kadar ili bi njegova obuka predugo trajala. Pored Energetske Strategije do 2025. godine, usvojene na Vladi u januaru 2014., zatim nacrta novog Zakona o Energetici, čija se javna rasprava završila početkom februara 2014., potrebno je i dalje raditi na izradi podzakonskih akta, pre svega vezanih za pot-puno otvaranje tržišta i za olakšavanje mogućnosti investiranja. Poboljšanje investicione klime kroz političku stabilnost, odgovarajuću atraktivnu zakon-sku regulativu i dalju promociju javno-privatnog part-nerstva prilikom ulaganja u elektroenergetski sektor, rezultiraće prekopotrebnim privlačenjem bilo stranog bilo domaćeg privatnog kapitala za investiranje, kako u kapitalne tako i u one manje projekte, i doprineti angažovanju domaće privrede i poboljšanju ekonom-skog položaja cele zemlje.

7. LITERATURA

[1] I. Škokljev, M. Apostolović, “Deregulacija elek-troenergetskog sektora”, časopis Energija, broj 1, 2005., str. 48-56

[2] M. Apostolović, I. Škokljev, “Berze električne energije - uloga, osobine i način rada”, časopis Energija, broj 2, 2005., str. 275-280, Zbornik ra-dova savetovanja Energetika 2005, Zlatibor 19.-22. jun .2005.

[3] M. Apostolović, “Evolutivni razvoj metode eks-plicitnih aukcija prenosnih kapaciteta”, 12. Sim-

pozijum JUKO CIGRE Upravljanje i telekomu-nikacije u elektroenergetskom sistemu, Tara, 29. maj - 2. jun 2006., referat C5-08

[4] M. Apostolović, I. Škokljev, “Regionalizacijom do potpune integracije jedinstvenog evropskog tržišta (električne) energije”, 30. Savetovanje CIGRE Srbija, Zlatibor, maj/jun 2011., referat C5-01

[5] POYRY & NORD POOL Consulting AS., “South East Europe Wholesale Market Opening, Final report - updated with Ukraine and Moldova”, December 2011

[6] ECRB and ENTSO-E Market Regional Group SEE, “Regional Action Plan for Market Integra-tion in South Eat Europe”, September 2013

[7] European Commission,“Treaty establishing the Energy Community”, October 2005

[8] M. Apostolović, M. Studović, “Actual State, Fu-ture Trends and Desirable Directions of Electric-ity Sector Development in the Region of South-East Europe”, 8th International Conference on the European Electricity Market - EEM 2011, 25-27 May 2011, Zagreb, Croatia, Towards a fully functioning IEM, R6, pp 911-916; ISBN: 978-1-61284-285-1, ©2011 IEEE

[9] M. Apostolović, “Overview of the present situ-ation and the vision of the future trading and in-vestment activities in the South-East Europe”, DEMSEE 2009 - 4th International Conference on Deregulated Electricity Market Issues in South-Eastern Europe, 17-18 September 2009, Belgrade, Serbia, Technical session II - Markets, Operation Planning, R6

[10] M. Studović, “Poreklo i priroda „nametnutih’’ opcija razvoja energetskih sektora u zemljama EU i jugoistočne Evrope”, Međunarodna konfer-encija Elektrane, Vrnjačka Banja, 30. oktobar - 2. novembar 2012., Sesija: Liberalizacija tržišta i sigurnost snabdevanja električnom energijom, energetska efi kasnost i racionalan rad elektrana

[11] THEMA Consulting Group, “Loop fl ows - Final advice, THEMA Report 2013-36”, Prepared for The European Commission, October 2013

[12] L. Meeus, K. Purchala, R. Belmans, “Implemen-tation aspects of Power Exchanges“, C5-106, CIGRE, Paris, France, Session 2004

[13] Flow-based Market Coupling - A Joint ETSO-EuroPEX Proposal for Cross-Border Congestion Management and Integration of Electricity Mar-kets in Europe, Interim Report, September 2004

[14] M. Mladenović, N. Lapčević, V. Janković, “Kon-cepcija uspostavljanja berze električne energije u Srbiji”, 29. Savetovanje CIGRE Srbija, R C5 – 04, Zlatibor, 2009

[15] Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003

15


on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity & Amendments to the Regulation (EC) No 1228/2003

[16] M. Apostolović, M. Vukasović, “Regionalni projekti i inicijative za alokaciju prekograničnih prenosnih kapaciteta u Evropi”, 29. Savetovanje CIGRE Srbija, Zlatibor, maj/jun 2009., ref. C5-08

[17] Ministerial Council of the Energy Communi-ty, “Decision No. 2008-02 on Implementation of EC Decision amended Annex Regulation 1228/2003”, June 2008

[18] M. Apostolović, I. Škokljev, “Aspekti praktične primene metode koordinisane aukcije prenos-nih kapaciteta zasnovane na tokovima snaga”, časopis Elektroprivreda, br.2, 2006., str. 26-34

[19] M. Vukasović, M. Apostolović, “Line-wise (“maximal fl ow”) method for the allocation of physical transmission rights and its infl uence on physical and fi nancial fi rmness”, 6th International Conference on the European Electricity Market - EEM 2009, 27-29 May 2009, Leuven, Belgium, ISBN: 978-1-4244-1743-8 ©2008 IEEE, Digital Object Identifi er: 10.1109/EEM.2008.4579026 P5B: Transmission: Congestion Management

[20] ACER, “Framework Guidelines on Capacity Al-location and Congestion Management for Elec-tricity”, July 2011

[21] ENTSO-E, “Network Code on Capacity Alloca-tion and Congestion Management”, Sept. 2012

[22] ENTSO-E, “Network Code on Forward Capacity Allocation”, Oct. 2013

[23] M. Apostolović, “Overview of the power sector and necessary investments in the generation ca-pacities in the Balkan region”, CCS: Perspectives for the Balkan Region Workshop, The World Bank CCS Capacity Building Trust Fund, Du-brovnik, Croatia, May 4-5, 2011

[24] M. Studović, “Stanje i perspektive razvoja energe-tike u regionu jugoistočne Evrope”, Međunarodna konferencija Elektrane, Vrnjačka Banja, 26.-29. oktobra 2010., Sesija: Liberalizacija tržišta i sig-urnost snabdevanja električnom energijom, ener-getska efi kasnost

[25] M. Vukasović, M. Apostolović, S. Škuletić, “Analysis of South-East Europe Transmission Network Expansion Plan under the Future Mar-ket Conditions”, DEMSEE 2009 - 4th Internation-al Conference on Deregulated Electricity Market Issues in South-Eastern Europe, 17-18 Septem-ber 2009, Belgrade, Serbia, Technical session I - Power System Planning, R2

[26] Energy Community,“Energy Strategy of the En-ergy Community”, July 2012

[27] DNV KEMA, REKK, EIHP, “Development and Application of a Methodology to Identify Proj-ects of Energy Community Interest”, November 2013

[28] Energy Community Secretariat, “Energy Com-munity Strategy and Projects of Energy Commu-nity Interest”, November 2013

16


Adriana SIDA MANEA, Adrian BEJUniversitatea “Politehnica” Timişoara, Romania

UDC: 620.9

Current Status of the Use of Renewable Energy in Romania

INTRODUCTION

In recent years power production from renewable energy sources has become one of the main objec-

tives of Romania’s power energy sector. Although the renewables can not cover all the energy needs of the country and can not totally replace the existing power plants, they are an important part of the power system in Romania. The development of renewable energy is an important goal for Romania in order to decreases the country’s energy dependence as well as to decreas-es the environmental pollution. Its geographical po-sition and climate conditions offers Romania the op-portunity to harness various renewable energy sources including wind, solar, micro-hydro and geothermal.

In the last fi ve years the most rapid growth rate it had wind energy. Currently a specifi c interest focuses on small river hydro power, and solar power with a predilection for residen-tial and small commercial applications. The paper shows the potential of renewable energy in Ro-mania and the current sta-tus of the use of different types of renewable energy sources.

1. ROMANIA’S RE-NEWABLE ENERGY POTENTIAL

Romania has a favor-able renewable energy po-tential distributed allover the country’s area that comprises of a 17% share from wind power, a 4% from micro-hydro, 65% from biomass, 2% from geothermal, and 12% from solar source. Fig. 1. - Renewable energy potential of Romania

I - Danube Delta (solar); II - Dobrogea (solar, wind); III - Moldova (micro-hydro); IV - Carpathian Mountains (biomass, micro-

hydro);V - Transylvania (micro-hydro, biomass); VI - Western Plain (geothermal, wind); VII - Sub-Carpathians (biomass, micro-hydro); VIII - Southern Plain (biomass, geothermal, solar)

2. WIND POWER

Its renewable energy potential enables Romania to generate green electricity, representing hence an in-evitable future for the national power system. In the recent years, Romania has experienced a great devel-opment in the use of wind power to the detriment of

17


other renewable energy sources. While in 2010 the share of renewables in total pow-

er production accounted for an insignifi cant share (ex-cluding hydro power produced by large-hydro power plants, i.e. >10MW), in recent years wind energy has signifi cantly and continuously increased its contri-bution share in the total country’s generated power. Figures from 2 through 5 show the shares of different energy sources in the annual energy production in the last years accordingly to the annual reports of ANRE (Romanian National Energy Regulatory Authority). In the European Union at the end of 2012, the produced wind power represented 8% share of the total gener-ated power. In Romania, although wind energy pro-duction increased (in 2012 being installed 923 MW new capacity, almost double then in 2011), in 2012 the share of wind energy in the country’s annual power

production was just slightly over 5%. In 2013 new wind capacities were added while the 1905 MW total wind capacity installed by 2012 continued to generate more and more power.

Consequently, the share of wind energy in Roma-nia’s annual power production for 2013 was about 7%, which is close to the European Union average. In Fig.6 are given the areas of the country where the main wind farms are currently located, the largest in-vestors/operators of them being Czech energy group (CEZ), Portuguese group Energias de Portugal (EDP), Italian group Enel Geen Power (EGP) and Spanish group Iberdrola.

3. MICRO-HYDRO POWER

Although hydropower represents a large share of

Fig. 2. - Share of energy sources in Romania for 2010




18


Fig. 6. - Map of main Romanian wind farms

Fig. 7. - Map of Romanian small-hydropower potential

19


power production in Romania, this currently means the power generated almost exclusively by large river power plant facilities. A full capitalization of coun-ty’s hydropower potential assumes also the potential of small rivers by the means of hydropower plants equipped with turbines of up to 10 MW as installed power per plant. Despite the installed power per unit is small, due to the large number of potential feasible power plants, of at least 1000 units, the capacity at the national level would be signifi cant. In this way it is estimated that a 3.6 TWh electrical energy might be generated by hydro yearly. In Figure 7 can be seen the map of Romania’s micro-hydropower potential.

However, in order to use effectively but rationally the country’s exiting natural hydropower potential it should be also carefully considered the water need of the population used in households and agriculture, and hence any hydropower plant facility shall not signifi cantly affect people’s lives and not create en-vironmental disasters. In order to stimulate the inves-tors and developers to get involved in capitalizing the potential of small rivers through the construction of micro-hydro power plants, by law, green certifi cates are granted as stimulus for each produced green MW. Investors state that the construction of small hydro-power plants, would create jobs and ensure the supply of electricity to remote communities.

At the same time environmental organizations warn that the chaotic construction of small hydro-power facilities could irreversibly destroy the envi-ronment, which will affect watercourses, fl ora and

fauna in the area. Environmental organizations have reported problems that emerged through the construc-tion of small hydropower facilities on certain rivers in Fagaras Mountains, the irregularities were confi rmed by the checks carried out by the authorities.

The experts consider that due to pressure on lim-ited water resources, it could end by reducing the wa-ter supply capacity by 2030 up to 40% of the current level. WWF (World Wide Fund for Nature) - Romania states that small hydropower can not be considered “green” if the ecosystems of rivers are affected. On 31 July 2013, in Romania were in operation small hydro power plants summing 474 MW as installed capac-ity. Following the discussions between all involved parties, the legislation was amended so that starting February 1, 2014 favorable or unfavorable areas for hydro power facilities will be identifi ed and delin-eated. When it comes to renewable energy generated from small rivers, decisions must be made on a case by case basis, and notices will be issued based only on real feasibility studies. It is estimated that in the com-ing years small hydro power plants will be built, but not anywhere anyway. Currently, in Romania more than 400 small hydro power facilities are in various stages of planning, permitting and construction, and a quarter of them are in protected areas or their limit.

4. SOLAR POWER

In Romania a more signifi cant interest in harness-ing solar energy at a larger scale then small residential

Fig. 8. - Romanian counties with the highest investment rate in solar power

20


applications began in 2012, so that at the end of the year there were solar parks summing a total installed capacity of 49.3 MW.

Installed photovoltaic capacity has grown tremen-dously in 2013, and consequently by July 31, 2013 there were in operation 413 MW. Currently, the in-terest in photovoltaic parks remain high, investment is increasing although the number of green issued for each MW generated by solar power has decreased from 3 to 2. At the end of 2013, ANRE (Romanian National Energy Regulatory Authority) approved per-mits for 20 new projects for photovoltaic solar power facilities. The main investors in solar power in Ro-mania are companies as “Skytron Energy” from Ger-many in partnership with “LSG Building Solutions” from Austria, “Juwi” from Germany in collaboration with Chinese “Hisun PC” and “Abacus Renewables”, the Italian “Enel Green Power” and the Romanian-German company “Solar Power Energy Ro “.

Fig. 8 summarizes the Romanian counties with the highest investment rate in solar power. In the west re-gion of Romania, in Buzias Town of Timis County, for about a year and a half operates the fi rst photovoltaic park with an installed capacity of 1MW. This project was developed by Romanian company “Constructim”. Also, the local public transportation company from Timisoara City uses photovoltaic panels powering the info boards from its main traveler stations. To en-courage individuals to get involved in the use of solar energy for residential applications, local authorities provide facilities for installation and commissioning of solar panels for heating or hot water, as well as, for photovoltaic panels meant for electricity production or/and storage. As an example of its pro green com-mitment, the Timişoara City Council passed a resolu-tion that taxpayers, individuals dwelling roof mounted solar panels receive a total exemption from tax pay-able for housing.

5. CONTRIBUTIONS OF “POLITEHNICA” UNIVERSITY OF TIMISOARA CONCERNING THE USE OF RENEWABLE ENERGY SOURC-ES IN ROMANIA

On January 31, 2014 “Politehnica” University of Timisoara announced the conclusion of the imple-mentation phase of one major research project “Re-newable Energy Research Institute-ICER-TM”. The project was performed over a period of 59 months by “Politehnica” University of Timisoara, being co-fi -nanced by the European Regional Development Fund and implemented in Timişoara.

The objectives of this major project concerns: - the development of the infrastructure for research,

development and innovation activity;- to assure an advanced and effective research lev-

el for scientists and researchers of “Politehnica” University of Timisoara ;

- to stimulate the implementation of research-de-velopment-innovation projects with fi nal applica-tion and direct result in economy;

- to stimulate the development of international partnerships, and the implementation of high technologies.

One of the last important projects performed by “Politehnica” University of Timisoara in which means the use of renewable energy sources refers to the use of wind and solar energy for local street lighting pro-vided in Seusa vilage of Ciugud Town in Alba County as well as for hot water for an ecological sheepfold in the same area.

Other renewable energy sources are currently a small share of the country’s energy production.

CONCLUSIONS

1. European Commission assumed as goal that by 2020, 20 % of energy consumption to be from

Fig. 9. - Renewable Energy Research Institute-ICER-Timisoara

Fig. 10. - Renewable energy project performed by “Politehnica” University of Timisoara in Seusa

21


renewable energy sources. Romania has com-mitted to 24% of energy consumption in 2020 to be green energy.

2. The Romania’s renewable energy investments in recent years have resulted in the end of 2013 to reach the proposed target for 2020.

3. Wind energy sector has had the largest develop-ment, such that in 4 years the share of the energy produced by wind resources has increased from zero to 7%.

4. In recent years, particular attention is given to the use of small-hydro and solar energy, while also other renewable energy sources have been approached although these have so far only a negligible share.

5. By developing its new Renewable Energy Re-search Institute ICER, “Politehnica” University has intensifi ed the research for renewable energy sources. Through its own developed and imple-mented projects “Politehnica” University of Ti-misoara have brought a consistent contribution

concerning the renewable energy conversion system applications especially for remote areas without access to the power network.

BIBLIOGRAPHY

1. Site offi cial al Ministerului Economiei: www.minind.ro

2. Wind Power Romania & Eastern Markets 2014:: http://rwea.ro/

3. Autoritatea Naţională de Reglementare în Dome-niul Energiei: http://www.anre.ro/

4. Raportul privind legislaţia în domeniul microhidro-centralelor: http://wwf.ro/resurse/publicatii/raport_legislaie_microhidrocentrale/

5. Prostean O., Milos T., Manea A. S., Bej A., s.a, Im-provement of the structures and effi ciency of small horizontal axis wind generators with non regulated blades, RO018, SEE, 2009-2011..

Fig. 11. - Renewable energy monitoring system at the Renewable Energy Research Institute -Timisoara

22


Milorad VEMIĆ, Dobrilo GAČEVIĆ, Milanko KORUGA, Žarko ĆAĆIĆEPCG AD Nikšić, Direkcija za Poslovni i Tehnički razvoj

UDC: 621.181 : 621.311.22

Izbor tipa kotla i tehnologije sagorijevanja uglja za blok II

termoelektrane Pljevlja snage (220÷300) MW

REZIMEU radu su razmatrane dvije tehnologije sagorijevanja uglja i to:a) Protočni kotao Benson ili kotao na prirodnu cirkulaciju sa bubnjem i loženjem na ugljenu

prašinu,b) Kotao na prirodnu cirkulaciju sa bubnjem i sagorijavanjem uglja u cirkulacionom fl uidiziranom

sloju.Analizom stepena efi kasnosti tehnoloških, pogonskih i ekoloških parametara, troškova investicija i

referenci defi nisane su prednosti i mane navedenih tehnologija sagorijevanja. Za odabrane parametre tehnološkog procesa neto stepen efi kasnosti za tehnologiju sagorijevanja u cirkulacionom fl uidizira-nom sloju je za 0,83% viši od preporučenog, dok je za sagorijevanja ugljene prašine za 2,52% niži od preporučene i ne odgovara BAT-u.

Ključne riječi: termoelektrana, ugljena prašina, cirkulacioni fl uidizirani sloj, efi kasnost bloka.

ABSTRACTTwo following combustion technologies were considered within this work:a) Once-through Benson boiler i.e. Pulverized coal-fi red boiler with drum and natural draftb) Natural draft boiler with drum and circulating fl uidized bed technology By analyzes of effi ciency, technological, operational and environmental parameters as well as the

cost of investments and references, advantages and disadvantages of already mentioned combustion technologies were defi ned.

For selected parameters of technological process, net effi ciency for circulating fl uidized bed tech-nology is for 0,83% higher than recommended, and for pulverized coal combustion technology net effi ciency is for 2,52% lower than recommended and it is not in accordance with BAT.

Key words: Thermal Power Plant, pulverized coal, fl uidized bed, effi ciency.

1.0 UVOD

U konceptualnom rješenju u prvoj fazi izrade do-kumentacije odabrane su alternativne tehničke

mogućnosti gradnje bloka II u termoelektrani Pljev-lja. Ispitane su moguće varijante snage bloka u ra-sponu 220 do 600MW. Raspoložive zalihe uglja kao i mogućnost transporta teških komponenti postrojenja do Pljevalja za blokove 450 i 600MW su glavni fak-tor izbora optimalne snage bloka II. Odabrana snaga od (220÷300)MW je optimalna vrijednost veličine bloka sagledavajući raspoložive rezerve uglja užeg

pljevaljskog bazena. Mješavina uglja iz raznih kopo-va užeg pljevaljskog bazena je osnovno gorivo novog bloka.

Blok II mora odgovarati svim zahtjevima i uslo-vima zaštite životne sredine prema propisima u CG i EU. Emisijske koncentracije u dimnim gasovima na izlazu iz postrojenja biće niže od :

• SO2 < 200 mg/Nm3

• NOX < 150 mg/Nm3

• CO < 150 mg/Nm3

• prašina < 10 mg/Nm3

23


2.0 IZBOR KOTLA I TEHNOLOGIJE SAGORIJEVANJA UGLJA

Za blok snage (220÷300)MW moguće su sledeće izvedbe kotla i tehnologije sagorijevanja uglja:

a) Protočni kotao tipa Benson ili kotao na prirodnu cirkulaciju sa bubnjem sa loženjem na ugljenu prašinu,

b) Kotao na prirodnu cirkulaciju sa bubnjem i sago-rijevanjem uglja u cirkulacionom fl uidiziranom sloju.

Za obje varijante razmatrane su sledeće karakter-istike:

• stepen efi kasnosti bloka,• parametri pare i napojne vode,• redukcija NOX,• odsumporavanje dimnih gasova,• pogonske karakteristike,• erozija i habanje izmenjivačkih površina,• troškovi investicije,• troškovi održavanja i• reference

2.1 Stepen efi kasnosti blokaZa određivanje stepena efi kasnosti novih ener-

getskih jedinica mjerodavne su preporuke Evropske komisije, navedene u dokumentu “Reference Docu-ment on Best Available Technigues for Large Combus-tion Plants“, jul 2006, koje su navedene u tabeli 1.

Za blok baziran na tehnologiji sagorijevanja ug-ljene prašine uslov za neto stepen efi kasnosti > 42% predstavlja problem, moguće ga je realizovati samo sa upotrebom tzv. ultrakritičnih parametara pare (pritisak 250-275 bar, temperatura svježe pare >585 °C). Za te parametre pare je tehnički minimum snage po po-dacima proizvođača veći od 370MW.

Ako bi se odlučili za snagu bloka 220MW, za tu je-dinicu su u praksi ostvarljivi parametri pare (165-190) bar, 565/565°C koji omogućavaju realizaciju neto ste-pena efi kasnosti na nivoju 39-40%.

Za tehnologije sagorijevanja u cirkulacionom fl u-idiziranom sloju (CFB) se traži neto stepen efi kasnosti >40%, što je uz navedene parametre pare ostvarljivo i dokazano u praksi.

Prikaz elemenata stepena efi kasnosti za obje teh-nologije sagorijevanja dat je u tabeli 2.

Iz tabele se vidi, da je za odabrane parametre tehnološkog procesa neto stepen efi kasnosti za teh-nologiju sagorijevanja u cirkulacionom fl uidiziranom sloju 40,83% što je za 0,83% veći od preporučenog, dok je za tehnologiju sagorijevanja ugljene prašine 39,4% tj. 2,52% niži od preporučene i ne odgovara uslovima BAT-a.

Investitor će kroz ponude dobro sagledati obje vari-jante i neće se strogo pridržavati preporuka Evropske komisije u pogledu neto stepena efi kasnosti.

2.2 Parametri pare i napojne vodeIzabrani parametri pare na ulazu u turbinu

(166,5/38,5 bar, 565/565°C) i temperatura napojne vode 260°C su na gornjem nivou za kotlove sa prirodnom cirkulacijom i bubnjem. Podaci za paru predstavljaju tehničko-ekonomski optimum između stepena djelovanja postrojenja i cijene investicije i održavanja. Izborom ovih parametara izbjegnuta je upotreba skupih austenitnih čelika koji su osjetljivi za montažu i održavanje. Izabrana temperatura napojne vode omogućava dobro hlađenje dimnih gasova i vi-sok stepen iskorištenja kotla.

Za kotlove na ugljenu prašinu moguće je odabrati nešto viši pritisak svježe pare - do 190 bar. Time se smanjuje specifi čna zapremina i prečnik cjevovoda što je ušteda u investiciji, dok se stepen efi kasnosti praktično ne mijenja, tako da su obje tehnologije u tom smislu izjednačene.

2.3 Redukcija emisije NOX

Tehnologija sagorijevanja uglja u cirkulacion-om fl uidiziranom sloju načelno omogućava niske emisije NOx zbog niske temperature sagorijevanja u ložištu kotla (850-875°C). Bez nekih posebnih prob-

lema moguće je održavati nivo emisije oko 200 mg/Nm3, što je u saglasnosti sa važećim pro-pisima Evropske unije. Propisi u Crnoj Gori za tu vrstu kotlova zahtijevaju nivo emisije NOx < 150 mg/Nm3, a to se može postići na efi kasan način dodatnim ubrizgavanjem

Tabela 1. - Nivo toplotne efi kasnosti u vezi sa primjenom BAT mjera

24


amonijačne vode u ciklon kotla. Tu su ostvareni po-voljni uslovi za nekatalitičnu redukciju NOx (SNCR tehnologija) pošto je temperaturni nivo dosta konstan-tan, vrtloženje dimnih gasova osigurava dobru raspod-jelu amonijaka po cijeloj zapremini dimnih gasova.

Za kotlove na ugljenu prašinu moguće je održati nivo propisane emisije NOx samo kod ugljeva sa viso-kim sadržajem vlage koja povoljno utiče na tempera-turni profi l ložišta i nisku emisiju termičkog NOx.

Ugalj pljevaljskog bazena spada u grupu mrko-lignitskih ugljeva i za takav ugalj ne postoje pouzdana iskustva, da li je moguće ostvariti emisiju <200 mg/Nm3 samo sa primarnim zahvatima u sistemu loženja. Dosadašnja iskustva govore da se primarnim mjerama NoX smanjuje do 350-400 mg/Nm3.

Karakteristike uglja predviđenog za blok II zahti-jevaju ugradnju SCR (selektivna katalitička redukcija) postrojenja sa katalizatorima. Reaktor bi morao biti postavljen na izlazu iz kotla ali prije prvog zagrijača napojne vode u temperaturnom području dimnih gas-ova od 320 do 370 °C. Kao aditiv se koristi 24%-i rastvor amonijačne vode, koji se skladišti u posebnom rezervoaru, odvojenom od ostalih djelova postrojen-ja zbog opasnosti eksplozije. Amonijačna voda se razređuje do <3% koncentracije i sa parom dodaje u i kanal dimnog gasa pred katalizatore. Vijek trajanja paketa sa katalizatorima je do 30.000 sati rada, pa se se moraju periodično mijenjati. Dodatno bi trebalo provjeriti da se poslije primarnih mjera smanjenja NOx može metodom NSCR (neselekrivnom katalitičkom redukcijom) smanjiti ispod 150 mg/Nm3.

Investicija u SCR postrojenje je značajna kao i troškovi održavanja zbog zamjene katalizatorskih paketa, dodatno raste i sopstvena potrošnja zbog do-datnih otpora protoka dimnih gasova (6-8 mbar). Za redukciju NOx je tehnologija sagorijevanja u cirkula-cionom fl uidiziranom sloju značajno povoljnija nego sagorijevanje ugljene prašine.

2.4 Odsumporavanje dimnih gasovaTehnologija odsumporavanja dimnih gasova za

kotao sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem bazira se na dodavanju mljevenog krečnjaka kao aditiva neposredno u ložište kotla. Niska temperatura sago-

rijevanja i dugo zadržavanje aditiva u cirkulacionom sloju stvaraju uslove za dobru apsorpciju SO2 sa CaO u CaSO4 sa sporednim produktom CO2, kao posledi-com kalcinacije krečnjaka. Za traženi stepen odsum-poravanja ~94% je na osnovu iskustva potreban mo-larni odnos Ca/S od 2,3 do 2,6. Dobijeni proizvod je moguće koristiti za rekultivaciju površina na rudniku uglja i za to postoje certifi kati Evropske unije. Up-otreba u građevinskoj industriji ovakvog proizvoda je veoma ograničena.

Kod kotlova na ugljenu prašinu je potrebno između elektrofi ltera i dimnjaka predvidjeti i mon-tirati postrojenje za odsumporavanje dimnih gas-ova. Najčešće se upotrebljava vlažan postupak sa krečnjakom kao aditivom, a kao proizvod se dobija gips.

Dimni gasovi se u apsorberu provode kroz fi no raspršenu maglu kapljica suspenzije krečnjaka. SO2 se veže sa vodom i neutralizira sa kalcijumom u CaSO3, koji dodavanjem vazduha oksidira u gips-dihidrat (CaSO4 x 2H2O). U bazenu apsorbera gips polako kristalizira, a nastali kristali se preko hidrociklona odvajaju iz suspenzije. Na vakumskom fi lteru gipsu se dodatno oduzima voda do <10% vlage. Takav gips se može primjenjivati u industriji građevinskog ma-terijala.

U slučaju deponovanja gipsa potrebno ga je miješati sa pepelom radi veće stabilnosti deponije. U tom slučaju sušenje na vakumskom fi lteru nije potreb-no. Stepen efi kasnosti postrojenja danas prelazi 98%.

Pri sagorijevanju u cirkulacionom fl uidiziranom sloju tehnologija je jednostavna, postrojenje za odsum-poravanje nije potrebno, ali je stepen efi kasnosti niži i ne prelazi 95%.

Prema tome sa gledišta redukcije sumpornih oksida iz dimnih gasova i ograničenja njihove emisije pred-nost ima tehnologija sagorijevanja ugljene prašine.

2.4.1 Izlazna temperatura dimnih gasovaUslov za dobar stepen efi kasnosti kotla je niska

temperatura dimnih gasova na izlazu iz kotla. Kod teh-nologije sagorijevanja u cirkulacionom fl uidiziranom sloju je odnos vazduh/dimni gas mnogo povoljniji

Poz. Jedinica Ugljena prašina Fluidizirani sloj Pritisak svježe pare bar 166,5-190 166,5 Temperatura pare °C 565/565 565/565 Termi ki stepen efikasnosti % 48,4 48,4 Temperatura dimnih gasova °C 145 130 Stepen efikasnosti kotla % 90,38 91,58 Energija goriva MW 502,5 495,9 Sopstvena potrošnja MW 21,6 17,5 Snaga bloka neto MW 198,4 202,5 Neto stepen efikasnosti % 39,48 40,83

Tabela2. - Tehnološki parametri za komparaciju tipa kotla

25


nego kod sagorijevanja ugljene prašine. U ložištu vlada nadpritisak, tako da praktično sav vazduh pro-lazi kroz regenerativni zagrijač vazduha. Recilkulaci-ja hladnih dimnih gasova kod sagorijevanja ugljene prašine dodatno povećava protok dimnih gasova kroz zagrijač vazduha. Zbog toga je temperatura dimnih gasova kod cirkulacionog fl uidiziranog sloja <130°C, dok je kod ugljene prašine od 145 do 150°C. Zato je kod tehnologije sagorijevanja ugljene prašine stepen efi kasnosti kotla niži za 1,2%.

2.5 Pogonske karakteristikeVeoma bitna pogonska karakteristika je vrijeme

kretanja iz hladnog i toplog stanja. Za hladni start kotla od potpale prvog gorionika na ulje do punog opterećenja potrebno je 7,5 sati. Najviše vremena se izgubi na zagrijavanju inertne mase pepela i pijeska u cirkulacionom fl uidiziranom sloju, koji se polako zagrijava do 450°C, što je uslov za start dodavanja uglja. Za to je potrebno 5,5 sati. U tom momentu su ostvareni puni parametri pare (pritisak i temperatura) i sinhronizacija turbine se može izvesti kod protoka pare od ~50% nazivne količine.

Kod kretanja iz toplog stanja kotao je pod pritiskom i inertna masa u ložištu je vruća, sa temperaturom >450°C, pa je prelaz na loženje na ugalj moguć poslije 15 min rada uljnih gorionika. Puno opterećenje kotla realizuje se za oko 60 min.

Druga pogonska karakteristika je brzina promjene opterećenja. Od tehničkog minimuma do 90% snage najveća je brzina promjene opterećenja i iznosi do 4%/min. U području snage od 90% do 100% brzina promjena opterećenja se smanjuje do 1 %/min. Pri smanjenju opterećenja brzina promjene je 7%/min.

Tehnički minimum kotla bez podrške vatre uljem iznosi ~45%. Važna pogonska karakteristika je pogon-ska fl eksibilnost. Glavne komponente postrojenja: na-pojne pumpe, ventilatori vazduha, ventilatori dimnih gasova i elektrofi lter su tako dimenzionisani, da je moguće raditi sa blokom do 60% optrećenja u slučaju otkaza neke od tih komponenata.

Transport pepela i šljake ima rezerve u silosu i ljevcima elektrofi ltra za 6-8 sati zastoja bez prekida rada bloka. Rezerva u bunkerima za ugalj i silosima za krečnjak odgovaraju za prekid transporta duži od 24 sata.

Tehnologija sagorijevanja u cirkulacionom fl uid-iziranom sloju je malo osjetljiva na promjene karak-teristika uglja i na dodatak bio-mase, pa je to jedna od bitnih prednosti tehnologije sagorijevanja u cirkula-cionom fl uidiziranom sloju.

2.6 Erozija i habanje izmenjivačkih površinaErozija je funkcija brzine na kub i prisutna je na

traktu dimnog gasa u cjevnom sistemu kotla.Kod kotlova na ugljenu prašinu javlja se i na

membranskim cijevima u lijevku ložišta i koljenima

izmjenjivačkih površina. Kod kotlova sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem može se javiti i u području cik-lona zbog vrtloženja dimnih gasova. Erozija se može smanjiti ugradnjom ozida na kritičnim mjestima u li-jevku ložišta i ciklonu. Ozid se izvodi u tankom sloju tako da ne predstavlja problem zbog akumulacije top-lote, a sa izborom materijala njegov se vijek trajanja može produžiti na 5-6 godina.

Na osnovu iskustvenih podataka može se zaključiti da nema bitne razlike u pogledu habanja izmjenjivačkih površina kod obje tehnologije sagorijevanja.

2.7 Troškovi investicije i održavanjaTroškovi investicije su za kotlove sa cirkulacionim

fl uidiziranim slojem niži za (10-15)% u odnosu na kot-love na ugljenu prašinu sa katalizatorima i postrojen-jem za odsumporavanje dimnih gasova.

Troškovi održavanja su za obje tehnologije približno jednaki. Kod kotlova sa cirkulacionim fl u-idiziranim slojem dodatni su troškovi za ozid lijevka kotla i ciklona. Remontni ciklusi su u trajanju od 2 do 6 sedmica, izuzetak je generalni remont turbine u trajanju od 3 mjeseca. Kod kotlova na ugljenu prašinu dodatni su troškovi za održavanje mlinova sa ozidom recilkulacionih kanala. Periodična je zamjena paketa katalizatora i održavanje postrojenja za odsumpora-vanje sa zamjenom gumiranja svakih 10-12 godina.

2.8 ReferenceKotlovi sa loženjem na ugljenu prašinu proizvode

se duži niz godina, reference su brojne i nijesu sporne. Bitno je da se prilikom projektovanja dobro odrede karakteristike uglja i da se kotao prilagodi uglju kako bi se izbjegla opasnost zašljakivanja izmjenjivačkih površina.

Razvoj kotlova sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem je počeo mnogo kasnije, pa se zadnjih dvade-setak godina tek pojavljuju energetski blokovi snage veće od 150 MW, prvo u USA, kasnije i u Evropi.

Najveća jedinica je blok 450 MW u Evropi, TE Lagisha Poljska, koji je i prvi protočni kotao sa nadkritičnim parametrima.

Što se tiče referenci prednost imaju kotlovi sa loženjem ugljene prašine.

3.0 TEHNIČKI OPIS I OSNOVNE KARAKTERISTIKE KOTLOVA

Za blokove snage do 300MW najčešće se koristi protočni kotao tipa Benson ili kotao na prirodnu cirku-laciju sa bubnjem i loženjem na ugljenu prašinu.

Kotlovi sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem da-nas se rade i za snage veće od 300MW, tokom 2013 godine u NR Kini u pogon je pušten blok Maima 600MW. Kod ovih kotlova proces sagorijevanja se ostvaruje u granicama od 500-900°C, odnosno 100°C ispod temperature topljenja pepela, a nesagorjele čestice dogorijevaju u prostoru iznad fl uidiziranog

26


sloja. Dodavanjem krečnjaka u fl uidizirani sloj može se eliminisati i do 90% sumpora sadržanog u uglju.

3.1 Protočni kotao tipa Benson ili kotao na pri-rodnu cirkulaciju sa bubnjem sa loženjem na uglje-nu prašinu

Ovaj tip kotla se pravi za manje snage do 300MW obično sa dvije promaje, a za veće snage u toranjskoj konstrukciji.

Kod tipa Benson sa spiralnim vođenjem cijevi ložište je membranske izvedbe. Presjek je kvadratan sa tangencijalno smještenim gorionicima za ugljenu prašinu. U prvom dijelu kotla smješteni su pregrijač pare 2, krajnji pregrijač i ponovni pregrijač 2, a u drugom dijelu u povratnom toku dimnog gasa ponov-ni pregrijač 1 i zagrijač vode 2. Zbog ugradnje katal-izatora za redukciju NOX zagrijač vode 1 se ugrađuje iza SCR reaktora. Time se obezbjeđuje odgovarajuća temperatura dimnog gasa (320-360) °C za razgradnju NOX.

Za napajanje kotla koriste se napojne pumpe sa elek-tropogonom, hidrauličnom spojnicom ili frekventnim regulatorom, a ređe sa paro-turbinskim pogonom.

Pritisni dio kotla sa bandažama, sabirnicama i veznim parovodima ovješen je na noseću konstrukciju kotla i slobodno dilatira nadole. Na dnu lijevka kotla ovješena je rešetka za dodatno sagorijevanje grubo

mljevenih čestica uglja. Na rešetku se dodaje i bio-masa, predhodno samljevena iz posebnih bunkera sa pužnim transporterima.

Ugalj se melje u ventilatorskim mlinovima, obično ih ima 6 ili 8 u zavisnosti od snage, a smješteni su oko ložišta. Iz bunkera se ugalj transporterima do-vodi u recilkulacione kanale dimnog gasa gdje se osuši i pripremi za mljevenje. Temperatura u mlinu se reguliše dodavanjem vazduha i recilkulacijom hlad-nih dimnih gasova. Fino samljevena ugljena prašina se iz separatora mlina vodi do gorionika LOW NOX izvedbe, gdje se miješa sa vazduhom za sagorijevanje i uduvava u ložište.

Za nižu emisiju NOX se dio vazduha dodaje posebnim mlaznicama u gornjem dijelu ložišta i tako osigurava odgovarajuće miješanje ugljene prašine sa vazduhom za sagorijevanje i povoljniji temperaturni profi l u ložištu.

Za start kotla ugrađeni su gorionici na ulje za loženje obično između gorionika ugljene prašine, kapaciteta 25-30% toplotne snage kotla. Vazduh za sagorijevanje obezbijeđuju dva ventilatora, koji uz-imaju svjež vazduh sa vrha kotlarnice ili izvana te ga preko parnih zagrijača vazduha dovode u regenerativni zagrijač vazduha, gdje se oduzetom toplotom dimnih gasova zagrije do 300 °C i kao primarni, sekundarni vazduh vodi u sistem loženja, a isto tako do rešetke za dodatno sagorijevanje i do uljnih gorionika.

Slika 1. - Uzdužni presjek kotla na ugljenu prašinu za snagu 250MW

27


Dimne gasove iz ložišta odvode ventilatori dimnog gasa preko NSCR ili SCR reaktora, regenerativnog zagrijača vazduha i elektrofi ltera u postrojenje za odsumporavanje i dalje u dimnjak ili rashladni toranj.

Za ovakav tip kotla postavljeni su visoki ekološki uslovi za ugradnju i to:

• emisija SO2 < 150 mg/Nm3 (zahtjev u CG)• emisija NOX < 200 mg/Nm3 (zahtjev u EU i CG)• emisija čestica < 10 mg/Nm3 (zahtjev u EU i

CG)Ovakve ekološke uslove danas je moguće ostvariti

ugradnjom efi kasnog elektrofi lterskog postrojenja, postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova po vlažnoj kalcitnoj tehnologiji i postrojenja za katalitičku redukciju NOX (SCR) iza kotla.

Prikaz jednog ovakvog kotla na ugljenu prašinu za snagu 250MW dat je na slici 1.

Za odsumporavanje se kao aditiv koristi fi no mljeveni krečnjak, a produkt je dehidrirani gips, koji se može upotrebljavati kao građevinski materijal za proizvodnju gips ploča ili maltera, a može se i odla-gati zajedno sa pepelom za zapunjavanje degradiranih površina od rudarenja.

Kao aditiv za redukciju NOX koristi se 24% rastvor amonijačne vode koja se dodaje u reaktor, a ostatak se kasnije apsorbira u postrojenju za odsumporavanje.

3.2 Kotao sa prirodnom cirkulacijom sa bubnjem i sa sagorijevanjem uglja u cirkulacionom fl uidizi-ranom sloju (CFBtehnologija)

Tehnologija sagorijevanja uglja u cirkulacion-om fl uidiziranom sloju je već provjerena, ranije je bila u upotrebi za manje kotlove za industriju i za toplane. Danas se rade veći kolovi za termoelek-trane, u pogonu su blokovi snage do 450MW, a koncipiraju se i jedinice preko 600MW. Vodeći proizvođači su Foster Wheeler i Alstom. Važna pozitivna osobina CFB tehnologije je mala os-jetljivost na promjene karakteristika uglja, dobra i jednostavna dodatna upotreba bio-mase i neo-sjetljivost na zašljakivanje u ložištu zbog niske temperature sagorijevanja, sa stepenom efi kas-nosti sagorijevanja preko 99%.

Kotao je membranski sa prirodnom cirkulaci-jom vode i bubnjem.

Osnovna konfi guracija se sastoji iz ložišta sa distribucijskom pločom sa ugrađenim mlaznica-ma za održavanje fl uidiziranog sloja, ciklonskog separatora za vraćanje dijela pepela u ložište i konvektivnog dijela kotla u kome su smješteni krajnji ponovni pregrijač pare, drugi pregrijač pare, prvi ponovni pregrijač pare i zagrijač vode. Pritisni dio kotla čine još isparivač koji je mem-branski, prvi pregrijač, krajnji pregrijač postav-ljen u sifon pepela, koji se vraća iz separatora u ložište. Ložište je pravougaonog presjeka, donji dio ložišta i ciklon obloženi su ozidom zbog

manje abrazije cijevi. Krajnji pregrijač je smješten u komori u protoku vrućeg pepela iz ciklona u donjem dijelu ložišta.

Za čišćenje ogrevnih površina kotla predviđen je sistem parnih duvača, a za redukciju NOX sistem za doziranje amonijačne vode u ciklonski separator kotla. Za napajanje kotla koriste se napojne pumpe sa elektropogonom i frekventnom regulacijom, a ređe sa paro-turbinskim pogonom.

Pritisni dio kotla sa bandažama, sabirnicama i veznim parovodima ovješen je na noseću konstrukciju kotla i dilatira slobodno nadole. Na dnu lijevka ložišta ovješena je distribucijska ploča sa ugrađenim mlazni-cama za održavanje fl uidiziranog sloja, a pod pločom je smješten razvod primarnog vazduha kojim se drži nadpritisak u ložištu i osigurava cirkulacija mješavine pepela i goriva.

Predhodno samljeven ugalj granulacije <10mm se skladišti u bunkerima iz kojih se transporterima vodi u dovodni kanal, gdje se miješa sa sekundarnim vazduhom i pada u fl uidizirani sloj. Za nižu emisiju NOX se dio sekundarnog vazduha dodaje posebnim mlaznicama u gornjem dijelu ložišta i time osigurava odgovarajuće miješanje uglja sa vaduhom za sagorije-vanje i povoljniji temperaturni profi l u ložištu.

Na slici 2 je prikazan uzdužni presjek kotla za blok snage 260MW.

Dobra cirkulacija čvrstih čestica i vrijeme zadržavanja u ložištu je veoma bitna za uspješno

Slika 2. - Uzdužni presjek CFB kotla za blok snage 260MW

28


sagorijevanje uglja. Većinu materijala u lebdećem sloju čini ugalj, inertni materijal i pepeo, koji kruži iz ložišta kroz ciklon natrag u ložište i omogućava sagorijevanje uglja u području niskih temperatura (do 900°C) i nisku emisiju termičkog NOX. Takav način sagorijevanja omogućava i aktivaciju CaO iz pepela i njegovu apsorbciju sa sumporom u fl uidiziranom sloju čime se smanjuje nastanak SO2.

Za start kotla su po obodu ložišta ugrađeni gori-onici na ulje za loženje, obično su smješteni između dovodnih kanala uglja, a kapaciteta su 25-30% top-lotne snage kotla.

Za korišćenje bio-mase za sagorijevanje zajedno sa ugljem mora ista biti samljevena na sličnu granulaciju kao ugalj <10mm koja se transportnom trakom dovo-di sa deponije do bunkera gdje se miješa sa ugljem i transporterima dodaje u ložište.

Vazduh za sagorijevanje se obezbeđuje sa po dva ventilatora primarnog i sekundarnog vazduha koji uz-imaju svjež vazduh iz vrha kotlarnice ili iz vana pa ga preko parnog zagrijača dovode u regenerativni zagrijač vazduha. Primarni vazduh ima viši pritisak, koristi se za održavanje fl uidiziranog sloja, a sekun-darni nižeg pritiska služi za regulaciju optimalnog sagorijevanja goriva. Zato se i regenerativni zagrijač vazduha gradi trodjelno sa odvojenim komorama za primarni i sekundarni vazduh.

Dimni gasovi iz ložišta se odvode ventilatorima dimnog gasa preko sistema ciklona, konvektivnog di-jela kotla, regenerativnog zagrijača vazduha i elektro-fi ltera u dimnjak.

Ekološki uslovi za ugradnju ovog kotla su:• emisija SO2 < 200 mg/Nm3 • emisija NOX < 150 mg/Nm3 • emisija prašine < 10 mg/Nm3

Za odsumporavanje kao aditiv upotrebljava se mljeveni krečnjak koji se neposredno dodaje sa ug-ljem u fl uidizirani sloj. Za redukciju NOX kao aditiv se koristi 24% rastvor amonijačne vode koji se regularno ubrizgava pred ciklon. Kod nižih temperatura kotla dozvoljene koncentracije NOX mogu se ostvariti i bez dodavanja amonijaka.

Šljaka se odvaja na dnu ložišta i preko pužnih i lančastih transportera odvodi i skladišti u silosu šljake. Količina šljake je veća zbog dodavanja sorbenta u fl u-idizirani sloj. Ispred silosa šljaka se melje u drobilici na granulaciju pogodnu za pneumatski transport. U silos se dovodi i grubi pepeo ispod konektivnog dijela kotla i regenerativnog zagrijača vazduha. Elektrofi l-terski pepeo se skuplja u lijevcima ispod elektrofi ltera i pneumatski transportuje u silos produkata sagori-jevanja. Vazduh koji služi za pneumatski transport i pražnjenje cisterni sa krečnjakom obezbjeđuju kom-presori koji su smješteni u posebnu prostoriju uz elek-trofi lter.

4.0 ZAKLJUČAK

Kotlovi sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem ispunjavaju preporuke BAT-a u pogledu stepena efi kasnosti, dok je kod kotlova na ugljenu prašinu efi kasnost za oko 2% manja. Razlika nije velika, pa u smislu izbora tehnologije na Investitoru je da odluči koju varijantu da odabere.

Kotlovi na fl uidizirani sloj imaju prednosti kod sledećih kriterijuma:

• redukcija NOX,• izlazne temperature dimnih gasova,• stepena efi kasnosti sagorijevanja preko 99%,• smanjena mogućnost zašljakivanja ložišta,• troškova investicije,• potrebne površine za izgradnju,• pogonske fl eksibilnosti na promjenu kvaliteta

uglja i mogućnost sagorijevanja bio mase.Kotlovi na ugljenu prašinu imaju prednost u odno-

su na kotlove sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem u sledećim kriterijumima:

• efekata odsumporavanja dimnih gasova,• mogućnosti korišćenja gipsa u građevinskoj in-

dustriji,• vremena kretanja iz hladnog stanja,• referenci,• iskustvo osoblja u rukovanju kotlovima sa PC

tehnologijom.Sagledavajući navedene kriterijume ako bi strogo

poštovali preporuke BAT-a koje su načelno predviđene za jedinice veće snage povoljnije je odabrati kotao sa cirkulacionim fl uidiziranim slojem. U razmatranju idejnih rešenja gradnje novih blokova termoelek-trana u okruženju prednos se daje CFB tehnologiji. Međutim pošto se radi o termoelektrani snage 220-300MW treba dobro ocijeniti i ostale kriterijume, za-tim cijenu koštanja i način fi nansiranja i odlučiti se za povoljniju tehnologiju.

LITERATURA

1) M. Gulič, Lj. Brkić, P. Perunović - Parni kotlovi, mašinski fakultet, Beograd, 1991.

2) Lj. Brkić, T. Živanović, D. Tucaković - Uticaj promjene kvaliteta goriva na rad parnog kotla TE “Pljevlja“, Termotehnika, Beograd, 1998.

3) Idejni projekat i studija opravdanosti izgradnje ter-moelektrane Pljevlja II, Velenje, Esotech, 2012.

4) Д. М. Хзмалян, Я. А. Качан - Теория горения и топочные устроства, Энергия, Москва, 1976.

5) Robert Rostovski - Aktuelni problemi izgradnje i eksploatacije kotlova sa sagorijevanjam u fl uid-iziranom sloju u elektrani Sjerža, Poljska, stručni rad 2003.

6) S. Oka - Kotlovi sa sagorijevanjem u cirkulacionom fl uidiziranom sloju, Elektoprivreda, br.3-4Beograd, 1992.

29


Zdravko N. MILOVANOVIĆ, Darko KNEŽEVIĆ, Aleksandar MILAŠINOVIĆ, Jovan ŠKUNDRIĆ

Mašinski fakultet u Banjoj LuciSvetlana DUMONJIĆ-MILOVANOVIĆ

Partner inženjering d.o.o., Banja Luka

UDC: 621.311.22 (497.15)

Analiza lokacije i uklapanja TE Ugljevik III 2x300 MW

u elektroenergetski sistem Republike SrpskeABSTRAKTOsnovna dispozicija objekata planiranog bloka TE Ugljevik III na izabranoj lokaciji u okolini

postojeće TE Ugljevik I i planirane površine za TE Ugljevik II, bazira se na zahtjevu za što pov-oljniju funkcionalnost tehnološkog procesa, vodeći računa o načinu dovoda potrebnih količina uglja, krečnjaka i ostalih neophodnih sirovina, odvodu pepela i šljake i lokaciji deponije pepela i šljake, položaju saobraćajnica i okolnih objekata, mogućnosti razvoda i raspleta dalekovoda, pravca vjetro-va, nivelacije terena kao i drugih uslova okoline. Odmah po određivanju mikrolokacije i izbora os-novnih elemenata za TE Ugljevik III, te upoznavanja sa svim geološkim, hidrološkim, infrastrukturnim i ostalim prilikama, pristupa se izradi dispozicionog ili generalnog plana. Plan razmještaja osnovne i pomoćne opreme u njenom krugu i predstavlja glavnu komponentu situacionog plana (širi pogled na TE, sa izvorom i sistemom vodosnabdijevanja, izgradnje naselja, deponije pepela, priključenja saobraćajnice, izvode linija za prenos električne energije i toplovoda, skladište goriva i cjevovode za transport šljake i pepela). Uklapanje TE Ugljevik III instalisane snage 2x300 MW u elektroenergetski sistem BiH, s obzirom na lokaciju i snagu elektrane, moguće je izvršiti jedino u postojećoj TS400/110 kV Ugljevik na 400 kV naponu, tj. 400 kV postrojenju.

Ključne riječi: kondenzaciona elektrana, analiza lokacije, dispozicioni plan, uklapanje u elektro-energetski sistem, optimizacija.

ANALYSIS OF LOCATION AND INTEGRATING TPP «UGLJEVIK III» 2X300 MW INTO ELCTRO-ENERGETIC SYSTEM OF REPUBLIC OF SRPSKA

ABSTRACTMain disposition of facilities which are parts of the planed block of TPP “Ugljevik III” on the cho-

sen location near existing TPP “Ugljevik I” and so the planed area for TPP “Ugljevik II” is based on request for the most benefi cial functionality of technological process with taking into account neces-sary quantity of the coal, limestone and other necessary raw materials, ashes and cinder disposal and so the location of ashes and cinder depot, traffi c lines and surrounding buildings placement, possibil-ity of power lines guiding, directions of the wind, terrain leveling and other environmental conditions. Immediately after determining micro location and basic elements for TPP “Ugljevik III” together with acknowledging all geological, hydrological, infrastructural and other conditions, dispositional or general plan is to be made. The plan for disposition of main and auxiliary equipment inside its area represents its main component of the situational power plan (wider insight into TPP together with source and system of water supply, settlements construction, ashes depots, traffi c lines junctions, power lines connections and heat lines, fuel depots and pipelines for cinder and ashes transportation). Integrating TPP “Ugljevik III” with installed power of 2x300 MW into electro-energetic system of Bosnia and Herzegovina is only possible with existing transformer substation TS400/100 kV “Uglje-vik” on 400 kV voltage, that is 400 kV substation.

Key words: condensation power plant, analysis of location, dispositional plan, integrating power plant into electro-energetic system, optimization.

30


1. UVOD

Proces projektovanja i izgradnje termoenergetskog postrojenja (TEP) obuhvata niz aktivnosti, počevši

od faze pripremnih i istražnih radova vezanih za lokaciju (podloge za projektovanje), analize uslova na lokaciji (analiza podloga), rezervi i kvaliteta ug-lja itd. pa do faze projektovanja, izgradnje i montaže, puštanja u rad i komercijalne eksploatacije, pa sve do produženja radnog vijeka (revitalizacija) i nje-govog uklanjanja ili promjene namjene. Prije toga, potrebno je da TEP bude obuhvaćeno odgovarajućim prostornim i regulacionim planovima, kao “potenci-jalni kandidat”, pri čemu sam resurs prirodnog goriva (ugalj) determiniše pojedine makrolokacije kao al-ternativna rješenja za gradnju. Obično se rang lista kandidata za gradnju određuje na bazi srednjoročnih i dugoročnih planova za gradnju energetskih objekata (strategija razvoja energetskog sektora), koji su zas-novani na elektroenergetskim bilansima, o kojima je ranije bilo riječi, sa izraženim perspektivnim potre-bama potrošača u vezi sa snabdijevanjem električnom i toplotnom energijom, kao i tehnološkom parom. Osnove organizacije, planiranja i uređenja prostora, vrste i sadržaj dokumenata prostornog uređenja, način izrade i postupak usvajanja dokumenata prostornog uređenja, pravila i plan provođenja dokumenata pros-tornog uređenja, vrste i sadržaj tehničke dokument-acije, obaveze i međusobni odnosi između učesnika u građenju, izdavanje lokacijskih uslova, odobrenja za građenje, odobrenja za upotrebu i odobrenja za uklanjanje, vršenje nadzora nad primjenom ovog za-kona - defi nisani su zakonskom legislativom kojom se defi niše oblast uređenja prostora i građenja.

2. KRITERIJI ZA IZBOR LOKACIJE TER-MOELEKTRANE

Kriterijumi koji se koriste pri izboru lokacije za TEP mogu biti eliminacioni, kao i težinski (služe za međusobno poređenje preliminarno odabranih lokaci-ja). Kriterijumi za međusobno poređenje lokacija termoelektrane na domaći (uvozni) ugalj najčešće se grupišu prema prevladavajućim karakteristikama. Ra-zlikuju se tehničko-tehnološki kriterijumi, zatim kri-terijumi sigurnosti, pouzdanosti i prihvatljivosti uže (mikro) lokacije, kao i kriterijumi za prihvatljivost šire lokacije (makrolokacije).

Eliminacioni kriterijumi za izbor lokacija za klasične termoelektrane obuhvataju nekoliko bitnih segmenata:

a) rashladna voda (količina potrebne vode, pri čemu se vrši eliminacija potencijalnih lokacija područja uz vodotoke sa minimalnim protokom umanjenim za ukupnu planiranu potrošnju os-talih korisnika i za količinu biološkog minimu-ma, manji od 1 m3/s, način transporta vode do lokacije, uz eliminaciju lokacija udaljenih više od 10 km od vodotoka, odnosno 5 km od obalne linije mora, područja s visinskom razlikom većom od 40 m od pretpostavljenog mjesta zah-

vata vode, opasnost od plavljenja, uz eliminac-iju postojećih i planiranih područja predviđenih u sistemima odbrane od poplava - velike vode),

b) seizmotektonika i seizmika (seizmotektonika, eliminacija područja s maksimalnim mogućim intenzitetom potresa IX, X i višeg stepena MCS ljestvice; neotektonika, eliminacija prostora u zonama nominiranih aktivnih rasjeda),

c) hidrogeologija (zaštita izvorišta pitke vode, uz eliminaciju područja zaštite izvorišta pitke vode, zaštita podzemnih voda),

d) naselja (sigurnost lokacije - eliminacija prostora defi nisanih prostornim, zoning i urbanističkim planovima za rast većih naselja, tehničko-tehnološki aspekt naselja, uz eliminaciju prosto-ra udaljenih od glavnog čvorišta toplifi kacione mreže više od 10 km za parovod, odnosno više od 20 km za vrelovod, primjena samo za ter-moelektrane - toplane,

e) turizam (eliminacija područja s više od 10.000 korisnika prostora u prečniku 5 km od centra naselja odnosno težišta grupe naselja),

f) poljoprivreda, uz eliminaciju postojećih većih uređenih (meliorisanih) poljoprivrednih površina na zemljištima koja su visoko pogodna za razvoj poljoprivrede,

g) udaljenost od aerodroma (eliminacija prostora manevarskih zona vojnih, mješovitih i civilnih aerodroma A, B i C klase),

h) kriterij vezan za posebne namjene, uz eliminaci-ju prostora posebne namjene i njihovih zaštitnih zona (zaštita prirodne baštine, uz eliminaciju prostora nacionalnih parkova, nominiranih parkova prirode (nacionalne parkove Repub-like Srpske karakteriše izuzetna ljepota prirode sa velikom raznolikošću pejzaža, protkanog pitomim dolinama, gustim šumskim komplek-sima, pašnjacima i mnogim drugim prirodnim vrijednostima koje krase dva nacionalna parka Sutjesku, proglašen 1962. i Kozaru proglašen 1967. godine) i ostalih značajnih rezervata i spomenika prirode (rezervat prirode „Gromiželj“ nalazi se na teritoriji opštine Bijeljina, u blizini ušća Drine u Savu, sa osnovnom vrijednošću ovog lokaliteta ribom Umbra krameri - mrguda, posebni rezervat prirode “Lisina” na planini Li-sina, jugozapadno od Mrkonjić Grada, u okviru gazdinske jedinice “Lisina” i spomenici prirode pećina Orlovača nalazi se na brdu Orlovača, u selu Sumbulovac, opština Pale, ako i pećina Ljubačevo nalazi se u selu Ljubačevo, na teri-toriji opštine Banja Luka, biološko-ekološke vrijednosti, uz eliminaciju područja velikog biološkog potencijala koja su pod posebnim režimima zaštite.

Kriteriji za međusobno poređenje lokacija ter-moelektrane na domaći (uvozni) ugalj najčešće se grupišu prema prevladavajućim karakteristikama kao

31


tehničko-tehnološki kriterijumi, zatim kriterijumi sigurnosti, pouzdanosti i prihvatljivost uže (mikro) lokacije, kao i kriterijumi za prihvatljivost šire lokaci-je (makrolokacije). Tehničko-tehnološki kriterijumi obuhvataju:

a) transport (rashladna voda - povoljnije su lokaci-je sa protočnim rashladnim sistemom od onih lokacija koje zahtijevaju primjenu rashladnih tornjeva (s obzirom na tip rashladnog sistema, povoljnije su lokacije s manjim troškovima do-preme rashladne vode), elektroenergetski aspek-ti - povoljnije su lokacije na manjim udaljenos-tima od čvorišta ili vodova postojeće visoko naponske 400 kV prenosne mreže, doprema ugl-ja - povoljnije su one lokacije na koje je moguće dopremiti potrebne količine uglja sa što jednos-tavnijom manipulacijom (manji broj pretovara), manjim troškovima transporta do deponija uz TE (zavisno od tipa i dužine transporta), te manjim zahtjevima za nove infrastrukturne zah-vate, transport i odlaganje šljake i pepela - po-voljnije su lokacije za koje su niži transportni troškovi šljake i pepela do deponija ili korisnika, saobraćajna (prometna) pristupačnost - pov-oljnije su lokacije s boljom pristupačnošću i one lokacije do kojih postoji riječni plovni put druge ili više klase),

b) meteorološke i hidrološke aspekte (meteorološki aspekti, tj. različite karte koje se odnose na opštu sinoptičku situaciju, temperature, priti-sak, vlažnost vazduha, vrijeme, kao i vjetar, hidrološki aspekti, tj. sigurnost od plavljenja - povoljnije su lokacije zaštićene većim stenom sigurnosti od pojava poplava kao i nezaštićene lokacije u kojih je ugroženost od pojave poplava manja),

c) geologiju i seizmologiju (seizmotektonika i seiz-mika - povoljnije su lokacije u predjelima man-jeg maksimalno očekivanog intenziteta potre-sa i u neotektonski manje aktivnim zonama, inženjerska geologija - povoljnije su lokacije sastavljene samo od jedne vrste stijena i lokacije na kojima se ne očekuje topljenje čvrstih u tečne stijene ili likvefakcija).

Kriterijumi sigurnosti, pouzdanosti i prihvatljivost uže lokacije obuhvataju:

a) meteorološki i hidrološki aspekti (hidrološki aspekti sa aspekta disperzije otpadne toplote - povoljnije su lokacije za koje je pretpostavljena disperzija otpadne toplote veća, kao i lokacije za koje, ni uzvodno ni nizvodno, nema ili su na što većoj udaljenosti postojećih ili planiranih ter-moenergetskih objekata koji topliotno opterećuju vodotok, meteorološki aspekti sa aspekta uti-caja na uže područje - povoljnije su lokacije kod kojih je uticaj na zagađenje vazduha zbog meteoroloških pojava u užem području manji, tj. sa manjom učestalosti i stvaranje pojava zadim-

ljenja, tišine i ostalih nepovoljnih meteoroloških stanja),

b) geologija i seizmologija, analiza primarnih i sekundarnih posljedica i rizika moguće pojave akcidentnih situacija,

c) hidrogeologija - povoljnije su lokacije gdje nema značajnijih zaliha podzemnih voda koje se koriste ili će se koristiti za vodosnabdiejvanje, odnosno povoljnije su lokacije gdje su podzemne vode bolje zaštićene od eventualnog prodora zagađenja s površine i gdje uslovi infi ltracije i tečenja osiguravaju visoki stepen zaštite,

d) demografski aspekti - povoljnije su lokacije s manjom gustoćom naseljenosti u prečniku od 10 km,

e) namjena i korišćenje prostora (naselja - po-voljnije su lokacije u čijem je prečniku od 10 km manji broj naselja s izraženijim središiljim i radnim funkcijama i gdje su lošije demograf-ske okolnosti u naseljima, turizam - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku od 10 km manji broj postojećih i planiranih turističkih kapacite-ta ako je njihova struktura niže kvalitete i ako se nalaze u turističkim središtima nižeg ranga, poljoprivreda - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku od 10 km manji udio zemljišta pogod-nijih za razvitak poljoprivrede, te ako je stanje uredenosti poljoprivrednih površina slabije, a zastupljenost poljoprivrede u razvojnim opred-jeljenjima uže regije manjeg značaja, šumarstvo - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku od 10 km manji udio proizvodno visoko vrijednih šumskih površina uzimajući u obzir ekološku ulogu i stabilnost šume, industrija i rudarstvo - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku do 10 km manji broj industrijskih središta, manja zastupljenost eksploatacijskih polja mineralnih sirovina i ako nema osjetljive industrije, kao što je to prehrambena, farmaceutska i sl., posebne namjene - povoljnije su lokacije koje, s aspekta obrane, nemaju ograničenja ni posebnih zahtje-va,

f) zaštita životne sredine (zaštita prirodne baštine - povoljnije su lokacije gdje je u prečniku od 10 km manji broj zaštićenih i evidentiranih lokalite-ta i koji su manjeg značenja, zaštita spomenika kulture - povoljnije su lokacije gdje je u prečniku 10 km manji broj zaštićenih i evidentiranih lokaliteta i objekata i manjeg su značaja, stanje (kvalitet) tla - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku od 10 km manji udio zemljišta s većim rizikom degradacije zbog mogućeg uticaja ter-moelektrane, ekološko-biološke karakteristike - povoljnije su lokacije koje su biološki manje vrijedne ili manje osjetljive i koje su već ljud-skim uticajem promijenjene, kvalitet vazduha - povoljnije su lokacije koje se nalaze u prostoru s manjom koncentracijom sumpornog dioksida

32


u vazduhu, kvalitet voda - povoljnije su lokacije kod kojih je razlika između propisane i stvarne kvalitete površinskih voda manja).

Kriterijumi prihvatljivosti šire (makro) lokacije obuhvataju:

a) meteorološki i hidrološki aspekti (meteorološki aspekti - povoljnije su lokacije na kojima je us-lijed povoljnijih meteoroloških i orografskih karakteristika manji uticaj na posebno osjetljive korisnike prostora na udaljenosti do 30-tog km od potencijalne lokacije),

b) demografski aspekti - povoljnije su lokacije s manjom gustoćom naseljenosti u prečniku 10 do 30 km oko lokacije,

c) namjena i korišćenje prostora (naselja - pov-oljnije su lokacije u čijem je prečniku od 10-30 km manji broj naselja s više od 10.000 stanovni-ka i manji broj naselja s izraženijim središnjim i radnim funkcijama, turizam - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku od 30 km manji broj postojećih i planiranih turističkih kapaciteta i manji broj turističkih središta višeg ranga, indus-trija i rudarstvo - povoljnije su lokacije u čijem je prečniku do 30 km veći broj industrijskih središta i središta rada većeg značaja, te ako je u tim središtima veća zastupljenost djelatnosti sa značajnom elektroenergetskom potrošnjom),

d) zaštita životne sredine (zaštita prirode - povoljni-je su lokacije gdje je u prečniku od 30 km manji broj vrijednih zaštićenih i evidentiranih objeka-ta prirodne baštine, zaštita spomenika kulture - povoljnije su lokacije s manjom zastupljenošću posebno vrijednih zaštićenih i evidentiranih cjelina i objekata kulturne baštine).

Lokacija postojeće termoelektrane i planiranog novog bloka nalazi se na području opštine Ugljevik koja je Prostornim planom Republike Srpske (važeći etapni plan razvoja do 2015. godine) planirana kao dio mezoregije Bijeljina u okviru tzv. drugog raz-vojnog pravca. Ovim planom je uz postojeće kapac-

itete TE Ugljevik predviđena i realizacija novog ter-moenergetskog postrojenja, zasnivanog na korišćenju postojećeg mrkog uglja. U okruženju razmatrane mikro lokacije planom nisu identifi kovana prirodna i kulturno - istorijska dobra i nije predviđen razvoj zona stanovanja, turističko-rekreativnih i drugih nekom-patibilnih namjena. Za detaljniju namjenu površina i defi nisanje prostornih cjelina realizovani su planovi nižeg reda (stručno mišljenje i urbanističko-tehnički uslovi prema smjernicama iz Prostornog plana Re-publike Srpske). Pri tome, rudarski basen u Ugljeviku se ističe kao jedan od osnovnih nalazišta energetskih sirovina na teritoriji Republike Srpske sa rezervama od 290.000.000 tona i postojećom godišnjom ek-sploatacijom od 1.300.000 tona mrkog uglja (slika 1), uz ocjenu da se radi jednom od glavnih postojećih i budućih oslonaca proizvodnje električne energije u Republici Srpskoj.

Treba napomenuti da je prema odluci Narodne skupštine Republike Srpske br. 01-1075/11 pokrenuta izmjena Prostornog plana Republike Srpske sa perio-dom razmatranja do 2025. godine (nosilac izrade je JU Novi urbanistički zavod Republike Srpske, Banja Luka). S obzirom na utvrđene smjernice razvoja sek-tora uglja, defi nisane kroz Strategiju razvoja energet-ike Republike Srpske do 2030. godine očekuje se da će izmjena plana posebno obraditi problematiku razvoja predmetnog područja, u skladu sa aktuelnim saznan-jima i zahtjevima. Ono što je vrlo važno za sektor ug-lja je činjenica da su postojeći površinski kopovi PK Bogutovo Selo (RiTE Ugljevik) i PK Gračanica (RiTE Gacko) na kraju rezervi pa je u nekoliko sljedećih go-dina potrebno otvaranje novih kopova i obnova rudar-ske mehanizacije.

3. PLANIRANI PROSTOR ZA REALIZACI-JU TE UGLJEVIK III

Prostor planiran za izgradnju novog bloka ter-moelektrane Ugljevik III obuhvata zemljište površine od oko 30 ha. Na samoj lokaciji predviđenoj za izgrad-nju TE Ugljevik III, nema izgrađenih objekata stam-

bene namjene, odnosno nema većih domaćinstava koje bi bilo potrebno izmjestiti, tako da značajnijeg rasel-javanja neće biti. Na lokalitetu eg-zistira nekoliko objekata prizemne spratnosti različite namjene, koji su trenutno u sastavu TE Ugljevik I, kao i dva poslovna objekta manjih gabarita (trgovina i ugostiteljski objekat), većim dijelom montažno-demontažno tipa, u lošem stanju i većina nije u upotrebi. Kako je sama lokacija sastavljena od više parcela bilo je neophodno da se za datu lokaciju i realizaciju planiranih sadržaja (priprema gradilišta) riješi otkup zemljišta koje je bilo

Slika 1. - Izvod iz grafi čkog dijela prostornog plana korišćenja mak-rolokacije za planski period do 2015. godine

33


u vlasništvu fi zičkih lica. Dio parcela čini i zemljište koje predstavlja vlasnički udio ZP RiTE Ugljevik. Prostor predviđen za izgradnju TE Ugljevik III nalazi se neposredno uz kompleks TE Ugljevik I i II, odnos-no sa njihove zapadne strane, te predstavlja funkcijom i namjenom logičan nastavak energetskog kompleksa. Na ovaj je način maksimalno iskorišten raspoloživi prostor za izgradnju novih blokova TE Ugljevik III. Saobraćajna povezanost prostora takođe nije narušena s obzirom da su preduzete sve potrebne mjere za obezbjeđenje neometanog kretanja korisnika okolnog područja. S tim u vezi planirane su saobraćajnice koje povezuju magistralni put M-18 i lokalni put Mukat-Stankovići (nova dionica sa zapadne strane TE Ug-ljevik III, preko rijeke Janje koja se veže za postojeći put), saobraćajnica koja povezuje M-18 i lokalni put Termoelektrana – put Rudnik (istočni put – Bogutovo selo), kao i izmještanje dijela puta Termoelektrana – Todorovići i nekategorisanog puta koji se koristi in-terno za postojeće i planirane termoelektrane, [1,2]. Okolni prostor van defi nisanog prostora za izgradnju TE Ugljevik III ostaje nepromjenjen. Isti je predviđen da se koristi u skladu sa osnovnom namjenom. Gen-eralno, realizacijom planiranih sadržaja ne bi trebalo doći do pojave negativnih poslijedica i većeg obima razdvajanja cjelina. Realizacija TE Ugljevik III će pozitivno uticati na prostorni i urbanistički razvoj predmetnog područja, uz omogućavanje značajnijeg infrastrukturnog razvoja šireg područja Ugljevika i Bijeljine. Realizacija ovog projekta uticaće na stabili-zaciju na tržištu rada i u građevinskom sektoru, što će stvoriti uslove za veće stope privrednog rasta. Sama namjena lokacije i prostorna organizacija planiranog kompleksa neće usloviti veće prostorne i urbanističke izmjene. Same mikrolokacije u neposrednoj blizini van prethodno defi nisane zone izgradnje neće biti ugrožene, tako da će vitalnost lokaliteta van defi nisane zone izgradnje ostati nepromjenjena i neugrožena.

3.1. Analiza makrolokacijeŠire područje obuhvata novih blokova TE Ugljevik

III i njihovog uticajnog djelovanja je smješteno u pros-tor sjeveroistočnog dijela Republike Srpske, odnosno Bosne i Hercegovine, na području opštine Ugljevik. Područje opštine karakterišu brdski tip reljefa, pred-stavljen obroncima planine Majevice (obuhvata južni i jugozapadni dio opštine) i nizijski tip reljefa (sjever-ni i sjeveroistočni dio ravnice Semberija). Opština Ugljevik se nalazi na prelazu kontinentalne u um-jereno kontinentalnu klimu, sa srednjom godišnjom temperaturom od 10,9 0C (max./min.= 40,5/-28,6 0C) i srednjim godišnjim pritiskom od 995,9 mb (max./min=1043,3/990,8 mb). Sa aspekta emisije, kritični smjer vjetra je SW sa brzinom 1,7 m/s i učestalošću od 24,9%. Maksimalne/minimalne mjesečne padavine iznose 146 mm odnosno 4 mm (srednje mjesečne pa-davine iznose 64 mm). Prosječna godišnja relativna vlažnost iznosi 79%, minimalna 68%. TE Ugljevik I i novi blokovi TE Ugljevik III se nalaze na desnoj oba-

li rijeke Janje, koja je najveći recipijent površinskih voda ovog područja (dužina toka 57 km, slivna površina oko 310 km2). Drugi veći vodotok na ovom području je Ugljevička rijeka, koja ima pravac toka jug – sjever. Ugljevićka rijeka nastaje spajanjem poto-ka Dašnica i Mićića potoka. Ovi vodotoci se odlikuju kratkim tokovima i promjenljivim protocima, zavisno od količine i intenziteta padavina. U okolini Ugljevi-ka postoji veći broj izvora, koji se uglavnom odlikuju manjom izdašnošću, zbog čega nemaju veći značaj za vodosnabdjevanje. Uzvodno od termoelektrane se nalazi vještačka akumulacija Snježnica u koju se uli-jevaju vode Rastočke rijeke i Brzave. Iz akumulacije se voda ispušta u rijeku Janju 16 km uzvodno od TE Ugljevik I i nadomiruje potrebne količine vode kada je vodostaj rijeke Janje u ljetnom periodu smanjen. Srednji godišnji dotok u akumulaciju iznosi 0,6 m3/s. Postojeći šumski ekosistemi, na ovom širem području, su predstavljeni mozaično i karakteriše ih nekoliko ti-pova. To su brdske šume bukve (Fagetum montanum), šume kitnjaka i cera (Quercetum petraea cerris), šume sladuna i cera (Quercetum confertae cerris), šume kit-njaka i običnog graba (Querco carpinetum), koje su na ovom širem prostoru zastupljene u podjednakoj mjeri (vegetacijski tipovi žbunaste i prizemne fl ore). Osim šumskih površina, egzistiraju još i prirodne livadske zajednice, te kultivisane poljoprivredne površine. Veg-etacijske karakteristike šireg područja uticaja TE Ug-ljevik III, uslovili su postojanje faunističke strukture koja je karakteristična za kultivisane poljoprivredne površine te šumarke i gajeve (srneća divljač, zec, li-sica, jazavac, kune, zatim fazanska divljač, divlja pat-ka, golubovi i sl.). Navedene vrste, pokraj očuvanja sveukupnog biodiverziteta ovog područja, imaju i veliki značaj za lovno gazdovanje. Pokraj navedenih kopnenih vrsta, u vodoku rijeke Janje egzistiraju veći broj ribljih vrsta (klen, škobalj, mrena, bjelica, krkuša, štuka i sl.). Od gmizavaca, na ovom prostoru egzisti-raju zelembać, živorodni gušter, sljepić, a od vodoz-emaca šareni daždevnjak, kreketuša, šumska žaba, i dr. Pokraj navedenih vrsta, ovo područje je i stanište velikog broja insekata, leptirova i drugih faunističkih vrsta karakterističnih za ova staništa.

Stanovništvo opštine Ugljevik predstavlja jedan od osnovnih planskih parametara. Prema popisu iz 1991. godine na teritoriji opštine Ugljevik je živjelo 25.587 stanovnika. Preliminarni podaci sa popisa iz 2013. godine pokazali su smanjenje tog broja na 16.538 stanovnika (4.915 domaćinstava 6.958 stanova). Na promjene u broju i strukturi stanovništva uticali su brojni faktori, od kojih treba istaći nagli privredni i urbani razvoj, promjena uslova života realizacijom TE Ugljevik I, promjene u obrazovanju i zanimanjima ljudi, migracije usljed ratnih događaja i sl.

Planirani prostor predviđen za izgradnju TE Uglje-vik III smješten je u zapadnom dijelu opštine Uglje-vik, sa desne strane magistralnog puta M-18 dionica Stari Ugljevik – Priboj i na udaljenosti od oko 2,5 km

34


od urbanog područja naselja Ugljevik (neposredno uz kompleks TE Ugljevik I, koja se nalazi sa njene istočne strane), slika 2. Pristup lokaciji ostvaruje se sa puta M-18, neposredno preko lokalne saobraćajnice. Na predmetnom prostoru se nalazi i nekoliko lokalnih saobraćajnica koje se koriste za potrebe TE Ugljevik I i potrebe lokalnog stanovništva. Istočno i sjeverno od predmetne lokacije nalaze se objekti TE Ugljevik I, kao i metalna konstrukcija privremeno obustavljene izgradnje bloka TE Ugljevik II, koja se veže na za-padnu stranu kompleksa TE Ugljevik I.

3.2. Preliminarna ocjena podobnosti lokacijeZa potrebe izgradnje novog bloka TE Ugljevik

III, na prostoru užeg obuhvata biće zauzeto zemljište

površine od oko 20.866 m2 za izgradnju stam-benog dijela-kampusa za smještaj radnog osoblja, angažovanog na izgradnji predmetnog postrojenja. Nakon izgradnje termoelektrane kampus će se nas-taviti koristiti kao smještajne jedinice radnika na opsluživanju i održavanju TE Ugljevik III. Pros-tor koji će biti trajno zauzet izgradnjom predmetnog objekta obuhvata zemljište namjenjeno za izgradnju glavnog postrojenja termoelektrane, deponije uglja, skladišta goriva i gasa, te upravne zgrade čija ukupna površina iznosi 301.374 m2, slika 3. U toku izgradnje predmetnog postrojenja neće biti privremeno zauzeto zemljište van užeg obuhvata, odnosno cjelokupni pro-ces izvođenja građevinskih radova neće zahtijevati izgradnju pomoćnih gradilišnih objekata, postrojenja, prilaznih puteva i sl. na okolnom prostoru. TE Uglje-vik III za svoj pogon koriste fosilno gorivo (ugljevički mrki ugalj), koja dobijenu unutrašnju energiju gori-va u tehnološkom procesu sagorijevanja pretvaraju najvećim dijelom u električnu energiju (kondenza-ciona elektrana), a manjim dijelom i u energiju top-lote (npr. neregulisano oduzimanje za potrebe inter-nog grijanja prostorija). Kod blokovske strukture termoelektrane, kakva je TE Ugljevik III - 2x300 MW, ne vrši se spajanje između blokova cjevovodima svježe i međupregrijane pare, kao i napojne vode. Te sa takvim šemama su jeftinije i jednostavnije se ost-varuje njihovo upravljanje i automatizacija. Elektrana je sastavljena kao skup odvjenih energetskih blokova, a imaju zajednička postrojenja i veze za upuštanje i snabdijevanje vodom, gorivom i dr.

Uspostavljanjem tržišta električne energije u Jugoistočnoj evropi, povezanog sa tržištem Evropske Unije, kao i potpuna liberalizacija tržišta, znatno se mijenja pristup energetskim analizama i valorizaciji opravdanosti izgradnje nekog novog energetskog ob-jekta. Prilikom analiza mogućnosti plasmana proiz-vedene energije, električna energija je posmatrana kao tržišni i izvozni proizvod i razmatrane su potrebe potrošnje električne energije u Republici Srpskoj, Bosni i Hercegovini i u Jugoistočnoj evropi. Na os-novu trenutnog stanja, Republika Srpska i BiH imaju višak izgrađenih kapaciteta koji mogu davati veću proizvodnju od potrebne potrošnje električne energije. Formiranjem zajedničkog tržišta električne energije u Jugoistočnoj evropi, otvara se mogućnost plasmana svih viškova električne energije, pod uslovom da izdrže tehničko-ekonomsku i ekološku konkurenciju. Analizom energetskih prilika i u ostalim zemljama Jugoistočne evrope može se konstatovati da samo Bu-garska i Rumunija imaju viškove električne energije iznad aktuelnog potrošačkog konzuma, dok ostale zemlje imaju evidentne manjkove, pa se plasman en-ergije iz TE Ugljevik može tražiti u okviru zemalja Jugoistočne evrope.

3.3. Rizik prenosa električne energije Uklapanje TE Ugljevik III u elektroenergetski

sistem Republike Srpske (EES RS), s obzirom na

Slika 2. - Satelitski snimak prostora predviđenog za izgradnju novih blokova TE Ugljevik III, [1,2]

Slika 3. - Situacioni pregled lokacije za izgradnju novih blokova TE Ugljevik III, [1,2]

35


lokaciju i snagu elektrane, moguće je izvršiti jedino u postojećoj TS 400/110 kV Ugljevik na 400 kV na-ponu, tj. 400 kV postrojenju. U programskom paketu PSS/E, urađena je analiza uklapanja ova dva bloka, nove TE Ugljevik III u EES BiH. Analiza je urađena za perspektivno stanje mreže, za režim maksimalnog opterećenja u zimskom periodu. Korišćen je SECI model mreže, tj. regionalni model mreže jugoistočne Evrope zbog uticaja susednih sistema. U modelu su pored postojećih, modelovani i proizvodni objekti koji se nalaze u Indikativnom planu razvoja proizvod-nje, a od interesa su za ovaj deo sistema, kao što su TE Stanari, TE Tuzla-G7 i TE Kakanj-G8. U analizi su obrađena tri glavna scenarija:

a) bazni scenario – sve u pogonu, slika 4, b) kriterijum sigurnosti (n-1) - sukcesivno van

pogona po jedan element (DV 400 kV Ugljevik – Tuzla 4, DV 400 kV Ugljevik – Ernestinovo, DV 400 kV Ugljevik – Sremska Mitrovica, Transfor-mator TM1 400/110 kV u TS Ugljevik), i

c) kriterijum sigurnosti (n-2) - sukcesivno van pogona po dva elementa (DV 400 kV Ugljevik – Tuzla 4 i DV 400 kV Ugljevik – Ernestinovo, DV 400 kV Ugljevik – Tuzla 4 i DV 400 kV Ugljevik – Sremska Mitrovica, DV 400 kV Ug-ljevik – Ernestinovo i DV 400 kV Ugljevik – Sremska Mitrovica).

U svim scenarijima TE Ugljevik III je u pogonu, sa snagom u iznosu od 2 x 300 MW. Iz predmetne analize se vidi da nema tehničkih ograničenja (ni na-ponskih ni strujnih) usljed angažovanja TE Ugljevik III - 2x 300 MW, što znači da je zadovoljen ne samo

kriterijum stabilnosti (n-1) nego i (n-2), [1,2].

3.4. Ekološki riziciEkološki operacioni rizici razmatrani su kroz

analizu uticaja u okviru redovne eksploatacije sistema, kao i nalize stanja u akcidentu sa nekon-trolisanim ispuštanjem štetnih materija u okolinu, sa prekomjernim zagađenjem vazduha, vode i zemljišta i ugrožavanjem zdravlja ljudi, [3,4] . Projektom poje-dinih sistema TE predviđene su odgovarajuće mjere za smanjenje vjerovatnoće nastanka akcidenta, kao i mjere za smanjenje posljedica ukoliko se isti i po-javi (hipotetičko stanje, razmatrano zbog zakon-ske obaveze). U cilju sprečavanja pojave zagađenja okoline, kao i blagovremenog otklanjanja posljedica eventualnih zagađenja, defi nisan je plan praćenja (monitoring) okolinskog uticaja kvaliteta pojedinih segmenata životne sredine, kao obaveza zagađivača. Za TE snage veće od 300 MW zahtijeva se neprekidno praćenje emisije i imisije. U cilju ispunjenja zahtije-vanih uslova, u okviru monitoringa vazduha u TE Ug-ljevik III predviđeno je kontinualno praćenje emisija sumpornih i azotnih oksida i čestica letećeg pepela. Za nova postrojenja provjera emisije se vrši i u toku probnog rada i uslov je za davanje upotrebne dozvole. Pored ovih mjerenja u okviru TE Ugljevik III planira se i mjerenje nivoa buke i vibracija na granici lokacije TE.

4. ZAKLJUČAK

Projektovanju TEP prethodi niz pripremnih ak-tivnosti, koje obuhvataju izradu odgovarajuće do-

Slika 4. - Bazni scenario uklapanja TE Ugljevik III u prenosnu mrežu Republike Srpske, [1,2]

36


kumentacije (prethodna studija o ekonomskoj opravdanosti izgradnje ili studija o ekonomskoj opravdanosti izgradnje) i obavljanje određenih pre-thodnih studijskih i istražnih radova (sirovinska baza, prirodne karakteristike potencijalnih lokacija, loka-lna zakonska legislativa i sl.), na bazi kojih se može postići donošenje optimalnih odluka u vezi korišćenja prirodnih resursa, dobijanja koncesionog ugovora, uz određivanje koncesione nadoknade, kao i ocjena ekonomsko-fi nansijskih pokazatelja budućeg TEP (benefi t-cost analiza). Plan razmještaja osnovne i pomoćne opreme u njenom krugu i predstavlja glavnu komponentu situacionog plana (širi pogled na TE, sa izvorom i sistemom vodosnabdijevanja, izgradnje naselja, deponije pepela, priključenja saobraćajnice, izvode linija za prenos električne energije i toplovoda, skladište goriva i cjevovode za transport šljake i pepe-la), [3,4] . Uklapanje TE Ugljevik III instalisane snage 2x300 MW u elektroenergetski sistem BiH, s obzirom na lokaciju i snagu elektrane, moguće je izvršiti jedino u postojećoj TS400/110 kV Ugljevik na 400 kV napo-nu, tj. 400 kV postrojenju.

LITERATURA

[1] Studija o ekonomskoj opravdanosti izgradnje TE Ugljevik III - 2x200 MW neto u opštini Ugljevik, Republika Srpska, BiH, Institut za građevinarstvo «IG» PC Trebinje, Trebinje, februar-mart 2012.

[2] Studija ekonomske opravdanosti sa elementima zaštite životne sredine za izgradnju i korišćenje termoelektrane „Ugljevik 3“ (blokovi 2 x 300 MW) na području opštine Ugljevik (Feasibility study), Institut za građevinarstvo “IG” PC Trebin-je, Trebinje, februar 2013.

[3] Milovanovic Z.: Termoenergetska postrojenja - Teoretske osnove, Univerzitet u Banjoj Luci Mašinski fakultet, Banja Luka, 2011., 431 str.

[4] Milovanovic Z.: Termoenergetska postrojenja - Tehnološki sistemi, projektovanje i izgradnja, ek-sploatacija i održavanje, Univerzitet u Banjoj Luci Mašinski fakultet, Banja Luka, 2011., 842 str.

37


Ненад В. ПАВЛОВИЋ, Синиша КОВАЧЕВИЋ, Драган ВИГЊЕВИЋ, Предраг ЖИВАНОВИЋ, Горан КЛАПАРЕВИЋ

НИС а.д., Нови Сад, Блок Енергетика

UDC: 621.311 : 665.61

Изградња малих когенерационих електрана на нафтним пољима

САЖЕТАКУ процесу производње и припреме сирове нафте за транспорт издваја се растворени

(пратећи) гас чија примена је ограничена његовим саставом (квалитетом) и постојањем гасне мреже. Овај гас се делимично користи у котларницама на нафтним пољима за загревање резервоара, друге опреме и објеката а највећим делом се се спаљује на бакљи. У раду је приказано коришћење раствореног гаса за производњу електричне и топлотне енергије, у малим когенерационим електранама на бази мотора са унутрашњим сагоревањем. Приказана је примењена технологија, циљеви изградње као и економски ефекти.

CONSTRUCTION OF SMALL COMBINED HEAT AND POWER PLANTS AT OIL FIELDS

ABSTRACTIn the process of exploitation and processing of crude oil, dissolved gas that is separated, is lim-

ited for delivery because of its composition and the lack of developed pipe network, and in some oil fi elds, this gas is burned in a fl are. This paper presents the technology of utilization of dissolved gas by electricity and heat production in CHP plants based on the internal combustion engine. Applied technology is shown, as well as goals of building, аnd economic effects.

1. УВОД

Процес производње и припреме сирове нафте за транспорт подразумева сепарацију гасне

фазе и воде из сирове нафте. Гас издвојен из нафте (растворени гас) сачињен је највећим делом од метана, затим од тешких угљоводоника, као и од повишеног садржаја инертних гасова, што га по квалитету чини слабијим од природног гаса у дистрибутивним мрежама. Састав раствореног гаса са једне и непостојање развијене гасне инфраструктуре у близини нафтних поља са друге стране ограничавају могућност његове испоруке у јавну дистрибутивну мрежу, те се на неким нафтним пољима растворени гас као нус продукт у процесу експлоатације нафте спаљује на бакљи.

Како би се смањили технички губици, повећала економска исплативост и смањило загађење околи-не, НИС је развио програм изградње малих когене-рационих електрана на нафтним пољима. Циљ је да се произведена топлота користи за технолошке

потребе у процесу припреме нафте за транспорт, а електрична енергија испоручује у електродистри-бутивну мрежу по гарантованим откупним ценама (feed in тарифа), уз услов да се постигне степен ефикасности већи од 85% у складу са Уредбом о условима и поступку стицања статуса повлашће-ног произвођача електричне енергије (Сл.гласник 8/2013).

Нафтна индустрија Србије изградила је и пус-тила у погон до сада четири когенерационе елект-ране на нафтним пољима: Велебит (2 х 995 kWe), Кикинда Горње (995 kWe) и Сираково (850 kWe), у поступку изградње су још три когенерационе електране на нафтним пољима: Турија Север (995 kWe), Брадарац – Маљуревац (300 kWe) и Бока (330 kWe).

2. ПРИМЕЊЕНА ТЕХНОЛОГИЈА

Технологија је базирана на мотору са унутрашњим сагоревањем спрегнутим са

38


генератором наизменичне струје. Електрична енергија предаје се у електродистрибутивни (ЕД) систем преко трансформатора који подиже напонски ниво на ниво ЕД мреже. Топлота која се одузима хлађењем блока мотора, хлађењем уља, хлађењем смеше ваздуха и горива након компресије у турбопуњачу и топлота димних гасова предаје се топловодном систему на објекту путем плочастог измењивача топлоте. На овај начин искоришћава се растворени гас, задовољавају се топлотне

потребе процеса експлоатације нафте и производи се електрична енергија у високоефикасним когенерационим модулима.

2.1. Технички опис и технолошка шема когенерационих електрана

Когенерациона електрана састоји се од три тех-ничке целине смештене у засебним контејнерима: контејнер сушача гаса, контејнер когенерационог постројења, контејнер електроопреме.

Слика 2. - Контејнер когенерационе електране

Слика 1. - Шема модула за сушење гаса

39


Након издвајања из нафте растворени гас је на притиску 3 bar, температури 30 ÷ 40 oC и релатив-ној влажности 100%. Пре уласка у когенерациони модул мотор генератора неопходно је да се гас при-преми у контејнеру за припрему гаса (осуши до дозвољеног нивоа влажности). Технолошка шема сушача гаса дата је на слици 1. Гас се претходно хлади у размењивачу гас/гас хладном струјом су-вог гаса. Након тога гас се хлади до тачке рошења расхладном течношћу (мешавина воде са глико-лом) у цевном размењивачу топлоте, након чега се у сепаратору врши раздвајање течне и гасне фазе. Расхладна течност се пумпа кроз цевни размењи-вач и хладњак циркулационом пумпом. Хлађење мешавине воде и гликола врши се уз помоћ рас-хладног медијума (фреон 407 С), који је радни флуид у компресорском расхладном постројењу.

У контејнер когенерационог постројења сме-штени су основни делови комбинованог пост-

ројења за производњу топлотне и електричне енергије. Изглед контејнера са опремом која се на-лази на крову контејнера дат је на слици 2. Детаљ-на шема постројења дата је на слици 3.

Контејнерска јединица садржи следећу главну опрему и помоћне уређаје:

1. Мотор са унутрашњим сагоревањем који ради на 1500 обрта/мин,

2. Генератор / алтернатор са 400 V и 50 Hz,3. Спојница,4. Вентилатор и филтер ваздуха за сагоре-

вање,5. Размењивач топлоте за хлађење издувних

гасова,6. Размењивач топлоте у систему за хлађење

мотора,7. Пригушивач буке и катализатор у издувној

грани мотора,

Слика 3. - Технолошка шема когенерационог постројења

40


8. Гасна рампа,9. Систем подмазивања мотора са резервоаром

свежег уља и пумпе за уље,10. Систем за мониторинг и управљање радом

когенерационог постројења,11. Систем вентилације контејнера (вентилатор,

пригушивачи буке и остало),12. Димњак,13. Расхладне куле у систему хлађења мотора,14. Мерило протока горивог гаса,15. Мерило испоручене топлотне енергије.

2.2. Енергетски биланс когенерационе елек-тране

На слици 4. шематски су приказани расхладни кругови једног изграђеног когенерационог постројења (на локацији Велебит) и њихова веза са испоруком топлотне енергије. То су:

1. Круг хлађења мотора2. Расхладни систем смеше3. Круг грејања4. Круг расхадне куле за хлађење мотораВисокотемпературна линија са размењивачима

топлоте интегрисана је у циркулациони круг хлађења мотора (1) на сл. 4. док је нискотемпературска линија за хлађење мешавине гаса и ваздуха иза другог степена компресије представљена независним циркулационим кругом (2) са размењивачем топлоте номиналне снаге 82 kW и кулом за хлађење. Циркулациони круг (1) обухвата и коришћење отпадне топлоте издувних гасова преко размењивача топлоте номиналне

снаге 523 kW. Циркулациони круг (3) са својим размењивачем топлоте номиналне снаге 1040 kW и циркулационом пумпом капацитета 46 m³/h обезбеђује испоруку топлотне енергије ка котларници и коришћење отпадне топлоте мотора. Циркулациони круг расхладне куле за хлађење мотора (4) са својим размењивачем топлоте номиналне снаге 523 kW и кулом за хлађење повезан је са циркулационим кругом (1) и укључује се аутоматски када потребе за грејањем не обезбеђују довољно хлађење расхладне течности мотора.

У табели 1. дат је енергетски биланс когенерационог постројења. Из табеле се види да је бруто степен корисности когенерације на номиналном оптерећенју 87,2 % и да се практично не мења са променом оптерећења СУС мотора од 100% до 50%. Код парцијалног оптерећења СУС мотора од 50% бруто електрични степен корисности опада са 42,6% на 39,0%, али топлотни степен корисности расте са 44,6% на 48,1%.

Степен корисности зависи од од веома великог броја фактора у експлоатацији, тако да произвођачи не гарантују фиксну вредност укупног бруто степена корисности когенерационог постројења током експлоатационог периода, већ иста варира.

С обзиром на дати номинални бруто степен корисности когенерације те променљивост експлоатационих услова и топлотног оптерећења, лако се може закључити да је достизање просечног годишњег нето степена корисности когенерације од 85%, који се захтева Уредбом за стицање услова повлашћеног произвођача, на граници

техничких могућности савремене технологије са СУС моторима. Ризици недостизања постављеног захтева делимично се могу избећи димензионисањем електране према мини-малном топлотном оптере-ћењу, како би електрана радила непрекидно на номиналном оптерећењу. У том случају електрична снага електрана је значајно мања те је коришћење раствореног гаса значајно мање. Треба напоменути да растворени гас јесте ресурс примарне енергије

2.3. Режими рада когенерационих електана

Управљачки системи когенерационих електрана омогућавају да ова постројења могу да остваре следеће режиме рада:

Слика 4. - Шематски приказ расхладних кругова когенерационог постројења и спреге са испоруком топлотне енергије

41


1. На пуном електричном оптерећењу од 100% снаге генератора (full electric power load), уз предавање топлотне енергије потрошачу и предавање евентуалног вишка топлоте у ат-мосферу.

2. У режиму регулисаног електричног опте-рећења, када се прате потребе у електрич-ној енергији локалних потрошача (electrical tracking mode); ако у раду електрично опте-рећење падне испод потреба, когенератор ће се пребацити у режим рада са смањеном електричном снагом, при чему ће количина

топлотне енергије која се произведе бити у функцији електричног оптерећења.

3. У режиму регулисаног топлотног оптерећења када се прате потребе локалних потрошача у топлотној енергији (heat tracking mode), а произведена електрична енергија се испору-чује у мрежу.

3. ЕКОНОМСКИ ЕФЕКТИ КОГЕНЕРАЦИОНИХ ЕЛЕКТРАНА

Изградњом когенерационих електрана на нафтним пољима гас, фосилно гориво без тржишне

: % 100 75 50 ISO 5828-1 kW 8% 995 746 498

kW 8% 517 401 291 kW 8% 82 55 33

120 kW 8% 523 430 322

/

kW 8% 41/27 38/23 33/20

kW 8% 1040 831 613 (

) oC 437 461 486

kg/h 5.403 4.114 2.860 kg/h 5.173 3.937 2.735 kW 5% 2.333 1.806 1.275

/ % 42,6/44,6 41,3/46,0 39,0/48,1 % 87,2 87,3 87,1

Табела 1. - Енергетски биланс когенерационог постројења Велебит 1

995 kWe / 0,94

42,6 % 1.040 kWth 44,6 % 40 MJ/Sm3

210 Sm3/h . 8.000 h/year

1.681.690 Sm3/year 1.450.000 Euro

88,9 Euro/ Wh 0,00 Euro/kWh

0,00 Euro/Sm3 8,00 Euro/h 200.000 Euro 15 % 13 %

Табела 2. - Улазни подаци за анализу економске исплативости (Когенерациона електрана на нафтном пољу Кикинда горње)

42


вредности које се до сада спаљивало на бакљи (уз загађење животне средине без корисног ефекта) валоризује се кроз производњу електричне и топлотне енергије. У економској анализи дат је случај да електрана постиже просечни гопдишњи степен кроисности когенерациј од најмање 85%, пошто ради на номиналној електричној снази и предаје целокупну произведену топлотну енергију потрошачима на локацији. У економској анализи усвојено је да су цене гаса и топлоте једнаке нули. С обзиром да гас нема тржишну вредност оваква престпоставка је оправдана. Цена топлоте за стање без пројекта једнака је трошковима производње у постојећој котларници. Како доминантни удео у цени топлоте у гасним котларницама гас има (70-80%), а котларнице користе растворени гас онда су трошкови горива једнаки нули. Са усвојеном претпоставком чини се незнатна грешка. Целокупна произведена електрична енергија испоручује се у јавну мрежу по цени 88,9 Eur/MWh, у складу са Уредбом о подстицајним мерама за повлашћене произвођаче електричне енергије. У табели 2 дати су улазни подаци за анализу економске исплативости.

Основни економски показатељи приказани су у табели 3.

Новчани ток приказан је на Слици 5.

4. ЗАКЉУЧАККомпанија НИС, као друштвено и енергетски

одговорна компанија води рачуна о ресурсима примарне енергије (фосилних горива) којима располаже Република Србија те заштити животне

средине. Стога у производним процесима примењује савремене и енергетски ефикасне технологије које имају најмањи могући негативни утицај на животну средину.

Примена малих електрана са когенерацијом на нафтним пољима или без когенерације на гасним пољима представља пример друштвене и енергетске одговорности Компаније НИС јер се фосилно гориво без тржишне вредности претвара у енергетске производе (електрична и топлотна енергија) и доприноси ефикасном

коришљењу ресурса примарне енергије. Република Србија препознала је могућности

уштеде примарне енергије кроз примену когенерације и усвојила мере подстицаја за овакву производњу електричне енергије под одређеним условима.

Постављени захтев, међутим, у погледу просечног годишњег степена корисности когенерације за случај примене на нафтнм пољима чини се сувише високим за ефикасније / веће коришћење раствореног гаса због ограничених топлотних потреба што доводи и даље до нерационалног спаљивања гаса на бакљи.

Сматрамо да би смањење просечног годишњег степена корисности когенерације за примену на нафтним пољима (и другим специфичним случајевима) било енергетски и економски рационално за државу јер би водило ефикаснијем коришћењу расположивих ресурса примарне енергије у Републици Србији.

5. ЛИТЕРАТУРА1. Cummins Power Generation - Aplication Engineer-

ing Liquid-Cooled Genset Application Manual2. MWM - Layout of Power Plants driven by Gas and

Diesel Engines3. Caterpillar - Power plants layout with Gas Engines4. Техничка документација произвођача гасних мотора MWM, Немачка

5. Техничка документација произвођача гасних мотора JEMBACHER, Austrija

6. Техничка документација пекиџера когенерационих модула TEDOM, Чешка

1.450.000 € 15

8 € / 1.913.755 €

2,26 - 3,63

Табела 3. - Основни економски показатељи

Слика 5. - Новчани ток

43


Mladen JOSIJEVIĆ, Milun BABIĆ, Dušan GORDIĆUnivesity of Kragujevac, Faculty of Engineering Sciences, Kragujevac

UDC: 621.311.22.001/.004

Cogeneration Potential of Heat-Power Plants Operating Within Business Association

Toplana Srbija

ABSTRACTThe paper aims at determining the potential of heating and electric energy cogeneration in heat

plants operating within the business association Toplana Srbije and the possibility of increasing the present, substantially low, participation of cogeneration in total electricity production. The database for all power plants which operate within the association is created and, analyzing the collected data, the potential for introducing cogeneration units in all power plants, members of the association, is presented, with economic justifi cation of proposed measures. In addition to an overview of the co-generation potential of each member of business association and the total cogeneration potential of power plants in the Republic of Serbia, the paper also presents an economic analysis of introducing cogeneration in heating plant Energetika DOO Kragujevac.

Key words: cogeneration, cogeneration potential, heating-power plant

KOGENERACIONI POTENCIJAL TOPLANA-ENERGANA POSLOVNOG UDRUŽENJA TOPLANA SRBIJE

SAŽETAKPredmet ovog rada je utvrđivanje potencijala kogeneracije toplotne i električne energije u toplana-

ma koje posluju u okviru udruženja Toplana Srbije i mogućnosti povećanja sadašnjeg zanemarljivo malog učešća kogeneracije u ukupnoj proizvodnji električne energije. Formirana je baza podataka en-ergana članica ovog udruženja, a analizom prikupljenih podataka utvrđeni su potencijali za uvođenje kogeneracionih jedinica u sve toplane članice udruženja, kao i ekonomska opravdanost predloženih mera. Uz prikaz kogeneracionog potencijala svake OD članica poslovnog udruženja kao i ukupnog kogeneracionog potencijala energana Republic Srbije, u radu je prikazana i ekonomska analiza na primeru toplane Energetika DOO Kragujevac.

Ključne reči: kogeneracija, kogeneracioni potencijal, toplana-energana

INTRODUCTION

In modern times, the energy consumption has been constantly increasing, especially in terms of elec-

tric energy consumption. The increase in electricity consumption demands the increase in energy produc-tion, which is performed through the transformation of mechanical energy of falling water (in hydro pow-er plants), the expansion of vapor or gas by burning fossil fuels (in thermo power plants) or the fi ssion of nuclear fuel (in nuclear power plants). Since the elec-tricity is predominantly produced in thermo power

plants, using fossil and other fuels, the total effi ciency of transforming primary energy into electric energy is very low. In conventional systems for electric energy consumption the utilization factor, as indicator of fuel effi ciency, is 30-40%, which means that only a third of its potential is converted into useful energy. The remaining 70% is thermal energy which is not used and which is treated as redundant – waste heat [4]. Waste heat (45-60% of energy contained in the fuel) is released, with cooling water, into the environment or waterways and particle and gaseous pollutants, with fl ue gases, into the atmosphere. On the other hand, the

44


production of thermal energy, for heating and techno-logical needs, is performed in boilers which use coal, liquid or gaseous fuels, with energy losses of 10-20% depending on the type of fuel and boiler capacity [1]. Through cogeneration, both electric and thermal en-ergy are obtained in the same power plant so the to-tal losses of primary energy contained in the fuel are less than in those cases where their production in per-formed in separate plants.

Cogeneration principle has been introduced at the beginning of the 20th century when cogeneration plants fi rst supplied households and factories with thermal energy. Cogeneration, or combined heat and power production (CHP), is process through which electric-ity and thermal energy (for heating and/or cooling) is produced with high effi ciency. The process involves three basic elements:

1) simultaneous production of electricity and heat,2) high effi ciency criterion3) local criterion which takes into consideration

the distance between the unit for energy conver-sion and a consumer.

Despite the fact that cogeneration has just recently become popular worldwide, it has been used as tech-nological process since the introduction of steam and Stirling engines (the18th and the 19th century). Today, there are several technologies which realize cogen-eration process: reciprocating engines, gas turbines, Stirling engines, and fuel cells [2].

In the European Union, the system of cogeneration is included in energy policy through CHP Directive. Energy effi ciency and cogeneration are mentioned in the introductory paragraphs of the cogeneration direc-tive EU 2004/08/EC. This directive aims at supporting and establishing a method for calculating cogenera-tion opportunities for individual countries. In Euro-pean countries, the development of cogeneration has been very uneven over the years. It has dominated in recent decades to a greater or a lesser extent. The Eu-ropean Union, as a whole, produces 11% of electricity from cogeneration, thus saving 2 to 60% of energy de-pending on a country. Latvia, Denmark, Lithuania and Finland are the most intensive users of cogeneration in the world [3].

Other countries make great efforts to improve their energy effi ciency. According to reports, in Germany, enough electricity can be produced through cogenera-tion to meet the 50% of demands of the total popu-lation. In Germany, it is planned that to increase the electricity production by cogeneration from current 12.5% to 25% by 2020. In UK, the primary goal is to use cogeneration to reduce the emission of harmful gases by 60% by 2050. The expansion of cogeneration in France, Germany, Italy and the UK could double the savings of primary fuel by 2030. This would lead to an increase in the energy savings in Europe from 155.69 TWh to 465 TWh in 2030. It is expected that

electricity production by cogeneration would increase 16-29% by 2030 [3].

COGENERATION POTENTIALS IN SERBIA

One of the main characteristics of the present sys-tem for electricity and thermal energy consumption in Serbia is that electricity production is concentrated in relatively large units, at the fi nal number of locations, defi ned by the vicinity of water fl ows and/or water ac-cumulations and the vicinity of lignite mines, while the thermal energy production is split into a large number of relatively small producers in the vicinity of collec-tive or individual consumers (Figure 1). The installed capacity of the power source in the Elektroprivreda Srbije amounts to 8355 MWe. 5171 MWe is obtained in thermal power plants which use lignite, 353 MWe in thermo-power plants using fuel oil and natural gas, and the rest of the capacity in fl ow (1849 MWe) or accumulation (982 MWe) hydro power plants [5]. The total installed capacity of cogeneration (in the CHP plants) accounts for 4.2%.

Due to the limited capacity of available lignite mines, a solution is seen in gradual construction of new facilities for the production of electric energy by gas. As the gas is already being used for the produc-tion of heat, this provides a strong possibility of fur-ther development of cogeneration using gas. In addi-tion to upgrading the existing cogeneration facilities using gas already present at three locations (Novi Sad, Zrenjanin and Sremska Mitrovica), new facilities must be built. Novi Sad, Niš, Kragujevac and Subotica are chosen as potential sites for new projects of cogenera-tion with gas-steam cycle [6]. In long-term projections of further development of the electric power system in Serbia, if the access to coal reserves in Kosovo and Metohija (now under the interim administration of the

Figure 1. – Serbia’s heat plant network

45


United Nations Security Council) remains limited and the law prohibiting the further construction of nuclear power plants remains valid, the share of electricity production by natural gas (including co-generation whenever possible and justifi ed) should increase sig-nifi cantly (Table 1 [7]).

COGENERATION POTENTIALS IN THE DISTRICT HEATING SYSTEMS

Centralized heat supply systems exist at 56 dif-ferent locations in the country (Figure 1) with a total installed capacity of sources of around 6597 MWt. Consumers require around 6000 MWt with 82% used in residential sector and about 18% in commercial. Of all residential objects with central heating installations (720 495), about 481 660 residences are connected to centralized systems and about 240 000 to local boiler houses [5]. Only a small fraction of the total number of residential objects connected to the central heating has also a centralized system for hot water.

Today in Serbia, there are district heating systems (DHS), composed of heat-and-power cogeneration plants (Belgrade, Novi Sad, S. Mitrovica, Kragujevac, and Bor) powered by gas, liquid fuel and coal. In ad-dition to existent facilities, it is also possible to build new plants, taking into consideration the consumption of residential, public and commercial buildings. Table 2 provides an overview of the systems with more than 100 MWt of installed thermal power of consumers, which satisfy 85% of the total demands of the con-sumers in Serbia and which have a real opportunity to implement cogeneration [8].

The analysis of the ratio of the capacity of thermal power sources and the power consumers require is ap-

proximately equal to one, even though it can be sub-stantially lower taking into consideration that simulta-neous maximum demand factor (0.7 – 0.8) is realistic. This shows that many systems have reserve capacity of sources of about 20%, which allows potential connec-tion of additional 150 000 to 200 000 new residences. These reserves vary from system to system and they are most substantial in those systems which are al-ready most interesting for the future development of cogeneration (Belgrade, Novi Sad, Niš, Kragujevac, etc.). It is expected that, in the forthcoming period, the existent hot-water lines will be signifi cantly expanded in order to provide new connections to existent and new heat sources for potential consumers.

COGENERATION POTENTIAL IN SERBIAN INDUSTRY

Decentralized combined production of heat and electricity in industrial power plants was relatively well-developed in Serbian industry by the end of the 1980s. Installed total gross electrical output of 465 MWe was provided by industrial power plants located at 37 different sites. Total electricity production in in-dustry was around 800 GWh per year in the late 1980s accounting for 2.5% of total electricity production in Serbia. 90% of the energy was used for technological processes while the remaining 10% was distributed to public electricity network. Table 3 provides the data concerning the present power plants in Serbian indus-try.

The Serbian industry has a potential for improving its cogeneration capacities by introducing natural gas. In addition to the renovation of existing facilities, it is also possible to introduce new cogeneration systems

Thermo power plants using lignite 71,31 71,77 65,15 61,92 56,27 Hydro power plants 28,22 25,86 22,14 24,30 22,07 Combined cycles on natural gas 0,47 2,14 11,82 11,23 18,42 Renewable sources 0.00 0,23 0,82 2,55 3,24

Table 1. – The future structure of electricity production in Serbia [7].

Town Consumption of Thermal Energy [MWt] Residential Sector Commercial Sector Total

Belgrade 1832 650 2482 Bor 165 47 212

Kragujevac 112 255 367 Kruševac 54 47 101

Niš 168 67 235 Novi sad 448 203 651

Obrenovac 74 26 100 Pan evo 136 30 166

Požarevac 65 36 101 Subotica 72 45 117 Trstenik 70 39 109

Zrenjanin 62 48 110 Total 3358 1439 4851

Table 2. – Centralized systems of installed capacity above 100 MWt [8]

46


Industry branches The number of power-plant

units

Installed capacity Age, [in years] Power, [ Wt] Share, [%]

The metal industry 15 105 14,77 29 The chemical and petrochemical industry

16 107 23,02 34

The paper industry 6 77 16,56 20 The food industry (sugar refineries)

31 161 34,62 23

Other branches 10 15 3,23 36 Total 78 465 100,00 29

Table 3. – Power plants in Serbian industry [5].

by adding new gas engines or gas turbines to existent or replaced boilers (there are 1800 of them available). The oil industry has special opportunities for the de-velopment of cogeneration plants through the usage of small gas furnaces, more rational consumption and/or the elimination of technical losses (combustion on a fl are). With these measures, the electricity produced would surpass the amount of electricity needed to oper-ate the plant (NIS takes around 43 GWh for this cause and the transport of fl uids). Furthermore, considerable amounts of natural gas, now used for their own heat-ing, would be available for the market. According to preliminary estimates, NIS could build a cogeneration plant whose power would be about 20MWe and this plant could provide 90GWh/year of electricity and 60 GWh/year of thermal energy, available to be placed on the market [5].

Total cogeneration potential in heat power plants op-erating within the business association Toplana Srbije

As the previous overview shows, cogeneration potentials in Serbia are substantial. For all installed cogeneration capacities, adequate heat consumer must be provided to ensure the economic viability regard-less of the fact that the conditions are becoming more and more favorable with the prices of fuel and elec-tricity constantly rising.

Based on the data collected about all members of business association Toplana Srbije (TS), the estima-tion concerning the cogeneration potential of each unit of TS was conducted. The data are summarized in the Table 4. All data collected and used are now available at website www.kogeneracija.fi nk.rs.

The analysis of the data leads to a conclusion that the energy production of TS members could theoreti-cally reach 8488MWh/year. It is not realistic to expect that this amount would be reached in practice, either because there would not be enough resources to build all the facilities needed, or because some undertakings would not be economically viable in the absence of an adequate heat consumer. However, it is more real-istic to expect that the theoretical potential would be decreased by half in practice. Even then, it appears like a realistic goal that Serbia can achieve the ratio of cogeneration in total electricity production to be 18%, which European Union achieved in 2010, with the de-lay of 15 – 20 years.

Based on the estimated potentials of production, potential profi t and the investments needed for intro-ducing cogeneration, the economic viability of intro-ducing cogeneration into each separate member of TS can be estimated. As a case study for this paper, En-ergetika DOO Kragujevac was chosen, and a detailed analysis is presented in the following chapter.

ECONOMIC VIABILITY OF INTRODUCING A COGENERATION UNIT IN ENERGETIKA DOO KRAGUJEVAC

This chapter focuses on economic viability of introducing cogeneration unit in Energetika DOO Kragujevac based on an economic analysis. Electric-ity produced through cogeneration could bring addi-tional profi t to the company every year. On the other hand, the higher rated power of cogeneration module in comparison to a boiler, would lead to an increase in fuel consumption, estimated at 10 – 18%. Addi-tional fuel consumption leads to an increase in costs. Comparing the additional profi t and additional costs, the possible profi t can be calculated. The values of in-creased fuel consumption with estimated fi nancial re-quirements are given in Table 5. The table also shows the estimated profi t achieved through the distribution of electricity, which is calculated at the price of 6.11 din/kWh for turbines whose power is above 10 MW and 10.5 din/kWh for turbines whose power is below 10 MW in feed-in tariff.

If we compare the estimated profi t with the invest-ment we may calculate the payback period for the in-vestment. Table 6 summarizes the costs for turbines and other investments needed for introducing cogen-eration in TS. We must note that the values presented are approximation and that they are not constant.

Comparing the total costs of the implementation of a cogeneration unit with the value calculated for yearly profi t (based on the additional fuel costs and earning made by the distribution of produced electric-ity) we may calculate the payback period:

The payback period of 2.1 years can be considered as extremely favorable taking into consideration that

47


COGENERATION POTENTIAL Heat Power Plant Thermal Energy

(MW) Electricity (MW) Total Cogeneration

Potential (MW) JKP Beogradske elektrane Sektor Novi Beograd 928.38 480.15 1408.53 JKP Beogradske elektrane Sektor Banovo brdo 293.68 140.34 434.02 JKP Beogradske elektrane Sektor Cerak 272.095 140.73 412.825 JKP Beogradske elektrane Sektor Dunav 386.22 199.78 586 JKP Beogradske elektrane Sektor Voždovac 242.542 125.4 367.942 JKP Beogradske elektrane Sektor Karaburma 83.81 46.43 130.24 JKP Beogradske elektrane Sektor Konjarnik 378 195.52 573.52 JKP Beogradske elektrane Sektor Mladenovac 123.9 64.11 188.01 JKP Novosadska toplana 655.18 343.08 998.26 Energetika DOO Kragujevac 358.05 185.13 543.18 JKP Gradska toplana Niš 237.602 122.729 360.331 JKP Toplana Bor 58 30 88 JKP Grejanje Pan evo 116.377 60.289 176.666 JKP Suboti ka toplana 121 62.58 183.58 JKP Gradska toplana Kruševac 83.5 43.19 126.69 JKP za grejanje i održavanje zgrada a ak 100.55 42.05 142.6 JP Toplana Kraljevo 75.85 39.07 114.92 JKP Toplana Šabac 72.3 37.39 109.69 JKP Energetika Trstenik 70 36.2 106.2 JKP Toplana Užice 43 22.19 65.19 JP za stambene usluge i toplifikaciju Smederevo 25.9 13.41 39.31 FAP STAN doo u restruktuiranju Priboj 54 27.94 81.94 JP Toplana Kikinda 58.83 30.323 89.153 JP Toplana Jagodina 55.35 28.653 84.003 JKP Toplana Jagodina 36.987 42.157 79.144 JKP Toplifikacija Sremska Mitrovica 9.95 34.89 44.84 JKP Toplana Leskovac 50.5 26.26 76.76 JKP Energana Sombor 47.946 24.794 72.74 JKP Gradska toplana Pirot 50 26.05 76.05 Toplifikacija Moravija Zaje ar AD Zaje ar 40.1 21.21 61.31 JKP Komunalac Majdanpek 39.2 20.26 59.46 JKP Standard Kosovska Mitrovica 38 19.6 57.6 JP Jedinstvo Kladovo 28.4 14.69 43.09 JKP Badnjevo Negotin 14.0619 7.262 21.3239 Energetika i održavanje DOO Zemun 111.831 14.399 126.23 JP Stambeno Ruma 29.96 15.562 45.522 JP Toplana Be ej 20 10.34 30.34 JKP Toplana Loznica 21.482 10.799 32.281 JKP Gradska toplana Novi Pazar 14 7.24 21.24 JKP Standard RJ Ekoterm Vrbas 16.911 8.16 25.071 JP Direkcija za izradnju Bajina Bašta 16.66 8.624 25.284 JP Novi dom Vranje 12.109 6.25 18.359 JP 3. Septembar Nova Varoš 5.9 3.05 8.95 JKP Toplana Knjaževac 11.425 5.918 17.343 JP Toplana Beo in 11.4 5.88 17.28 JKP Gornji Milanovac-Gornji Milanovac 10.04 5.18 15.22 DP „Novi Sad-Gas“ Novi Sad, 12.11 6.3 18.41 Velika Plana 9.15 4.74 13.89 JKP Izvor Petrovac na Mlavi 9.24 4.77 14.01 JKP Gradska toplana Kosjeri 7.5 3.87 11.37 JKP Drina Mali Zvornik 6.6 3.41 10.01 JKP 7. Juli Bato ina 6.4 3.32 9.72 Pedinci 2.95 1.52 4.47 JKP Temerin-Temerin 7.7 3.982 11.682 JKP Usluga Odžaci 5.46 2.722 8.182

Total 8487

Table 4. – Cogeneration potential of TS heat-plant members

48


Additional quantity of fuel Additional fuel costs Electricity distribution earnings [€]

Profit [€]

Coal [t/year

Oil fuel [ /year

Gass [ 3/year].

Coal [€]

Oil fuel [€]

Gas [€]

10000 900 600000 689655 544000 216570 142 817 074 141 367 747

Table 5. – Economic analysis

Turbine costs 12 158 793 Construction work 72 952 759 Boiler reparation 60 793 966 Locksmith work 48 635 172

Procurement of electrical equipments 72 952 758 Licenses and permissions 24 317 586

Project making 8 754 331 TOTAL COSTS 300565365

Table 6. - The costs [€]

only after 2.1 years the company will start achieving the additional profi t of 141,367,747 € per year based on the distribution of electricity produced. It must be noted that there are many other factors which can prolong the payback period but they are neglected for practical reasons. The purpose of this paper is not to present a detailed and complete fi nancial analysis but only to summarize the method.

4 CONCLUDING REMARKS

This paper fi rst focused on cogeneration poten-tials of heat-power plants operating within the busi-ness association Toplana Srbije. It is estimated that TS members could produce 8488MWh/year. A detailed economic analysis of introducing cogeneration can be performed for each member of TS. As an example of such an analysis, Energetika DOO Kragujevac was chosen. Based on the potential earnings, which can be made by distributing electricity produced to potential consumers, and additional fuel costs, a yearly profi t is calculated. The estimated profi t was compared to investments needed, and a payback period was calcu-lated at 2.1 year. Based on the fact that many factors are neglected for practical reasons we may expect this payback period to be prolonged. However, it is undis-puted that the introduction of cogeneration is a lucra-tive investment. Such analysis can be conducted for every heat-plant member of TS and is defi nitely essen-tial, especially if the implementation of cogeneration is seriously planned.

1. ACKNOWLEDGMENTS

This paper is a part of the research project “Re-search of cogeneration potential of municipal and industrial energy power plant in Republic of Serbia and opportunities for rehabilitation of existing and construction of new cogeneration plants (III 42013)”, which was supported by the Ministry of Education,

Science and Technological Development of the Re-public of Serbia.

REFERENCES[1] ***, European Commission:“Analysis and Guide-

lines for Implementation of the CHP Directive 2004/8/EC Reference Values-Matrix“, DG TREN, Interim Version 2, January 2006

[2] Martin Pehnt, Martin Cames, Corinna Fischer, Barbara Praetorius, Lambert Schneider, Katja Schumacher, Jan-Peter Voß:” Mikro Cogenertion” Berlin 2002.g.

[3] h t t p : / / w w w. c o g e n e u r o p e . e u / w h a t - i s -cogeneration_19.html http://ec.europa.eu/energy/effi ciency/cogeneration/cogeneration_en.htm

[4] Месаровић, М., и др., Спрегнута производња топлотне и електричне енергије, ИИПП-Истраживања и пројектовања за привреду, (2004), 4/5

[5] Миодраг М. Месаровић, Милан С. Ћаловић, Потенцијал когенерације топлотне и електричне енергије у Србији, Термотехника, 2011, XXXVII, 2, 197-209

[6] Петровић М., Анализа оправданости и избор локација гасних постројења у Електропривреди Србије, Студија, Машински факултет, Београд, 2007.

[7] Месаровић М., Стратегија развоја енергетике Београда до 2030. године, Енергопројект-Ентел, Београд, 2007.

[8] Месаровић М., Примена природног гаса за грејање уз производњу електричне енергије, ГАС, 8 (2003), 2

[9] Ћаловић М., Месаровић М., Когенерација-спрегнута производња топлотне и електричне енергије – велика шанса Београда, 26., Саветовање Југословенског националног комитета CIGRE , Бања Врућица, (Република Српска), мај 2003.

49


Ivan SOUCEK, Zoran POPOVIC, Vladimir KOPRIVSEK, Mitra MILICEVIC, Stanka LESKOVAC, Ozren OCIC, Martin KUBU

UDC:662.75.004

Alternative Bio-Diesel Production

ABSTRACTArticle is evaluating current situation and development of bio-diesel production and distributin

in Europe taking into account application of norm 2009/28/EC („RED“) and valid technical norms (incl. EN 590). The comparison between FAME (fatty acid methyl esters) and HVO (hydrogenated vegetable oils) is provided in accent to impact on Diesel quality, cost of production and raw materials. The Case study of HVO project being consider by NIS is provided and commented in light of possible revitalisation of existing equipment in NIS refi nery Novi Sad and competitive advantage of regional bio-diesel component producer.

Key words: bio-diesel production, norm 2009/28/EC, EN 590, FAME, hidrogenated vegetable oils, revitalisation of existing equipment.

INTRODUCTION

The bio-based vegetable oils and/or animal fats technologies for production of biodiesel and renew-able diesel are and will ultimately be challenged by two basic obstacles relative to petroleum; the fi rst is economic and second is performance linked with its characteristics comparative to mineral oil products. Obviously the main condition of larger use is price of crude oil and respective pricing of mineral (and re-newable) derivatives.

The fi rst challenge relates to the simple question: is the bio-based product or technology cost competitive with traditional petroleum based feedstock or related technological processes? In general, as petroleum prices rise, the easier it is to justify substituting a crude oil feedstock with a bio-based vegetable seeds oils and/or animal fats feedstock. As petroleum prices fall the inverse is true, bio-based feedstock face infl ection points in pricing where they become more costly rela-tive to petroleum. The periods of record high prices of crude above $100/barrel are providing signifi cant opportunities for bio-based products to gain interest from those manufactures that were looking to replace their high cost oil feedstock. It was identifi ed [13,14] that break-even price of crude oil in respect to mineral vs. renewable diesel is about 130 USD/bbl.

The second question relates to how well the re-spective bio-based product or technology performs relative to traditional petroleum manufacturing plat-forms. It should be noted that petroleum markets have certainly played a major role in the recent interest and developments in bio-based products and technologies; the growth however, has not been confi ned to only the large fuel markets. Signifi cant advancements have oc-curred in numerous other markets because of the de-sirable environmental properties of renewability and biodegradability. These attractive properties are creat-ing new and exciting opportunities for feedstock that are based on vegetable seeds and/or animal fats.

HVO

Renewable diesel (RD) or HVO (hydrogenated vegetable oil) is defi ned as “any of several diesel substitutes produced from renewable feedstock that chemically are not esters and thus are distinct from biodiesel” (defi nition by Renewable Diesel Subcom-mittee in the United States [2]). HVO/RD can be pro-duced from virtually any type of bio-based renewable feedstock. The most common feedstock is vegetable oils and animal fats, which are made up mostly of trig-lycerides and are types of feedstock that is traditional-ly used for biodiesel production. However, HVO/RD can be produced from a wider range of feedstock than

50


biodiesel, incl. bio-wastes like residue from vegetable oils storage - sludges.

This article (in continuation of respective topic, see also [12] etc.) provides an overview of the history of HVO/RD development and comments to possible production using existing equipment of Novi Sad re-fi nery; describes the HVO/RD production process, feedstock used yield and product quality, discusses the compatibility of HVO/RD with existing petroleum fu-els infrastructure and vehicles; assesses the potential market penetration of HVO/RD in Region and other market factors such as existing and proposed supply and demand for HVO/RD, renewable fuels regula-tions and incentives and fuel prices is an opportunity.

Defi nition of Hydro-treated Vegetable Oil (HVO) is a typical paraffi nic oil which:

● by defi nition is not biodiesel (only FAME is biodiesel)

● meets compositional requirements set by FQD Annex II [7] for diesel fuels

● may be blended into diesel fuel without any limit or labeling at retail pumps because of it’s similar properties

● has hydrocarbon nature according to FQD recital 33 [7]

● energy content is defi ned in RED Annex III [6]● typical and default greenhouse gas values are

defi ned in RED Annex V [6] and FQD Annex IV [7]

HVO is explicitly mentioned by both the RED [6]and the FQD [7] directive, which allow for the market-ing of HVO exactly like for the marketing of FAME provided that such biofuels meet the sustainability and greenhouse gas emission requirements. HVO meets CEN Technical Specifi cation TS 15940:2012 [4] for paraffi nic diesel fuels (specifi cation or pre standard without a status of a formal standard). HVO is the real “drop in fuel” having the excellent properties which:

◦ Can be used in Europe according EN 590 [8] die-sel fuel without any limit (“blending wall”) or labeling at retail pumps; and can be used in USA according ASTM D 975 [15] diesel fuel without any blending wall or labeling at retail pumps,

● Meets TS 15940 [4] specifi cation of paraffi nic diesel fuels for dedicated vehicles,

● Meets ASTM D 975 [15] requirements, meets EN 590 [8] requirements except density which is lower,

● Amount of HVO in diesel fuel blend can be esti-mated by radioisotope carbon 14C

Methods.The HVO / renewable diesel, due to its chemi-

cal composition, is a mix of pure paraffi n, linear and branched, in different proportions as related to the de-gree of isomerization required. It is an optimum bio-

component for blending. The high-quality renewable diesel can provide higher heating values and energy density than that of FAME. Result is that less renew-able diesel is required to satisfy the same bio-mandate. Additionally to that, according current EU legislation, double –counting is applicable for HVO use.

HVO helps minimize: Blending costs by making it possible to fulfi ll the entire biofuel mandate at the most cost-effective blending locations; Logistics costs by making it possible to use existing diesel logistics; Impact on refi nery output by optimizing diesel pro-duction with a low-density, high-cetane blend-stock component.

The very high cetane number and optimum CFPs are attainable due to the isomerization stage of the hydrorefi ning/hydroprocessing process. In addition, the renewable diesel is of lower density making it an excellent blending component for refi ners limited in using heavy gasoil in diesel blending. Addressing the minimum density limit for EN 590 [8] EURO 5 diesel fuel specifi cations, the maximum amount of renew-able diesel in the blend could be about 30 vol%. Fur-thermore, the low aromatics content is an additional benefi t when blending with other petroleum diesel products. Another advantage when compared against FAME is that the renewable diesel has the same be-havior as the fossil-based diesel for storage and lo-gistics.

The feedstock foreseen for the purpose of process-ing in Novi Sad refi nery was 100% vegetable oil based on refi ned soybeans oil composed mainly of:

C16:0 wt% 10.6 C18:0 wt% 3.9 C18:1 wt% 21.9C18:2 wt% 53.6 C18:3 wt% 8.4 The relative density (20 °C) = 0.919 – 0.925It is supposed to utilize used cooking oil (COU)

and/or edible oil tank sludge up to the mount of 15% of the total feed i.e. maximum 22.5 KTA as an alterna-tive feedstock if possible (recognizing that collection of COU is the main issue not only in Serbia but also in whole EU). Today’s collectible potential for COU in Serbia is defi nitely lower than 6.5 KTA, and it is ob-viously signifi cantly lower than theoretical one. The Serbian Chamber of Economy unoffi cially estimated that quantity of COU collected in 2012 was little less than 1,000 tons. From the other side, Environmental Protection Agency of Serbia offi cially reported collec-tion of 340 tons COU in 2012 (this data is defi nitely underestimated) due to the fact that only from 2012 there is the obligation to report the collected quanti-ties. The COU is also used for the feeding of the ani-mals despite the fact that it is forbidden in Serbia. In further evaluations of the planned project viability, we have adopted a more realistic assessment that from domestic “waste sector” about 5.0 KTA of COU and

51


about 2.0 KTA of “Soap-stocks” might be provided, but even this limited quantities only with very well-organized activities on collection. Second possible feedstock in category of waste materials is oil sludge, so-called „Soapstocks“, resulting from aging of crude oil in storage tanks. This residue should be cleaned pe-riodically, when its amount start to cause problems.

In the future other non-food bio-based material should be considered as the raw material input, animal fats being the most important alternative. The main source of the raw material shall be from domestic veg-etable oil production.

The fi rst renewable diesel production pathway, re-newable diesel I, was modeled after a process called Super Cetane that was originally developed in the 1980s at the Saskatchewan Research Council. The sec-ond renewable diesel production pathway, renewable diesel II, or Green Diesel was modeled on a hydroge-nation process developed in cooperation between Eni and UOP, a Honeywell Company (production scale unit is now under construction in Eni refi nery Venice). The different but still the third pathway in production

of renewable diesel “Catalytic Hydrotermolysis” (CH) developed in 2006 was modeled on a hydrothermal process wherein supercritical water catalyzes the CH reaction of triacylglycerides (TAG) to form free fatty acids (FFA) and hydrocarbons under patent of ARA US (Applied Research Associates - ARA), followed by iso-conversion process which converts FFA to n-parafi ns (proprietary technology by Chevron Lummus Global). A number of technology providers – licensors around the world have developed HVO/RD processes and are now producing commercial volumes or are at the beginning of constructing commercial facilities: NESTE OIL (NExBTL), AXENS (VEGAN), CHEV-RON (BIS-Biofuel Isoconversion Process), UOP/eni (ECOFINING), Syntroleum (Biofi ning), Haldor Topsoe (Hydrofl ex), Petrobras (H-BIO). Neste Oil is the refi ner that currently operates a number of a re-newable diesel units: at its Porvoo oil refi nery in Fin-land, with a production capacity of 170 KTA (2007); second NExBTL plant (2010) at Porvoo (170 KTA), a third unit in Singapore (800 KTA) in 2010 and the forth Neste plant in Rotterdam with the capacity of an 800 KTA. in 2011. NExBTL’s raw materials include palm oil, rapeseed oil, and animal fats. Neste Oil is followed in Europe recently by Italian Eni which is reconstructing former oil refi nery to bio-refi nery. The Eni Venice Green Refi nery Project is a highly innova-tive idea which will transform the traditional concept of the refi nery into a “green” cycle, for the produc-tion of high quality bio-fuels from oil biomass at low cost, thanks to an investment of about 100 million euro. The project involves the conversion of existing units, used, until a few months ago, for the production of fuels from crude oil, thanks to the application of the ECOFINING technology, designed and developed by Eni in conjunction with the company UOP. The biorefi nery that will be operating in Venice responds to the need of adding components of “organic‘ origin to conventional fuels to satisfy the prescriptions of the European Directives. Such need allows Eni to supply

Figure 1. - Soybean production in Serbia (2001-2012)

Figure 2. - Illustration of market penetration estimate for biobased diesel fuels [11]

52


almost 1 million tons of bio-fuels (FAME, ethanol and bioETBE) currently entirely purchased on the market. Thanks to the Green Refi nery, the Venice productive site will produce around 50% of the bio-fuels need-ed from Eni to satisfy the RED 20-20-20 policy. The main product of the Venice bio-refi nery is Green Die-sel, and it will take place of the FAME biodiesel in Eni’s fuel. It is obvious that similar movements are

expected in another European region, incl. possibly Serbia.

The advantage of the HVO/RD pro-duction process is that it makes use of existing refi ning technology. Hy-drotreatment units are already used in conventional refi neries in order to des-ulfurise fractional distillates, including diesel oil. As such, this same technology can be applied to the hydrotreatment of vegetable oils to produce HVO/RD tak-ing into the consideration specifi c de-sign conditions required by applicable technologies.

HVO/RD can be produced from virtually any type of bio-based renew-able feedstock. The most common feed-stocks are animal fats and vegetable oils, which are made up mostly of trig-lycerides and are the types of feedstocks that are traditionally used for biodiesel production. Triglycerides are chemical compounds made up of a glycerol back-bone and three fatty acids (see an exam-ple of a triglyceride in Figure 2). Fatty acids are aliphatic (i.e. non-aromatic, or not containing any carbon rings) carbon chains connected to a carboxyl (H0-C=0) group. Each of the three fatty ac-ids connected to the glycerol group on the triglyceride could have a different chain length (i.e. number of carbon at-oms) and different degrees of unsatura-tion (the number of C=C double bonds). For example, as can be seen in Figure 2 below, oleic acid is an unsaturated fatty acid because it contains one double C=C bond. Linoleic acid is also unsaturated and contains two double C=C bonds. Palmitic acid, on the other hand, is fully saturated, as there are no double C=C bonds in the aliphatic chain.

The aliphatic chain length and the degree of saturation of the fatty acids are important as they are the principal determining factors in the physical prop-erties of the fi nal biodiesel or HVO/RD product, including cold fl ow properties, fl uid density and energy content. Differ-

ent feedstock will have different distributions of fatty acids with varying chain lengths and degree of satu-ration. The principal objectives of hydro-treatment of triglycerides are to remove oxygen and to saturate C=C double bonds to produce paraffi nic n-alkanes in the diesel boiling range. Hydrogen is reacted with the tri-glycerides under high temperature and pressure in the presence of catalysts to hydrogenate the double bonds in the fatty acid chains in the triglyceride. Next,

O

18:2 Linoleic acid

Figure 3. - Example of a triglyceride

Figure 4. - Hydro-de-oxygenation and de-carboxylation reaction [Source: Axens, 2012]

Property ULSD Biodiesel Renewable (FAME) Diesel (HVO/RD)Carbon, wt% 86.8 76.2 84.9Hydrogen. wt% 13.2 12.6 15.1Oxygen. wt% 0.0 11.2 0.0Specifi c Gravity kg/m3 850 880 780Cetane No 40-45 45-55 70-90T90, °C 300-330 330-330 290-300Viscosity. mm2/sec. @ 40°C 2-3 4-5 3-4Energy Content (LHV)Mass basis. MJ/kg 43 38-39 44

Table 1. - Properties of ULSD, BIODIESEL and HVO/RD (renew-able diesel) [10]

53


the glycerol backbone is broken and the oxygen re-moved, leaving paraffi nic n-alkanes.

The two standard processes to remove oxygen from hydrocarbon feeds are hydro-de-oxygenation and de-carboxylation. Under the proper conditions and with the addition of hydrogen, the hydro-de-oxygenation reaction, given in simplifi ed Equation 1, converts the oxygen in the product feed into plain water.

CnCOOH + 3H2 → Cn+1 + 2H2O (1) [16]

In the de-carboxylation reaction, shown in simpli-fi ed Equation 2, the oxygen in the feed is removed as simple CO2 in a reaction with hydrogen in the pres-ence of appropriate catalyst

CnCOOH → Cn + CO2 (2) [16]

Function of hydrogen is described also on Figure 3.Currently, there are no fuel standards that have

been developed uniquely for HVO/RD, neat or blend-ed. HVO/RD is comprised of the same types of hydro-carbons as conventional diesel and therefore is subject to the same fuel standards as ULSD: CGSB 3.517 in Canada, ASTM D975 in the United States and EN 590 in Europe2. Since HVO/RD is a fuel that is fully fungible with ULSD, infrastructure requirements for blending HVO/RD with ULSD are minimal and are mostly related to inventory management. No signifi -cant vehicle equipment compatibility issues have been found either.

The additional benefi t for refi ners is based on the fact that heavier and lower-cetane diesel cuts can be produced adjusting the crude distillation or by upgrad-ing light FCC cycle oils into the diesel pool. In terms of refi nery economics, these no-CAPEX improve-ments often result in signifi cant fi nancial benefi ts. By switching its biofuel component from 7% convention-al biodiesel to 30% low-density HVO/RD, a refi nery can produce up to a 3.7% heavier diesel cut.

APPLICABILITY OF HVO TECHNOLOGY IN NOVI SAD REFINERY

The fi rst step in the HVO/RD production is hydro-processing of vegetable oil where triglycerides are re-acting with hydrogen to form of primary product of n-alkanes, CO2 and propane. This process occurs within hydrotreating, decarboxylation and hydrocracking.

Production plant usually consists additionally of isomerization unit which is used to isomerize hy-drotreated vegetable oil. In the second reactor, the mixture is isomerized, under hydrogen partial pres-sure over proprietary catalyst. The linear paraffi n chains are branched to improve cold-fl ow properties (CFPs) of the fi nal products.

A typical refi nery distillation train is used to sepa-rate the array of product components and to obtain LPG, Jet, Naphtha and Diesel.

After evaluation of suitability of existing equip-ment of Novi Sad refi nery which is not recently in uti-lization, it is considered that some equipment could be utilized but some key equipment (referring to existing technological options) should be installed as new:

- One of HDT reactor could be used for one of stages of HVO process but one new should be added

- Concerning the fractionation section, HP stripper and all the associated equipment can also be re-used but existing LP stripper cannot be used and a new splitter with reboiler is required.

- Etc.The HVO/RD would be located adjacent to the ex-

isting units, which would allow for integration with existing support and utilities. The facility could be well integrated to maximize effi ciency and utilize in-frastructure already in place, thereby signifi cantly re-ducing project impacts. The integration would require the construction of several tie-ins from / to existing infrastructure. The HVO/RD project would receive power from the existing substation located adjacent.

The plant capacity of 150 KTA HVO has been con-sidered based on soybean refi ned oil as raw material.

It was consider to have readily available the fol-lowing quantities of vegetable feedstock in amount of 137 KTA from domestic sources (the remaining feed-stock needs to be imported):

- 130 KTA of vegetable oil- 5 KTA of used cooking oil- 2 KTA of edible tank oily waste sludgeThe Project is most sensitive to changes in the pric-

es of fi nal products and direct material inputs. On the revenue side this is actually about price of Hydrotreat-ed Vegetable Oil (HVOs), and on the direct operating costs this is actually about price of pre-refi ned vegeta-ble oil. Namely, the share of HVOs sales in total rev-enues is over 80% in all the scenarios, and the share of major vegetable oil (soybean oil or/and palm oil) in total cost of feedstock is 95-97% or in overall operat-ing costs about 90%. The project is least sensitive to volume of production (or in other words, to dimension of designed capacity to produce HVO).

Several key conclusions as a result of the economic analysis are summarized as follows:

1. In the med-term horizon the profi tability of the Project is extremely tight. It seems that in next 7-8 years such kind of Project might be vi-able only in presence of Government incentives within a sustainable biofuel policy and Serbia’s overall attempts to reach “EU 2020 targets“ (budgetary support in terms of tax exemptions and excise reduction, or eventually subsidies al-though it is unlikely).

2. When the Project is analyzed as a future entity integrated within NIS a.d. core business system

54


as interactively linked to the functioning of the parent company, and when indirect effects that the Project might have to a total business activi-ties of NIS a.d., are estimated and taken in the account, then project from its very beginning indicates excellent viability of fi nancial and eco-nomic performance.

3. In long-term horizon there is a real chance that the project will become commercially viable, and that its profi tability will rise continuously, due to two main reasons:a. Difference in prices of petroleum derivatives

and vegetable oils is expected to be continu-ously increased since the fi rst group of prod-ucts are based on limited fossil resources and the second group of products are based on re-newable resources;

b. Price of vegetable oils are expected to go down, as a consequence of latest EU

Directive which limits use of First-generation bio-fuels in Europe, which will automatically impacted the global market of vegetable oils.

ANOTATION

Article is evaluating current situation and develop-ment of bio-diesel production and distributin in Euro-pe taking into account application of norm 2009/28/EC („RED“) and valid technical norms (incl. EN 590). The comparison between FAME (fatty acid methyl esters) and HVO (hydrogenated vegetable oils) is pro-vided in accent to impact on Diesel quality, cost of production and raw materials. The Case study of HVO project being consider by NIS is provided and com-mented in light of possible revitalisation of existing equipment in NIS refi nery Novi Sad and competitive advantage of regional bio-diesel component produ-cer..

LITERATURE

1. Argonne National Laboratory: Life-Cycle Assess-ment of Energy and Greenhouse Gas Effects of Soybean-Derived Biodiesel and Renewable Fuels, March 12, 2008

2. Brady At al: Renewable Diesel Subcommittee, USA, 2002

3. Canadian Norm for Diesel, CG SB 3.5174. CEN Technical specifi cation TS 15940:20125. ConocoPhillips Begins Production of Renewable

Diesel Fuel at Whitegate Refi nery in Cork, Ireland. Press release, December 19, 2006

6. Directive on Renewable Energy Sources (RED), European Norm 2009/28/EC

7. Directive on Fuel Quality Standards (FQD), Euro-pean Norm 2009/30/EC

8. European Norm for Diesel, EN 590

9. European Norm for bio-diesel, EN 1421410. Hoekman, S. K., Gertler, A. W., Broch, A., and

Robbins, C. : Investigation of Biodistillates as Potential Blendstocks for Transportation Fuels. Desert Research Institute, CRC Project number AVFL-17, June 2009

11. Mikkonen, S.: Second-generation renew-able diesel offers advantages. Hydrocarbon Processing,87(2008)2, p. 63 – 66

12. Ostrovski, N.: “Zeleni dizel” kao alternative “Bio-dizelu”, Zlatibor, Energetika, 2010

13. Souček I., Ocič O.: Long-term sustainability of bio-components production, Hemijska industrija, 66(2):235-242, 2012

14. Souček J., Souček I.: Směry zvýšení efektivnosti výroby biopaliv, Paliva 3, 2011

15. US Norm for Diesel, ASTM D 97516. UOP for U.S. Department of Energy: Opportuni-

ties for biorenewables in oil refi neries; Final tech-nical report; 2005

AbbreviationsBTL Biomass-to-LiquidCOU Used cooking oil (waste cooking oil)FT Fisher/Tropsch process (applied for Gas-to-

Liquid or Biomass-to-Liquid processes)GHG Greenhouse gasesFAME Fatty Acid Methyl EstersHVO Hydrotreated vegetable oilHDS HydrodesulphurizationKTA thousand tons per yearRNS Novi Sad Oil Refi neryRD Renewable dieselRME Rapeseed Methyl Ester

55


Бошко ЈОСИМОВИЋ, Институт за архитектуру и урбанизам СрбијеМарина ИЛИЋ, Универзитет Унион, Београд

Дејан ФИЛИПОВИЋ, Универзитет у Београду – Географски факултетАлександар ЈОВОВИЋ, Универзитет у Београду – Машински факултет

Ивана МАРКОВИЋ, Агенција за заштиту животне средине, Београд

UDC: 502/504.001.6 : 621.31 (497.11)2025”

Осврт на стратешку процену утицаја на животну средину Стратегије развоја енергетике Републике Србије до 2025.

ABSTRACTDevelopment of Strategic Environmental Assessment (SEA) for the Energy Development Strategy

of the Republic Serbia (EDS) was methodologically complex and demanding process. The SEA is an instrument describing, evaluating and assessing the potential impacts of planning solutions likely to arise as a result of the implementation of a Strategy. The SEA is an important tool that ensures the ap-propriate environmental protection in the course of drawing up documents for guiding and planning the development – plans, programmes, strategies etc. The SEA defi nes the measures of prevention, minimisation, mitigation, remediation or compensation of adverse effects on the environment and hu-man health, in short, it defi nes the measures for reducing the negative effects on the environment. The methodology that has been developed and updated for the last ten years was applied in the course of drawing up the strategic assessment and in various projects. It is in compliance with the latest ap-proaches and instructions for preparing the strategic assessment in the European Union.

Key words: Strategic Environmental Assessment, Energy Development Strategy, Planning, Meth-odology.

УВОД

Стратешка процена утицаја на животну средину је инструмент којом се описују,

вреднују и процењују могући значајни утицаји планских решења на животну средину до којих може доћи имплементацијом неког плана или програма. Такође, стратешком проценом утицаја на животну средину се одређују мере превенције, минимизације, ублажавања, ремедијације или компензације штетних утицаја на животну средину и здравље људи, једном речју, одређују мере за смањење негативних утицаја на животну средину и здравље људи.

Применом стратешке процене утицаја отвара се простор за сагледавање насталих промена у про-стору и уважавање потреба предметне средине. У оквиру ње се све планом или програмом предвиђе-не активности критички разматрају са становишта утицаја на животну средину, након чега се доноси одлука да ли ће се приступити реализацији плана/програма и под којим условима, или ће се одустати од планираних активности.

Извештај о стратешкој процени утицаја на жи-вотну средину припремљен је на основу Одлуке о изради стратешке процене утицаја Стратегије развоја енергетике Републике Србије до 2025. са пројекцијама до 2030. на животну средину, коју је донело Министарство енергетике, развоја и за-штите животне средине Републике Србије.

Основ са израду предметне СПУ представљао је Нацрт Стратегије развоја енергетике из јуна 2013. године, и прикупљени и ажурирани располо-живи подаци о стању животне средине на подручју Републике Србије.

Циљ израде стратешке процене утицаја Страте-гије на животну средину је сагледавање могућих негативних утицаја/трендова на квалитет живот-не средине и предвиђање смерница за њихово смањење, односно довођење у прихватљиве окви-ре не стварајући конфликте у простору и водећи рачуна о капацитету животне средине на посмат-раном простору.

У изради Стратегије и предметне СПУ при-мењен је приступ интегралног и континуалног пла-нирања са нагласком на тражењу мера одрживости

56


кроз интеграцију реалних циљева и потенцијала у области енергетике с једне стране, и циљева и потреба заштите животне средине, квалитета жи-вота становника и друштвено-економског развоја с друге стране.

ОСНОВНИ ЦИЉЕВИ И ПРИОРИТЕТИ СТРАТЕГИЈЕ РАЗВОЈА ЕНЕРГЕТИКЕ

Стратешком проценом утицаја Стратегије раз-воја енергетике Републике Србије анализирано је постојеће стање животне средине са посебним освртом на подручја која су угрожена енергетским активностима, значај и карактеристике Стратегије, карактеристике утицаја планираних приоритетних активности и друга питања и проблеми заштите животне средине у складу са критеријумима за од-ређивање могућих значајних утицаја на животну средину. У том процесу доминантно је примењен планерски приступ који сагледава трендове који могу настати као резултата активности у облас-ти енергетског сектора, као и сценарије развоја у енергетском сектору.Основни циљеви развоја енергетике Републике

Србије су енергетска безбедност, успостављање тржишта енергије и функционисање сектора са-гласно принципима одрживог развоја, а правни и институционални оквир, као и потенцијални прав-ци њиховог развоја у светлу активности Енергет-ске заједнице и процеса придруживања Европској унији треба да омогуће остваривање тих циљева.

Стратегија ће представљати оквир за развој енергетског система Републике Србије са свим мо-гућим (позитивним и негативним) импликацијама на квалитет животне средине. Имајући то у виду, у Извештају о стратешкој процени утицаја акце-нат није стављен искључиво на анализу стратеш-ких определења која могу имплицирати негативне утицаје и трендове, већ и на она стратешка опреде-лења која доприносе заштити животне средине и подизању квалитета живота становништва. У том контексту, у стратешкој процени се анализирају могући утицаји планираних активности на живот-ну средину који ће се вредновати.Стратешки приоритети развоја енергетике

Републике Србије до 2030.године могу се дефинисати као:

• Обезбеђење енергетске безбедности. Увозна енергетска зависност у 2010. год. је износила 33,5%, и као таква није велика. Кашњење у изградњи нових електроенергетских објеката може довести и до тога да Република Србија у наредним годинама постане значајни увозник електричне енергије. Тако је поред штедње потребно обезбедити одговарајуће резерве нафте и природног гаса и приступити изградњи нових електроенергетских производних капацитета.

• Развој тржишта енергије. Република Србија је прихватила, потписала и ратификовала Уговор о оснивању енергетске заједнице. Тиме се интегрисала у енергетско тржиште Европске уније. То би требало да омогући значајније инвестирање и допринесе економском развоју и стабилности земље. Такође за функционисање унутрашњег и регионалног енергетског тржишта неопходан је рад на даљој изградњи модернизацији електроенергетске и гасоводне инфраструктуре.

• Транзиција ка одрживој енергетици. Кључни елементи транзиције ка одрживом развоју енергетике Републике Србије су примена мера енергетске ефикасности, коришћење обновљивих извора енергије и заштита животне средине и смањење утицаја на климатске промене. Користиће се расположиви капацитети обновљивих извора енергије и примена технологија ‘’чистог угља’’ при чему ће се пооштравати норме везане за заштиту животне средине.

Развој енергетских сектора обухвата електроенергетски систем, систем даљинског грејања, обновљиве изворе енергије, угаљ, нафту, природни гас и ефикасност коришћења енергије.

a) Електроенергетски систем: - сукцесивно повлачење блокова снаге испод

300MW (ТЕНТ А1 и А2, Костолац А1 и А2, Морава, Колубара, Панонске електране) у периоду од 2018. године до 2024. године;

- изградња нових ТЕ на угаљ укуоне снаге 700МW до 2025. године (350МW до 2020. године);

- изградња ТЕ-ТО на природни гас укупне снаге 450 МW до 2020. године;

- изградња РХЕ снаге 600МW до 2020. године; - изградња преносних капацитета 400кV напонског нивоа у правцу североисток-југозапад и исток-запад;

- јачање мреже 110кV напонског нивоа; - развој дистрибутивне мреже b) Системи даљинског грејања - С обзиром да је просечна старост топлотних извора, подстаница и дистрибутивне мреже преко 25 година, намеће се потреба за њеном ревитализацијом а такође и институционализовано повезивање. Променом структуре енергената се ставља акценат на повећање коришћења обновљивих извора енергије. Једна од могућности је и трансформација топлотних извора у постројења за комбиновану производњу топлотне и електричне енергије чиме би тржишне цене топлотне и електричне енергије могле да покрију улагања у ове

57


капацитете. c) Обновљиви извори енергије - Ратификацијом Уговора о оснивању енергетске заједнице, Република Србија је преузела и обавезе из Директиве 2009/28/ Е3 о промоцији електричне енергије произведене из обновљивих извора енергије. Националним акционим планом дефинисан је национални циљ за учешће енергије из обновљивих извора енергије у бруто финалној потрошњи енергије на око 27%.

d) Угаљ - Да би се задржали постојећи и предвидели нови термокапацитети потребно је отварање нових површинских копова. Код подземне експлоатације, стратешки је неопходно да се резерве ових рудника вежу за термокапацитете.

e) Нафта - Република Србија је високо увозно-зависна земља са ниским учешћем сопствене производње нафте. У наредном периоду ће активости бити усмерене ка ублажавању таквог стања

f) Природни гас - Доминантно је увозни енергент у коме је транспортни (линијски) систем ограниченог капацитета. Зато се захтева обезбеђење гасоводне инфраструктуре у свим деловима земље и обезбеђење интерконекције са земљама из суседства. Велики значај представља гасовод ‘’Јужни ток’’ у погледу транспортних такси као и коришћење природног гаса за комбиновану потрошњу електричне и топлотне енергије. Поред овога значајно је и проширење капацитета складишта ‘’Банатски Двор’’ као и изградња читавог система складишта у Војводини и централном делу земље.

g) Ефикасност коришћења енергије - Закон о ефикасном коришћењу енергије представља основу за подршку овим активностима. При изградњи објеката високоградње, доследно ће се примењивати Закон о планирању и изградњи и пратећи прописи. Информисање и едукација јавности представља битан корак ка рационалном коришћењу енергије и избору енергената. А као услов свих услова рационалне потрошње је креирање ценовне политике.

Методологија израде Стратешке процене утицаја

У изради Извештаја о стратешкој процени утицаја примењен је методолошки приступ базиран на дефинисању циљева и индикатора одрживог развоја и вешекритеријумској квалитативној евалуацији планираних приоритетних активности Стратегије у односу на дефинисане циљеве СПУ и припадајуће индикаторе. У том конктексту посебно је значајно нагластити да је СПУ најзначајнији инструмент

у реализацији начела и циљева одрживог развоја у процесу планирања. То значи да се СПУ није бавила искључиво заштитом животне средине (мада је фаворизовала), већ и социо-економским аспектом развоја, па су и циљеви СПУ дефинисани у том контексту.

У смислу општих методолошких начела, Стратешка процена утицаја је урађена тако што су претходно дефинисани: полазни програмски елементи (садржај и циљеви Стратегије), полазне основе, постојеће стање животне средине. Битан део истраживања је посвећен:

- процени постојећег стања, на основу кога се могу дати еколошке смернице за планирање,

- квалитативном одређивању могућих утицаја планираних активности на основне чиниоце животне средине који су послужили и као основни индикатори у овом истраживању,

- анализи стратешких одредница на основу којих се дефинишу еколошке смерница за имплементацију Стратегије, тј. за утврђивање еколошке валоризације простора за даљи развој.

У оквиру СПУ дефинисан је 21 циљ одрживог развоја и 33 индикатора за оцену одрживости Стратегије. Избор индикатора извршен је из основног сета индикатора одрживог развоја УН и прилагођен потребама израде предметног документа. Овај сет индикатора базиран је на принципу идентификовања ‘’узрока’’ и ‘’последица’’ и на дефинисању ‘’одговора’’ којим би се проблеми у животној средини минимизирали.

У процес вишекритеријумске евалуације укључено је 29 стратешки важних приоритетних активности које се планирају Стратегијом, а које су вредноване по основу следећих група критеријума: величине утицаја, просторних размера могућих утицаја и вероватноће утицаја.

Формиране су матрице у којима је извршена вишекритеријумска евалуација дефинисаних приоритетних активности (29 активности) у односу на дефинисане циљеве (21 циљ), индикаторе (33 индикатора) и критеријуме за оцену утицаја (15 критеријума), а резултати матрица приказани су графиконима за сваку појединачну приоритетну активност. На тај начин добијени резултати приказани су на једноставан и разумљив начин. Након тога је извршена процена могућих кумулативних и синергетских ефеката приоритетних активности у односу на области стратешке процене.

Проблем који се односи на Стратегију за коју се ради СПУ је чињеница да се стратешке смернице у Стратегији не заснивају на конкретним инвестицијама које су извесне, већ на плановим и претпоставкама. У том смислу нису познате тачне локације за појединачне енергетске објекте који ће

58


се реализовати у складу са Стратегијом, због чега није било могуће вршити процену утицаја у односу на конкретне капацитете, технолошке процесе и квалитет животне средине на микролокалитетима, већ су дате смернице за заштиту животне средине које се базирају на могућим утицајима који су уопштени и генерализовани, али представљају добру основу за спровођење политике одрживог развоја у фази реализације Стратегије. Детаљнију евалуацију и процену могућих утицаја биће могуће спровести тек приликом разраде Стратегије кроз програме њеног остварења и акционе планове.

КАРАКТЕРИСТИКЕ ЗНАЧАЈНИХ УТИЦАЈА СТРАТЕГИЈЕ НА ЖИВОТНУ СРЕДИНУ

На основу евалуације значаја утицаја дефинисаних приоритетних активности може се закључити да имплементација Стратегије производи одређени број стратешки значајних позитивних и негативних импликација у простору и животној средини.

Негативни утицаји су идентификовани као неминовна последица развоја и природних потенцијала Републике Србије на којима се неминовно мора заснивати даљи развој енергетског сектора. Ту се пре свега мисли на отварање нових термоелектрана на угаљ, односно последично на отварање нових површинских копова који у значајној мери опретећују капацитет простора у смислу: загађивања основних чинилаца животне средине, промене изгледа предела, биодиверзитета и социјалних импликација које се манифестују пресељењем насеља са локалитета на којима се планира изградња енергетских објеката и проширење површинских копова. Иако је већина наведених негативних утицаја локалног карактера у смислу просторне дисперзије утицаја, неки утицаји су оцењени и као стратешки значајни јер се манифестују на регионалном и/или националном нивоу.

Одређене негативне импликације очекују се и изградњом РХЕ Бистрица и/или изградњом РХЕ Ђердап III, чија изградња би имала негативан утицај на хидролошки режим водотокова на којима је планирана њихова изградња, биодиверзитет и ихтиофауну, могућу промену намене пољопривредног и шумског земљишта.

Посебно се издавајају могући стратешки значајни утицаји прекограничног карактера с обзиром да они превазилазе просторне оквире Стратегије. Кao пoтписницa Eспoo Кoнвeнциje и Киjeвскoг Прoтoкoлa, Рeпубликa Србиja сe тaкoђe oбaвeзaлa дa oбaвeсти другe држaвe у пoглeду прojeкaтa кojи мoгу дa имajу прeкoгрaнични утицaj. Пo Eспoo Кoнвeнциjи o прoцeни утицaja, прeкoгрaнични утицaj сe дeфинишe кao: “Свaки утицaj, нe сaмo глoбaлнe прирoдe,

унутaр oблaсти пoд jурисдикциjoм jeднe стрaнe, изaзвaнoг aктивнoшћу физичкoг пoрeклa, кojи сe нaлaзи у цeлини или дeлимичнo, у пoдручjу пoд jурисдикциjoм другe стрaнe”.

Кoнвeнциja зaхтeвa дa укoликo je утврђeнo дa aктивнoсти изaзивajу знaчajaн нeгaтивни прeкoгрaнични утицaj, “стрaнa” oднoснo држaвa прeдузимa aктивнoсти кojимa ћe, зa пoтрeбe oбeзбeђивaњa aдeквaтнe и eфикaснe интeрвeнциje, oбaвeстити свaку другу стрaну (држaву) зa кojу смaтрa дa ћe бити пoд утицajeм aктивнoсти, штo je мoгућe рaниje, a нe кaсниje oд трeнуткa кaдa oбaвeсти сoпствeну jaвнoст o тoj aктивнoсти.

У том смислу, идентификовани су негативни утицаји као последица реализације пројеката који се налазе у граничном појасу са другим државама, односно чији начин функционисања може изазвати међународно значајне утицаје. У том контексту се поред приротетних активности Стратегије које се односе на изградњу РХЕ Бистрица и/или изградњом РХЕ Ђердап III посебно издвајају:

- пројекти ветроелектрана – могући значајни негативни утицаји на међународно заштићене припаднике летеће фауне (орнитофауну и хироптерофауну),

- пројекти МХЕ на пограничним водотоковима – могући негативни утицаји на бентонске организме и ихтиофауну.

Остали идентификовани могући негативни прекогранични утицаји нису оцењени као стратешки значајни јер неће оптеретити капацитет простора у значајној мери.

У табели 1 и 2 представљени су резултати идентификације и евалуације стратешки значајних утицаја приоритетних активности добијени на основу вишекритеријумског вредновања.

Са друге стране, идентификован је читав низ стратешки значајних позитивних утицаја Стратегије од којих су најзначајнији:

1. квалитет животне средине: смањење загађености ваздуха, вода и земљишта и смањење емисије „гасова стаклене баште“ услед повећања коришћења обновљивих извора енергије и применом чистих технологија у термоелектранама сагласно Директиви 2001/80/ЕЗ о ограничењу емисија из великих ложишта и Директиви 2010/75/ЕУ о индустријским емисијама (интегрисаном спречавању и контроли загађивања) за нове пројекте; повлачење из употребе свих термоенергетких блокова снаге испод 300МW (ТЕНТ А1 и А2, Костолац А1 и А2, Морава, Колубара, Панонске електране) у периоду 2018. до 2024. године; примена читавог скупа мера енергетске ефикасности допринеће рационалнијој потрошњи енергије, односно смањењу производње о потребне количине енергије за исту количину потребне енергије; развој правних норми у складу

59


са међународним обавезама и ЕУ прописима и њихова имплементација кроз унапређен институционални оквир створиће предуслове за смањење загађења;

2. социо-економски развој: енергетски развој у функцији привредног раста, формирање цене енергије и енергената на тржишним принципима, развој домаће индустрије и комерцијалног

научно-истраживачког сектора за трансфер најсавременијих тех-нологија у области енергетике, стриктна имплементација мера енергетске ефикасности у финалној потрошњи енергије, покретљивост радне снаге на тр-жишту, и укупан развој енерегетског се-ктора, дугорочно ће представљати значајан допринос укупном одрживом економском развоју друштва и рационалном коришћењу необновљиве енергије, односно повећању удела обновљивих енергетских ресурса.

Као посебно значајан проблем у контексту могућих кумулативних утицаја на животну средину идентификована је реализација већег броја хидроелектранала или малих хидроелектрана на једном водотоку. За овакве интервенције у простору је предвиђена израда одређених пла-нских документа и СПУ како би се у ширем контексту и свеобухватно сагледали позитивни и негативни аспекти ових интервенција на животну средину.

Да би позитивни плански утицаји остали у процењеним оквирима који неће оптеретити капацитет простора, а могући негативни ефекти планских реш-ења минимизирали и/или предупредили, де-

финисане су смернице за заштиту животне средине које је потребно спроводити у циљу спречавања и ограничавања негативних утицаја Стратегије на животну средину.

Као инструмент за праћење реализације планираних активности и стања животне средине дефинисан је систем праћења стања (мониторинг) за појединачне чиниоце животне средине.

Табела

1. -

60


Поред тога, са аспекта заштите животне средине и економичности у сектору енергетике, потребно је инсистирати на имплементацији сценарија са применом мера енергетске ефикасности, које је у оквиру СПУ процењено као значајно повољније у односу на референтни сценарио.

ЗАКЉУЧАК

Резимирајући резултате процене утицаја Стратегије развоја енергетике на животну средину

Табела

2. -

и елементе одрживог развоја, закључак Извештаја о стратешкој процени утицаја на животну средину је да су Стратегија и СПУ анализирали могуће утицаје планираних намена и предвидели потребне смернице како би планиране активности биле усмерене на што мањи утицај на квалитет животне средине што је, свакако, у функцији реализације циљева одрживог развоја, како на простору Републике Србије, тако и у њеном окружењу.

За све планиране капиталне енергетске објекте (реверзибилне х и д р о е л е к т р а н е , т е р м о е л е к т р а н е , т е р м о е л е к т р а н е -т о п л а н е , хидроелектране, већи број енергетских обје-ката које користе ОИЕ а груписани су на истом простору (ово се посебно односи на већи број хидроелектрана чија је изградња планирана на истом водотоку), површинске копове, преносну и дистрибутивну мрежу великих капацитета, складишта, гасоводе итд.) чија просторна дисперзија утицаја превазилази локалне (микролокаци ј с ке ) оквире, потребна је израда одговарајућих планских докумената

за које је обавезна израда стратешких процена утицаја на животну средину како би се у ширем контексту сагледали могући утицаји на квалитет животне средине, као и кумулативни и синергетски утицаји и дефинисале одговарајуће мере заштите за ограничавање могућих негативних утицаја.

ЛИТЕРАТУРА

1. Просторни план Републике Србије од 2010. до 2020. године (‘’Службени гласник РС”, бр.88/10)

61


2. Национална стратегија одрживог развоја (‘’Службени гласник РС”, бр.57/08)

3. Национална стратегија одрживог коришћења природних ресурса и добара, (‘’Службени гласник РС’’, бр.33/12)

4. Стратегија развоја енергетике Републике Србије до 2025. са пројекцијама до 2030. – нацрт, Министарство енергетике, развоја и заштите животне средине РС, Београд 2013

5. Извештај о стратешкој процени утицаја на животну средину Стратегије развоја енергетике Републике Србије до 2025. са пројекцијама до 2030., Министарство енергетике, развоја и заштите животне средине РС, Београд 2013

6. Закон о заштити животне средине (‘’Службени гласник РС’’, бр.135/04, 36/09 и 72/09, 43/11)

7. Закон о стратешкој процени утицаја на животну средину (‘’Службени гласник РС’’, бр.135/04,88/10)

62


Jelena STOJKOVIĆ, Darko ŠOŠIĆ, Nikola RAJAKOVIĆUniverzitet u Beogradu Elektrotehnički fakultet, Srbija

UDC: 621.317.38.001

Primena konvencionalnog genetskog algoritma za određivanje optimalne raspodele tokova snaga u

elektroenergetskom sistemuREZIMEProračuni optimalnih tokova snaga se široko koriste u prenosnim mrežama uglavnom radi mini-

mizacije pogonskih troškova sistema ili neke druge objektivne funkcije koja može da uključi i aspekte zaštite životne sredine, a delom i zbog unapređenja sigurnosti, odnosno u cilju defi nisanja preven-tivnih i korektivnih upravljačkih akcija. U cilju olakšavanja donošenja odluka operatorima sistema su potrebni brzi i robusni algoritmi za proračun optimalnih tokova snaga. U ovom radu će se razmatrati minimizacija troškova proizvodnje, uz uvažavanje relevantnih ograničenja. Za rešavanje problema proračuna optimalnih tokova snaga korišćen je klasični binarno kodirani genetski algoritam. Za veri-fi kaciju algoritma korišćen je standardni IEEE 30 sabirnički sistem.

ABSTRACTOptimal Power Flow (OPF) is widely used in order to minimize system operational costs and

partially for improvement of preventive and corrective control actions in the system. In order to assist the decision making process to power system operators a more robust and faster OPF algorithms are needed. In this paper the minimization of operational costs, taking into account relevant constraints has been considered. The classical binary-coded genetic algorithm is used for solving the problem of optimal power fl ow. The IEEE 30 bus system is used to verify the proposed approach

UVOD

Proračun optimalne raspodele tokova snaga je prvi put razmatran 1962 [1]. U poslednje dve decenije,

problem optimalne raspodele tokova snaga je dobio veliku pažnju, prvenstveno zbog svoje sposobnosti nalaženja optimalnih rešenja koja zadovoljavaju i kriterijume sigurnosti sistema. Programi za rešavanje ovog problema su postali jedni od najvažnih programa koji koriste operatori prenosnih sistema.

Optimalna raspodela tokova snaga je nelinearni, nekonveksni, statički, optimizacioni problem vellikih dimenzija sa oba tipa promenljivih [2], kontinualne i diskretne. Čak i u odsustvu celobrojnih promenljivih, razmatrani problem je nekonveksan zbog postojanja ograničenja tipa jednakosti koje su posledica nelin-earnih AC jednčina tokova snaga.

Operator prenosnog sistema kao optimalno rešenje raspodele tokova snaga mora da dobije rešenje koje nije zavisno od početne pretpostavke [3]. Takođe, neophodno je smanjiti i složenost problema. kao i napraviti program koji je lako razumljiv korisnicima. Zbog svega navedenog, postoji potreba za pravljen-jem robusnijeg i bržeg programa koji rešava optimal-nu raspodelu tokova snaga.

Program optimalne raspodele tokova snaga može se korititi periodično da bi se odredila optimalna podešavanja kontrolnih promenljivih (amplitude na-pona generatorskih čvorova, proizvodnja aktivne

snage, podešavanje odcepa regulacionih transforma-tora, proizvodnja reaktivne snage iz kompenzatora) radi minimizacije proizvodnih troškova, ili sman-jenja gubitaka u prenosnom sistemu [4]. U [5] opti-malna raspodela tokova snaga nalazi se primenom višekriterijumske optimizacije kod koje je za kriteri-jumsku funkciju odabrana minimizacija gubitaka ak-tivne snage u sistemu i padova napona. Modifi kovani genetski algoritam je korišćen za rešavanje razma-tranog optimizacionog problema u [6] i [7]. Za sigu-ran rad elektroenergetskog sistema, veoma je važno održavanje zahtevanih sigurnosnih margina. Stoga se mogu izvesti sigurnosni indeksi koji se baziraju na amplitudama napona čvorova, tako da se kon-trolne promenljive mogu podesiti tako da sigurnosna ograničenja budu zadovoljena.

Konvencionalne matematičke metode su razma-trale samo jedno stanje, tako da je dobijeno rešenje najčešće bio neki lokalni minimum razmatranog prob-lema, što je sa stanovišta operatora prenosnog sistema neprihvatljivo [8]. Sa druge strane, evolucioni algo-ritmi, čiji je pripadnik i genetski algoritam, postali su algoritmi koji se prvo biraju kada je potrebno rešiti neki složeniji problem, a koji je nemoguće ili veoma teško rešiv determinističkim tehnikama kao što su metoda linearnog programiranja ili gradijentna (Ja-kobijan) metoda. Zbog svoje univerzalnosti i jednos-tavne primene problemi koji se rešavaju evolucionim tehnikama brže konvergiraju ka konačnom rešenju [9]

63


u odnosu na gradijentne metode. U ovom radu autori su primenili konvencionalni genetski algoritam za rešavanje problema optimalne raspodele tokova sna-ga.

Rad je organizovan na sledeći način: u drugom delu prikazan je optimizacioni problem. Opis klasičnog binarno kodiranog genetskog algoritma i predloženi algoritam su prikazani u poglavljima tri i četiri. Re-zultati primene predloženog algoritma su prikazani u petom delu. Dok je u šestom delu dat zaključak rada.

OPTIMIZACIONI PROBLEM

Objektivna funkcija koju treba minimizirati je data sledećim izrazom [10], [11]

(1)

Funkcija (1) predstavlja sumu troškova proiz-vodnje svih upravljivih izvora u elektroenergetskom sistemu. U jednačini (1), Fj(Pgj) predstavlja zavisnost troškova proizvodnje u čvoru j od proizvodnje gen-eratora Pgj. Koefi cijenti aj, bj i cj predstavljaju koe-fi cijente troškove proizvodnje generatora smeštenog u čvor j. Troškovi proizvodnje se minimiziraju za sledeća ograničenja:

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

gde su P(V,θ) i Q(V,θ) aktivna i reaktivna snaga injektiranja u razmatrani čvor mreže, a koje se mogu izračunati na sledeći način

(9)

(10)

U jednačinama (9) i (10) indeks i uzima vred-nosti od 1 do Nc (ukupan broj čvorova u posmatranoj mreži), θi je fazni ugao napona u čvoru i, dok su Bik i Gik susceptansa i konduktansa elementa koji spaja ove čvorove.

Nejednakosti (4) i (5) predstavljaju ograničenja po proizdnji aktivne i reaktivne snage generatora. Ograničenja po amplitudi i faznom stavu napona na nekim sabirnicama su data izrazima (6) i (7). Izraz (8) predstavlja termičko ograničenje toka prividne snage po vodu koja se izračunava na sledeći način:

(11)

(12)

GENETSKI ALGORITAM

Brojni radovi, u poslednjih nekoliko godina, iz oblasti elektroenergetike biraju genetski algoritam kod rešavanja mnogih optimizacionih problema. To je robusna optimizaciona tehnika koja radi sa skupom potencijalnih rešenja, koji se drugačije naziva popu-lacija, i nad njima vrši brojne operacije zasnovane na pojavama u genetici. Svaka jedinka populacije se naziva hromozom, i predstavlja potencijalno rešenje problema. Hromozomi imaju strukturu niza, koji je obično lanac binarnih cifara koji predstavlja kodiranu vrednost kontrolnih parametara datog problema.

Operacije koje se izvršavaju nad hromozomima kombinuju podatke koji su smešteni u pojedinim hro-mozomima radi kreiranja nove populacije. Ovim op-eracijama hromozomi evoluiraju kroz sukcesivne iter-acije, koje se drugačije nazivaju generacije.

Tokom svake generacije, hromozomi se ocenjuju, koristeći kao meru vrednost fi tness funkcije. Genetski algoritam koristi mehanizme selekcije čiji je glavni cilj izbor „dobrih“ jedinki iz trenutne populacije radi formiranja skupa za razmnožavanje.

Kao i u teoriji evolucije, genetski algoritam koristi mehanizme ukrštanja i mutacije, koji za cilj imaju kombinovanje genetskog materijala koji se nalazi u skupu za razmnožavanje radi kreiranja članova nove generacije. Novi hromozomi koji se nazivaju potomci se formiraju bilo pomoću spajanja dva dela različitih hromozoma operacijom ukrštanja, ili promenom nekih delova hromozoma operacijom mutacije. Ovo je ura-djeno u cilju stvaranja boljih jedinki i radi pretrage šireg prostora u kome se nalazi rešenje. Očekuje se da će članovi nove populacije bit bolji od članova pre-thodne populacije. Kao metoda izbora najboljih jed-inki u našem pristupu se koristi pravilo točka ruleta.

Posle nekoliko generacija, algoritam konvergira ka najboljem hromozomu, koji predstavlja optimalno ili približno optimalno rešenje problema.

PREDLOŽENI ALGORITAM

1. Priprema baze podataka za generatore, vodove, transformatore, sabirnice i šant elemente.

2. Zadavanje inicijalnih parametara genetskog al-goritma: veličina populacije (N), maksimalan broj generacija (T), defi nisanje procentualnog dela populacije nad kojiom će se obavljati op-eracija ukrštanja (cr = 0,7) i mutacije (mr = 0,01).

3. Određivanje broja bitova kojima se predstavl-jaju promenljive pomoću sledećeg izraza:

(13)

jjjjjj

jjj PgcPgba)(PgFf 2 .

0),( PdPgVP ,

0),( QdQgVQ ,

maxminjjj PgPgPg ,

maxminjjj QgQgQg ,

maxminjjj VVV ,

maxjj

min j , maxijij SS ,

N

kkiikkiikkii BGUUVP

1)sin()cos(),( ,

N

kkiikkiikkii BGUUVQ

1)cos()sin(),( .

kiikkiikkiikiiik bqUUggUP sincos02

kiikkiikkiikiiik bqUUbbUQ cossin02

ibitzah

iiibitzah preciznostPgPg _minmax1_ 22

64


gde je preciznost = 10broj decimalnih mesta zahtevane preciznosti.

4. Određivanje ukupnog broja bita jednog hro-mozoma

(14)

5. Postaviti brojač validnih članova početne popu-lacije (pop_val) na vrednost 0.

6. Proizvoljno generisati hromozom početne pop-ulacije.

7. Razdvojiti hromozom na delove i dekodirati svaki deo u decimalnu vrednost. Vrednost proizvod-nje i-tog generatora se može izraziti na sledeći način:

(15)

gde DV(si) predstavlja decimalnu vrednost bitova koji pripadaju i-tom generatoru.

8. Pustiti proračubn tokova snaga. U ovom radu za proračun tokova snaga korišćena je Newton-Raphson metoda.

9. Ako je dostignuto neko od ograničenja (ograničenje po amplitudi i faznom stavu na-pona sabirnica, aktivna i reaktivna snaga proiz-vodnje generatora, tok prividne snage po vodu) takav hromozom se odbacuje i vraća se na korak 6. Ovom procedurom izbegnut je rad sa penalizacionim faktorima pošto će svi članovi početne populacije biti izvodljivi.

10. Uvećati brojač validnih članova početne popu-lacije za 1. Ako je pop_val manji od N vratiti se na korak 6, u suprotnom nastaviti na sledeći korak.

11. Izračunati i sačuvati troškove proizvodnje prema jednačini (1), za sve hromozome razma-trane populacije.

12. Postaviti brojač generacija (gen_brojac) na vrednost 0.

13. Izračunati vrednost fi tness funkcije za svaki hromozom prema izrazu:

(16)

gde su troskovii troškovi proizvodnje i-tog hromo-zoma, a fi vrednost fi tnes funkcije i-tog hromozoma.

14. Formirati točak ruleta za proces izbora. Izračunati ukupnu vrednost fi tness funkcije svih hromozoma

(17)

Izračunati verovatnoću izbora pomoću izraza:

(18)

gde i uzima vrednosti od 1 do N. Izračunati kumu-lativnu verovatnoću za svaki hromozom

(19)

gde i uzima vrednosti od 1 do N. Generisati proiz-voljan broj ri (i = 1,…, N) iz opsega [0,1]. Ako je ri < cpi odabrati n-1 hromozom, u suprotnom odabrati n-ti hromozom tako da je zadovoljena sledeća nejed-nakost (20)

15. Korišćenjem selekcije, za potrebe selekcije u ovom radu je korišćena metoda točka ruleta, formirati skup S od N jedinki nad kojima će se dalje vršiti operatori ukrštanja i mutacije.

16. Za svaki element skupa S proizvoljno generi-sati broj iz opsega [0,1]. Ako je generisani broj manji od cr onda će ta jedinka učestvovati u operaciji ukrštanja. Ako je broj jedinki nad kojima će se vršiti operacija ukrštanja neparan poslednji odabrani element se izostavlja iz op-eracije ukrštanja.

17. Za svaki par jedinki proizvoljno odrediti tačku ukrštanja.

18. Za dobijene potomke odraditi proračun tokova snaga.

19. Proveriti da li potomci zadovoljavaju defi nisane kriterijume, kao što je opisano u koraku 9.

20. Ako potomci ne narušavaju nijedno ograničenje upisuju se u skup S umesto svojih roditelja. U suprotnom se potomci odbacuju i potrebno je vratiti se na korak 17.

21. Poređati sve hromozome u jedan niz, i za svaki broj proizvoljno generisati broj iz opsega [0,1]. Ako je vrednost proizvoljno generisanog broja manja od mr promeniti vrednost bita, 0 u 1 i obrnuto.

22. Za dobijene potomke odraditi proračun tokova snaga.

23. Proveriti da li potomci zadovoljavaju defi nisane kriterijume, kao što je opisano u koraku 9.

24. Ako potomci ne narušavaju nijedno ograničenje upisuju se u skup S umesto svojih roditelja.

25. Uvećati brojač generacija za 1. Ako je gen_brojac<T, elementi trenutne populacije post-aju elementi skupa S, i ide se na korak 13. U suprotnom iz trenutne populacije pronaći na-jbolju jedinku i prikazati rezultat.

REZULTATI

Predloženi algoritam je implementiran u MAT-LAB-u i primenjen je na standardnu mrežu IEEE 30 [12]. U tabeli I se prikazani su bitni parametri za predloženi algoritam.

Optimalna raspodela snaga vršena je prema kriteri-jumu minimalnih ukupnih troškova proizvodnje gen-eratora. U tabeli II nalaze se ograničenja u pogledu

)(DV12 _

minmaxmin

iibitzahii

ii sPgPg

PgPg

Ng

slackii ibitzah1 _ bita brojUkupan

ii troškovi

f1

1

Ni it fF 1 .

tii Ffp

i

jji pcp

1

65


aktivnih snaga generisanja i koefi cienti troškova proizvodnje generatora. Podaci o mreži IEEE 30 dati su u tabeli III.

Slika 1. prikazuje tok iterativnog postupka. Na slici je dat pregled maksimlnih, minimalnih i srednjih ukupnih troškova proizvodnje generatora tokom it-erativnog postupka. Ovi grafi ci nisu strogo opadajuće funkcije, zato što u postupku ukrštanja i mutacije, po-tomci mogu zameniti roditelje koji imaju povoljniju vrednost fi tness funkcije. Na taj način se može dogodi-ti da bolje jedinke budu zamenjene gorim. Ono što se može uočiti da kriva maksimalnih troškova proizvod-nje u jednoj generaciji najviše opada, što je direktna posledica selekcije jer metoda točka ruleta daje jed-inkama sa manjom vednošću fi tnes funkcije manju

verovatnoću odabira. Ono što je očigledno jeste da se krive maksimalnih troškovima proizvodnje tokom postupka približava krivoj minimalnih troškova, što upućuje na to da najbolje jedinke opstaju i da u popu-laciji ostaju samo jedinke sa većom vrednošću fi tnes funkcije. Rezulati primenjenog algoritma su dati u ta-beli IV.

ZAKLJUČAK

U radu je opisan konvencionalni genetski algoritam za rešavanje optimalne raspodele tokova snaga koji je testiran na standardnom IEEE 30 sistemu. Za optimi-zacionu funkciju je usvojena suma ukupnih troškova proizvodnje generatora pri čemu su uvažena sva rel-evantna ograničenja (amplitude napona generatorskih

Veli ina populacije N=50 Maksimalni broj generacija T=50 Stopa ukrštanja cr= 0.7 Stopa mutacija mr=0.01 Metoda selekcije To ak ruleta Metoda ukrštanja Jednostruko ukrštanje

Tabela I. - Parametri genetskog algoritma

Broj v. Pgmin (MW) Pgmax (MW) Koeficienti troškova proizvodnje generatora a ($/h) b ($/MW) C ($/MW2h)

1 50 200 0 2.00 0.00375 2 20 80 0 1.75 0.01750 5 15 50 0 1.00 0.06250 8 10 35 0 3.25 0.00834 11 10 30 0 3.00 0.02500 13 12 40 0 3.00 0.02500

Tabela II. - Koefi cienti troškova proizvodnje

vor1 vor2 R (p.u) X (p.u) B/2 (p.u) Smax (MVA) vor1 vor2 R (p.u) X (p.u) B/2

(p.u) Smax

(MVA) 1 2 0.0192 0.0575 0.0132 130 15 18 0.1070 0.2185 0.0 16 1 3 0.0452 0.1852 0.0102 130 18 18 0.0639 0.1292 0.0 16 2 4 0.057 0.1737 0.0092 65 19 20 0.0340 0.0680 0.0 32 3 4 0.0132 0.0379 0.0021 130 10 20 0.0936 0.2090 0.0 32 2 5 0.0472 0.1983 0.01045 130 10 17 0.0324 0.0845 0.0 32 2 6 0.0581 0.1763 0.00935 65 10 21 0.0348 0.0749 0.0 32 4 6 0.0119 0.0414 0.00225 90 10 22 0.0727 0.1499 0.0 32 5 7 0.0460 0.1160 0.0051 70 21 22 0.0116 0.0236 0.0 32 6 7 0.0267 0.0820 0.00425 130 15 23 0.1000 0.2020 0.0 16 6 8 0.0120 0.0420 0.00225 32 22 24 0.1150 0.1790 0.0 16 6 9 0.0000 0.2080 0.0 65 23 24 0.1320 0.2700 0.0 16 6 10 0.0 0.5560 0.0 32 24 25 0.1885 0.3292 0.0 16 9 11 0.0 0.2080 0.0 65 25 26 0.2544 0.3800 0.0 16 9 10 0.0 0.1100 0.0 65 25 27 0.1093 0.2087 0.0 164 12 0.0 0.2560 0.0 65 28 27 0.0 0.3960 0.0 65 12 13 0.0 0.1400 0.0 65 27 29 0.2198 0.4153 0.0 16 12 14 0.1231 0.2559 0.0 32 27 30 0.3202 0.6027 0.0 16 12 15 0.0662 0.1304 0.0 32 29 30 0.2399 0.4533 0.0 16 12 16 0.0945 0.1987 0.0 32 8 28 0.0636 0.2000 0.0107 3214 15 0.2210 0.1997 0.0 16 6 28 0.0169 0.0599 0.0033 3216 17 0.0824 0.0193 0.0 16

Tabela III. - Podaci o mreži

66


čvorova, proizvodnja aktivne snage, podešavanje odcepa regulacionih transformatora, proizvodnja reaktivne snage iz kompenzatora). Primena na odab-ranom primeru pokazala je efi kasnost algoritma, jed-nostavnost praktičnih simulacija i upotrebljivost i na složene zadatke.

ZAHVALNICA

Autori zahvaljuju Ministarstvu za nauku i tehnološki razvoj Republike Srbije koje je omogućilo izradu ovog rada u okviru Projekta III 42009 Inteli-gentne energetske mreže.

LITERATURA

[1] Wood Allen J, Bruce F.: Power generation opera-tion and control. Wollenberg:John Wiley & Sons, Inc.

[2] Bakirtzis A. G., Biskas P. N., Zoumas C. E., Petridis V.: “Optimal power fl ow by enhanced genetic algorithm”, IEEE Trans Power Syst, Vol. 22, No. 2, 2002, pp. .229-236.

[3] Yuryevich J., Kit Po W.: “Evolutionary program-ming based optimal power fl ow algorithm”, IEEE

Transactions on Power Sys-tems, Vol.14 , No. 4 , 1999, pp.1245 – 1250.[4] Abido M. A.: “Optimal power fl ow using particle swarm optimization”, Inter-national Journal of Electrical Power & Energy Systems, Vol. 24, No. 7, 2002, pp. 563–571.[5] Mendoza J.E., Morales D.A., López R.A., López E.A., Vannier J.C., Coello C.A.: “Multiobjective loca-tion of automatic voltage regulators in a radial distri-bution network using a mi-cro genetic algorithm”, IEEE Transactions on Power Sys-tems, Vol. 22, No. 1, 2007, pp. 404-412.[6] Osman M. S., Abo-

Sinna M. A., Mousa A. A.: “A solution to the optimal power fl ow using genetic algorithm”, Applied Math-ematics and Computation, Vol. 155, No. 2, 2004, pp. 391–405.[7] Lai L. L., Ma J. T., Yokoyama R., Zhao M.: “Im-

proved genetic algorithms for optimal power fl ow under both normal and contingent operation states”, International Journal of Electrical Pow-er & Energy Systems, Vol. 19, No. 5, 1997, pp. 287–292.

[8] Deb K., Kalyanmoy D.: Multi-Objective Opti-mization Using Evolutionary Algorithms, New York, John Wiley & Sons, 2001.

[9] Kumari M. S., Maheswarapu S.: “Enhanced ge-netic algorithm based computation technique for multi-objective optimal power fl ow solution”, In-ternational Journal of Electrical Power & Energy Systems, Vol. 32, 2010, pp. 736-742.

[10] Bhattacharya A., Chattopadhyay P. K.: “Applica-tion of biogeography-based optimisation to solve different optimal power fl ow problems”, IET Generation, Transmission & Distribution, Vol. 5, 2011, pp. 70–80.

[11] Varadarajan M., Swarup K. S.: “Solving multi-objective optimal power fl ow using differential evolution”, IET Generation, Transmission & Dis-tribution, Vol. 2, 2008, pp. 720–730.

[12] Sood Y. R.: “Evolutionary programming based optimal power fl ow and its validation for deregu-lated power system analysis”, International Jour-nal of Electrical Power & Energy Systems, Vol. 29, 2007, pp. 65–75.

Slika 1. - Zavisnost minimalnih, maksimalnih i srednjih troškova proizvodnje

1 170.494 2 45.714 5 15.556 8 29.355 11 17.097 13 14.709

Troškovi ($): 808,046

Broj vora Pgen (MW)

Tabela IV. - Rezultat predloženog algoritma

67


Dragan KOMAROV, Slobodan STUPAR, Nebojša PETROVIĆ, Jelena SVORCAN, Marija BALTIĆUniverzitet u Beogradu, Mašinski fakultet, Beograd

UDC: 533.001.573

Uticaj turbulentnog modela na rezultate numeričke simulacije opstrujavanja tela

nestišljivim fl uidom

SAŽETAKTurbulentni model bitno utiče na rezultate numeričke simulacije opstrujavanja tela rešavanjem

Rejnoldsovih jednačina. Izvršeno je poređenje rezultata za slučajeve strujanja u kanalu sa naglim proširenjem, opstrujavanja aeroprofi la NACA 4412 pri napadnom uglu bliskom oblasti sloma uzgona i aeroprofi la S809 za lopaticu vetroturbine pri različitim napadnim uglovima. Prikazani su rezultati numeričkih simulacija za Spalart-Almaras, varijante k-ε, k-ω SST i γ-Reθ (TransitionSST) turbulentne modele. Imajući u vidu kompromis između vremena izvršavanja proračuna i kvaliteta rezultata za potpuno turbulentno opstrujavanje aeroprofi la preporučuju se k-ω SST i Spalart-Almaras turbulentni modeli, dok se za radne režime sa preobražajem graničnog sloja primenom γ-Reθ turbulentnog modela može se ostvariti poboljšanje saglasnosti sa eksperimentalnim rezultatima.

Ključne reči: proračunska aerodinamika, CFD, turbulentni model, opstrujavanje tela, vetrotur-bine, aeroprofi l, ravna ploča.

TURBULENCE MODEL INFLUENCE ON THE RESULTS OF NUMERICAL SIMULATION FOR INCOMPRESSIBLE EXTERNAL FLOW

ABSTRACTТurbulence model has signifi cant impact on the results of the external fl ow simulation solved by

Reynolds averaged Navier-Stokes (RANS) equations. Comparison of the results for backstep fl ow, NACA 4412 airfoil for high-lift angle of attack and S809 wind turbine blade airfoil for different angles of attack was accomplished. The results of numerical simulations using Spalart-Allmaras, variants of k-ε, k-ω SST and γ-Reθ turbulence model were shown. If one has in mind compromise between com-putation time and quality of the results, k-ω SST and Spalart-Allmaras turbulence models are recom-mended for fully turbulent fl ow over an airfoil, while computations based on γ-Reθ turbulence model may lead to better agreement with experimental results for operating conditions with boundary layer transition.

Keywords: computational aerodynamics, CFD, turbulence model, external fl ow, wind turbines, airfoil, fl at plate.

1. UVOD

Metode proračunske mehanike fl uida se sve češče primenjuju u inženjerskoj praksi za različite

potrebe, od konceptualnog razvoja konstrukcije do op-timizacije prema specifi čnim zahtevima. Spektar me-toda koje je moguće koristiti veoma je širok, počevši od različitih proračunskih tehnika za određivanje stru-jnog polja neviskoznog fl uida, strujanja u graničnom

sloju i empirijskih izraza za preobražaj graničnog sloja, do metoda za određivanje strujnog polja viskoznog fl uida. U poslednju grupu ubrajaju se tehni-ke proračuna bazirane na Rejnoldsovim jednačinama i turbulentnim modelima (RANS), simulaciji velikih vrtloga (LES), hibridne metode koje najčešće pred-stavljaju spregu RANS i LES i direktno rešavanje Navije-Stoksovih jednačina (DNS). Imajući u vidu raspoložive računarske resurse, dostignut stepen raz-

68


voja i/ili zrelosti metoda, kao i obučenost i iskustvo inženjera, u praksi se za numeričku simulaciju opstru-javanja tela viskoznim fl uidom i dalje najčešće ko-riste RANS metode i pored poznatih ograničenja. U poslednjoj deceniji javio se trend sve češće primene hibridnih metoda.

Primena turbulentnih modela za zatvaranje Re-jnoldsovih jednačina u inženjerske svrhe zahteva poznavanje granica primene turbulentnih modela i mogućnosti njihove kalibracije za slučaj strujanja koji se razmatra. Pouzdanost rezultata u značajnoj meri zavisi od empirijski utvrđenih postupaka dolaženja do rešenja. Proverama na test slučajevima moguće je steći uvid u mogućnosti izabranog turbulentnog mod-ela i granice relativno pouzdane primene.

Nakon uvoda i kratkog prikaza razmatranih turbu-lentnih modela i proračunske metode, u radu su pred-stavljeni rezultati dobijeni na dva test slučaja koji se mogu koristiti za verifi kaciju i validaciju izabranog proračunskog metoda i turbulentnog modela. Prika-zani su rezultati za turbulentne modele koji se često koriste u praksi na primeru proračuna strujnog polja nizstrujno postavljenog stepenika, odnosno slučaju strujanja pri naglom proširenju i aeroprofi la NACA 4412. Takođe su prikazani rezultati proračuna stru-jnog polja i aerodinamičkih koefi cijenata za aeroprofi l S809.

2. MATEMATIČKI MODEL

Ravansko stacionarno strujanje viskoznog nestišljivog fl uida modelirano je Rejnoldsovim jednačinama:

(1)

U cilju zatvaranja sistema jednačina 1, osrednjena promena količine kretanja usled fl uktuacija brzine, tenzor Rejnoldsovih napona τij = , modelira se dodatnim jednačinama. Prema Busineskovoj aproksi-maciji ovaj član se može odrediti iz jednačine:

(2)

gde su νt turbulentna viskoznost, k kinetička en-ergija turbulencije i δij Kronekerova delta funkcija.

Turbulentna viskoznost se određuje u zavisnosti od uvedenog turbulentnog modela i dopunskih trans-portnih jednačina kojima su oni defi nisani. Razma-trani su k-ε RNG, ostvarivi k-ε (k-ε Reliazable, RelKe na dijagramima), k-ω SST, γ-Reθ (TransitionSST) i Spalart – Almaras (SA) turbulentni modeli. Diskret-izacija prostora u svim razmatranim slučajevima bila

je takva da je strujno polje određivano transportnim jednačinama u unutrašnjosti graničnog sloja.

Turbulentni modeli k-ε RNG i ostvarivi k-ε pred-stavljaju modifi kacije standardnog k-ε turbulentnog modela. Za sve modele ovog tipa zajedničko je da se uvode dve dodatne transportne jednačine i funkcije i/ili konstante kojima se zatvara sistem jednačina 1. Prva transportna jednačina je izvedena za kinetičku energiju turbulencije, dok se druga odnosi na br-zinu disipacije kinetičke energije turbulencije [1]. U odnosu na standardni model, u okviru RNG k-ε tur-bulentnog modela između ostalog, uvode se dopunski članovi u transportnu jednačinu brzine disipacije [2]. U transportnim jednačinama fi guriše efektivna kine-matska viskoznost koja je modelirana diferencijal-nom jednačinom [3] u slučaju da proračunska mreža dozvoljava lokalni proračun strujanja u unutrašnjosti graničnog sloja:

(3)

U slučaju korišćenja zidnih funkcija turbulentna viskoznost se računa na isti način kao u standardnom k-ε turbulentnom modelu:

(4)

pri čemu je Cμ = 0.0845. .U odnosu na standardni model, ostvarivi k-ε tur-

bulentni model podrazumeva promene u načinu izračunavanja turbulentne viskoznosti i u transportnoj jednačini za brzinu disipacije kinetičke energije tur-bulencije [4].

Menter je razvio k-ω SST turbulentni model sa ciljem da se iskoriste dobre strane Vilkoksovog k-ω modela i k-ε modela i smanji zavisnost rezultata od intenziteta turbulentnosti slobodne struje fl uida koja je izražena kod k-ω. Naime, Vilkoksov model se aktivira u graničnom sloju, dok se u ostatku domena koristi k-ε model zbog boljeg predviđanja strujanja u vrtložnom tragu. Prelaz sa jednog modela na drugi ostvaren je uvođenjem prelazne funkcije. Korišćen je modifi ko-vani turbulentni model u odnosu na prvobitni sa izme-nama koje su vezane za ograničenje člana produkcije kinetičke energije turbulencije, defi nisanja prelaznih funkcija i turbulentne viskoznosti [5, 6]. Turbulentna kinematska viskoznost korigovana je za slučajeve strujanja sa nepovoljnim gradijentom pritiska tako da je [7]:

(5)

(6)

jij

iij

ij vv

xV

xP

xVV 1

0i

ixV

iji

j

j

itji k

xV

xV

tzyxvv32),,,(

jivv

100,ˆ,ˆ1ˆ

ˆ72.1

3

2Cvd

Cv

vkd eff

2kCt

i

j

j

it

xV

xVFa

ka

2*1

1

,max

2

2*2500,2maxtanhyy

kF

69


y – rastojanje do najbližeg zida, a1 = 0.31 , ω je specifi čna disipativnost, α*, β* su veličine koje zavise od konstanti turbulentnog modela.

Pomenutom k-ω SST turbulentnom modelu Ment-er i Langtri pridružili su dve dodatne transportne jednačine u cilju predviđanja pojave prelaska laminar-nog u turbulentno strujanje u graničnom sloju, čime je formiran tzv. γ-Reθ turbulentni model [8]. Transportna jednačina za funkciju prelaza koristi se za modeliranje zone u kojoj dolazi do preobražaja strujanja. Druga transportna jednačina odnosi se na lokalni Rejnoldsov broj preobražaja graničnog sloja čija je karakteristična dužina debljina količine kretanja . Za Rejnoldsov broj sveden na debljinu količine kretanja pri kome počinje proces preobražaja može se postaviti empiri-jska korelacija u funkciji intenziteta turbulentnosti i gradijenta pritiska u slobodnoj struji fl uida.

Spalart-Alamaras model zasnovan je na transport-noj jednačini za turbulentnu viskoznost [9]. Dodatna transportna jednačina turbulentnog modela Spalart-Almarasa je formulisana za turbulentnu viskoznost:

(7)

Turbulentna kinematska viskoznost je:

(8)

(9)

prigušna funkcija.Simulacije strujanja realizovane su u ANSYS FLU-

ENT 15.0 softverskom paketu korišćenjem SIMPLE algoritma, pri čemu su sve veličine koje se odnose na turbulentni model računate uzvodnom šemom drugog reda.

3. PRORAČUNSKE MREŽE I GRANIČNI USLOVI

U prvom koraku procene uti-caja turbulentnog modela na re-zultate simulacija opstrujavanja tela nestišljivim viskoznim fl ui-dom korišćeni su test slučajevi kao što su turbulentno opstru-javanje ravne ploče, strujanje u kanalu sa naglim proširenjem i opstrujavanje aeroprofi la NACA 4412 pri napadnom uglu bliskom

slomu uzgona. Zatim su izvršeni proračuni opstru-javanja aeroprofi la S809 koji je poznat kao jedan od ispitivanijih aeroprofi la koji su primenjivani za eks-perimentalne rotore vetroturbina.

Struktuirane proračunske mreže za simulaciju stru-janja u kanalu sa naglim proširenjem i aeroprofi l NA-CA4412 korišćene su u izvornom obliku koji se nalazi na internet stranici za modeliranje turbulencije Lengli istraživačkog centra, slike 1 i 2 [10]. U prvom slučaju modelirano je naglo proširenje kanala jedinične visine H. Granice domena prostiru se 130H uzvodno i 50H nizvodno u odnosu na proširenje i 9H u vertikalnom pravcu u odnosu na zid posle proširenja. Brzina na horizontalnom zidu i zidu naspram, do 110H uzvodno jednaka je nuli, na ostatku zida brzina je jednaka br-zini slobodne struje. Na ulazu u fl uidni prostor zadati su brzina strujanja u horizontalnom pravcu tako da je Rejnoldsov broj sveden na jediničnu dužinu visine proširenja – stepenika jednak ReH=36000, dok je na nizvodnoj granici fl uidnog prostora defi nisan atmos-ferski pritisak. Intenzitet turbulentnosti na granicama fl uidnog prostora je zadat (IT=0.061%), kao i odnos turbulentne i kinematske viskoznosti slobodne struje fl uida 0.009. Referentna temperatura iznosi t=25.8°C. Mreža na kojoj je izveden najveći broj proračuna sas-toji se iz četiri bloka (65x65, 25x65, 97x113, 33x113) sa ukupno 20540 čvorova.

Granice fl uidnog prostora za C-H proračunsku mrežu oko aeroprofi la NACA4412 postavljene su na udaljenosti 100 tetiva aeroprofi la. Na granicama je za-data brzina slobodne struje fl uida tako da Rejnoldsov

Reθt

~~~~

jj P

xV

t2

2~

~~~1

jb

jj xC

xx

1~

vt f

gde je 31

3

3

1 ~

~

v

v

Cf

Slika 2. - Domen i proračunska mreža za simulaciju opstrujavanja aero-profi la NACA 4412

Slika 1. - Fragment proračunske mreže za simulaciju strujanja u kanalu sa naglim proširenjem

70


broj sračunat u odnosu na tetivu aeroprofi la iznosi 1.52x106. Na ulaznim i izlaznim granicama fl uidnog prostora intenzitet turbulencije je 0.086%, a odnos tubrulentne i kinematske viskoznosti slobodne struje fl uida 0.009. Napadni ugao iznosi 13.87°. Brzina na zidovima aeroprofi la jednaka je nuli. Na aeroprofi lu se nalazi 513 tačaka, ukupan broj čvorova u proračunskoj mreži iznosi 230529.

Na slici 3 prikazani su proračunska mreže O tipa i domen za aeroprofi l S809. Granice domena post-avljene su na udaljenosti 30 tetiva aeroprofi la. Na aeroprofi lu se nalazi 512 tačaka, sa ukupno 175616 čvorova. Brzina slobodne struje fl uida je na granicama domena zadata tako da je Re=5x105. Napadni ugao opstrujavanja aeroprofi la kreće se u granicama od 0° do 12°.

Sve tri proračunske mreže konfi gurisane su tako da je bezdimenziona udaljenost od zida y+ manja od 1.

4. REZULTATI I DISKUSIJA

Rezultati numeričke simulacije strujanja u kana-lu sa naglim proširenjem prikazani su na slikama 4 i 5. Referentna brzina na koju su svedeni svi prika-zani rezultati je brzina u centru kanala na udaljenosti od 4H uzvodno u odnosu na proširenje, pri čemu je pretpostavljeno da je uzvodna granica proračunskog

domena na dovoljnoj udaljenosti za razvoj turbulentnog strujan-ja na pomenutom preseku. Za validaciju modela korišćeni su eksprimentalni podaci koje su objavili Drajver i Segmiler [11]. Svi dvojednačinski modeli, kao i γ-Reθ turbulentni model sa iz-vorno defi nisanim konstantama modela su u stanju da reprodu-kuju trend promene koefi cijenta pritiska nizstrujno u odnosu na proširenje. Vrednosti koefi ci-jenta pritiska u zoni u neposred-

noj blizini proširenja su precenjene u odnosu na ek-sperimentalne vrednosti. Spalart-Almaras turbulentni model dao je najveća odstupanja za sve prikazane rezultate. Razlike proračunatih koefi cijenata trenja u odnosu na eksperimentalne vrednosti su primetne, iako dvojednačinski i γ-Reθ turbulentni modeli dobro predviđaju tačku ponovnog pripajanja struje (6.21H za γ-Reθ do 6.37H za ostvarivi k-ε turbulentni model) . Nakon pomenute tačke, na rastojanjima većim od 8H u odnosu na naglo proširenje, nijedan model nije us-peo da reprodukuje rezultate eksperimenta, pri čemu se odstupanja kreću u granicama od 20% (k-ω SST) do 50% (Spalart-Almaras) u odnosu na eksperimentalne rezultate. Na slici 5 a-c prikazane su raspodele hori-zontalne komponente vektora brzine po normalama na zid (y je koordinata u pravcu normale, odnosno u vertikalnom pravcu) na nizvodnim presecima x/H=1, x/H=6 i x/H=10 koje potvrđuju prethodno prikazane rezultate vezane za koefi cijent trenja. Primećuju se ra-zlike rezultata proračuna u odnosu na eksperimentalne u neposrednoj blizini zida, te potreba za dodatnim ka-librisanjem svih razmatranih turbulentnih modela.

Izabrani slučaj opstrujavanja aeroprofi la NACA 4412 odnosi se na nestišljivo strujanje sa odvajanjem u zoni izlazne ivice. Napadni ugao nalazi se u zoni maksimalne vrednosti koefi cijenta uzgona. Rezultati proračuna primenom izabranih turbulentnih modela upoređeni su sa eksperimentima čije su rezultate

Slika 3. - Domen i proračunska mreža za simulaciju opstrujavanja aero-profi la S809

-0.3

-0.25

-0.2

-0.15

-0.1

-0.05

0

0.05

0.1

0 5 10 15 20 25 30x/H

Cp

ExpTransSSTRNGkekwSSTrelkeSA

-0.002

-0.0015

-0.001

-0.0005

0

0.0005

0.001

0.0015

0.002

0.0025

0 5 10 15 20 25 30x/H

Cf

ExpTransSSTRNGkekwSSTrelKESA

a) b) Slika 4. - Koefi cijent pritiska i koefi cijent trenja duž kanala nakon naglog proširenja

71


objavili Kouls i Vadkok [12, 13]. Pored prikazane raspodele koefi cijenta pritiska duž donjake i gornjake aeroprofi la, slika 6, izvršeno je poređenje horizontalne i vertikalne komponente vektora brzine duž šest nor-mala postavljenih duž gornjake aeroprofi la na rasto-janjima x/t=0.6753, 0.7308, 0.7863, 0.8418, 0.8973, and 0.9528, gde su t – tetiva, a x – koordinata tetive u horizon-talnom pravcu, slike 7 i 8. Svi prikazani rezultati svedeni su na referentnu brzinu za koju je izabran intenzitet vektora brzine na udaljenosti od jedne tetive iza i ispod aeroprofi la, koja iznosi 0.94 brzine slo-bodne struje zadate na ulazu u proračunski domen.

Imajući u vidu da eksperi-mentalni rezultati raspodele koefi cijenta pritiska duž aero-profi la nisu korigovani, koriste se isključivo za kvalitativno poređenje rezultata. Gotovo svi turbulentni modeli u zoni napadne ivice na gornjaci daju bitno niže koefi cijente pritis-

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

-0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2u/U ref

y/H

ExpRNGkekWSSTSAKErelTransSST

x/H=1

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2u/U ref

y/H


x/H=6

a) b)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2u/Uref

y/H


x/H=10

c) Slika 5. - Relativna brzina strujanja u aksijalnom pravcu za tri nizstrujna preseka u odnosu na naglo proširenje (x/H=1, x/H=6 i x/H=10)

Slika 6. - Koefi cijent pritiska duž gornjake i donjake aeroprofi la NACA4412, α=13.87°

ka. Duž aeroprofi la se postiže sličan trend promene koefi cijenta pritiska kao u eksperimentu, dok trend promene koefi cijenta pritiska u zoni izlazne ivice nije u potpunosti reprodukovan, pri čemu najbolje rezul-tate daju k-ω SST i γ-Reθ turbulentni modeli.

72


Na slikama 8 i 9 prikazane su promene brzina u horizontalnom, odnosno vertikalnom pravcu svedene na referentnu brzinu. Na y osi prikazano je rastojanje po datoj normali umanjeno za vrednost y0 na kojoj se nalazi početna tačka normale u odnosu na gornjaku aeroprofi la i svedeno je na dužinu tetive aeropro-fi la. Na svim dijagramima može se primetiti da os-tvarivi k-ε turbulentni model predviđa raspodele br-zina koje su u nešto lošijoj saglasnosti u poređenju sa ostalim primenjenim turbulentnim modelima. Trend promene brzina u horizontalnom pravcu relativno do-bro predviđa γ-Reθ turbulentni model, pri čemu treba napomenuti da i k-ω SST model daje relativno prih-vatljive rezultate. Iako se rezultati ne slažu sa eksperi-mentalnim (razlike u proračunatim brzinama u odnosu na eksprimentalne su i preko 20%), povratno strujanje su uspeli da reprodukuju Spalart-Almaras, k-ω SST i γ-Reθ turbulentni modeli. Slično, trend promene ver-

tikalne komponente brzine uspeli su da reprodukuju prethodno pomenuta tri turbulentna modela, pri čemu γ-Reθ daje rezultate koji su najbliži eksperimentalnim, iako i dalje na nivou veoma velike razlike i do 100%. Primećuje se da rezultati ostvareni Spalart-Almaras turbulentnim modelom veoma dobro prate trend eks-perimentalno izmerenih vertikalnih komponenti vek-tora brzine. Treba primetiti da postoji značajna razlika u rezultatima ostvarenim primenom k-ω SST i γ-Reθ iako bi u posmatranim režimima kompleksniji γ-Reθ model trebalo da se svede na k-ω SST turbulentni model.

Na slici 9 prikazani su aerodinamički koefi cijenti uzgona i otpora aeroprofi la S809 koji su proračunati primenom prethodno opisanih metoda i za turbulentne modele Spalart-Almarasa, k-ω SST i γ-Reθ. Može se primetiti da su u zoni linearne promene koefi cijenta

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4u/U ref

(y-y

0)/t

ExpRelKEkwSSTTransSSTSA

x/t=0.6753

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4u/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.7308

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4u/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.7863

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4u/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.8418

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4u/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.89730

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4u/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.9528

Slika 7. - Profi li brzina u horizontalnom pravcu za različite preseke postavljene duž gornjake aeroprofi la NACA4412

73


uzgona primenjeni modeli u stanju da predvide re-zultate koji su u intervalu od 5 do 10% eksperimen-talno određenih vrednosti [14]. Treba imati u vidu da su eksprimentom određeni samo profi lni otpori. Za slučajeve opstrujavanja sa pojavom otcepljenja i zona sa povratnim strujanjem primenjeni modeli dali su rezultate koji bitnije odstupaju od eksperimentalnih. Svi modeli precenjuju koefi cijent uzgona za pomenute režime opstrujavanja aeroprofi la, dok k-ω SST i γ-Reθ daju nešto niže vrednosti koefi cijenata otpora, za ra-zliku od Spalart-Almaras modela koji ga precenjuje. Treba imati u vidu da na predviđanja rezultata kod analiziranog aeroprofi la veliki uticaj ima mogućnost turbulentnog modela da predvidi pojavu preobražaja strujanja u graničnom sloju. U tom smislu rezultati

za Spalart-Almaras turbulentni model su očekivani s obzirom na to da je prema ovom modelu razmatrano potpuno turbulentno strujanje u graničnom sloju.

5. ZAKLJUČAK

Primena turbulentnih modela u inženjerske svrhe zahteva veliki broj provera na test slučajevima. Granice primenljivosti određenih modela moguće je veoma dobro ispitati validacijom, odnosno poređenjem sa dostupnim eksperimentalnim podacima, što predstav-lja osnov za prilagođavanje konkretnom slučaju koji se analizira.

Prikazani rezultati, i pored razlika u poređenju sa eksperimentalnim podacima, ukazuju da se za op-

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 -0.16 -0.12 -0.08 -0.04 0 0.04 0.08 0.12v/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.6753

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 -0.16 -0.12 -0.08 -0.04 0 0.04 0.08 0.12v/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.7308

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 -0.16 -0.12 -0.08 -0.04 0 0.04 0.08 0.12v/Uref

(y-y

0)/t


x/t=0.7863

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 -0.16 -0.12 -0.08 -0.04 0 0.04 0.08 0.12v/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.8418

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 -0.16 -0.12 -0.08 -0.04 0 0.04 0.08 0.12v/Uref

(y-y

0)/t


x/t=0.8973

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.1

-0.2 -0.16 -0.12 -0.08 -0.04 0 0.04 0.08 0.12v/U ref

(y-y

0)/t


x/t=0.9528

Slika 8. - Profi li brzina u vertikalnom pravcu za različite preseke postavljene duž gornjake aeroprofi la NA-CA4412

74


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

-1 1 3 5 7 9 11 [º]

Cl

Trans-SSTSAKW-SSTX-FoilExp, CSU

Slika 9. - Koefi cijent aerodinamičkog uzgona u zavisnosti od napadnog ugla i polara, aeroprofi l S809, Re=5·105

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06Cd

Cl

Trans-SSTSAkW-SSTX-FoilExp, CSU (Cdp)

strujavanje aeroprofi la sa turbulentnim strujanjem u graničnom sloju sa relativnom pouzdanošću mogu ko-ristiti turbulentni modeli k-ω SST i Spalart-Almaras, pri čemu je za određene radne režime potrebna dodat-na kalibracija modela. Turbulentni model γ-Reθ daje najpribližnije rezultate u poređenju sa eksperimen-tima. Treba imati na umu da je ovaj model složeniji i samim tim zahtevniji za modifi kovanje, pri čemu zahteva rešavanje dodatne dve transportne jednačine u odnosu na k-ω SST. Stoga se za pomenute ana-lize preporučuje primena k-ω SST i Spalart-Almaras turbulentnih modela. Za potrebe analize opstruja-vanja aeroprofi la sa preobražajem u graničnom sloju preporučuje se γ-Reθ uz prilagođavanje empirijskih jednačina konkretnom problemu.

Napomena:Istraživanje je izvedeno u okviru projekta TR

35035 koje je fi nansirano od strane Ministarstva za prosvetu, nauku i tehnološki razvoj Republike Srbije.

LITERATURA

1. Launder BE, Spalding DP. The numerical compu-tation of turbulent fl ows. Comput Methods Appl Mech Eng 1974;3:269–89.

2. Yakhot V, Thangam S, Gatski TB, Orszag SA, Speziale CG. Development of turbulence models for shear fl ows by a double expansion technique. ICASE Report No. 91-65, NASA Contractor Re-port 187611, AD-A240 395, 1991

3. ANSYS FLUENT 15.0 Theory Guide4. T.-H. Shih, W. W. Liou, A. Shabbir, Z. Yang, and J.

Zhu. “A New - Eddy-Viscosity Model for High Reynolds Number Turbulent Flows - Model De-velopment and Validation”. Computers Fluids. 24(3). 227–238. 1995.

5. Menter F, Kuntz M, Langtry R. Ten Years of In-dustrial Experience with SST Turbulence Model. Turbulence, Heat and Mass Transfer 4, 2003

6. Wilcox D. Turbulence Modeling for CFD, 3rd ed, DCW Industries 2006

7. Menter F, Ferreira Carregal J, Esch T, Konno B. The SST Turbulence Model with Improved Wall Treatment for Heat Transfer Predictions in Gas Turbines. Proc. of the Int. Gas Turbine Congress, Tokyo, 2003

8. Menter F, Langtry R, Likki S, Suzen Y, Huang P, Voelker S. A Correlation-Based Transition Model Using Local Variables – Part I: Model Formula-tion. Journal of Turbomachinery Vol. 128,

9. P. Spalart and S. Allmaras. “A one-equation tur-bulence model for aerodynamic fl ows”. Techni-cal Report AIAA-92-0439. American Institute of Aeronautics and Astronautics. 1992.

10. http://turbmodels.larc.nasa.gov/index.html, pos-lednji pristup 20.02.2014.

11. Driver, D. M. and Seegmiller, H. L., “Features of Reattaching Turbulent Shear Layer in Divergent Channel Flow,” AIAA Journal, Vol. 23, No. 2, Feb 1985, pp. 163-171.

12. Coles, D. and Wadcock, A. J., “Flying-Hot-Wire Study of Flow Past an NACA 4412 Airfoil at Max-imum Lift,” AIAA Journal, Vol. 17, No. 4, April 1979, pp. 321-329

13. Wadcock, A. J., “Structure of the Turbulent Sepa-rated Flow Around a Stalled Airfoil,” NASA-CR-152263, February 1979.

14. Somers. D. Design and Experimental Results for the S809 Airfoil, NREL/SR-440-6918, 1997.

75


Jovica ĐOKOVIĆ, Dardan KLIMENTAJP Elektrokosmet – ED Kosovska Mitrovica, K. Mitrovica, R. Srbija

Miroljub JEVTIĆFakultet tehničkih nauka u Kosovskoj Mitrovici, K. Mitrovica, R. Srbija

UDC: 621.31 (497.115)

Elektroprivredna preduzeća na severu Kosova i Metohije – stanje, mogućnosti i predlozi

SAŽETAKSa postojanjem dva nezavisna i potencijalno konkurentna elektroprivredna preduzeća i sa početkom

naplate utrošene električne energije u 2008. godini, na severnom Kosovu su se stvorili osnovni pre-duslovi za saradnju i liberalizaciju trgovine električnom energijom između njih. Uz realizaciju pune naplate utrošene energije, Javno preduzeće Elektrokosmet (JPEK) moglo bi postati privredni subjekt koji bi, pored plaćanja cene proizvodnje u hidroelektrani Gazivode (HE Gazivode), moglo nezavisno da kupuje električnu energiju sa jedne strane od Elektroprivrede Srbije (EPS-a) a sa druge od Kos-ovske elektroenergetske korporacije (KEK-a). U društveno-političkom kontekstu vrlo verovatno neza-visnu poziciju JPEK-a u postupku buduće privatizacije osigurao je EPS pokrivanjem gubitaka njego-vog poslovanja u periodu od 1999. godine do danas. Prema tome, na severnom Kosovu se instalirana proizvodnja, prenosni kapaciteti, distributivna mreža i potrošnja tehnički mogu posmatrati samo kao deo elektroenergetskog sistema (EES-a) koji ne može raditi izolovano i koji je ekonomski moguće razdvojiti na: preduzeće za proizvodnju električne energije HE Gazivode i preduzeće koje bi se pored distribucije, nabavke i prodaje moglo baviti i prenosom električne energije na nivou distributivnih napona između EPS-a i KEK-a.

Ključne reči: distribucija, liberalizacija, potrošnja, prenos, proizvodnja, tržište električne energije.

ENCOUNTERING THE COOPERATION AND TRADE LIBERALIZATION BETWEEN ELECTRIC POWER SUPPLY COMPANIES IN NORTHERN KOSOVO – CIRCUMSTANCES, POSSIBILITIES AND PROPOSITIONS

ABSTRACTBasic conditions for the cooperation and trade liberalization in northern Kosovo are predicated by

the presence of two independent and potentially competitive electric power supply companies, as well as a start in collection of bills for electric power consumption in 2008. With realization of a complete collection, the Public Enterprise Elektrokosmet (PEEK) could become one of the business partici-pants that could be in position to make the payments for electric power generated by Hydro-Power Plant Gazivode (HPP Gazivode) and to get electric power on the one side from the Public Enterprise Electric Power Industry of Serbia (PEEPIS) and on the other side from the Joint-Stock Company Kosovo Energy Corporation (JSCKEC). In the period from 1999 untill today PEEPIS covered capital expenditures arising out of the PEEK transactions and so, in social and political contexts, quite pos-sibly ensured an independent position for it in the privatization process that is expected. Therefore, the generation, transmission capacities, distribution network and consumption installed in northern Kosovo can be technically-considered only as a small electrical power system (EPS) which cannot operate in the microgrid mode and which can be economically divided into two companies: the fi rst oriented to the electric power generation – HPP Gazivode, and the second, which could be oriented to the distribution, purchase and sale of electric power, as well as electric power transmission at the level of the distribution voltages between PEEPIS and JSCKEC.

Key words: consumption, distribution, electric power market, generation, liberalization, transmis-sion.

76


1. UVOD

EPS i KEK se na severnom Kosovu, osim prenos-nom mrežom, međusobno mogu povezati još i distrib-utivnim vodovima (naponskog nivoa 35 kV i niže), čime bi se ostvarile neke vrlo važne sigurnosne i ekonomske prednosti u odnosu na dosadašnji paralelan rad distributivne mreže EPS-ovog Javnog preduzeća Elektrokosmet (u daljem tekstu JPEK) samo sa EES-om R. Srbije izvan Kosova i Metohije. Prema [1], pre-thodno bi moglo da se odnosi na:

• Kvalitet osnovnih pogonskih parametara distrib-utivne mreže na severnom Kosovu u normalnom režimu rada, tj. naponske prilike i održavanje učestanosti u mreži.

• Povećanu sigurnost u havarijskim i predhavari-jskim stanjima distributi-vne mreže na severnom Kosovu, tj. popravku stanja intervencijom iz susednog KEK-a.

• Ispomoć i zajedničku koordinaciju rada JPEK-a i KEK-a u havarijskim situacijama, prvenstveno u slučajevima havarija u distributivnoj mreži Kosovske Mitrovice, bez obzira da li je raspad obostran ili samo jedne strane.

• Saradnju JPEK-a i KEK-a pri planiranju upotrebe vode iz akumulacije HE Gazivode u cilju njenog ekonomičnijeg iskorišćavanja, kao npr. pri plani-ranju iskorišćavanja prelivne vode u istoj.

• Saradnju EPS-a i KEK-a pri planiranju i uprav-ljanju raspoloživim proizvodnim kapacitetima u cilju njihovog ekonomičnijeg iskorišćava-nja, kao npr. pri koordinaciji rada termoelektrana ili razmeni električne energije u redovnim i vanred-nim situacijama.

• Zajednički nastup EPS-a i KEK-a prema trećoj stra-ni u poslovima kupoprodaje električne energije.

• Nesmetan tranzit električne energije preko EPS-ovih i KEK-ovih kapaciteta.

• Koordinaciju EPS-a i KEK-a prilikom remonta postojećih i izgradnje novih proizvodnih i preno-snih objekata na severnom Kosovu.

Svi navedeni, ali i ostali faktori koji nisu navedeni imali su vrlo bitnu ulogu u radu EES-a R. Srbije do 1999. godine, a imaće i nadalje. Geografski, ekonom-ski i društveno-politički okviri u kojima je nastajao EES R. Srbije čine prethodno navedene faktore još izraženijim i posebno značajnim zbog postojanja više spoljašnjih faktora koji nisu u osnovi tehnički a čiji se uticaj ne može zaobići ili anulirati.

Autori su u ovom radu dali kratak pregled činjenič-nog stanja važnijih ranijih i sadašnjih aspekata sarad-nje između nekada celog EES-a R. Srbije i njegovog dela sa Kosova i Metohije, a danas EPS-a i KEK-a, kao i mogućnosti i predloge za poboljšanje istih. Pri tome je pažnja primarno usmerena na distributivnu mrežu JPEK-a i deo EES-a pod KEK-om kao nekada integralne a danas izdvojene delove iz EES-a R. Srbi-je, koji se zbog svojih strukturnih specifi čnosti, geo-grafskog položaja i međusobnog preplitanja, moraju u određenim okolnostima posmatrati zajednički a u nekim zasebno. Naravno, sve aspekte moguće sarad-nje između EPS-a i KEK-a treba posmatrati kroz priz-mu aktuelnih procesa deregulacije elektroenergetskog sektora i uvođenja tržišnih odnosa, kao i očekivane privatizacije bez obzira na to što se još uvek tačno ne zna na koji će se način i kojom će se dinamikom isti odvijati.

Slika 1. - Jednopolna šema dela 110 kV-ne prenosne mreže i 35 kV-ne distributivne mreže na severnom Kosovu [2].

77


2. STANJE OD 1999.-2008. GODINE

Preduzeća koja danas čine KEK do sredine 1999. godine, zajedno sa JPEK-om, pripadala su JP EPS i organizaciono su funkcionisala u okviru njegove ver-tikalne strukture kao jedinstveno javno preduzeće Elektrokosmet čije su delatnosti, uz prenos, distribuc-iju i prodaju električne energije, bile i proizvodnja u termoelektranama i hidroelektranama, održavanje i re-mont proizvodnih i prenosnih kapaciteta lociranih na Kosovu i Metohiji. Od sredine 1999. godine, osim na severnom Kosovu, preduzeće EPS nije u mogućnosti da upravlja svojim objektima na Kosovu i Metohiji.

Do 2008. i kasnije, sve do decembra 2010. godine, EPS i KEK su na severnom Kosovu u postrojenju TS

110/35/10 kV Valač bili sabirnički razdvojeni na na-ponu od 110 kV tako: (i) da su tri 110 kV-na daleko-voda 125/3, 163 i 126/4 od kojih prva dva dolaze iz TE Kosovo A u Valač a treći ide od Valača ka Istoku i Peći bili u prekidu, i (ii) da su HE Gazivode i 110 kV-ni dalekovod 155/2 kojim je u Valač iz postrojenja TS 110/20/10 kV Novi Pazar 2 (31.5+8 MVA) dolazilo maksimalnih 50 MW napajali potrošnju JPEK-a preko jednog od dva sistema sabirnica u Valaču. Jednopolna šema 110 i 35 kV mreže na severnom Kosovu data je na slici 1, dok su podaci o postrojenjima i vodovima sa slike 1 dati u tabelama 1-3.

Od 1999. do 2008. godine, pa i danas, JPEK je na severnom Kosovu od KEK-a odvojen fi zičkim preki-dima i na 6 vodova napona 35 kV (DV4, DV7, DV10,

Postrojenje

Transfor-macija

Instalirana snaga

Uprava

Postrojenje

Transfor-macija

Instalirana snaga

Uprava

kV/kV MVA kV/kV MVA Gazivode – blok t-ori

TS 6.3/110

2 20

JPEK

Leposavi flotacija

TS 35/10 2 2.5

Trep a

Gazivode TS 110/35 1 20 JPEK Žuta Prla TS 35/6.3 1 2.5 Trep a Vala TS 110/35 60+31.5 JPEK Crnac TS 35/6.3 1 2.5 Trep a

Mitrovica 1 TS 35/10 3 8 JPEK Gnježdane TS 35/6.3 1 2.5 Trep a Mali

Zve an TS 35/10 2 8

JPEK Šupkovac

TS

110/35/6.3 3 63+ 2 31.5

KEK

Blinda Vala

TS 35/10 1 8

JPEK Reka

TS 35/6.3 1 2.5

KEK

Zve an Trep a

TS 35/6.3/3.3

2 16+ 2 2+2 3

JPEK/ Trep a

Prvi Tunel

TS 35/6.3 2 8

KEK

Leposavi TS 35/10 8+4 JPEK Stari Trg TS 35/6.3 4 2.5 KEK So anica TS 35/10 2 2.5 JPEK Mitrovica 2 TS 35/10 8+4 KEK Gazivode TS 35/10 4+2.5 JPEK Mitrovica 3 TS 35/10 3 8 KEK Ugljare TS 35/10 1 4 JPEK Srbica TS 35/10 3 8 KEK Simpo fabrika

TS 35/10 1 4

JPEK Fabrika pocin-kovanog lima

TS 35/10 2 4

KEK

Rudnica TS 35/10 4+2.5 EDR Vu itrn TS 110/35 1 31.5 KEK Belo Brdo TS 35/10 1 2.5 EDR Vu itrn TS 110/10 2 31.5 KEK

Lešak TS 35/10 1 8 EDR Mazgit TS 35/10 2 8 KEK

Tabela 1. - Prenosni odnosi transformacije, instalirane snage i nadležnosti u postrojenjima na severnom Ko-sovu [2].

Dalekovod Presek Dužina Uprava Dalekovod Presek Dužina Uprava 35 kV mm2 km 35 kV mm2 km DV1 150/25 Al/Fe 0.5 JPEK DV16 95/15 Al/Fe 0.5 JPEK DV2 95/15 Al/Fe 6.5 JPEK DV20 95/15 Al/Fe 9.85 EDR DV3 95/15 Al/Fe 2.5 JPEK DV21 95/15 Al/Fe 11.13 EDR DV5 120/20 Al/Fe 8.5 JPEK DV22 95/15 Al/Fe 8 Trep a DV6 120/20 Al/Fe 1.44 JPEK DV23 25 Cu 10.5 Trep a DV9 120/20 Al/Fe 4.06 JPEK DV24 95/15 Al/Fe 4 Trep a DV12 95/15 Al/Fe 1.75 JPEK DV25 50/8 Al/Fe 6 Trep a DV13 150/25 Al/Fe 8 JPEK DV26 50/8 Al/Fe 10 Trep aDV14 95/15 Al/Fe 20 JPEK DV27 95/15 Al/Fe 26 Trep a DV15 95/15 Al/Fe 7.5 JPEK DV28 95/15 Al/Fe 1.56 Trep a

Tabela 2. - Poprečni preseci i dužine JPEK-ovih i Trepčinih vodova koji čine 35 kV-nu distributivnu mrežu na severnom Kosovu [2].

78


DV29, DV30 i DV31) od kojih se 3 nalaze u vlasništvu RMHK Trepča (DV29, DV30 i DV31), dok je sa dru-ge strane povezan sa EPS-om preko dva dalekovoda, jednim od 110 kV (155/2) i jednim od 35 kV (DV22). Na slici 1, mesta fi zičkog razdvajanja EPS-a i RMHK Trepča od KEK-a na naponskom nivou od 35 kV označena su kvadratićima sa upisanim X-om.

Dalekovod 155/2 prenosnog napona 110 kV pov-ezuje razvodna postrojenja Valač i Novi Pazar 2, dok Trepčin dalekovod DV22 distributivnog napona 35 kV povezuje razvodna postrojenja TS 35/10 kV Leposavić fl otacija i TS 35/10 kV Lešak. Zatim je postrojenje Lešak preko 35 kV-nog voda DV20 povezano sa postrojenjem TS 35/10 kV Rudnica. Postrojenja Valač, Leposavić fl otacija i Lešak se nalaze na terito-riji severnog Kosova i od njih JPEK-u pripada Valač a Trepči Leposavić fl otacija, dok postrojenje Lešak i 35 kV-ni vod DV20 između postrojenja Lešak i Rudnica pripadaju Elektrodistribuciji Raška (EDR). Takođe, na teritoriji severnog Kosova, EDR-u pripadaju još postrojenje TS 35/10 kV Belo Brdo i 35 kV-ni vod DV21.

Režim proizvodnje električne energije u HE Gazivode zavisi od perioda godine, odnosno od do-toka vode u njenu akumulaciju zapremine 370×106 m3. Najveći protok reke Ibar, koja puni akumulaci-ju HE Gazivode, kod Ribarića iznosi Q=24.58 m3/s i ima se u aprilu, a najmanji Q=2.48 m3/s u avgustu [3]. Srednji godišnji protok iznosi Qsr=10.64 m3/s [3]. Do sada najveći zabeleženi protok u koritu reke Ibar bio je Qmax=353.2 m3/s, a najmanji Qmin=0.4 m3/s [3]. Tako da HE Gazivode, pri povoljnim meteorološkim i hidrološkim uslovima, radi sa punom instaliranom snagom svakog dana u periodima od 8-11 h i od 18-22

h, ili celodnevno ako se radi o nedeljama ili mesecima sa najvećim dotokom vode u njenu akumulaciju [2].

Utrošena električna energija na severnom Kosovu nije naplaćivana sve do 2008. godine što je poslova-nje JPEK-a u potpunosti stavljalo u zavisan položaj od EPS-a. Potrošnja električne energije se u odsustvu na-plate tokom zimskih meseci približavala vrednostima instaliranih snaga u postrojenjima. Vrednosti maksi-malnih snaga potrošnje u letnjim i zimskim mesecima PSCmax i PWCmax u postrojenjima JPEK-a za period pre naplate date su u tabeli 4.

3. STANJE POSLE 2008. GODINE

Društveno-politički a ne elektroenergetski faktori koji su doveli do izdvajanja KEK-a iz sastava EPS-a doveli su do toga da su danas ova dva preduzeća na nivou prenosnih napona povezana bez interkonektiv-nih transformatora a na nivou distributivnih napona međusobno razdvojena većim brojem fi zičkih pre-kida. Konkretno, EPS i KEK su na nivou prenosnih napona povezani preko 4 dalekovoda, jednim od 400 kV, jednim od 220 kV i dva od 110 kV. Deo prenosne mreže 400, 220 i 110 kV nekada jedinstvenog EES-a R. Srbije, koji se nalazi na Kosovu i Metohiji, prika-zan je na slici 2.

Kao i pre 2008. godine, JPEK je i danas na sever-nom Kosovu od KEK-a odvojen fi zičkim prekidima na 110 kV-nom dalekovodu 126/4 i istih šest 35 kV-nih vodova. Međutim, u postrojenju Valač se od decembra 2010. godine 110 kV-ni dalekovod 155/2 koji od Vala-ča ide ka Novom Pazaru 2 više ne koristi za napajanje potrošnje JPEK-a; već se ona, preko dva 110 kV-na voda (125/3 i 163) koji od TE Kosovo A dolaze u Valač i jednog sistema sabirnica u Valaču snabdeva ener-gijom proizvedenom u EPS-ovim elektranama izvan Kosova i Metohije. Tako se sada potrošnja JPEK-a snabdeva energijom preko 400 kV-nog dalekovoda 407 koji od postrojenja TS 400/220/110 kV Niš 2 ide do postrojenja TS 400/220 kV Kosovo B, odnosno sa 36 MW preko dalekovoda 163 i 37 MW preko dale-kovoda 125/3. Praktično, EPS danas plaća KEK-u za tranzit električne energije preko njegovih postrojenja do postrojenja Valač na severnom Kosovu.

Režim proizvodnje u HE Gazivode posle 2008. ostaje nepromenjen, tj. ostaje i dalje da se električna

Dalekovod Presek Dužina Uprava

110 kV mm2 km 125/3 150/25 Al/Fe 11.4 KEK 126/4 150/25 Al/Fe 38.5 KEK 155/2 95/15 Al/Fe 36.9 EMS 163 150/25 Al/Fe 38.5 KEK 1800 240/40 Al/Fe 14.364 EMS

Tabela 3. - Poprečni preseci i dužine EMS-ovih i KEK-ovih 110 kV-nih vodova koji su u vezi sa razvod-nim postrojenjem TS 110/35 kV Valač [2].

Postrojenje Letnji meseci Zimski meseci Postrojenje Letnji meseci Zimski meseci TS 110/35 kV maxSCP maxWCP TS 110/35 kV maxSCP maxWCP

Vala 25 MVA 75 MVA Leposavi 3 MVA 10 MVA TS 35/10 kV maxSCP maxWCP So anica 1 MVA 3 MVA Mitrovica 1 9 MVA 20 MVA Gazivode 2 MVA 6 MVA Mali Zve an 3 MVA 8 MVA Ugljare 1 MVA 3 MVABlinda Vala 2 MVA 6 MVA Simpo fabrika 0.7 MVA 0.7 MVA

Zve an Trep a 4 MVA 10 MVA

Tabela 4. - Maksimalne snage potrošnje u letnjim i zimskim mesecima PSCmax i PWCmax u postrojenjima JPEK-a za period pre naplate [2].

79


energija proizvedena u ovoj HE uglavnom koristi za pokrivanje prepodnevne i poslepodnevne vršne snage potrošnje.

Naplata utrošene električne energije na severnom Kosovu počela je 2008. godine i time je započelo stva-ranje uslova za buduće pozitivno poslovanje JPEK-a. Potrošnja električne energije se u letnjim odnosno zimskim mesecima u prisustvu naplate smanjila za 20 odnosno 40%, respektivno. Vrednosti maksimalnih snaga potrošnje u letnjim i zimskim mesecima u po-strojenjima JPEK-a za period posle naplate date su u tabeli 5.

Utrošena električna energija je u 2010. godini na severnom Kosovu naplaćena u iznosu od svega 30% [2] što svakako nije dovoljno za pozitivno poslova-nje JPEK-a koji bi trebao samostalno da plaća KEK-u tranzit električne energije potrebne za snabdeva-nje svoje potrošnje. Prema tome, nezavisna pozicija JPEK-a u postupku očekivane privatizacije zavisi od

efi kasnosti naplate i dugovanja prema EPS-u. Znači, kada bi se imala puna naplata i eventualno dobio otpis dugovanja od strane EPS-a, JPEK bi se u postupku privatizacije mogao pojaviti kao rentabilan privredni subjekt.

Od bitnijih aktuelnih planova i problema u vezi sa distributivnom mrežom i delom prenosne mreže na severnom Kosovu, kao delu EES-a R. Srbije, mogu se izdvojiti:

• Priprema plana za povećanje naplate, odnosno stimulaciju plaćanja utrošene elektrečne energije kod potrošača iz kategorije domaćinstva.

• Zastarelost primarne i sekundarne opreme u mrežama napona 110 i 35 kV koje su dobrim delom na kraju svog životnog veka, tj. izostanak značajnijih investicija za modernizaciju i rekon-strukciju istih u poslednje dve decenije.

• Još uvek aktuelan problem sigurnosti rada dis-tributivne mreže na severnom Kosovu s obzirom na stanje veze sa EES-om R. Srbije na napon-skom nivou od 110 kV, i razmeštaj proizvodnih postrojenja EPS-a. Ovde posebno treba istaći stanje 110 kV-nog dalekovoda 155/2 i problem njegove upotrebe za napajanje severnog Koso-va.

• Priprema plana za revitalizaciju HE Gazivode.S druge strane, za deo EES-a na Kosovu i Metohiji

koji je u nadležnosti KEK-a, među bitnijim aktuelnim planovima i problemima mogu se izdvojiti:

• Izrazito veća potrošnja od proizvodnje električne energije.

• Slaba naplata kod potrošača svih kategorija, zbog čega se režim selektivnih restrikcija i dalje, kao u prethodnih 11 godina, koristi kao prinudni meha-nizam za stimulaciju potrošača da plaćaju utroše-nu električnu energiju.

• Neadekvatno održavanje postojećih proizvodnih kapaciteta.

• Plan za izgradnju nove termoelektrane (TE Novo Kosovo) sa početnom instaliranom snagom od 2×300 MW i mogućnošću proširenja kapaciteta do 1000 MW.

• Plan za revitalizaciju TE Kosovo B.• Privatizacija sektora za distribuciju električne

energije.• Proširenje prenosne mreže – pripreme za početak

izgradnje dalekovoda između Prištine i Tirane napona 400 kV i dužine 239 km.

• Pripreme za početak izgradnje dve nove vršne hidroelektrane (HE Žur 1 i HE Žur 2) koje će ko-ristiti vodu iz akumulacija Plavske Reke i Brezna i čija će ukupna instalirana snaga biti 305 MW.

• Plan za izgradnju nekoliko novih malih hidroelektrana i analiza mogućnosti za izgradnju postrojenja za proizvodnju električne energije iz drugih obnovljivih izvora energije.

Slika 2. - Prenosna mreža napona 400, 220 i 110 kV na Kosovu i Metohiji [2].

Postrojenje Letnji meseci Zimski meseci TS 110/35 kV maxSCP maxWCP

Vala 20 MVA 45 MVA TS 35/10 kV maxSCP maxWCP Mitrovica 1 9 MVA 13 MVAMali Zve an 3 MVA 6 MVA Blinda Vala 2 MVA 4 MVA

Zve an Trep a 4 MVA 7 MVA Leposavi 3 MVA 7 MVA So anica 2 MVA 2 MVA Gazivode 2 MVA 4 MVA Ugljare 1 MVA 2 MVA

Simpo fabrika 0.7 MVA 0.7 MVA

Tabela 5. - Maksimalne snage potrošnje u letnjim i zimskim mesecima PSCmax i PWCmax u postrojenjima JPEK-a za period posle naplate [2].

80


4. MOGUĆNOSTI I PERSPEKTIVE SARADNJE

Na osnovu razmatranja kratkoročne i dugoročne perspektive saradnje između JPEK-a i KEK-a, prema [1] se mogu izdvojiti sledeća dva nivoa:

(1) Nivo strateške kooperativne saradnje koji je trenutno moguće posmatrati samo na nivou odnosa EPS-a i KEK-a. Pri tome treba istaći da takva saradnja ne mora da obuhvata, ali ne mora ni da odbacuje, nikakve oblike vlasničkog povezivanja, već pre svega treba da obuhvata različite oblike precizno defi nisanih oblika i načina saradnje u cilju ostvarivanja zajedničkih poslovnih interesa.

(2) Nivo saradnje u oblasti konkretnih projekata između EPS-a i KEK-a (vezanih za pogonsku problematiku, nove investicije i sl.), koji se u određenim slučajevima može svesti i na loka-lni nivo, odnosno na saradnju između JPEK-a i KEK-a.

U okviru tekućih i budućih procesa deregulacije i privatizacije elektroenergetskog sektora, tj. u pers-pektivi koju će obeležiti uvođenje tržišnih odnosa u elektroenergetski sektor, posebno je interesantan prvi nivo saranje. Naime, što pre treba prihvatiti činjenicu da sa liberalizacijom tržišta električne energije u eri globalizacije nema mesta za mala preduzeća kao što je EPS, a pogotovo JPEK i KEK, bez obzira na način njihovog restrukturiranja i vertikalnog rasprezanja ili nerasprezanja. Bez obzira na način, početak, tok i konačne rezultate procesa privatizacije na obe strane, vrlo je verovatno da će upravo geografski prostor na kome privređuju EPS i KEK odrediti potrebu da se sva njihova preduzeća zajednički pojave makar u okviru globalnog tržišta i koordinacije rada globalne prenosne mreže, a u perspektivi i maloprodaje električne energije.

Ukoliko se posmatraju postojeći trendovi horizon-talnih i vertikalnih integracija velikih elektroprivred-nih preduzeća u zapadnoj Evropi i kupovina malih elektroprivreda ili njihovih delova od strane velikih, postaje jasno da su prethodno iznete pretpostavke os-novane [1]. Slično tome, razvoj tržišta električne en-ergije u zapadnoj Evropi ide ka sledeća dva osnovna oblika: otvoreno bilateralno tržište (srednjoročno i dugoročno tržište, bez obzira na lokaciju proizvođača odnosno kupca) i velike berze električne energije (spot tržišta) [1]. U oba slučaja se može očekivati da državne ili druge administrativne granice neće pred-stavljati nikakvu prepreku za normalno funkcionisanje tržišta električne energije. Štaviše, najnoviji pokušaji u oblasti trgovine električnom energijom ukazuju na to da će za relativno kratko vreme doći do unifi kacije tarifa za tranzit električne energije, i to na način da prostorna udaljenost neće imati veliki udeo (ili čak nikakav) u formiranju cena tranzita električne energije [1].

Pozicije EPS-a i KEK-a u takvom okruženju oprav-dano je posmatrati kroz prizme svih mogućih oblika procesa privatizacije, gde se:

• za EPS u ovom trenutku može reći da će se prvo transformisati u akcionarsko društvo koje će se zatim privatizovati kroz dokapitalizaciju, što znači da se vlasnik, tj. R. Srbija neće odreći svog kontrolnog paketa u EPS-u i da neće dozvoliti da razvojna pitanja kompanije postanu plod politič-kog odlučivanja [4], dok se

• za KEK očekuje većinska privatizacija po funkci-onalnim celinama, možda i nezavisno od trenut-nog statusa vlasništva nad proizvodnim, preno-snim i distributivnim kapacitetima, odnosno od nerešenog statusa EPS-ove imovine na Kosovu i Metohiji.

Dakle, principijelno se radi o dva potpuno različita postupka privatizacije, iako se ni u jednom od njih ne može odbaciti i mogućnost prelaska na neki drugi koncept. Međutim, bez obzira na način sprovođenja postupka privatizacije, a pod pretpostavkom da će budući vlasnik/vlasnici svoje strateške odluke zasniva-ti na ekonomskom interesu i zadatom nivou sigurnosti rada EES-a, određeni nivo strateške saradnje EPS-a i JPEK-a sa KEK-om bez sumnje bi svim stranama doneo određene prednosti u dolazećem periodu lib-eralizovane trgovine električnom energijom. Tako se prema [1] mogu posmatrati sledeći aspekti:

• Trenutna izgrađenost prenosne mreže na terito-riji Kosova i Metohije i broj njenih konekcija sa ostatkom EES-a R. Srbije uslovljavaju veliku za-visnost sigurnosti rada celog EES-a R. Srbije, a takva situacija se može očekivati i ubuduće; ako ne u celom EES-u onda bar u pojedinim njego-vim delovima. Ilustrativan je primer upravo deo prenosne mreže koji pokriva teritoriju Kosova i Metohije. Samo po sebi, takvo stanje ne znači potrebu za strateškom saradnjom EPS-a i JPEK-a sa KEK-om zbog povećanja sigurnosti rada prenosne mreže i EES-a u celini. Ali bi u svakom slučaju rezultiralo novom dimenzijom brojnih pogonskih aspekata sigurnosti rada EES-a, ali i razvojnih aspekata po pitanju buduće izgradnje prenosne mreže.

• Raspoloživi i potencijalno novi hidroenergetski resursi, zajedno s postojećim (eventualno revi-talizovanim i modernizovanim) i preko potreb-nim novim termoelektranama na prostorima gde privređuju i EPS i KEK, mogu odigrati ve-liku ulogu u dolazećem periodu konkurencije na tržištu električne energije.

Kooperativna saradnja u cilju ostvarivanja zajedničkih dugoročnih strateških interesa (opera-tivno planiranje rada proizvodnih kapaciteta, pre-nos električne energije, zajednički nastup na trećim tržištima i sl.) sigurno predstavlja okvir o kojem

81


će svaka buduća vlasnička struktura nezaobilazno razmišljati i nalaziti prava rešenja u nedoumici između konkurencije i kooperacije.

Svakako, u ovom trenutku je vrlo teško govoriti o konkretnijim oblicima strateške saradnje i kooper-acije. Pre svega, može se dogoditi da će privatizacije EPS-a, JPEK-a i KEK-a dovesti do određenih vi-dova kooperativne saradnje i povezivanja na daleko širim geografskim prostorima (kao na primer Bal-kana), što će prvenstveno zavisiti od vlasničke struk-ture i ekonomskih interesa, a ne od političke volje ili državnih strateških odrednica u oblasti elektroener-getike. Opravdanja za ovakva razmišljanja poduprta su isključivo činjenicama koje pokazuju kako je st-varanje strateških saveza velikih korporacija jednos-tavno potreba uslovljena globalizacijom poslovanja, smanjenjem rizika poslovanja, nedostatkom resursa i slično [1]. Konkretni podaci govore kako se upravo energetski sektor pokazuje kao vodeći u formiranju raznih oblika strateških saveza velikih ali i malih preduzeća [1].

5. PREGLED SADAŠNJIH PROJEKATA

Konkretni sadašnji, a naročito mogući zajednički projekti koji se delimično mogu svesti na nivo sarad-nje između JPEK-a i KEK-a, a šire gledano između EPS-a i KEK-a, jesu brojni i svaki od njih zaslužuje detaljnu razradu i ukazivanje na potencijalnu korist za obe strane. U ovoj tački dat je pregled sadašnjih i bu-dućih projekata koji su više-manje poznati domaćim stručnim krugovima a o kojima se informacije mogu naći na globalnoj internet mreži. Iz tog razloga nije na odmet ukazati kako na sadašnje, a tako i na moguće buduće projekte i oblike saradnje, s obzirom na to da će s aspekta trenutnog stanja većina njih čekati ″neka bolja vremena″, odnosno sređivanje vlasničkih odno-sa i donošenje opštih zakonskih regulativa sa time u vezi.

Počev od juna 1999. godine EPS nije u mogućnosti da koristi i upravlja svojim elektroenergetskim i ru-darskim kapacitetima na Kosovu i Metohiji tako da početak realizacije plana za revitalizaciju HE Gazivo-de, kao i drugi razvojni projekti koji bi usledili u nor-malnim okolnostima ostaju zamrznuti do daljneg [5]. Zbog problema nabrojanih u tački 3 jasno je da EPS u oblasti severnog Kosova (kao i u enklavama) do dalj-neg može netransparentno fi nansirati samo revitaliza-ciju havarisanih kapaciteta ili investirati u izgradnju najneophodnijih postrojenja manje instalirane snage.

Od projekata čija je realizacija već počela ili će uskoro uslediti u delu EES-a na Kosovu i Metohiji koji je pod kontrolom KEK-a, kao najznačajnije treba izdvojiti:

• Izgradnja TE Novo Kosovo sa početnom insta-lisanom snagom od 2×300 MW i mogućnošću proširenja kapaciteta do 1000 MW. Izgradnju ove termoelektrane pratiće izgradnja pratećih

razvodnih, transformatorskih i prenosnih kapac-iteta, kao i otvaranje novog površinskog kopa lignita iz kojeg će se snabdevati postojeći i novi proizvodni kapaciteti. Revitalizacija TE Kosovo B predstavlja samo deo ovog velikog projekta koji je fi nansijski i tehnički podržan od strane Svetske Banke. Juna 2010. godine lista izvođača koji će graditi ovu termoelektranu svedena je na 4 konzorcijuma.

• Privatizacija sektora KEK-a za distribuciju elek-trične energije koja je započela davanjem prepo-rure februara 2010. godine. Tada je predviđeno da se privatizacija ovog sektora okonča marta 2011. godine.

• Izgradnja dalekovoda između Prištine i Tirane napona 400 kV i dužine 239 km. Ovaj daleko-vod će poći iz razvodnog postrojenja Kosovo B i spojiće se sa 400 kV-nim dalekovodom Tira-na-Podgorica kod mesta Lac-Ćirsaci u Albaniji. Vrednost ove investicije je procenjena na 91.3 miliona evra.

• Izgradnja vršnih hidroelektrana Žur 1 i Žur 2 koje će pokretati voda iz akumulacija Plavske Reke i Brezna i čija će ukupna instalirana snaga biti 305 MW. Ove hidroelektrane će godišnje proizvoditi 398 GWh. Radovi na ovim strateški važnim pro-izvodnim postrojenjima započeće 2011. a njiho-vo okončanje se očekuje 2018. godine. Izgradnja će se fi nansirati privatnim kapitalom, a pravo na koncesiju se daje na 40 godina. Vrednost ove in-vesticije je procenjena na 300 miliona evra. Pre-gled studije izvodljivosti ovog projekta izvršila je juna 2009. hrvatska fi rma Elektroprojekt Con-sulting Engineers.

• Izgradnja više malih hidroelektrana sa ciljem povećanja proizvodnje električne energije iz ob-novljivih izvora. U planu je izgradnja ukupno 11 HE na 8 reka čija će ukupna instalirana snaga biti 24.7 MW. Ove HE će godišnje proizvoditi 57.4 GWh. Rok za prijavljivanje zainteresovanih in-vestitora istekao je februara 2010. godine a svoje interesovanje pokazalo je 15 kompanija. Izgrad-nja ovih HE uglavnom će se fi nansirati iz privat-nih izvora. Procenjeno je da se na kosmetskim rekama može izgraditi 60 malih HE koje bi go-dišnje proizvodile 680 GWh električne energije.

• Potencijalna izgradnja postrojenja za proizvod-nju električne energije iz obnovljivih izvora kao što su vetar, biomasa i sl.

• Razvoj postojećih mreža za snabdevanje grada Prištine sa toplotnom i električnom energijom.

6. ZAKLJUČAK

Pregledni karakter ovog rada nije dao konkretniju razradu nekih vrlo interesantnih mogućnosti odnosno perspektiva za saradnju između EPS-a i JPEK-a sa jedne i KEK-a sa druge strane u oblasti elektroenerge-tike. Međutim, ovaj rad ima za cilj da na osnovu tre-

82


nutnog stanja i sažetog opisa nekih mogućih razvojnih perspektiva, podstakne inženjere na razmišljanje ve-zano ne samo za date mogućnosti saradnje, već i šire. Problemi vezani za poprilično nesigurno stanje u kojem se nalaze preduzeća EPS, JPEK i KEK, ne bi trebalo da predstavljaju prepreku za razmišljanje o perspekti-vama razvoja, a pogotovo ne o onim koje obuhvataju različite vidove regionalne saradnje bez obzira na ra-zloge za međusobnu razdvojenost postojećih elektro-privrednih subjekata.

ZAHVALNICA

Autori se zahvaljuju Ministarstvu prosvete, nauke i tehnološkog razvoja Republike Srbije na fi nansiranju projekta TR33046 u okviru kojeg je nastao ovaj rad.

REFERENCE

[1] R. Goić, J. Jerković, M. Lovrić, SURADNJA ELEKTROENERGETSKIH SUSTAVA RH (DAL-MACIJE) I BIH (HERCEGOVINE) – STANJE, MOGUĆNOSTI, PRIJEDLOZI, Gospodarski fo-rum Ekonomska suradnja RH (Dalmacije) i BiH (Hercegovine), Mostar, travanj 2003.

[2] TEHNIČKA DOKUMENTACIJA I PODACI JP ELEKTROKOSMET, JP Elektrokosmet – ED Ko-sovska Mitrovica, decembar 2010.

[3] PLAN RAZVOJA OPŠTINE ZUBIN POTOK ZA PERIOD OD 2006.-2009. GODINE, Direktorat opštine Zubin Potok, maj 2006.

[4] EPS: Privatizacija kroz dokapitalizaciju, Radio televizija Vojvodine, 9. mart 2010.

[5] RAZVOJNI PROJEKTI EPS-a, JP Elektroprivre-da Srbije – Sektor za odnose s javnošću, Beograd, jun 2009.

83


Slobodan RADOSAVLJEVIĆPD RB “Kolubara” d.o.o., Lazarevac, Srbija

UDC: 622.78

Rizik u procesu homogenizavije uglja, primena stohastičkih modela i energetska efi kasnost

SAŽETAKJedna od bitnih informacija, neophodnih za kvalitetan redizajn postojećih ili dizajn novih tehnoloških

procesa u rudarstvu i energetici je informacija o kvalitetu materijala koji ulaze u sam proces prerade, (ugalj i drugi materijali.). Pritom se često zaboravlja jedan veoma bitan zahtev da kvalitet materi-jala koji se prerađuje mora biti stabilan, (uz minimalno dozvoljene varijacije). Navedene varijacije kvalitativnog miksa često bitno utiču na stabilnost tehnološkog procesa sa dosta kritičnih potencijala i rizika a da se to uopšte ne detektuje kao bitan početni parametarski uslov.Oscilacija kvaliteta uglja može dovesti do (povećanja troškova proizvodnje i prerade, umanjenog kvaliteta, do privremenog prekida procesa proizvodnje). Rešenja koja se danas primenjuju su intuitivnog karaktera i relativno jednostavna: ugalj različitih kvalitativnih karakteristika (različite toplotne vrednosti) se prvo uvodi u proces mešanja (homogenizacije), a zatim odprema u termoelektrane kao ulaz u dalji tehnološki pro-ces proizvodnje električne energije. Vremenom su razvijene a i danas se unapređuju veoma uspešne tehnike homogenizacije uglja. Ipak, problem fl uktuacije kvaliteta uglja zaokuplja značajnu pažnju naučne i stručne javnost iz velikog broja razloga. Između ostalih i zato što uzrokuje značajne troškove u kontekstu utroška samog volumena (materijala, optimizacije pri proizvodnji električne energije i potrebnih vremena za realizaciju).

Ključne reči: Stohastički model, ugalj, kvalitet, rizik, energija, energetska efi kasnost

THE RISK IN THE HOMOGENIZAVIJE COAL, THE USE OF STOCHASTIC MODELS AND ENERGY EFFICIENCY

ABSTRACT One of the essential information necessary for quality redesign of existing or design new techno-

logical processes in mining and energy is information about the quality of the materials that go into the process of processing (coal and other materials.). It is often forgotten one very important request that the quality of the material to be processed must be stable (with a minimum allowable variations). The above mix of qualitative variations often signifi cantly affect the stability of the technological process with a lot of critical resources and risk and that it did not detect a signifi cant initial parameter condi-tion. Oscillation of coal quality can lead to (increased costs of production and processing, reduced quality, a temporary interruption of the production process). Solutions that apply today are predictive in character and relatively simple: coal of different quality characteristics (different heat values) were fi rst introduced in the process of mixing (homogenization), and then dispatch the power plant as input to further technological process of producing electricity. Over time, they developed and is still promot-ing a very successful technique of homogenization of coal. However, the problem of fl uctuations in coal quality attracts considerable attention of scientists and experts from a number of reasons. Among others, because it causes signifi cant costs in the context of the expenditure of the volume (of materials, optimization of the production of electricity and the necessary time for implementation).

Keywords: stochastic model, coal, quality, risk, energy, energy effi ciency

84


1. UVOD

Kao što je to slučaj sa različitim koncepcijskim rešenjima procesa, tako i tehnološki procesi sa

odgovarajućom tehničko tehnološkom opremom u rudarstvu i energetici, projektovani su za podzemnu ili površinsku eksploataciju uglja ili rad u energetici i podrazumevaju određeni kvalitet ulaza materijala u sistem za preradu ili pripremu za dalje korišćenje u drugim tehnološkim procesima, (za ugalj u TE kao gorivno sredstvo za proizvodnju električne energije).

Bitno je da tu postoji još jedan zahtev koji se često zaboravlja ili kome se ne poklanja dovoljna pažnja: oscilacije u promeni kvaliteta ulaznih materijala (ug-lja) moraju biti što je moguće manje. Varijacije prom-ena su od suštinskog značaja za ukupnu stabilnost tehnološkog procesa. One mogu povećati troškove proizvodnje, smanjiti kvalitet fi nalnog izlaznog ener-genta iz rudnika, pa čak dovesti i do kraćih ili dužih poremećaja kao i prekida procesa proizvodnje.

Industrijske grane i tehnološki procesi u kojima je moguća primena različitih stohastičkih modela najčešće su:

• Rudarstvo; • Energetika;• Ostale industrije; Osnovi za primenu navedenog koncepta su posti-

zanje potrebne stabilnosti procesa pri eksploataciji, povećanje kvalitativnih performansi pri utrošku resur-sa, minimiziranje krtitičnih potencijala u procesimama, pozicionirane rizika i rizičnih pragova u svim zonama, preduzimanje potrebnih preventivnih aktivnosti u kontekstu otklanjanja svih kritičnih supozicija koje se realno mogu pozicionirati i predvideti.

Problem efi kasnog korišćenja energije nameće se kao vodeće pitanje, ne samo zbog stalnog rasta ek-sploatacije neobnovljivih fosilnih energetskih resursa,

već i zbog loših uticaja na životnu sredinu. Povećanje potrošnje energije koje za sobom povlači i povećanje emisije gasova ali i ostale vidove zagađenja, preti da ozbiljno naruši životnu sredinu.

Ovaj problem je u svetu prepoznat i danas su u cilju njegovog rešavanja angažovani ogromni materijalni i ljudski resursi. Pažnja energetske efi kasnosti pre svega je usmerena ka električnoj energiji kao najplemenitijem izvoru energije. Uštede u njenoj potrošnji je moguće ostvariti na različite načine i na različitim mestima, ali se najveći efekti postižu u industriji pošto najveći deo svetske potrošnje električne energije čine industrijski pogoni. Na primer, povećanje energetske efi kasnosti elektromotornih pogona je oblast u kojoj se već dugo vrši veliki broj istraživanja i postižu odlični rezultati. Ova praksa sve više dobija na značaju u rudarskom i energetskom sektoru, posebno vezano za tehničke sisteme eksploatacije uglja, gde su instalisani veliki potrošači električne energije. Energetska efi kasnost podrazumeva upotrebu manje količine električne en-ergije za ostvarenje istog ili većeg proizvodnog kapac-iteta. Ona se ne može posmatrati kao štednja energije, jer štednja uvek podrazumeva određenu vrstu odrican-ja. EE je sastavni deo razvojnih strategija preduzeća, posebno u eksploataciji uglja, gde je glavna pogon-ska energija električna energija i gde se potencijalno mogu postići najveći efekti. Merama EE vrši se ušteda potrošnje električne energije, a samim tim se smanjuje i potreba za proizvodnjom iste količine energije, što u krajnjem doprinosi smanjenjem potrebe za novim kapacitetima uz istovremeno povećavanje sigurnosti i pouzdanosti snabdevanja.

Praktično, EE danas se smatra novim izvorom energije. Povećanje EE osim ostvarene energetske uštede, doprinosi smanjenju učešća fosilnih goriva u proizvodnji energije i smanjenju emisija štetnih gas-

Slika 1. - Prikaz kompleksnih tehnoloških procesa i sistema u rudarstvu i energetici

85


ova u okolinu ali i razvoju privrede kroz povećanje konkurentnosti

U radu se razmatra i fokusira problem homogeniza-cije uglja sa aspekta primene nekih od stohastičkih modela do danas poznatih u daljem i bližem okruženju sa njihovom praktičnom implementacijom. Krajnji cilj je kompleksna analiza sa utvrđivanjem pragova rizika uz sveukupno povećanje stepena EE i generi-sanje relanih i održivih parametara u kontekstu zaštite životne sredine.

2. PRIMENE STOHASTIČKIH METODA U PROCESU HOMOGENIZACIJE UGLJA

Stohastične metode predstavljaju nove tehnike za proizvodnju optimalnih smeša čvrstih materijala. Mogućnosti primene se kreću od poboljšanja do pot-punog reinženjeringa postojećih procesa homogeniza-cije. Jedna od poznatih stohastičkih metoda je mix++ čijom adekvatnom primenom je moguće minimizirati fl uktuacije kvaliteta sirovina kada je kvalitet po pitan-ju specfi čnih performansi neujednačen i nepodesan za dalju primenu u tehnološkim procesima.

Ovo je posebno problematično u rudarstvu sa podzemnom i površinskom eksploatacijom gde kvalitet uglja varira u kontekstu donjih i gornjih gran-ica kaloričnih vrednosti, [1] i [2].

Standardom JUS B. H1.003., utvrđena je klasifi kacija i tehnički us-

lovi uglja za upotrebu u TE. Klasifi kacioni modovi su fokusirani ka šest osnovnih karakteristika: Q-don-ja toplotna vrednost u MJ/kg., V-sadržaj vlage u %., P-sadržaj pepela u %., T-temperatura/tačka topljenja pepela u C0, S-sadržaj ukupnog sumpora u % i Im-in-deks merljivosti. Šest navedenih osnovnih karakteris-

Površinski kop Parametri kvaliteta uglja Rizik

B W 56,08%; A 9,80%; C-fix 13,45%; Su 0,60%; Sag. 34,16%; Isp. 20,70%; DTE 7.126 kJ/kg Visok

D W 44,67%; A 14,15%; C-fix 17,60%; Su 0,53%; Sag. 42,14%; Isp. 24,51%; DTE 8.416 kJ/kg Nizak

TI W 46,69%; A 16,55%; C-fix 13,43%; Su 0,47%; Sag. 32,62%; Isp. 19,26%; DTE 8.011 kJ/kg Srednji

TZ W 49,26%; A 15,26%; C-fix 13,87%; Su 0,40 %; Sag.-42,90%; Isp. 20,97%; DTE 7.352 kJ/kg Visok

Tabela 1. - Parametri kvaliteta uglja u rudnicima sa površinskom eksploatacijom i zahtevi TE za potrebnim kvalitetom

Termoelektrana Zahtevi za kJ/kg

A 6.700

B 6.700

Kolubara 6.250

Morava 9.000 - 12.000

tika svrstano je u osam grupa, gde je u prvoj najkvalitetniji a u poslednjoj ugalj najmanjeg kvaliteta. Na našim najvećim ugljenokopima sa, ugalj je najvećim delom u grupi sedam standarda (Q=6300-8300 kJ/kg., V=35-45 %, P=30-40%). Manji delovi isporuka pri-

padaju grupi šest (kvalitenija kategorija uglja Q=8300-10400 kJ/kg.), odnosno grupi osam (manje kvalitetan ugalj Q=4200-6300 kJ/kg.).

Saglasno određenju stan-darda isporuke ne mogu sadržati glinu više od 15%, pesak do maksimalno 5%,

Slika 2. - Prikaz sistema za homogenizaciju uglja na površinskom odkopu i na deponijskoj lokaciji TE

86


blato, zemlju, metalne predmete, kamen i druge primese, koje bitnije mogu uticati na kvalitet uglja kao i normalan rad kotlovskih postrojenja.

Nepoželjno je prisustvo vlage iznad 55% kao i ispod 25%. Ukoliko kvalitet uglja nije u zahtevanim parametrima, mora se pre usitnjavanja i prosejavan-ja uputiti na dodatnu pripremu sa ciljem popravke kvaliteta.

Kvalitet uglja u RB Kolubara je najčešće u grupi sedam standarda (Q=6300-8300 kJ/kg., V=35-45 %, P=30-40%) iako se često dešava da deo količine uglja bude u grupi osam (manje kvalitetan ugalj Q=4200-6300 kJ/kg.) a manji deo količine uglja u grupi šest (kvalitenija kategorija uglja Q=8300-10400 kJ/kg.).

Deponije za homogenizaciju mogu biti locirane na području prostora površinske eksploatacije samog ug-ljenokopa ili na području deponije TE.

Oba pristupa su prihvatljiva uz uslov da se dobije ugalj potrebne kalorične vrednosti. Osnovna ideja stohastičkog pristupa je da se sve ulazne veličine tretiraju kao slučajne promenljive koje imaju svoje statističke raspodele. To znači da umesto jednoznačnih zavisnosti iste mogu biti višeznačne a suština je da se potencijali eventualnih šteta predstavljaju funkcijom koja ima gustinu raspodele očekivanih vrednosti na godišnjem nivou, [3].

P r i m e n o m stohastičkog modela mix++ za homoge-nizaciju prvenstveno se fokusira teorijska minimizacija fl uktu-acije kvaliteta uglja do krajnje mogućih granica, [4] i [5].

Osnovne karak-teristike mix++:

• Optimizacija varijacije jednog obeležja kvaliteta, (uz opciono zadatu srednju vrednost);

• Optimizacija varijacija N obeležja kvaliteta (uz opciono zadate srednje vred-nosti za odabrana obeležja).

Težinski faktori za svaki od N kvaliteta mogu biti posebno zadati.

2.1 Praktičan pri-mer i rezultat

M I X + + STOHASTIČKI MODEL HOMOGENIZACIJE ČVRSTIH MATERIJALA

Naslov: RB Kolubara, Polje B, Baroševac, [4], [5] i [6]

Naziv kvaliteta: Potreban Miks uglja 6900 kJ/kgVreme proračuna: 23.02.2014 13:26:13 hUslovi:Donja granica sred. vred. kvaliteta smese: 651 kJ/kgGornja granica sred. vred. kvaliteta smese: 6610 kJ/kgMinimalna vrednost rel. učešća: 10 % STATISTIČKA OBRADA UZORAKANaziv komponente:Ugalj iz bloka 1, Merene vrednosti: 6300 kJ/kg 6730 kJ/kg, Srednja vrednost: 6515 kJ/kg, Standardna devijaci-

ja: 304.1, Stand. dev. srednje vred.: 215,Naziv komponente:Ugalj iz bloka 2, Merene vrednosti: 6120 kJ/kg 7100 kJ/kg , Srednja vrednost:6610 kJ/kg, Standardna devijaci-

ja: 410,1, Stand. dev. srednje vred.: 490, [5] I [6].REZULTATI MIX++ MODELAStatističke procene kvaliteta smese miksa: Srednja vrednost: 6530.3, Standardna devijacija:

278.4, Stand. dev. srednje vred.: 196.9. Procena uspešnosti modela: Stepen homogeniza-

cije: 2.49, Stepen efi kasnosti: 1.36.

Slika 3. - Prikaz potrebnih inputa u sistem i krajnjih outputa kao rezultat homogen-zacije uglja za TE u formatu analize kalorične vrednosti uglja sa ekspozicijom i mapi-ranim kritičnim tagovima eko rizika, [7], [8] i [9]

Tabela 2. - Prikaz učešća komponenti u masi miksa sa pragovima rizika [4], [5] i [6]

87


Primena navedenog modela može:• Poboljšati ukupan tok tehnološkog procesa;• Smanjiti naprezanja u sistemima za transport

(tračnim transporterima, cevovodima i dr.), kotlo-vima za sagorevanje i pratećim kontrolnim meha-nizmima, što ima za posledicu redukciju troškova održavanja;

• Povećati stepen iskorišćenja ulaznih sirovina;• Povećati stabilnost proizvodnje bez dodatnih

kontrolnih uređaja;• Smanjiti rizik potencijalno mogućih ekoloških

incidenata.

3. POTENCIJALI RIZIKA U PRIMENI MODELA I ENERGETSKOJ EFIKASNOSTI

Prema kompleksnosti i specifi čnosti primene modela u kombinaciji sa nekim drugim softverskim rešenjima mogući potencijali rizka su:

• Kompatibilnost i adaptibilnost modela sa ostalim softverskim rešenjima;

• Velike varijacije i odstupanja u kvalitetu uglja na različitim lokacijama što je u praksi realnost;

• Limitirana fi nansijska logistika pri implement-aciji;

• Potrebna iskustva i konstantne edukacije koris-nika za primenu;

• Pogonska spremnost tehničkih sistema i operati-bilnost u samom procesu homogenizacije;

• Redizajn ukupne regulacije do delimične ili pot-pune automatizacije sistema za homogenizaciju uglja;

• Stabilan i pouzdan informacioni sistem bez prev-elikih oscilacija;

• Rizik u okviru funkcionisanja tehničkih sistema u rudarstvu i drugi identifi kovani direktni i indirek-tni rizici, [10] i [11].

Specifi čni rizici koji mogu bitno uticati na ener-getsku efi kasnost su:

• Finаnsiјski, (Formi-ranje fonda rizičnog kapitala);

• N е d о s t а t а k r а z u m е v а n j а invеsticiја za ener-getsku efi kasnost, ili аvеrziја prеmа uоčеnоm riziku оd strаnе fi nаnsiјskih instituciја;

• Тrоškоvi unаprеd i minimiziranje kоristi оbеshrаbruјu poten-cijalne invеstitоrе;

• Shvаtаnjе energetsko efi kasnih invеsticiја kао kоmplikоvаnih i visoko rizičnih, uz

visоkе trаnsаkciоnе trоškоvе;• Nеdоstаtаk svеsti о fi nаnsiјskim kоristimа оd en-

ergetske efi kasnosti;• Infоrmisаnjе, edukacija i pоdizаnjе svеsti o ener-

getskoj efi kasnosti;• Nеdоstаtаk dоvоlјnо infоrmаciја i rаzumеvаnjа оd strаnе pоtrоšаčа dа čine rаciоnаlnu pоtrоšnju i donose racionalne invеsticiоnе оdlukе;

• Problemi u transferu znanja, tehnologija i roba:• Opasnost od državne nesolventnosti; • Ekonomski i kreditni rizici;• Ranjivost lanca snabdevanja;• Pravni i regulatorni rizici i politička intervencija;• Problemi u transferu znanja i EE tehnologija i

roba;• Rizik neprihvatanja robe a KLASE EE;• Ne iniciranja EE projekata;• Gubitak ekonomskog suvereniteta;• Rizik deviznog kursa;• Rizik uvođenja zabrane uvoza nakon što je roba

već isporučena;• Rizik transfera;• Gubitak političkog suvereniteta;• Gubitak ekonomskog suvereniteta.Faze sprovođenja projekata energetske efi kas-

nosti u površinskoj eksploataciji mogu se prikazati u sledećoj hijerarhiji:

• Preliminarni audit; • Detektovanje mogućih potencijala EE; • Kompletan energetski audit; • Snimanje postojećeg stanja i predlog konkretnih

mera; • Izrada studija izvodljivosti; • Tehno-ekonomska analiza; • Izrada projekta sa tehničkim detaljima i zatvara-

nje fi nansijske konstrukcije, • Implementacija Projekta EE;

Slika 4. - Algoritam hierarhije sprovođenja strategije EE, (Adaptirano za tehničke sisteme površinske eksploatacije u rudarstvu i energetici), [12] i [13]

88


• Evidentiranje ušteda i racija u korišćenju energije sa iskazivanjem potencijalnih benefi ta.

Za analizu rizika energetske efi kasnosti postoji vise varijantnih rešenja. Jedno od njih je mapiranje rizika odnosno izrade mape rizika za EE, (Sl. 5.), koja za sada ne postoji, kao i edukovanje menadžera za EE, čije bi zaduženje bilo sprovođenje mape puta, pro-grama za EE do najnižih operativnih procesnih nivoa, [15] i [16].

4. ZAKLJUČAK

U radu je data analiza mogućnosti primene jednog od stohastičkih modela u procesu homogenizacije uglja pri površinskoj eksploataciji. Dat je i praktičan primer analize za jedan broj uzorkovnaih blokova uglja sa različitih ugljenih etaža i različitih lokacija. Oscilacija kvaliteta uglja može dovesti do (povećanja troškova proizvodnje i prerade, umanjenog kvaliteta, do privre-menog prekida procesa proizvodnje). Rešenja koja se danas primenjuju su intuitivnog karaktera i relativno jednostavna: ugalj različitih kvalitativnih karakteristi-ka (različite toplotne vrednosti) se prvo uvodi u proces mešanja (homogenizacije), a zatim odprema u TE kao ulaz u dalji tehnološki process proizvodnje električne energije. Problem fl uktuacije kvaliteta uglja zaokuplja značajnu pažnju naučne i stručne javnost iz velikog broja razloga, između ostalih, što se radi o neobnov-ljivom resursu kao i što sam proces uzrokuje značajne troškove u kontekstu utroška samog volumena (ma-terijala/resursa, energije i vremena). Navedeni prob-lem se u mnogome može redukovati analizom rizika i utvrđivanjem potencijalno prihvatljivih pragova kritičnosti. Pravovremene preventivne aktivnosti bi u mnogome doprinele povećanju ukupne EE što pred-stavlja kvalitativni izazov i krajnji cilj.

5. LITERATURA

[1] B r a n i s a v l j e v i ć , N., Komatina, D., Jovanović, M. (2008). Flood Damage Assess-ment and Uncertainties in Flood Dama-ge Es-timation, Postgraduate Course in Water Resour-ces and Environmental Management - Educate, [2] Karadžić Radoje., Vešovic Vujadin., Ra-dosavljevic S., Der-demez Ismet. (2013). Aircraft maintenance designing and opera-tionalavailability. Met-alurgia International, Metalurgia international vol. XviiI (2013), NO.

7. ISSN 1582-2214., pp. 61-66.[3] Kabele K., Urban M., Adamovsky D., Kabthel

M. (2009). National instrument for budget, (soft-ware), version 2.066., Prague (2009), http:/tzb.fsv.cvut.cz/projects/nkn -Nacionalni instr. for cal-culations.

[4] Mathematical model of the process of recording natural gamma-radiation in monitoring the rock/coal-seam boundary. (2006). Journal of Mining Science, Springer New York, New Methods and Equipment, pp.484-489.

[5] www.montenasoft.com, (Pri. 24.02.2014.godine).[6] Interna dokumentacija autora rada i RB Kolubara.

(2013).[7] ISO 31000: 2009, Risk management - principles

and guidelines, (Pages: 3-22, of 24), (2009-11-13), ICS: 03.100.01, (International Organization for Stand.).

[8] Radosavljević, S., Dašić, P. and Radosavljević, M. (2013). Individual maintenance engineering in energy and mining-based of risk. Metalurgia International, Vol. 18, No. 6 (2013), pp. 79-86. ISSN 1582-2214. (JIF2011=0,084, Metallurgy & Metallurgical Engineering #70/75)., pp. 79-86,

[9] Radosavljević, S., Dašić, P. and Radosavljević M. (2013). Appendix specifi cs of risk, Metalurgia in-ternational vol. XVIII Special Issue no. 8 (2013). pp. 59-68.

[10] Radosavljević S., Lilić N., Ćurčić S., Radosavljević M. (2009). Risk Assessment and Managing Technical Systems in case of Mining Industry, Strojniški vestnik-Journal of Mechanical Engi-neering, 55(2009)2, pp.119-130.

Slika 5. - Prikaz dekompozicije procesa sa mapiranjem ključnih i kritičnih rizika, (pristup je adaptibilan za područje energetske efi kasnosti u rudarstvu i energetici), [14]

89


[11] Radosavljević S., Lilić N., Cvetić A. (2010). Diagnóstico de Sistemas Técnicos y Análisis de Riesgos en Minería, VIII Simposio Internacional, la mecanización y la automatización en la minería y la energía, MAREN 2010, Lazarevac, 91-98.

[12] Main, W. B., Cloutier R. D., Manuele A. F., Blo-swick S. D. (2005). Risk Assessment for Mainte-nance Work, Design safety engineering, inc, ann Arbor, Michigan, USA, pp. 21-33.

[13] Radosavljević S., Radosavljević M. (2009). ”Risk Assessment in Mining Inustry: Apply Manage-ment”, Serbian Journal of Management, An in-ternational Journal for Theory and Practice Man-agement Science, Techical Faculty Bor, Serbia, volume 14., Number (1), ISSN 1453-4864., pp. 91-104.

[14] Radosavljević, S., & Radosavljević M. (2011). Mecological metrics eco risk, eco controlling in the mining. Tehnička dijagnostika, 10(2), 55-61.

[15] Radosavljević S, Radosavljević M. (2009). Mod-ern models for risk analysis in Serbian mining in-dustry. Tehnička dijagnostika. 8(1):17-24.

[16] Radosavljević S, Radosavljević M. (2011). Coal quality work for green energy to energy effi ciency. Tehnička dijagnostika. 10(4): 41-48.

90


Saša STOJKOVIĆUniversity of Kragujevac, Faculty of Technical Sciences, Čačak

Vukman BAKIĆUniversity of Belgrade, Institute Vinča, Laboratory for Thermal and Energy Research, Belgrade

UDC: 620.9 : 620.9 : 621.311.24

Optimization of Hybrid Wind-photovoltaic Power System for Supply of Loads with Relatively Small

Electrical PowerABSTRACTThe paper presents the results of both technical and economic analysis of the stand-alone hybrid

power system which supplies some object with load with relatively small electrical power. Typical example of such system is measuring equipment and obstacle lights of the meteorological masts for wind assessment. The system consists of a certain number of photovoltaic (PV) modules, batteries for electrical energy storage and one small power wind generator. The system is stand-alone, with no possibility of connection to distribution network. The second constraint relates to operation continu-ity. It is supposed that load is 40 W during the day and 80 W during night. In second case, the load is a half of these values, and in third case, the load is doubled (80 W and 160 W). The basic goal of the analysis is to determine the advantage of hybrid wind-photovoltaic power system over PV system alone, regarding the time complementarities of power resources (wind and sun). Solar and wind data of “typical meteorological year” at four locations in Serbia (Kopaonik, Belgrade, Novi Sad and Nego-tin) are used to compare the results and evaluate the infl uence of the meteorological data on the power production. Economic analysis is carried out using “Life Cycling Costs (LCC) method“, as optimiza-tion criterion is minimum system cost. The analysis was done using HOMER software tool. Results of the analysis show that hybrid wind/PV/battery power system is in some cases more effi cient than the system which would consist of PV panels and batteries alone, since a lower number of storage batter-ies are needed. Also, results are compared with the results of one similar earlier analysis.

Keywords: Hybrid power system, Wind-photovoltaic (PV) system, HOMER, Stand-alone power system, Renewable energy.

1. INTRODUCTION

Wind and solar power generations are two of the most promising renewable power generation

technologies. The hybrid energy systems have caught worldwide research attention. Due to that reason, a lot of books have been written, with practical consider-ation on design, analysis, and operation [1-3]. Also, some papers are written, several of them related to small load which can be powered practically only by stand-alone systems in the cases where the con-nection to distribution grid is not economical [1-3]. Hybrid power systems for producing of electricity are very interesting and attractive because different types of renewable energies are complementary (so-lar, wind, hydro). The effi ciency of such systems is enhanced. However, they are state-of-the-art, because of that now in the world there is a minute number of software tools for analyzing hybrid power systems.

One of the software tools is HOMER software tool because it is one of rare tools by which not only grid-connected, but stand-alone systems can be analyzed [6]. It consists several type of elements (generators, storage elements, and load types). For example, they are PV generators, wind generators, batteries, hydro generators, electrolizers, fuel cells, and so on. Solar, wind and other resources, as well as temperature are defi ned. In this analysis HOMER software tool is em-ployed. Mathematical models upon which HOMER is based are presented in [1].

The base goal in this paper is to analyze feeding of the load witch has got some relatively small direct current load. In the base case, load is 40 W at the time-of-day period, and 80 W at night. In second scenario, load is a half of the load in fi rst one. The basic goal in this paper is to analyze the system with enhanced load, for example, doubled of that in the basic case.

91


The load of this type can be meteorological mast for measurement and characterization of wind, which is employed before wing farm planning. Such met masts contain higher number of different measuring instru-ments, as well as traffi c light, a lamp for aerial traf-fi c security when the mast is prominent on the hill or mountain. Also, that could be traffi c lights, battery chargers for mobile phones and notebooks. In rural areas that is commonly lighting or supply for refrig-erators. Load profi le is quite different in these cases. In this paper the case when at night the load is greater than at time-of-day period. However, due to mass us-ing of constant-load equipment, such load profi le is also analyzed.

In this paper, optimization of the PV system is done. The supply is uninterruptible, or in other words, with availability of practically 100%. Measured me-teorological data about wind intensity, temperature, and global solar radiation on horizontal surface at four locations in Republic of Serbia were used in analysis. The average produced energy is calculated for each month. Optimal number of system’s elements is cal-culated on the basis of minimum net present cost, for equal technical restrictions. Economic analysis was done using calculating all the costs as the present value costs (so-called „Life cycling costs“ method). Analysis was done for four places in Serbia, namely, Kopaonik, Belgrade, Novi Sad, and Negotin, in order to analyze infl uence of the meteorological data on the produced power and energy. In the earlier paper [7], only two places are analyzed, Kopaonik and Belgrade.

2. SYSTEM CONFIGURATION

In Figure 1 left the stand-alone power system for supply of small load consumers of direct current, de-fi ned by HOMER software tool. It consists of unknown in advance number of PV modules and batteries for electricity storage, and one or two small-power wind generator. Maximum number of 100 W PV modules is 10, by assumption. For doubled load, number of elements is doubled also. The batteries are of Trojan L16P type. The panels’ number of one to ten was ana-lyzed, as possible even number of batteries is two to ten. The battery rated voltage is U=6 V. Two batteries are connected serially, because the load’s rated voltage

is U=12 V. First technical restriction is uninterruptible power supply. Second restriction is demand that total net present costs during system’s life are minimal.

Figure 1 (right) shows load diagram, which is for clarity the same all over the year. In second analysis, values of load have got a half of those values, as in the third analysis they are doubled.

Operating reserve is 10% of load in current time step and 25% of solar renewable power output. Maxi-mum annual capacity shortage is 0%. There are no random day-to-day and time-step-to-time-step vari-ability. Project lifetime is 20 years.

3. CHARACTERISTIC OF SYSTEM COM-PONENTS

3.1. Photovoltaic module

Calculation of the output of the PV array and tem-perature is shown in [6]. These models are presented in detail in [1]. An equation for the calculation of the output of the PV array is also reproduced in [8]. Data in the input window of the PV array are as follows:- Capital costs for 1 kW: $1000, replacement

costs: $1000, oper-ating and mainte-nance costs: $4/yr,

- Sizes to consider: 0.1 - 2 kW (in steps of 0.1 kW),

- Lifetime: 20 years,- Derating factor: 90%,- Slope: 43.28˚ (Kopaonik),

44.8˚ (Belgrade), 45.33˚ (Novi Sad), 44.23˚ (Negotin)

- Azimuth: 0˚C, - Ground refl ectance: 20%,- Temperature coeffi cient

of power: -0.5%/˚C, - Nominal operating

cell temperature: 47˚C.

3.2. Lead acid batteryDeep discharge lead acid Trojan L16P battery type

is used in this analysis. Manufacturer of the battery is Trojan Battery Company [9]. Rated specifi cations of this L16P battery type are as follows:

Figure 1. - System confi guration (left) and load diagram (right)

92


- Rated capacity: 360 Ah,- Rated voltage: 6 V,- Round trip effi ciency: 85%,- Min. state of charge: 30%,- Float life: 10 yrs,- Lifetime throughput: 1075 kWh,- Max. charge rate: 1 A/Ah,- Max. charge current: 18 A.

Capacity and lifetime curves are shown in the [6]. There are two batteries per string (2×6 V=12 V). It is assumed that initial state of charge is 100%, and sizes of strings to consider are 1, 2, 3, 4, and 5. Capital cost of one battery is $220, replacement cost is also $220, and $4/yr for operating and maintenance. The battery is modeled by Kinetic Battery Model to determine the amount of energy that can be absorbed by or with-drawn from the battery bank each time step [6].

3.3. Wind generatorFigure 2 shows the output power of the wind en-

ergy conversion system versus wind speed [10].

price is $500, and replacement cost is also $500. The operating and maintenance cost is 4 $/yr.

4. RESULTS OF NUMERICAL SIMULATIONS

4.1. Solar resource

Dynamic analysis of electric energy production by PV solar system was done using meteorological data in the so-called “Typical Meteorological Year 2 (TMY2)“ form, for four places in Republic of Serbia. For Kopaonik, very low temperatures are specifi c, be-cause meteorological station is placed at 1711 m alti-tude. In Belgrade, Novi Sad and Negotin, temperatures are higher. For calculation of electric energy produced in each time step, measured global solar radiation on horizontal (GSR) and temperature are used.

Measured values of GSR are divided by extrater-restrial horizontal solar radiation in each time step (1 hour). In such a way clearness index is derived, which presents the part of of solar energy that arrives to horizontal earth surfi ce. GSR and clearnex index data differ for different places in one state. Figure 2 shows global solar radiation on horizontal (bars) and clearness index (line) for Negotin. HOMER calculates the global radiation striking the tilted surface of the PV array. For this purpose HOMER uses well-known Hay-Davies-Klucher-Reindl [HDKR] model.

Diagrams in Figure 3 for Kopaonik and Belgrade are shown in [7]. In order to compare meteorological data for four places in Republic of Serbia, GSR and wind velocity are presented in Figure 4. GSR is shown on the left side of the fi gure, while wind velocity on the right side. It is to be noted that wind at the places where the meteorological station is, are not optimal for wind generators. Due to that, wind is measured at specifi c places with special met masts. If such data are available, they should be used.

Figure 4 left shows that GSR on the overall terri-tory of Republic of Serbia does not differ greatly. GSR for respective places differs relatively slightly in rela-tion to average annual GSR from Figure 4. For Ko-paonik: 2.6%, Beograd: 1.1%, Novi Sad: -3.3% and

Figure 2. - Power-wind speed curve, reproduced from [10]

It is to be noted that this wind turbine is of very low weight (5.5 kg), and can be mounted on the separated holder on the mast easily, so that the infl uence of the air fl ow on the measuring equipment is disabled.

Lifetime is 20 years. At the website [10] it can be found that the price of chinese manufacturer’s wind generator HUMMER H1.25-400 W is $344. However, it is necessary the transportation and erection cost to be foreseen, so it is supposed that the wind generator’s

Figure 3. - Global horizontal solar radiation (bars) and clearness index (line, left) and wind speed for Negotin (right)

93


Negotin: 0.3%. In other words, best location for PV system is Kopaonik, and worst is Novi Sad. However, the differences are a little – up to several percent.

With wind velocity the situation is quite different. Wind velocity differs in relation to average annual velocity from Figure 4 as follows: Kopaonik: 51.2%, Belgrade: -16%, Novi Sad: 3.6%, and Negotin: -38.9%. In other words, small-power wind generator would be much more effi cient at mountain Kopaonik, than in Negotin. To note, the rated power of HUMMER 400 generator of 400 W is attained at 11 m/s. For example, with instantaneous velocity (constant hourly velocity during one hour) of 4 m/s, which is approximately av-erage annual velocity at Kopaonik, generator would produce 145 W. Produced energy during that hour is then 145 Wh.

4.2. Dimensioning of the system for full load (40 W+80 W)

In Table 1 the comparison of 7 variant solutions is presented, ranked according to the lowest net present cost, for Kopaonik, Belgrade, Novi Sad, and Negotin.

Table 1 shows that the cheapest variant on moun-tain Kopaonik consists of 5 PV modules of 100 W and 4 batteries, with NPC of $1846. The levelized Cost of Energy (COE) is 0.304 $/kWh. Due to unfavour-

able global solar radiation and clearness index in the winter for Belgrade, 9 PV panels and 4 batteries are required, with NPC of $2817 and COE=0.420 $/kWh. Table 1 clearly points out the great importance of the local meteorological data during the stand-alone hy-brid power system planning. In Novi Sad there would be needed 10 PV modules of 100 W and 4 LP16 bat-teries. The next variant according to life cycling cost is 6 PV modules, 1 wind generator HUMMER400 and 4 LP16 batteries. Second variant is a little more ex-pensive. COE is 0.453 $/kWh instead of 0.431 $/kWh. In Negotin, it is needed 10 PV modules and 6 batter-ies, and system is most expensive, with COE=0.560 $/kWh. In other words, at Kopaonik, the system would $1846, as in Negotin $3378.

4.3. Dimensioning of the system for lower load (20 W+40 W)

The next analysis relates on the infl uence of the load on the PV solar system dimensions. The system intended to load of 40 W during time-of-day period and 80 W at night is compared for four places in Re-public of Serbia. The result is presented in Table 2.

Three fi rst cheaper systems at Kopaonik mountain are solar systems. Fourth system contains 1 PV mod-ule and 1 wind generator. The cheapest system at Ko-

Figure 4. - Global horizontal solar radiation (left) and wind speed (right) at four places in Republic of Ser-bia

Table 1. - Comparison of the variant solutions

94


paonik contains 4 PV modules and 2 batteries. How-ever, in Belgrade and Novi Sad the cheapest system contain 5 PV modules, wherefore it is more expensive than at Kopaonik. Power system in Negotin would contain 9 PV modules and 2 batteries, and it would be most expensive. The cost for it is $1719, contrary to Kopaonik, with cost of $1196. Also, Table 2 shows that COE for one same place, for example Kopaonik, are not the same. For full load, at Kopaonik COE is 0.306 $/kWh, while for a half load COE is 0.397 $/kWh. The difference is 30%. For Novi Sad COE is practically same, because of the same confi guration of the system, only number of elements is halved.

4.4. Dimensioning of the system for doubled load (80 W+160 W)

In this case, optimal systems at Kopaonik, Belgrade and Novi Sad are of similar cost, while the system in Negotin is more expensive. It is more expensive be-cause 20 PV modules and 12 batteries are needed, whereby the batteries are expensive. It is to be noted that the PV modules’ number is (arbitrarily) confi ned to 20. That number is not enough, and in analysis can be increased. If number of PV modules in Negotin could be greater, optimal system would contain 23 PV modules and 10 batteries. Also, COE would fall from COE=0.560 $/kWh to COE=0.522 $/kWh.

4.5. Dimensioning of the system for full constant load (60 W)

In Table 4 comparison of systems for constant load 60 W during day and night is shown.

Table 4 shows that power systems for Belgrade, Novi Sad and Negotin do not differ, making costs of energy (COE) the same. For Kopaonik, number and type of elements are different. Constant load can be supplied by 12 PV modules and 2 batteries, with COE=0.374 $/kWh, or 7 PV + 4 batteries, with COE=0.379 $/kWh. In the case of constant load opti-mal system does not contain wind generator, while for variable load does.

5. ECONOMIC SENSITIVITY ANALYSIS

It is well-known that elements’ costs are variable on the market. These costs determine optimal system, with technical restriction satisfi ed. The infl uence of capital cost of PV module as well as batteries uncer-tainty upon the overall system cost. In other words, sensitivity analysis for 40 W+80 W load diagram is done, in Belgrade. It is supposed that PV modules and battery’s investment cost can be for 30% higher or lower than basically supposed. The result is presented in Figure 5.

Table 2. - Comparison of systems for load 20 W during day and 40 W at night

Table 3. - Comparison of systems for load 80 W during day and 160 W at night

95


In Figure 5, upper (yellow) area presents domain in which PV/Battery system is optimal, as lower (light blue) shows domain where Wind/PV/Battery system is cheaper. In the case of 1.3 battery capital multiplier, i.e. the batteries are 30% more expensive, optimal sys-tem can be located in Figure 5, right, for any value of wind generator and PV module cost multiplier. In Figure 5 diamonds presents one combination of both multipliers. For example, the diamond in the center means that both multipliers for PV module and wind generator are 1. In this way, it is possible to do more thorough sensitivity analysis, not only for economic parameters, but for technical ones also.

6. CONCLUSION

This paper presents dimensioning of stand-alone PV/Wind/Battery power system for supplies some ob-ject with load with relatively small electrical power. Several load scenarios are analyzed. It can be con-cluded that optimal system depends upon elements’ prices considerably. Type and number of system’s ele-ments (PV modules, batteries, and wind generators) depend of location in Republic of Serbia. Therefore, all the case must be analyzed separately. Conditions about global solar radiation in Republic of Serbia are relatively similar, and they do not differentiate for more than several percent. Wind velocities differenti-ate much more.

Comparison of systems which supply variable as well as equivalent constant load shows that their costs

are similar at the majority of places in Republic of Serbia, due to the fact that the system is mainly de-termined by number of batteries. That number is the same in the case presented in this paper.

Sensitivity analysis shows that infl uence of el-ements’ prices upon the overall system cost is very great. Because of that, change of elements’ prices in-fl uences upon system optimality very much.

ACKNOWLEDGMENTS

This paper is the result of the investigations carried out within the scientifi c project TR33036 supported by the Ministry of Education, Science and Technological Development of the Republic of Serbia.

REFERENCES

[1] Duffi e, J. A., Beckman, W. A., Solar Engineering of Thermal Processes, John Wiley and Sons Inc., New Jersey, 2006

[2] Messenger, R. A., Ventre, J., Photovoltaic Sys-tems Engineering, CRC Press, Florida, 2005

[3] Patel, M. R., Wind and Solar Power Systems – Design, Analysis, and Operation, CRC Press, Florida, 1999

[4] Bernal-Agustin, J. L., Dufo-Lopez, R., Simulation and Optimization of Stand-Alone Hybrid Renew-able Energy Systems, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13 (2009), pp. 2111-2118

Table 4. - Comparison of systems for constant load 60 W during day and night

Figure 5. - Optimal system type for battery capital cost multiplier 1 (left), and 1.3 (right) PV cost multiplier – abscissa, wind generator cost multiplier – ordinate

96


[5] Bezmalinović, D., Barbir, F., Tolj, I., Techno-economic Analysis of PEM Fuel Cells Role in Photovoltaic-based Systems for the Remote Base Stations, International Journal of Hydrogen En-ergy, 38 (2013), pp. 417-425

[6] HOMER, www.homerenergy.com [7] Stojković S., Bakić V., Technical and Economic

Analysis of Hybrid Wind-Photovoltaic Power System for Supply of Meteorological Masts’ Equipment, 16th Symposium on Thermal Science and Engineering Serbia, 22.-25. October, 2013., Sokobanja, Serbia, Proceedings ISBN 978-86-6055-043-1, , Paper 3.07, pp. 160-168.

[8] Stojković S., Bakić V., Techno-Economic Analy-sis of Photovoltaic-Based Stand-Alone Power System for Supply of Meteorological Masts’ Equipment, 16th Symposium on Thermal Science and Engineering Serbia, 22.-25. October, 2013., Sokobanja, Serbia,

[9] Trojan Battery Company, www.trojan-battery.com

Proceedings ISBN 978-86-6055-043-1, , Paper 3.04, pp. 139-146.[10] HUMMER-400W Wind Generator, Model H1.25-

400W, www.chinahummer.cn[11] Ćalović, M., Sarić, A., Power System Planning,

Part One: Principles and Methodology of Power System Planning (in Serbian), BEOPRES, Bel-grade, 2000.

97


Miodrag REGODIĆUniverzitet odbrane, Vojna akademija, Beograd

Milenko SLIJEPČEVIĆArhitektonsko-građevinsko-geodetski fakultet, Banja Luka

UDC: 550.8 : 62-519

Daljinska opažanja geoloških pojava

REZIME Mnogobrojne prirodne i društvene pojave se neprekidno prate, izviđaju, snimaju i analiziraju u

svetlu ispoljavanja čovekovog uticaja na njihova odvijanja. Sve su prisutnija i zastupljenija stalna i povremena satelitska praćenja i snimanja koja se obavljaju u različite svrhe. Iz potrebe da se do-biju novi podaci, da osmatranja i izučavanja budu objektivnija od dosadašnjih sinteza, prihvaćen je novi istraživački metod – daljinska detekcija. U radu su predstavljeni principi i elementi daljinske detekcije, kao i osnovni aspekti primene daljinskih istraživanja pri istraživanjima geoloških pojava. Primena satelitskih snimaka moguća je u svim fazama globalnog i sistematskog istraživanja različitih prirodnih pojava. Pri tim istraživanjima se koriste aero i satelitski snimci različitih osobina, a analiza i interpretacija se sprovodi vizuelnim i računarski podržanim postupcima.

Ključne reči: daljinska detekcija, geologija, satelitski snimak, senzor.

REMOTE SENSING OF GEOLOGICAL PHENOMENA

ABSTRACTNumerous natural and social phenomenon are constantly being observed, inquired, registered and

analyzed in the light of man action and infl uence to their course. It is obvious that existence of perma-nent and periodical observations and registrations of the satellites being taken into various purposes is unavoidable facts nowadays. In order to get new data, to make observations and studying much more objective in comparison with so far syntheses a new method of examination - called remote sens-ing - has been adopted. The paper deals with the principles and elements of remote sensing, as well as basic aspects of using remote researches in researching geological phenomena. Usage of satellite im-ages is possible in all phases of the global and systematic researching of different natural phenomena. In these researches are used plane and satellite images of different characteristics, and the analysis and interpretation is carried out by viewing and computer added procedures.

Key words: remote sensing, geology, satellite image, sensor.

I UVOD

Mnogobrojne prirodne i društvene pojave se neprekidno prate, izviđaju, snimaju i analiz-

iraju u svetlu ispoljavanja čovekovog uticaja na nji-hova odvijanja. Sve su prisutnija i zastupljenija stalna i povremena satelitska praćenja i snimanja koja se obavljaju u različite svrhe.

U geologiji i geofi zici se istražuju procesi koji značajno utiču na život na Zemlji. Pojave vulkanskih erupcija, zemljotresa, poplava, klizanja zemljišta vrlo

su česte. Posledice su često katastrofalne. Tako npr. vulkani šalju u atmosferu velike količine toksičkih he-mijskih materija. Pomeranje Zemljine kore rezultuje zemljotresima, promene nivoa mora u regionalnim pa i globalnim razmerama. Poznavanje i razumevanje tih procesa zahteva različita merenja efuzije gasova, povećanje temperature od vulkana i proučavanje me-hanizma tektonike ploča, i to kratkoročnim i dugoroč-nim opažanjem. Precizna i učestala geodetska merenja pogodna su za prognoziranje zemljotresne aktivnosti. Satelitska opažanja i merenja u kombinaciji sa teren-

98


skim istraživanjima, omogućuju potpunije i preciznije sagledavanje, te predviđanje određenih događaja.

Naučna istraživanja Zemlje iz svemira uključuju :• Proučavanje dinamike litosfere• Fizičke procese na površini Zemlje• Interakciju pojedinih delova Zemljine građe

(kora, međudelovi, jezgra).• Kartiranje i kontrola događanja na površini Zem-

lje • Istraživanje mineralnih sirovina• Nadgledanje i prognoza katastrofa (zemljotresi,

vulkanske erupcije i dr.)• Registrovanje površine (topografi je) mora u real-

nom vremenu• Prikupljanje geofi zičkih podataka• Istrživanje površinske morfologije (oblici reljefa,

drenažna mreža i dr.)• Istraživanje strukturnih karakteristika na površini

i ispod površine terena• Istraživanje erozijskih oblika (fl uvijalni i pluvi-

jalni)• Tektonska istraživanja (rasedi i bore)• Istraživanje podzemnih voda• Zaštitu okoline na kopnu i moru i dr.Izazvane negativne posledice, kao što su global-

no zagrevanje, podizanje nivoa mora, degradacija prirodne sredine, kisele kiše, stvaranje ozonskih rupa, smanjenje biodiverziteta.

Prema tome, da bi se bolje razumele prirodne promene na globalnom nivou, kao i doprinos čoveka tim promenama, potrebno je proučavati Zemlju kao jedinstveni ekosistem. Za to je potrebno prikupljati podatke kontinuirano i dugoročno. A to se postiže konstantnim snimanjem i opažanjem pomoću satelita opremljenih odgovarajućim senzorima.

II PRINCIP I PRIMENA DALJINSKE DETEKCIJE

Daljinska detekcija u užem smislu obuhvata anali-zu i interpretaciju različitih snimaka delova Zemljine površine, načinjenih sa površine terena, iz vazduha, ili iz kosmosa. Početak njene istorije mogao bi biti nas-tanak klasične fotografi je iz 1839. godine i rad fran-cuza Dagera (Daguerre).

Naziv daljinska detekcija je slobodni prevod en-gleskog termina Remote Sensing. U francuskoj lit-eraturi ovaj termin se prevodi kao Teledetection, u nemačkoj Fernerkundung, a u ruskoj distancionnie issledoaniя.

Najpogodniju defi niciju daljinske detekcije dala je Evelin Pruit 1960. godine koja glasi: ‘’Daljinska detekcija predstavlja metod prikupljanja informacija putem sistema koji nisu u direktnom, fi zičkom kon-taktu sa ispitivanom pojavom ili objektom’’ [4].

Kod realizacije postupaka daljinske detekcije jasno se može defi nisati i izdvojiti nekoliko direktno pov-ezanih elemenata. U geonaukama, među koje spada i geodezija, objekat je fi zička površina Zemlje. Objekat zrači elektromagnetnu energiju, koja nosi informacije o njegovim osobinama. Energija može biti sopstvena i refl ektovana, koja je saopštena objektu iz prirod-nog ili iz nekog veštačkog izvora. Energiju registruje senzor, koji se u najvećem broju slučajeva nalazi na pokretnoj platformi (zemljinom satelitu). Na osnovu složenog elektronskog sklopa senzora registrovani signal se prevodi u oblik pogodan za obradu, odnosno nastaje odgovarajući snimak u digitalnom ili analog-nom obliku. Zatim, sledi analiza snimljenog područja, interpretacija rezultata i na kraju upotrebljiva infor-macija (podatak) o snimljenom sadržaju. Ta infor-macija najčešće obuhvata saznanje o vrsti, granicama prostiranja i intenzitetu registrovanog fenomena [1]. Princip i elementi daljinske detekcije se jednostavno može sagledati na osnovu slike 1.

o objekat - predmet istraživanja - A,o elekomagnetna energija - B,o senzor, platforma - C,o snimak, analiza, interpretacija - D,o informacija za upotrebu - obrađeni podatak

deljinske detekcije - E.

Slika 1. - Princip i osnovni elementi daljinske detekci-je

III PRIMENA DALJINSKIH ISTRAŽIVANJA U GEOLOGIJI

Primena daljinskih istraživanja u geologiji počela je aerosnimcima (fotogeologija), koji su se počeli šire primenjivati 1930-ih godina, mada su crno-bele aeros-nimke koristili pri istraživanju nafte i plina već 1920-ih godina.

Geolozi su među prvima počeli koristiti satelitske snimke u svojim istraživanjima. Osnovni razlog tome bio je taj što su, bez posebne obrade snimaka, mogli

99


na njima vizualno i bez većih teškoća zapažati neke krupne geološke strukture, koje do tada nisu bile reg-istrovane. Tako npr, jedan Landsatov snimak prekriva površinu od oko 34.000 km2, pa se na njemu mogu registrovati na primer, rasedi dužine veće od 200 km. Pri tome se na snimku može pratiti cela trasa raseda, što do tada nije bilo moguće pomoću aerosnimaka i terenskim kartiranjem. Takvi snimci omogućuju proučavanje geoloških odnosa u krupnim tekton-skim jedinicama. Takvi snimci imaju ujednačenu osvetljenost u svim svojim delovima (ugao upada Sunčevih zraka je isti), što omogućava uporednu analizu multitemporalnih snimaka. [2]

Kada su se pojavili prvi Landsatovi snimci 70-ih godina, sagledane su mogućnosti koje pružaju satelits-ki snimci u geološkim istraživanjima, posebno re-gionalnim. Iskustva su pokazala da uspešnost primene satelitskih podataka u geološkim istraživanjima za-visi uglavnom od dva osnovna parametra: snimanom elektromagnetnom spektru i karakteristikama senzora za snimanje (prostorna i radiometrijska rezolucija), te tipu terena koji se istražuje (ogoljeli i razvedeni tereni, tereni prekriveni gustom vegetacijom i zara-vnjeni). Naravno, uspešnost zavisi i od obučenosti istraživača.

Daljinska snimanja mogu biti u vidljivom, bliskom infracrvenom, termalnom infracrvenom i mikrotalas-nom području elektromagnetnog spektra. Svaki od na-vedenih područja spektra ima prednosti u određenim slučajevima. Tako su snimci načinjeni u bliskom in-fraracrvenom spektru izuzetno dobri za razlikovanje vegetacijskih tipova, snimci iz termalnog infracrvenog područja spektra ukazuju na neke termalne anomalije terena, a snimci načinjeni pomoću radarskog sistema omogućuju bolje registrovanje geološke građe i sas-tava u prekrivenim terenima (gusta vegetacija).

Multispektralni satelitski snimci pokazali su se veo-ma korisnim pri različitim geološkim istraživanjima u geomorfologiji, strukturnoj geologiji, kartiranju litološkog sastava, istraživanjima mineralnih i ener-getskih sirovina, litostratigrafskom raščlanjivanju sti-jena, geološkom inženjerstvu, istraživanju podzemnih voda, istraživanju geološkog okoliša i njegove devas-tacije i dr.

Interpretacija satelitskih snimaka izvodi se vi-zuelno ili potpomognuta kompjuterskom obradom (digitalno procesiranje podataka). Glavni zadatak geoloških daljinskih istraživanja je prepoznavanje različitih geoloških podataka na snimcima, od kojih se neki klasičnim postupcima istraživanja mogu teško zapaziti, ili ih uopšte nije moguće registrovati: npr. geološke strukture pod gustom vegetacijom, sadržaj vlage u tlu, temperaturne anomalije u terenu i dr. Po-datke dobijene daljinskim istraživanjima potrebno je terenski verifi kovati na ključnim mestima (terensko opažanje, uzorkovanje i analize, bušotine i dr.).

Kao i kod drugih istraživanja, osnovno je da se odredi cilj i predmet istraživanja, npr. identifi ko-

vati različite fi zičke karakterisike terena, procese ili fenomene kako bi se bolje razumjele manifest-acije usljed određenih fenomena. Tako npr. za prob-lem erozije tla važno je sagledati fi zičke parametre istraživanog područja, kao što su: topografi ja terena (strmine), klizišta, odsutnost vegetacije, drenažna mreža (oticanje oborinskih voda), vrste stena i tla i dr. Kod regionalne tektonske analize koriste se snimci sitnije razmere, odnosno veličine piksela 30 do 80 m (Landsat TM i MSS), dok je za ispitivanje klizišta potrebna krupnija rezolucija, približno od 5 do 10 m (IRS, SPOT) i po mogućnosti stereosnimci. Takođe, za praćenje dinamike nekih procesa potrebno je koris-titi multitemporalne snimke.

Linearni oblici su veoma važno obeležje nekog ter-ena i oni se dobro zapažaju na satelitskim snimcima, a mogu biti vezani za morfologiju terena, hidrografi ju, vegetaciju (na razlike boje i tona) i na teksturna svojst-va. Među linearnim oblicima zasigurno su najvažnije rupturne strukture koje se mogu pratiti na dužini i do 1.000 km (San Andreas u Kaliforniji, SAD). Za ra-zlikovanje litoloških jedinica na snimcima pretežno služe tonske anomalije odnosno minimalne razlike u tonalitetu, koje se mogu dobiti digitalnim procesiran-jem snimaka.

Satelitski snimci omogućavaju potpunije pozna-vanje regionalnih strukturnih odnosa, jer dozvoljavaju sagledavanje cjelokupnih struktura, brže kartiranje i preciznije lociranje zapaženih struktura, kao i reinter-pretaciju postojećih geoloških karata.

Geomorfološki elementi litosfereGornji omotač zajedno sa korom čini stjenovitu

cjelinu, koja je zajednički izložena strukturno-tekton-skim promjenama izazvanim dinamikom astenosfere, pa se najčešće naziva litosfera, a ponekad i tektosfera. Zemljina kora čini gornji omotač Zemlje, koji se pros-tire približno do 10 km ispod okeana i oko 50 - 70 km pod kontinentom.

Slika 2. - Struktura Zemljine unutrašnjosti [3]

100


Geomorfološka proučavanja terena na satelitskim snimcima su jedan od najvažnijih zadataka daljinskih istraživanja. Ta proučavanja uključuju oblike reljefa i krajolika, te njihov opis i genezu. Oblici reljefa su krajnji produkt interakcije prirodnih egzogenih i en-dogenih sila, pa se može reći da postoji uzajamna veza između recentnih oblika reljefa i geološke građe te litološkog sastava terena. Satelitski snimci su ide-alno sredstvo za proučavanje nastanka i razvoja savre-menog reljefa, naročito kada se sinoptički proučavaju velike površine.

Stereosatelitski snimci (SPOTJERS, IKONOS i dr.) omogućuju proučavanje detalja u reljefu, zahvaljujući efektu trodimenzionalnog izgleda reljefa, kao i efektu vertikalnog previšenja (prenaglašavanja) odnosa u reljefu.

Daljinskim metodama moguće je proučavati različite oblike i elemente reljefa, kao što su: ob-

lik i nagib terena, veličina, prekrivenost terena vegetaci-jom ili prekrivenost mladim (kvartarnim) sedimentima, ogoljelo tlo i stene, stabil-nost terena i dr. Za takva proučavanja najčešće se koriste snimci dobijeni u bliskom infracrvenom delu spektra sa visokom pros-tornom rezolucijom, koja omogućava zapažanje ra-zlika u topografi ji, ped-ologiji, sadržaju vlage u tlu, drenažnoj mreži, vegetaciji i dr. Za proučavanje nekih od nabrojenih podataka (sadržaj vlage u tlu, vegetacija, mik-roreljef i sl.) uspešnim su se pokazali radarski snimci (npr. iz satelita ERS).

Za određivanje nekih promena koje se dešavaju u terenu i na terenu, kao što su: stepen vlažnosti u tlu, promene vegetacije, požari, korištenje zemljišta, klizanje terena, peščane dine, delte reka, lagune, siparišta i dr., potrebno je koristiti multitemporalne snimke.

Morfološki odnosi predstavljaju odraz geološke građe i najmlađe tektonske aktivnosti. Njihovo poz-navanje ukazuje i na geološke odnose na istraživanom terenu. Proučavanje geomorfoloških odnosa otkriva inženjerskogeološke procese i pojave, kao što su ne-stabilnosti terena, pojave intenzivne akumulacije ma-terijala kao indikatore ležišta građevinskog materijala, pojave pojačane erozije ili akumulacije koje ukazuju na neotektonsku i seizmotektonsku aktivnost, pojave deponija različitog materijala u geološki neadekvat-nim sredinama koje ugrožavaju životnu sredinu, itd. Geomorfološki oblici i pojave su veoma često indika-tori rudnih pojava i ležišta mineralnih sirovina.

Slika 3. - Digitalna elevaciona karta Zemlje [7]

Slika 4. - Kombinacija većeg broja snimaka za područje Velike Britanij [7]

101


Geomorfološka istraživanja se mogu izvoditi kao regionalna u sitnim, ili kao detaljna u krupnim razmjer-ema. Granica između ova dva vida proučavanja je stvar dogovora. Obično se uzima da se regionalna istraživanja obavljaju u razmjerama 1:200.000 i sitni-jim. Kao osnovni izvor podataka ovde služe satelitski snimci.

Detaljna geomorfološka istraživanja, razmjere najčešće od 1:10.000 do 1:100.000 kao izvor podataka koriste trodimenzionalne modele, dobijene stereosko-pijom aerosnimaka ili terestričkih snimaka. Rjeđe se koriste i kompjuterski konstruisani trodimenzionalni modeli snimaka predstavljeni u vidu blokdijagrama.

Obilje podataka koje nude snimci, posebno ste-reomodeli aero i terestričkih snimaka, omogućavaju inventar i genetsku klasifi kaciju pojedinih oblika, utvrđivanje područja dominacije pojedinih egzogenih procesa, analizu prostornih i vremenskih odnosa poje-dinih oblika i procesa, tj. razvoj i odnose pojedinih genetskih tipova reljefa. Na osnovu ovih podataka, povezivanjem sa geološkom građom, utvrđuje se geomorfološka evolucija istraživane oblasti, a iz nje i neotektonska aktivnost terena.

U skladu sa informacijama koje nude snimci moguće je uraditi potpunu kvalitativnu geomorfološku analizu terena metodima daljinske detekcije. Terenska osmatranja ovde se svode samo na rijetke provjere i, po potrebi, prikupljanje uzoraka za laboratorijska ispiti-vanja. Korišćenjem topografskih karata, ali i uz široke mogućnosti mjerenja na snimcima, posebno primjenom kompjutera, kvalitativna geomorfološka analiza se up-otpunjuje kvantitativnim operacijama. Može se, dak-

le, zaključiti da se primenom metoda daljinske detekci-je obavlja najveći dio kompleksne geomorfološke analize.

IV ZAKLJUČAK

Lansiranjem Zemljinih satelita otvore na je nova mogućnost pra-ćenja i zaštite, u prvom redu glo-balnog, a potom regional nog i lo-kalnog područja.

Nove genera-cije senzora ugra-đenih u svemirske letelice omogu-ćuju sistematsko osmatranje, sni-manje i merenje

različitih relevantnih podataka važnih za utvrđivanje promena i procesa u moru, na kopnu i u atmo sferi. Na temelju tako prikupljenih informaci ja moguće je ukazati na aktualna zbivanja u tim sredinama, ali i prognozirati prirodne katastrofe.

Danas se ne može zamisliti dugoročna strategija razvoja jedne zemlje, kao i defi ni sanje dugoročnih mera zaštite životne sredine i upra vljanja rizikom, bez uključivanja informacija koje se dobijaju posredstvom veštačkih Zemljinih satelita.

Daljinska detekcija postaje sve značajnija i neza-obilazna metoda prikupljanja informacija o prostoru uopšte. Sve vodeće satelitske misije i programi, pored praćenja i snimanja stanja najrazličitijih prirodnih i društvenih pojava, mogu uspešno da zadovolje sve za-htevnije zadatke u sistematskom praćenju ovih pojava sa ciljem otkrivanja raznih prirodnih i veštački izazva-nih katastrofa. Neprocenjiv je značaj tako dobijenih podataka u svim fazama praćenja nastalih katastrofa, kako u fazi otkrivanja nastanka, tako i u periodu šire-nja i praćenja dejstva pojave, ali i u fazi otklanjanja posledica nastalih delovanjem nastalih katasrofa.

Osnovna prednost daljinske detekcije u geološkim istraživanjima čini mogućnost stvaranja preliminar-ne slike o geološkim odnosima jednog područja pre terenskih radova. Dobijeni podaci usmeravaju dalja terenska istraživanja i istražne radove, svodeći ih na neophodni minimum. Sagledavanje celine omogućava korektno povezivanje svih podataka, tj. mnogo objek-tivniju sintezu nego što se to može postići na bilo koji drugi način. Daljinska detekcija time čini proces ge-oloških istraživanja potpunijim, efi kasnijim, verodo-

Slika 5. - Satelitski snimak šireg područja toka Dunava u Vojvodini (A) i interpretacija migracije toka Dunava (B) [4]

Legenda: 1. Savremeni tok Dunava; 2. Napušteno korito sa površinskom izdani; 3. Napušteno suvo korito; 4. Rekonstruisani najstariji položaj rečnog toka.

102


stojnijim, znatno jeftinijim, mnogo racionalnijim od klasičnog pristupa istraživanju.

Suštinski nedosratak primene daljinske detekcije u geološkim istraživanjima predstavljaju ograničeni opseg i kategorija prikupljenih podataka. Mineraloške i paleontološke odredbe ne mogu se, na primer, obavl-jati primenom daljinske detekcije. Verodostojnost po-dataka utvrđenih postupcima daljinske detekcije mora se uvek proveravati. Oni su neprekidno podložni is-pravkama i dopunama.

V LITERATURA:

[1] Gupta, R. (2003): Remote sensing geology, Spring-er, 2003

[2] ESA (1998): Fires. Earth Watching Anthology. ESA - Eurimage

[3] Oluić, M. (2001): Snimanje i istraživanje Zemlje iz svemira. Hrvatska akademija znanosti i umjet-nosti i Geosat, Zagreb

[4] Pavlović, R., Čupković, T., Marković, M. (2001): Daljinska detekcija. Rudarsko-geološki fakultet, Beograd

[5] Regodić, M. (2008): Daljinska detekcija kao metod prikupljanja podataka o prostoru, Vojnotehnički glasnik, Beograd

[6] http://www.eurimage.it/einet/einet_home.html EURIMAGE

[7] http://www.spaceimage.com SPACE IMAGING[8] http://www. jpl.nasa.gov/radar/sircxsarNASA, ra-

darski snimci[9] http://www.spotimage.com SPOT

103


Vladimir STEVANOVIĆMašinski fakultet Univerziteta u Beogradu, Beograd

Goran LUKIĆ, Milorad JOVANOVIĆPD Termoelektrane “Nikola Tesla”, Obrenovac

Tadeusz WALAFabryka Kotłów RAFAKO S.A., Raciborz, Poljska

Slawomir MUSZYNSKIRAFAKO Engineering Solution d.o.o., Beograd

UDC: 621.311.22.004

Efekti rada bloka TENT B1 nakon prve faze kapitalnog remonta

SAŽETAKNa bloku B1 termoelektrane „Nikola Tesla B“ (TENT B) je 2012. godine izvršena prva faza revital-

izacije i modernizacije. U okviru modernizacije ugrađen je dodatni ekonomajzer sa novim zasebnim cevovodom za njegovo napajanje sa potisa napojne pumpe i zamenjen je deo konvektivnog isparivača, pri čemu su ugrađene isparivačke cevi povećanog unutrašnjeg prečnika. Postavljeni su vodeni topovi za čišćenje ekrana ložišta, kao i parni duvači u konvektivnom delu i na rotacionim zagrejačima vazdu-ha. Navedenim merama povećana je bruto električna snaga bloka B1 sa projektne vrednosti od 620 MWe na preko 650 MW, pri čemu se približno 10 MWe proizvodi na račun povećanja stepena koris-nosti bloka. Nakon modernizacije, u zimskom periodu ostvarena je i maksimalna dnevna bruto proiz-vodnja od 16,05 GWh, pri čemu je osrednjena dnevna bruto električna snaga bloka iznosila približno 669 MWe. Takođe, u periodu povećane zimske potrošnje električne energije ostvarena je i maksimalna mesečna neto proizvodnja električne energije od 448,804 GWh. Ostvareni efekti su očigledno prika-zani i poređenjem pogonskih parametara blokova B1 i B2 TENT B. Blok B2 je istovetnog projektnog rešenja kao blok B1, ali na bloku B2 nisu izvršene revitalizacija i modernizacija. Zbog visoke tempera-ture dimnog gasa na izlazu iz kotla od preko 180 oC, blok B2 radi samo sa jednom linijom zagrejača napojne vode, što smanjuje stepen korisnosti bloka. Blok B1 radi sa dve linije zagrejača napojne vode, pri čemu je temperatura dimnog gasa na izlazu iz kotla manja za preko 20 oC od odgovarajuće temperature na bloku B2.

Ključne reči: parni blok, efi kasnost, povećanje snage, ekonomajzer.

ABSTRACTThe fi rst phase of revitalization and modernization was conducted at Unit B1 of the Thermal power

plant „Nikola Tesla B“ in Obrenovac in 2012. The modernization included installation of an addi-tional economizer with new separate feedwater line connected to the discharge of the main feedwater pump. A part of the convective evaporator was replaced, while evaporating tubes with a larger in-ner diameter were applied. Water cannons were installed for the cleaning of membrane walls of the furnace, as well as the steam blowers in the convective ducts and on the rotational air heaters. These measures lead to the increase of the gross electric power of Unit B1 from the design value of 620 MWe till more than 650 MWe, while about 10 MWe is obtained due to the increase of the unit effi ciency. The maximum daily electricity gross production of 16.05 GWh was achieved after the modernization in the winter period, while the averaged daily gross power of the unit was 669 MWe. In addition, during the increased electricity consumption in the winter period, the maximum monthly electricity net produc-tion of 448.804 GWh was achieved. The achieved effects are clearly presented by comparison of the operating parameters of units B1 and B2. Units B1 and B2 have identical design, but Unit B2 has not been retrofi tted yet. Due to the high temperature of the fl ue gas at the exit of the steam boiler above 180 oC, Unit B2 operates only with one line of the high pressure heaters, which leads top the unit effi ciency reduction. Unit B1 operates with two lines of high pressure heaters, while the fl ue gas temperature at the boiler exit is lower by more than 20 oC than the corresponding temperature at Unit B2.

Key words: steam power unit, effi ciency, power upgrade, economizer.

104


1. UVOD

Termoelektrana „Nikola Tesla B“ (TENT B) је ogranak Privrednog društva Termoelektrane

„Nikola Tesla“ d.o.o., koje posluje u okviru Javnog preduzeća Elektroprivreda Srbije. TENT B se sastoji od dva bloka B1 i B2, koji su u vreme puštanja u pogon 1983., odnosno 1985. godine, sa projektnom snagom 620 MW bili u rangu najefi kasnijih i najvećih parnih blokova na lignit u svetu. U dosadašnjem periodu TENT B je ostvario nadprosečne rezultate. U ukupnoj proizvodnji svih termoelektrana Elektroprivrede Srbi-je TENT B je učestvovao sa približno 25 %. Blok B1 je sa ukupnom raspoloživošću 0,84 i sa preko 210.000 sati na mreži proizveo preko 116 TWh električne en-ergije, a blok B2 je sa istom raspoloživošću tokom 196.000 sati rada proizveo preko 107 TWh električne energije [1].

S obzirom na savremene zahteve za povećanjem ekonomske i energetske efi kasnosti, smanjenjem uti-caja na životnu sredinu i potrebe za zadovoljenjem rastuće potrošnje, Elektroprivreda Srbije sprovodi projekte revitalizacije, modernizacije i povećanja snage svojih termoblokova. Revitalizacija blokova je neophodna zbog isteklog radnog veka i sledstvene smanjene pouzdanosti vitalnih komponenti postrojen-ja. Modernizacija i povećanje snage su veoma ispla-tivi projekti, koji omogućavaju vraćanje uloženih sredstava u kratkom roku. Na bloku B1 TENT B je u periodu od 6 meseci 2012. godine sprovedena I faza revitalizacije i modernizacije [2]. Značajan potencijal za povećanje energetske efi kasnosti blokova TENT B je sagledan u iskorišćenju otpadne toplote dimnih gasova [3]. Temperatura izlaznih dimnih gasova iza regenerativnog zagrejača vazduha je na bloku B1 pre rekonstrukcije iznosila od 180 °C do 190 °C i to pri radu samo sa jednom linijom zagrejača visokog pritis-ka (od postojeće dve linije), koliko i danas iznosi na kotlu bloka B2 koji nije rekonstruisan. U slučaju zaprl-janja kotlovskih površina ili poremećaja temperature napojne vode ova temperatura može biti i preko 200 °C. U poređenju sa projektnom temperaturom za čist kotao od 151 °C, temperatura dimnih gasova je viša za 30 °C do 50 °C. Takođe, ograničenje povećanju snage blokova B1 i B2 je sagledano i u velikom padu pritis-ka kroz cevne sisteme ovih jednoprotočnih parnih kot-lova. Ovaj pad pritiska je za preko 50% veći u odnosu na projektnu vrednost pri nominalnom opterećenju. U cilju iskorišćenja otpadne toplote dimnih gasova na bloku B1 TENT B ugrađen je dodatni zagrejač vode (ekonomajzer EKO1A) sa novim zasebnim cevovo-dom za njegovo napajanje sa potisa napojne pumpe. Takođe, zamenjen je deo konvektivnog isparivača, pri čemu su ugrađene isparivačke cevi povećanog unutrašnjeg prečnika. Postavljeni su vodeni topovi za čišćenje ekrana ložišta, kao i parni duvači u konvek-tivnom delu i na rotacionim zagrejačima vazduha.

U radu su prikazani ostvareni energetski efekti nakon revitalizacije i modernizacije bloka B1 TENT

B. Upoređeni su izmereni pogonski parametri na bloku B1 sa parametrima na bloku B2, na kome nije izvršena rekonstrukcija. Prikazani pogonski parametri očigledno pokazuju ostvarene rezultate na bloku B1, kao što su mogućnost rada u projektnom režimu sa dve linije zagrejača visokog pritiska u liniji napojne vode, sniženje izlazne temperature dimnog gasa za preko 20 oC i povećanje bruto električne snage bloka preko 650 MWe. Takođe, prikazani su rezultati energetske ana-lize koji pokazuju povećanje stepena korisnosti bloka bruto za preko 0,5 procentnih poena, što obezbeđuje povećanje električne snage od približno 10 MWe.

2. PRVA FAZA MODERNIZACIJE I REVITALIZACIJE NA BLOKU B1 TENT B

Blokovi B1 i B2 TENT B navršavaju 30 godina rada sa preko 210.000 sati u pogonu bloka B1 i preko 196.000 sati bloka B2. U cilju održavanja dosadašnjih uspešnih proizvodnih rezultata, koji su u većem pe-riodu rada bili iznad planiranih i iznad prosečnih za termoelektrane na ugalj sličnih karakteristika u svetu, na TENT B se sprovode projekti povećanja snage, ste-pena korisnosti i revitalizacije i modernizacije pojed-inih sistema.

Prva faza revitalizacije i modernizacije bloka B1 izvršena je za 6 meseci od maja do oktobra 2012. go-dine. Obuhvatila je radove na kotlovskom postrojenju: ugradnju dodatnog ekonomajzera i novog cevovoda za njegovo napajanje sa potisa napojne pumpe, zamenu dela isparivača, zamenu cevnih elemenata na ulazu i izlazu svih grejnih tela, zamenu pregrejača pare broj jedan i međupregrejača pare 2 i 3 sa pripadajućim ove-snim cevima i antiabrazivnim zaštitama, zamenu zao-bilaznog voda visokog pritiska sa ventilom sigurnosti, kapitalni remont rešetke za dogorevanje i ugradnju parnih duvača gara. Takođe, zamenjeno je saće regen-erativnog zagrejača vazduha i obavljen je remont ka-nala dimnog gasa sa pripadajućim klapnama, remont ventilatora dimnih gasova, mlinova uglja, dozatora i dodavača uglja, odšljakivača, kao i remont opreme za transport pepela i šljake.

Modernizacija bloka B1 obuhvata ugradnju dodat-nog ekonomajzera, zamenu dela isparivača i ugradnju vodenih topova i parnih duvača. Dodatni ekonomajzer, označen sa EKO 1A na slici 1, ugrađen je prema origi-nalnom rešenju u cilju iskorišćenja otpadne toplote dimnih gasova na izlazu iz kotla. EKO 1A se napaja pomoću novog dodatnog cevovoda sa potisa napojne pumpe. Paralelno je povezan sa postojećim ekonoma-jzerom EKO 1. Od 20 % do 35 % protoka vode kroz isparivač kotla se zagreva u EKO 1A. Napojna voda se iz dodatnog ekonomajzera EKO 1A uvodi u mešač, u kome se meša sa vodom iz postojećeg ekonomajzera EKO 1. Nakon toga pun protok napojne vode prolazi kroz postojeći drugi ekonomajzer EKO 2. Zagrejačke površine EKO 2, EKO 1 i EKO 1A su redno postav-ljene po toku dimnog gasa, pri čemu je EKO 1A post-avljen iznad EKO1 u kanalu dimnog gasa.

105


Dodatni ekonomajzer je prikazan na slici 2. Nje-gove karakteristike su sledeće [2,4]: površina za razmenu toplote iznosi 19200 m2, spoljašnji prečnik i debljina zida cevi su φ33,7 x 4,5 mm, broj panela sa cevima je 199, broj cevi u okviru jednog panela je 2, a dužina jedne cevi u okviru panel je 440 m. Do-datni cevovod napojne vode prema EKO 1A je di-menzionisan tako da je ukupni pad pritiska od potisa napojne pumpe do izlaza iz EKO 1A manji od pada pritiska kroz osnovnu liniju napojne vode i EKO 1. Na taj način se postiže da u normalnom pogonu na-pojna voda kroz osnovnu liniju struji bez prigušenja u regulacionom ventilu (u „napojnoj glavi“). Po potrebi se jedino reguliše protok ka EKO 1A. Maksimalna ra-zlika temperatura napojne vode na izlazu iz dodatnog ekonomajzera EKO 1A i na izlazu iz EKO 1 (tokovi napojne vode koji se direktno mešaju) ne prelazi 80 oC, tako da je isključena mogućnost termomehaničkog naprezanja zidova mešača.

Pri projektovanju ugradnje dodatnog ekonomajz-era uzeto je u obzir da ograničenje povećanju snage na blokovima B1 i B2 TENT B, putem povećanja protoka radnog fl uida, jeste značajno veći pad pritis-ka kroz cevni sistem kotla od projektom predviđenih vrednosti. Pogonski uslovi kotla na bloku B1 pre re-konstrukcije, na nominalnom opterećenju od 1880 t/h, pokazivali su pad pritiska od ulaza u ekonomajzer (is-pred blende) do separatora (nakon izlaza iz isparivača) od 39 bar, dok prema projektu ovaj pad pritiska iznosi približno 20 bar, što daje povećanje pada pritiska od 19 bar. Pri istim uslovima pad pritiska od separatora do izlaza iz pregrejača pare broj četiri iznosi 35 bar, dok prema projektu ovaj pad pritiska iznosi približno 25 bar, što daje povećanje pada pritiska od 10 bar. Dakle, ukupni pad pritiska u radu kotla na bloku B1 od ulaza u ekonomajzer do izlaza iz pregrejača pare

broj četiri pri nominalnom opterećenju od 1880 t/h pre rekonstrukcije je iznosio 74 bar, dok projektna vred-nost iznosi 45 bar, što daje povećanje pada pritiska od 29 bar, odnosno povećanje od 64%. Između ostalog i ove činjenice su uticale na izbor paralelne veze do-datnog ekonomajzera sa postojećim prvim stepenom ekonomajzera, tako da ugradnja dodatnog ekonoma-jzera ne povećava pad pritiska u kotlu, već naprotiv, dovodi do njegovog smanjenja.

Paralelna veza dodatnog ekonomajzera EKO1A sa postojećim zagrejačem EKO1 dovodi do sman-jenja pada pritiska od linije napojne vode do ulaza u isparivačke površine kotla za približno 5 bar. Dodatno smanjenje pada pritiska je ostvareno i zamenom ver-tikalnih isparivačkih cevi i hemijskim čišćenjem cevi kotla, tako da je ukupni pad pritiska od ulaza do izlaza iz kotla smanjen za 20 bar.

U konvektivnom delu isparivača zamenjeni su paneli sa pravim isparivačkim cevima od kote 72 m do 113 m. Imajući u vidu potrebu da se smanji otpor u isparivaču, odlučeno je da se zameni ceo ekran, sa istovremnom promenom debljine zida cevi sa 5 na 4,5 mm. Dobijeno povećanje unutrašnjeg prečnika cevi smanjuje pritisak na isparivaču za ~15%, što kompen-zuje povećanje otpora povezanog sa povećanom produkcijom kotla. Iz organizacionih razloga, zamena donjeg dela isparivača se izvodi u drugoj fazi, tako da se smanjenje otpora prvenstveno ostvaruje hemijskim čišćenjem isparivača [4]. Na osnovu iskustava na drugim objekatima, don-eta je odluka da se ugrade vodeni topovi na ekrani-ma ložišta i parni duvači u konvektivnom delu i na rotacionim zagrejačima vazduha. Ugrađeno je osam vodenih topova, raspoređenih po dva sa svake strane, na nivoima približno 32 m i 60 m. Duvača gara ima 20 i raspoređeni su u dva nivoa, u oblasti pregrejača P3 i

G

EKO 2

EKO 1

EKO 1A

6 3

21 5 7 8 8

9

1011121315

14

19

18 18

16

17 17

19

4

ZVP

, lin

ija 1

LUVO

ZVP

, lin

ija 2

Slika 1. - Šema bloka B1 TENT B sa ugrađenim dodatnim ekonomajzerom EKO 1A.

106


P4. Za rotacione zagrejače vazduha, ugrađena su dva duvača: jedan na gornjem delu kanala dimnih gasova (sa vodenim i parnim kopljem) i drugi na donjem (s parnim kopljem) [4].

3. OSTVARENI EFEKTI MODERNIZACIJE BLOKA B1 TENT B

Ugradnjom dodatnog ekonomajzera ostvareno je značajno povećanje snage i povećanje stepena koris-nosti bloka B1. Analiza ostvarenih energetskih efekata je sprovedena za pogonsko stanje sa sledećim izmeren-im parametrima [6]: protok sveže pare 529 kg/s (1904 t/h), pritisak i temperatura pare ispred turbine visokog pritiska 173 bar i 535 oC, pritisak u kon-denzatoru turbopostrojenja 0,052 bar, temperatura napojne vode iza zagrejača visokog pritiska 260 oC, temperatura dimnog gasa na izlazu iz kotla iza regenerativnog zagrejača vazduha 163 oC.

Na slici 3 su prikazani ener-getski efekti ugradnje dodatnog ekonomajzera u zavisnosti od protoka napojne vode kroz do-datni ekonomajzer EKO 1A. Iskorišćena toplotna snaga iz dimnih gasova iznosi preko 30 MWth pri protoku napojne vode kroz EKO 1A veći od 33 % od protoka napojne vode kroz isparivač kotla, povećanje bruto električne snage bloka je preko

20 MWe, pri čemu se preko 9 MWe proizvodi na račun povećanja stepena korisnosti bloka [6].

Na slici 4 su prikazane promene stepena koris-nosti bloka B1, kotla i turbopostrojenja u procent-nim poenima, u zavisnosti od protoka napojne vode kroz dodatni ekonomajzer EKO 1A. Sa povećanjem protoka kroz EKO 1A povećava se iskorišćena top-lotna snaga iz dimnog gasa, tako da stepen korisnosti kotla raste preko 2% sa porastom protoka kroz EKO 1A preko 33%. Sa porastom protoka kroz EKO 1A smanjuje se protok kroz zagrejače visokog pritiska, odnosno smanjuje se regenerativno zagrevanje na-

EKO 1Acev 33.7x4.5

EKO1cev Ø 38x4.5

EKO2cev Ø 38x4.5

Ø323.9x30

Ø355.6x20

Ø355.6x20

Ø219.1x16

113700

122385

119010

111850

10 00010 000

118000

27500

115200

7650

124000

118850

Slika 2. - Položaj dodatnog ekonomajzera EKO 1A u odnosu na prvobitne sekcije ekonomajzera EKO 1 i EKO 2.

05

101520253035

0 10 20 30 40(Protok napojne vode kroz EKO 1A) / (Protok napojne

vode kroz ispariva ) (%)

Sna

ga (M

W)

Iskoriš ena toplotna snaga iz dimnog gasaPove anje elektri ne snage usled pove anja efikasnosti blokaUkupno pove anje elektri ne snage

Slika 3. - Iskorišćena toplotna snaga iz dimnog gasa i povećanje električne snage ugradnjom dodatnog ekonomajzera.

107


su ovde prikazani i poređenjem pogonskih parametara bloka B1, na kome je izvršena modernizaci-ja, sa parametrima bloka B2, na kome nije izvršena modernizaci-ja. U tabeli 1 su prikazani izmerni parametri kada je blok B1 radio sa obe linije zagrejača napojne vode visokog pritiska. Ostvarena je bruto električna snaga od 658 MWe sa protokom napojne vode na usisu napojne pumpe od 2002 t/h. Temperatura dimnog gasa na izlazu iz kotla iza regenerativnog zagrejača vazduha Ljungstrem je iznosila 166 oC. Blok B2 je radio samo sa jednom linijom zagrejača napojne vode visokog pritiska i temperatura dinog gasa ne izlazu iz kotla je bila 182 oC. Rad sa dve linije zagrejača vi-sokog pritiska na bloku B2 bi

smanjio ukupni stepen korisnosti bloka, jer bi temper-atura dimnog gasa na izlazu iz kotla bila približno 200 oC. Bruto električna snaga bloka B2 je u posmatranom režimu niža za preko 100 MWe u odnosu na snagu bloka B1 zbog znatno nižeg protoka. Međutim, zbog povećanog otpora strujanju u cevnom sistemu kotla na bloku B2, protok napojne vode se ne može povećati preko 1900 t/h, što predstavlja ograničenje povećanju snage bloka.

-0.010

-0.005

0.000

0.005

0.010

0.015

0.020

0.025

0 10 20 30 40(Protok napojne vode kroz EKO 1A) / (Protok

napojne vode kroz ispariva ) (%)

Pro

men

a st

epen

a ko

risno

sti Parni blok

KotaoTurbopostrojenje

Slika 4. - Povećanje stepena korisnosti ugradnjom dodatnog ekonomajz-era.

PARAMETAR Jedinica B1 B2 Snaga bloka bruto MW 658 535 Pritisak sveže pare bar 170 140 Temperatura sveže pare oC 535 535 Pritisak me udogrejane pare oC 40 34 Protok napojne vode t/h 2002 1608 Pritisak napojne vode iza napojne glave bar 248 200 Temperatura napojne vode iza napojne glave oC 258 211 Temperatura dimnog gasa iza LUVO oC 166 182 Temperatura kondenzata oC 27 32

Tabela 1. - Parametri na blokovima TENT B dana 27.12.2013 u 09:09:07 – Blok B1 radi sa dve linije ZVP, a blok B2 sa jednom linijom ZVP

pojne vode, tako da se smanjuje i stepen korisnosti turbopostrojenja. Međutim, smanjenje stepena ko-risnosti turbopostrojenja je nekoliko puta manje od povećanja stepena korisnosti kotla, tako da se stepen korisnosti bloka povećava 1,5% u odnosu na vrednost pre remonta (za preko 0,5 procentna poena) pri pro-toku napojne vode kroz EKO 1A od oko 33%.

Ostvareni efekti povećanja snage i stepena koris-nosti bloka B1 ugradnjom dodatnog ekonomajzera

PARAMETAR Jedinica B1 B2 Snaga bloka bruto MW 658 614 Pritisak sveže pare bar 175 160 Temperatura sveže pare oC 535 535 Pritisak me udogrejane pare oC 41 39 Protok napojne vode t/h 1964 1834 Pritisak napojne vode iza napojne glave bar 245 230 Temperatura napojne vode iza napojne glave oC 223 216 Temperatura dimnog gasa iza LUVO oC 159 184 Temperatura kondenzata oC 28 30

Tabela 2. - Parametri na blokovima TENT B dana 10.02.2014 u 09:40:11 – Blokovi B1 i B2 rade sa jednom linijom ZVP

108


U tabeli 2 su prikazani izmereni pogonski param-etri kada oba bloka rade sa jednom linijom zagrejača visokog pritiska. Bruto električna snaga bloka B1 je 658 MWe, a bloka B2 614 MWe. Temperatura dim-nog gasa na izlazu iz kotla bloka B1 je 159 oC, dok je na bloku B2 184 oC, što ukazuje na značajne gubitke toplote od približno 30 MWth. Pad pritiska radnog fl uida od napojne glave na liniji napojne vode do tur-bine visokog pritiska iznosi 70 bar na oba bloka, ali na bloku B1 protok napojne vode na ulazu u napojnu pumpu iznosi 1964 t/h, a na bloku B2 je 1834 t/h, to jest manji je za približno 7%. Ovi podaci pokazuju da su hidraulički otpori strujanju radnog fl uida u liniji na-pojne vode i cevnom sistemu kotla na bloku B1 nakon obavljenog remonta smanjeni za približno 15%, što je dovelo i do smanjenja snage turbonapjne pumpe od skoro 1,5 MW.

Modernizacija i revitalizacija bloka B1 su omogućile postizanje rekordne dnevne i mesečne proizvodnje, kao što je prikazano u Tabeli 3.

4. ZAKLJUČAK

Na Termoelektrani „Nikola Tesla B“ (TENT B) u Obrenovcu (2x620 MW), u toku 2012. godine izvršena je I faza revitalizacije i modernizacije bloka B1, u okviru koje je povećana snaga bloka na 650 MW. U okviru modernizacije bloka primenjeno je originalno rešenje ugradnje dodatnog ekonomajzera za iskorišćenje otpadne toplote dimnih gasova na izla-zu iz kotla. Dodatni ekonomajzer je paralelno povezan sa postojećim prvim stepenom ekonomajzera i napaja se vodom direktno sa potisa napojne pumpe pomoću novougrađenog cevovoda. Protok napojne vode ka dodatnom ekonomajzeru je u rasponu od 20 % do 35 % od ukupnog protoka napojne vode kroz isparivač kotla. Ugradnjom dodatnog ekonomajzera povećan je stepen korisnosti bloka, što omogućava proizvod-nju do 10 MW „zelene“ električne energije na račun iskorišćenja otpadne toplote dimnih gasova. Nakon ove rekonstrukcije blok B1 je dana 29.01.2013. godine ostvario rekordnu dnevnu proizvodnju od 16.050.000 kWh električne energije sa prosečnom bruti snagom od 669 MWe i time premašio rekord postavljen davne 1985. godine. U decembru 2013. godine ostvarena je maksimalna mesečna proizvodnja sa neto isporukom od približno 449 GWh električne energije.

Dalje aktivnosti na TENT-u B treba da obuhvate sprovođenje navedene I faze revitalizacije i modern-izacije i na bloku B2, kao i realizaciju II faze rekon-strukcije i revitalizacije blokova B1 i B2, koja između ostalog obuhvata i zamenu spiralnih isparivačkih cevi kotla, čiji je radni vek istekao, novim cevima većeg unutrašnjeg prečnika, što će obezbediti znatno povećanje pouzdanosti pogona i povećanje električne snage bloka do 670 MW. Pored toga, na blokovima B1 i B2 mogu se sprovesti i druge rekonstrukcije u cilju iskorišćenja otpadne toplote koja se sa produktima sag-orevanja ili ispuštanjem radnog fl uida u nominalnom pogonu ili pri startovanju postrojenja predaje okolini, a što može da doprinese daljem povećanju energetske efi kasnosti i ekonomičnosti rada parnih blokova.

REFERENCE

1. Termoelektrana „Nikola Tesla“ B, Publikacija PD „Termoelektrane Nikola Tesla“ d.o.o., Obrenovac, 2013. http://www.tent.rs/sr/vesti/369-publikacija-o-tent-b

2. Glavni projekat adapracije parnog kotla BB-1880-prva faza „TE-Nikola Tesla B1“, RAFAKO S.A., Raciborz, Poljska, RAFAKO Engineering Solution d.o.o., Beograd, 2012.

3. V. Stevanović, M. Milić, Z. Stojanović, M. Jovanović, Energetski i ekonomski uticaji ugrad-nje dodatnog ekonomajzera na bloku B1 TENT B, Energija, ekonomija, ekologija, Br. 3-4, 2013, str. 299-307.

4. T. Wala, A. Mazurkiewicz, Z. Stojanovic, I. Gajic, Modernizacija kotla bb-1880 na bloku 620 MW u termoelektrani Nikola Tesla B- Obrenovac Srbija, Savetovanje Modernizacja kotłów i urządzeń po-mocniczych, 2013, Polska.

5. A. Mazurkiewicz, B. Perković, Izveštaj o merenjima na kotlu i mlinovima bloka B1 u TENT B posle prve faze rekonstrukcije, Tehnički izveštaj, Energotech-nika – Energorozruch, Gliwice, Poljska, 2013.

6. V. Stevanović, T. Wala, S. Muszynski, M. Milic, M. Jovanovic, Effi ciency and power upgrade by an additional high pressure economizer instal-lation at an aged 620 MWe lignite-fi red power plant, Energy (2014), http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2014.01.001

Maksimalna dnevna proizvodnja 29.01.2013. 15,41 GWh Maksimalna mese na proizvodnja u decembru 2013. 448,804 GWh

Tabela 3. - Maksimalna neto proizvodnja električne energije na bloku B1

Napomena: Proizvodnja bloka B2 u decembru 2013. je iznosila 388,064 GWh.

109


Toni IVANOV, Aleksandar SIMONOVIĆ, Dragan KOMAROV, Slobodan STUPAR, Nebojša PETROVIĆ

Univerzitet u Beogradu, Mašinski fakultet, Beograd

UDC: 628.517.2 : 621.311.24

Metode određivanja aerodinamičke buke kod vetroturbina

SAŽETAKProblem akustičkog zračenja vetroturbine bitan je za procenu uticaja vetroturbinu na životnu sred-

inu. Razumevanje mehanizama generisanja buke, te određivanje i merenje buke je stoga od izuzetnog značaja. U ovom radu prikazana je klasifi kacija buke vetroturbina, defi nisani su njeni izvori i načini prostiranja. Takođe predstavljene su različite metode proračunskog određivanja aerodinamičke buke i prikazani su neki od najznačajnijih radova iz ove oblasti. Date su procedure akustičkog merenja buke pri čemu je skrenuta pažnja na moguće probleme pri merenjima i na postojeće standarde. Kroz primere iz literature predstavljene su aktuelne metode ispitivanja aerodinamičke buke i dat je uvid u moguće pravce daljeg usavršavanja i unapređivanja.

Ključne reči: aeroakustika, vetroturbine, emisija buke, numerička aeroakustika

DETERMINATION METHODS OF WIND TURBINES AERODYNAMIC NOISE

ABSTRACTThe acoustic emission of wind turbines is important for wind turbine’s environment impact assess-

ment. Therefore understanding of the noise generation mechanisms, their defi ning and measurement is of great signifi cance. In this paper the classifi cation of wind turbine noise is presented and its sources and propagation are defi ned. Also different methods for numerical prediction of aerodynamic noise are introduced and some of the most signifi cant papers in this fi eld are shown. Acoustic measurement procedures are given wherein attention is given to possible diffi culties and existing standards. Then through examples, current methods for aerodynamic noise investigation are shown and an insight in the possible advancements and improvements is given.

Keywords: aero-acoustics, wind turbines, noise emission, numerical aero-acoustics.

1. UVOD

Stalni napredak tehnologija proizvodnje vetro-turbina stvorio je mogućnosti za poboljšanja u

pogledu efi kasnosti i ekonomičnosti korišćenja en-ergije vetra. Energetski kapaciteti vetroelektrana u svetu su u poslednjoj deceniji bitno povećani sa ve-likom godišnjom stopom rasta [1, 2, 5]. Pri tome, uti-caj vetroturbina na okolinu, odnosno životnu sredinu i načini kako ga svesti na minimum predstavljaju jednu od oblasti istraživanja u koju se ulažu značajna sredstva. Vetroturbine mogu imati uticaj na prirodno stanište i migratorne puteve ptica i slepih miševa, kao i na ljude i njihove aktivnosti imajući u vidu generi-

sanje buke, vizuelni uticaj i moguće radarske i teleko-munikacijske smetnje koje su umanjene upotrebom kompozitnih materijala [3, 4, 6]. Generisanje i emisija buke koja je posledica rada vetroturbina, kao i načini za njenu redukciju predstavljaju oblasti istraživanja velikog broja naučnih institucija u svetu.

U ovom radu prikazani su mehanizmi generisan-ja i priroda buke koja nastaje pri radu vetroturbina. Izvršena je njihova klasifi kacija i predstavljene su proračunske i eksperimentalne metode određivanja buke. Kroz prikaz radova iz oblasti skrenuta je pažnja na aktuelne metode pri čemu je ukazano na nedostatke i na moguće pravce daljeg istraživanja.

110


2. MEHANIZMI GENERISANJA BUKE I NJENA KLASIFIKACIJA

Svaki neželjeni zvuk može se defi nisati kao buka. Pri razmatranju efekata buke na okolinu treba imati na umu tri osnovna elementa: izvore, prostiranje i primaoce. Bitne karakteristike vezane za buku generi-sanu od vetroturbina jesu: 1) nivo intenziteta, frekven-cije, frekventne distribucije i prostorni raspored izvo-ra buke; 2) nivo pozadinskog zvuka; 3) teren između emitera i receptora i 4) priroda receptora buke [8]. Buka koju proizvode vetroturbne može biti 1) tonalna, 2) široko pojasna, 3) nisko frekventna, 4) impulsivna ili 5) infrabuka [3], [7], [8].

Tonalna buka je buka pri diskretnim frekvencijama dok se pod širokopojasnom bukom podrazumeva buka pri kontinualnim frekvencijama iznad 100 Hz. Nisko frekventna buka je buka u intervalu frekvencija između 20 i 100 Hz. Impulsivna buka je okarakteri-sana kratkim prolaznim fl uktuacijama u akustičkom polju koje mogu sadržati značajnu energiju. Ova buka smatra se najiritantnijom [9]. Infrabuka je buka u frekventnom opsegu ispod 20 Hz.

Vetroturbine generišu buku na dva načina: 1) mehanički kroz rad zupčanika, generatora, hidraulike i sl. i ona je u najvećoj meri vezana za komponente unutar gondole turbine i 2) aerodinamički kao pos-ledica opstrujavanja lopatica turbine.

Mehanička buka prenosi se iz gondole kroz struk-turu vetroturbine i kasnije se kroz akustičko zračenje spoljašnjih površina gondola, stuba i lopatice prenosi na okolinu [11]. Aerodinamička buka posledica je tur-bulencije u graničnom sloju aeroprofi la ili nestabilnog opterećenja lopatica rotora i interakcije sa stubom ve-troturbine.

Kod buke nastale usled nestabilnog opterećenja, lopatica nailazi na turbulentne vrtloge u atmosferi ili na poremećeno strujno polje iza stuba kod tur-bine sa rotorom postavljenim nizstrujno. Amplituda i frekvencija buke zavisiće od veličine vrtloga. Uko-liko su turbulentni vrtlozi manji od tetive aeroprofi la javiće se samo lokalne fl uktuacije pritiska i buka će biti visokofrekventna. Suprotno, kada su vrtlozi veći buka će biti nižih frekvencija. U oba slučaja buka je širokopojasna.

Kod buke koja je posledica turbulencije u graničnom sloju razlikujemo nekoliko različitih slučajeva njenog generisanja: generisanje usled vrtloženja pri vrhu lo-patice koje generiše širokopojasnu visokofrekventnu buku; generisanje usled otcepljenja graničnog sloja takođe širokopojasnog karaktera; generisanje usled vrtložnog preobražaja laminarnog graničnog sloja koje je tonalno i veoma visokofrekventno; i generi-sanje na izlaznoj ivici koje je posledica zaobljenosti, odnosno postojanja izlazne ivice konačne debljine gde je buka tonalna ili interakcije turbulentnog strujanja sa izlaznom ivicom gde je buka širokopojasna [11].

Usled napretka tehnologije izrade rotore, ležajeva, zupčanika i ostalih mehaničkih komponenti buka koja je posledica njihovog rada značajno je smanjena i zanemarljiva je u odnosu na aerodinamičku buku (sli-ka 8). Takođe način generisanja buke i njene karakter-istike zavisiće od tipa vetroturbine i njene veličine.

3. PRORAČUNSKE METODE ODREĐIVANJA BUKE

Proračunsko određivanje buke svodi se na rešavanje dva osnovna problema. Prvi je generisanje i emisija buke gde se posmatraju već pomenuti mehanizmi ge-nerisanja buke, a drugi je prostiranje buke u okolini gde se uzimaju u obzir atmosferska absorpcija, prela-manje i odbijanje buke i sl.

Kada se pominju metode proračuna generisan-ja buke mora se pomenuti rad Lajthila koji je izveo jednačinu generisanja buke u nehomogenom zat-vorenom prostoru baziranu na Navije-Stoksovim jednačinama [12-14]. Izvedena jednačina daje tačna rešenja generisane buke u slučajevima bez izvora mase i količine kretanja. Takođe mora se pomenuti i rad Fovcsa, Vilijamsa i Hokingsa [15] koji su iskoris-tili Lajthilovu jednačinu i uveli uticaj promene mase i količine kretanja na generisanje buke.

Pristup određivanju buke vetroturbina ogleda se u nekoliko karakterističnih metoda. Vagner prikazuje Losonovu podelu načina i metoda određivanja buke u tri različite klase [16]. Prva je najjednostavnija i vrši samo procenu ukupne buke i ne bavi se načinom generi-sanja. Druga, kompleksnija uzima u obzir konkretne izvore buke međutim sa određenim pojednostavljen-jima. Na primer, posmatra se ravanski slučaj opstru-javanja aeroprofi la u zoni vrhova lopatica. Takođe ulazno strujanje se često posmatra kao stacionarno i osnosimetrično. Treća klasa je najkompleksnija i u nju spadaju metode koje uzimaju u obzir mehaničke i aerodinamičke mehanizme generisanje buke.

Druga klasa i deo treće klase obuhvataju neko-liko različitih proračunskih modela koji se oslanjaju na empirijske podatke dobijene ispitivanjima. Neki od poznatijih empirijskih tj. poluempirijskih modela su: Glegov, Grosveldov, BPM, NLR, Losonov itd. Detaljniji opis ovih i sličnih metoda dat je u [11,16]. Ovi modeli su najčešće primenljivi samo na određene tipove vetroturbina koje su korišćene pri defi nisanju pomenutih modela. Šta više, skoro nijedan od ovih modela nije primenljiv na male vetroturbine kod kojih je procena uticaja na okolinu od izuzetne važnosti, s obzirom na primenu u naseljenim mestima. Mori-jarti et al. napravili su poluempirijski model i razvili softver baziran na radu Bruks i Amije koji je pripojen NREL (National Renewable Energy Laboratory) kodu za aeroelastične simulacije FAST [17-19]. Validacija rezultata obavljena je ispitivanjima. Dalje je razvijen NREL NAFnoise softver koji se bazira na poluempiri-jskom modelu za određivanje buke vetroturbina.

111


Napretkom računarskih tehnologija povećane su mogućnosti realizacije analiza vezanih za buku. Sve više se prelazi na korišćenje računara i proračunske aerodinamike (CFD) pri određivanju generisanja buke t.j. CAA (proračunska aeroakustika, engl. computa-tional aeroacoustics) . Takođe često se koristi kombi-nacija empirijskih i CFD metoda. Postoje dva pristupa primene CFD u određivanju buke. Prvi je direktni gde se istovremeno proračunavaju turbulentno stru-janje oko aeroprofi la i generisanje buke. Ovaj pristup je računarski veoma zahtevan i trenutno nema široku primenu zbog izuzetno velikih računarskih resursa koji su potrebni. Međutim sa razvojem hardvera, sve veći broj istraživanja se obavlja u vezi sa primenom ovog pristupa [20-23]. Određivanje buke generisane od strane lopatice vetroturbine u prostoru na pomenu-ti način izvršio je Arakava na Earth simulatoru gde je korišćeno 320 miliona čvorova za proračun stru-jnog polja metodom simulacije velikih vrtloga (LES) pri čemu nisu zadovoljeni uslovi za kvalitetnu LES analizu po celom razmahu lopatice [23]. Da bi ovo bilo ostvareno bilo bi potrebno 15 milijardi čvorova. Vreme simulacije bilo je 50 ms a proračun je trajao 300 procesor-časova koristeći paralelno 112 procesora. Kako bi se odredilo potpuno akustičko zračenje bilo bi potrebno uraditi proračun za nekoliko rotacija lopatice što za sada nije izvodljivo imajući na umu potrebne računarske resurse. Arakava je posmatrao fl uktuacije pritiska na vrhu lopatice za dva različita vrha (slika 3) dok je određivanje generisane buke daleko od lopatice izvršeno integraljenjem po površini na rastojanju od 20m Fovcs, Vilijams & Hokings analogijom [23].

Drugi pristup problemu proračunskog određivanja buke je tzv. hibridni, pri čemu se prvo računa strujno polje, a onda se dobijeni rezultati koriste kao ulaz za proračun buke. Ovaj pristup zahteva značajno manje računarske resurse od prve pomenute metode, te se i u najvećem broju slučajeva proračuna upravo on koristi. Kod hibridnih metoda problem se svodi na adekvatno

određivanje strujnog polja, pri čemu se opet može ko-ristiti više metoda. Prvi je direktna numerička simu-lacija (DNS) gde se direktno rešavaju Navije-Stoks-ove jednačine. Ovaj metod bi trebalo da je u stanju da pruži rezultate visokog kvaliteta, međutim i računarski je najzahtevniji i za industrijske potrebe neprimenljiv. Drugi je već pomenuti LES gde je neophodno da tur-bulentni vrtlog koji se proračunava bude veći od naj-manjeg elementa mreže. Iz tog razloga LES metode su računarski takođe izuzetno zahtevne. Aeroakustička analiza aeroprofi la NACA 0015 urađena je LES met-odom gde je radi pojednostavljenja kompresibilno strujno polje podeljeno na zonu nekompresibilnog i kompresibilnog strujanja oko aeroprofi la, pri čemu su posmatranje kompresibilne perturbacije pritiska kao izvor buke [25]. Treći metod je proračun odvojenih vrtloga (DES, engl. detached eddy simulation) koji predstavlja kombinaciju LES i proračuna strujanja primenom Rejnoldsovih jednačina i adekvatnog tur-bulentnog modela - RANS metode. Kod ovog metoda potrebno je pažljivo konfi gurisati proračunsku mrežu i na odgovarajući način defi nisati oblasti u kojima će se vršiti LES tj. RANS proračun (slika 4). Simulaciju buke generisane na izlaznoj ivici aeroprofi la koristeći DES metod uradio je Matej [26]. On je kreirao LES poddomen u RANS domenu u zoni izlazne ivice aero-profi la. U prelaznoj zoni koristio je generator vrtloga (VM) kako bi simulirao turbulentne fl uktuacije na ula-zu u LES poddomen koje su u RANS domenu osred-njene. Za izvršenje proračuna koristio je FLUENT sa korisničkim funkcijama za defi nisanje VM. Validaciju rezultata izvršio je poređenjem sa eksperimentalnim podacima dobijenim ispitivanjima u aerotunelu. Stoun et. al. izvršili su poređenje rezultata dobijenih DES metodama za nekoliko različitih turbuletnih modela i dva aeroprofi la [27].

RANS metod je računarski najekonomičniji pa se stoga i najčešće koristi u praksi. Tadamasa et. al. uradili su predviđanje buke vetroturbine koristeći RANS me-

Slika 3. - Perturbacije pritiska na vrhu lopatice dobijene direktnim načinom za klasični i ogee vrh lopatice [23].

112


todu i Di Frančeskovu formulaciju FW&H jednačine [24]. Oni su za proračun strujne slike oko rotirajuće lopatice koristili k – ωSST turbulentni model. Za vali-daciju strujne slike korišćena je NREL phase VI lo-patica. Pošto ne postoje akustička merenja vršena za pomenutu vetroturbinu, za validaciju generisane buke izvršen je proračun za UH-1H helikopterski rotor i Harcelov avionski propeller, za koje postoje eksperi-mentalni podaci.

Bejli et al. prikazali su i analizirali nekoliko hi-bridnih modela određivanja buke koji su trenutno u upotrebi [28]. Oni su rezultate dobijene ovim meto-dama poredili sa rezultatima dobijenim direktnim pristupom i zaključili da je za niske Mahove brojeve i kompleksne geometrije moguće sa zadovoljavajućom preciznošću koristiti akustičke analogije bazirane na rešavanju nekompresibilnih Navije-Stoksovih jednačina. Takođe došli su do zaključka da je za slučajeve turbulentnog strujanja visokog intenziteta ili kada je potrebno odrediti visokofrekventni deo sprek-tra neophodno izvršiti komresibilnu simulaciju i onda primeniti FW&H analogiju.

Predviđanje prostiranja buke i njeno slabljenje znat-no je jednostavnije i menjaće se linearno za različite frekvencije. Trenutno postoji veliki broj računarskih alata koji precizno mogu odrediti slabljenje buke pri različitim atmosferskim uslovima i uticaj prepreka na prostiranje buke. Na slici 5 prikazana je mapa buke male vetroturbine za različite frekvencije dobijene softverskim paketom DataKustik CadnaA 4.1 [11].

4. EKSPERIMENTALNO ODREĐIVANJE BUKE

Eksperimentalna ispitivanja i merenja nivoa buke vetroturbine vrše se kako bi se odredili nivoi akustičke snage buke, frekventni spektar, tonalitet i smer (di-rectivity) prostiranja buke za različite brzine vetra za određenu vetroturbinu. Pri određivanju buke vrše se akustička i neakustička merenja. Akustička merenja vezana su za buku dok se neakustička koriste kako bi se utvrdili atmosferski uslovi i njihov uticaj na buku. Akustička merenja najčešće se vrše za A ponderaciju i jedno trećinsku oktavu raspona od 50 Hz do 10 kHz jer se tako najbolje određuje subjektivni efekat generi-sane buke na ljudski sluh. Opciono vrše se i merenja infrabuke, niskofrekventne i impulsivne buke. Proce-dura merenja buke defi nisana je standardima od kojih je najčešće korišćen [29].

Pri ispitivanjima potrebno je mikrofone postaviti na ploču na zemlji u blizini vetroturbine kako bi se smanjio uticaj buke okoline (slika 6). Takođe potreb-no je zaštiti mikrofon vetrobranom. Pre početka ispi-tivanja vrši se kalibracija akustičke opreme. Što se tiče neakustičke opreme koriste se anemometri za određivanje brzine vetra, vetrokazi za određivanje pravca, barometar i termometar za određivanje at-mosferskih uslova i uređaju za precizno određivanje razdaljine. Pri ispitivanjima mikrofoni se postavljaju tako da idu nizstrujno u odnosu na turbinu pri čemu se jedan postavlja direktno iza i on je referentatni dok su

Slika 4. - Proračunski domen sa RANS i LES poddomenima (levo) i proračunska mreža (desno).

Slika 5. - Prostiranje i slabljenje buke [11]

113


ostali pod određenim uglom u odnosu na njega. Rasto-janje referentnog mikrofona od vetroturbine jednako je zbiru visine stuba i polovine prečnika rotora za ve-troturbine sa horizontalnom osom rotora i zbiru visine stuba i ekvitorijalnog prečnika za vetroturbine sa ver-tikalnom osom rotora. Neakustička oprema postavlja se ispred vetroturbine čiji rotor se nalazi uzvodno u odnosu na stub. Kako bi se izdvojila buka generisana od strane vetroturbine od okolne buke neophodno je vršiti merenja buke okoline u radu i sa zaustavljenim rotorom vetroturbine. Nakon toga vrši se korekcija rezultata za vetroturbinu. Određivanje tonaliteta vrši se uskopojasnom analizom frekventnog sprektra. Vrši se merenje nivoa akustičkog pritiska vetroturbine i maskirajuće buke okoline i na osnovu njih defi niše se kritični opseg. Detaljniji opis maskirajuće buke i tonalne analize dat je u [29]. U slučaju kada pos-toji potreba za merenje infrabuke ono se vrši za G ponderacijski akustički pritisak. Za niskofrekventnu buku od 20 do 100 Hz koristi se C ponderacija uko-

liko je razlika između A i C ponderacije veća od 20 dB. Određivanje impulsivne buke vrši se osrednja-vanjem razlike između C ponderacijskog držanja im-pulsa i maksimalnog C ponderacijskog stalnog nivoa akustičkog pritiska.

Ukoliko se pri ispitivanju pojave dodatni izvori ge-nerisanja buke (avion, automobil i sl.) rezultati istih se moraju odbaciti.

P. Miljore et. al. [30] uradili su uporedna merenja za nekoliko različitih vetroturbina male snage za brzine vetra od 6 m/s do 10 m/s koristeći referentni mikrofon postavljen na drvenoj ploči debljine 13 mm niz vetar. Vrednosti akustičnog pritiska osrednjene su za vreme od 10 sekundi jer je zaključeno da za male vetrotur-bine više odgovara od propisanih 60 sekundi prema standardu [29]. Ovde je naglašena nemogućnost preciznog odvajanja pozadinske buke od buke Bergej XL.1 vetroturbine što ukazuje na problem preciznog određivanja emisije buke tiših vetroturbina. Takođe u njihovim rezultatima pojavljuje se značajni nivo buke

Slika 6. - Način postavljanja mikrofona na ploču na zemlji

Slika 7. - Platforma sa eliptičnom raspodelom mik-rofona [31]

Slika 8. - Izvori buke osrednjeni za nekoliko obrtaja [31]

114


koji je posledica fl atera lopatice vetroturbina koji se kod nekih vetroturbina koristi kao kontrola brzine okretanja rotora.

Osim merenja ukupne generisane buke od strane vetroturbine u skorije vreme sve više pažnje se obraća lokalizaciji izvora buke na vetroturbini. U ovu svrhu koriste se postavke sa nekoliko mikrofona i algoritmi za prostorno fi ltriranje (beamforming). Oerlemans et al. izvršili su akustička merenja GAMESA G58 ve-troturbine postavljene u Španiji koristeći platformu dimenzija 15x18 m2 sa 148 mikrofona (slika 7) [31]. . Mikrofoni su postavljeni u eliptičnom rasporedu kako bi se ostvarila slična rezolucija za horizontalnu i ver-tikalnu osu rotora. Takođe korišćeni su 2 kalibrisana B&K mikrofona kao referentni. Rezultati su poka-zali da se znatno veći deo buke generiše pri silaznoj putanji lopatice i stoga je samo ovaj slučaj prikazan (slika 8). Oerlemans ovu pojavu pripisuje konvek-tivnom (Doplerovom) pojačanju i usmerenosti buke na izlaznoj ivici. Ovo su potvrdili i Ramachandran et al. [32] koji su izvršili i poređenje rezultata dobijenih sa nekoliko različitih algoritama za prostorno fi ltrira-nje.

Akustička merenja vrše se takođe ispitivanjima modela ili aeroprofi la u aerotunelu. U aerotunelu me-renje buke se vrši na dva načina. Direktno merenjem nizom postavljenih mikrofona ili indirektno preko vizualizacije strujanja. Opsežna ispitivanja sedam aeroprofi la NACA 0012 različitih dužina uradili su Bruks et. al. [18]. Ispitivanja su izvršena u anehoičnoj komori sa osam mikrofona postavljenih u ravni nor-malnoj na ravan razmaha aeroprofi la. Posmatrani su ravanski i prostorni slučajevi opstrujavanja oko aero-profi la. Oni su na bazi ispitivanja defi nisali empirijski model za određivanje buke generisane od strane aero-profi la. Gejer et al. izvršili su ispitivanja u aerotun-elu pri čemu su merenja obavili pomoću algoritama za prostorno fi ltriranje čime su uspeli da naprave 3D mapu buke generisane od strane napadne ivice aero-profi la [33].

Indirektno merenje buke moguće je izvršiti LDA ( engl. laser doppler anemometry) ili PIV (engl. Particle Image Velocimetry) metodama određivanja strujne slike dobijene ispitivanjima u aerotunelu. Kratak osvrt na metodologiju i mogućnosti LDA i PIV u primeni akustičkog merenja dali su Kembel et. al. [34].

Lorenconi et. al. [35] izvršili su PIV ispitivanja cil-indra i aeroprofi la u aerotunelu. Oni su u anehoičnoj radnoj sekciji aerotunela postavili 2D cilindar i iza njega 2D NACA0012 aeroprofi l. Posmatrali su uti-caj aeroprofi la na trag cilindra i obrnuto nakon čega su pomoću Kurlijeve analogije odredili akustičko zračenje instalacije. Merenja mikrofonima su takođe obavljena radi poređenje rezultata. Njihov eksperi-ment dao je zadovoljavajuće rezultate pri određivanju frekvencije i amplitude tonalne komponente međutim

zaključili su da je za defi nisanje širokopojasne buke neophodno uraditi 3D analizu i unaprediti sam me-tod.

5. ZAKLJUČAK

Buka vetroturbina predstavlja problem koji ograničava mogućnosti izgradnje, imajući u vidu negativni uticaj na okolinu. Kod vetroturbina velikih snaga negativni uticaj buke na ljude se najčešće izbe-gava postavljanjem na dovoljno velikoj udaljenosti od naselja, dok je instalacija malih vetroturbina u nekim slučajevima onemogućena. Stoga su tokom proteklih decenija usavršavane postojeće i razvijane nove me-tode kako bi se što bolje razumeli mehanizmi generi-sanja buke. Raniji metodi proračunskog određivanja buke bile su poluempirijske i u velikoj meri su se os-lanjali na podatke iz eksperimenata. Poslednjih godina znatno se napredovalo u ovom pogledu, posebno zbog napretka proračunske aerodinamike i računarskih teh-nologija. Međutim, trenutno primena najnaprednijih metoda koje podrazumevaju upotrebu LES i DNS ograničena je samo na određene relativno male delove rotora. Stoga postoje pokušaji određivanja buke man-je zahtevnim RANS simulacijama, s tim što one nisu u stanju da daju detaljan uvid u mehanizme generisanja buke, s obzirom da se koriste osrednjene Navije-Stok-sove jednačine i zavisnost rezultata od primenjenog turbulentnog modela.

Kod eksperimentalnih metoda za potrebe industri-je opšti pristup merenju buke vetroturbina defi nisan je standardima. Potrebno je kvalitativno i kvantitati-vno odrediti buku vetroturbine generisanu određenim mehanizmima, te su razvijene metode za lokalno određivanje izvora buke duž gondole i lopatica rotora vetroturbine. Rezultati koji se odnose na lokalizovan-je buke zavise od algoritama koji su korišćeni pri nje-nom određivanju. Eksperimenti izvedeni u aerotuneli-ma na različitim aeroprofi lima zajedno sa rezultatima numeričkih simulacija mogu dati kvalitetniji uvid u mehanizme generisanja aerodinamičke buke. Razvo-jem PIV i LDA metoda za ispitivanje u aerotunelu javila se mogućnost jasnog prikazivanja strujne slike i digitalizacije iste. Rezultati se pomoću akustičkih analogija mogu primeniti za analizu generisane buke i poređenje rezultata dobijenih numeričkim metodama. Imajući u vidu dosadašnji trend razvoja računara, di-rektni proračunski pristup određivanja aerodinamičke buke neće u skorije vreme biti moguć, te postoji potre-ba za daljim usavršavanjem različitih hibridnih meto-da. Takođe verifi kacija i validacija numeričkih rezul-tata zahtevaju namenska eksperimentalna ispitivanja sa ciljem određivanja aerodinamičke buke i lokalizo-vanja izvora na datim objektima

115


NAPOMENA

Istraživanje je izvedeno u okviru projekta TR 35035 koje je fi nansirano od strane Ministarstva za prosvetu, nauku i tehnološki razvoj Republike Srbije.

REFERENCE

[1] D. Komarov, S. Stupar, A. Simonović, S. Trivković, M. Stanojević, Trendovi u industri-ji vetroturbina u svetu i mogući pravci razvoja domaće vetroenergetike, Energija, ekonomija, ekologija, Zlatibor; 2010

[2] Arthouros Zervos, Developing Wind Energy to meet the Kyoto Targets in the European Union,;

[3] Sathyajith Mathew, Wind Energy Fundamentals, Resource Analysis and Economics, Springer-Ver-lag Berlin Heidelberg 2006;

[4] R. Saidur, N.A. Rahim, M.R. Islam, K.H. Solan-gi, Environmental impact of wind energy, Renew-able and Sustainable Energy Reviews;

[5] Global Wind Report, Annual Market update 2012, Global Wind Energy Council;

[6] Caroline Stanton, The Landscape Impact and Vi-sual Design of Windfarms, School of Landscape Architecture, August 1996, , ISBN 1-901278-00-X, 52 pages, A4 format paperback, Edinburgh College of Art, Heriot-Watt University, Lauriston Place; Edinburgh EH3 9DF; Scotland; United Kingdom;

[7] Anthony L. Rogers, Ph.D. James F. Manwell, Ph.D. Sally Wright, M.S., Wind Turbine Acoustic Noise A white paper, Renewable Energy Research Laboratory Department of Mechanical and Indus-trial Engineering University of Massachusetts at Amherst, Amherst, MA 01003;

[8] Anthony L. Rogers, Ph.D. James F. Manwell, Ph.D, Wind Turbine Noise Issues A white paper, Renewable Energy Research Laboratory Center for Energy Effi ciency and Renewable Energy Department of Mechanical and Industrial Engi-neering University of Massachusetts at Amherst Amherst, MA 01003;

[9] N.D.Kelley, R.R.Hemphill, M.E.McKenna, A methodology for Assessment of Wind Turbine Noise Generation, Transactions of the ASME 112/Vol.104, May 1982

[10] Infrasound measurements from wind farms and other sources, Sonus Pty report, November 2010;

[11] Jennifer Taylor Meng, The Characteristics and Perception of Small Wind System Noise, Univer-sity of Nottingham, September 2011.

[12] M.J.Lighthill, On sound generated aerodynami-cally I.General theory, Proceedings of the Royal Society of London. Series A, Mathematical and Physical Sciences, Volume 211, Issue 1107, pp. 564-587, 1952.

[13] M.J.Lighthill, On sound generated aerodynami-cally II. Turbulence as source of sound, Proceed-ings of the Royal Society of London. Series A, Mathematical and Physical Sciences, 1954

[14] M.J.Lighthill, Acoustic streaming, Journal of Sound and Vibration 61(3), 391-418, 1978

[15] J. E. Ffowcs Williams and D. L. Hawkings, Sound generation by turbulence and surfaces in arbi-trary motion, , Philosophical Transactions of the Royal Society of London. Series A, Mathemati-cal and Physical Sciences, Vol. 264, No. 1151, pp. 321-342, 1969

[16] S.Wagner, R. Bareiss, G. Guidati, Wind turbine noise, Springer, 1996,

[17] P. Moriarty and P. Migliore, Semi-Empirical Aeroacoustic Noise Prediction Code for Wind Turbines,

[18] Thomas F. Brooks, D. Stuart Pope, Michael A. Marcolini, Airfoil Self-Noise and prediction, NASA reference publication 1989

[19] R. K. Amiet, Acoustic radiation from an airfoil turbulent stream, Journal of Sound and Vibration 41(4), 407-420, 1975.

[20] Tomoaki Ikeda, Takashi Atobe, Shohei Takagi, Direct simulations of trailing-edge noise genera-tion from two-dimensional airfoils at low Reyn-olds numbers, Journal of Sound and Vibration 331 556–574, 2012

[21] R.D. Sandberg, L.E. Jones, Direct numerical simulations of low Reynolds number fl ow overai-rfoils with trailing-edge serrations, Journal of Sound and Vibration 330 3818–3831, 2011

[22] R.D. Sandberg, N.D. Sandham, P.F. Joseph, Di-rect numerical simulations of trailing-edge noise generated by boundary-layer instabilities, Jour-nal of Sound and Vibration 304 677–690, 2007

[23] Chuichi Arakawa, Oliver Fleig, Makoto Iida, Masakazu Shimooka, Numerical Approach for Noise Reduction of Wind Turbine Blade Tip with Earth Simulator, Journal of the Earth Simulator, Volume 2 11–33, March 2005,

[24] A. Tadamasa, M. Zangeneh, Numerical predic-tion of wind turbine noise, Renewable Energy 2011, Volume 36, Issue 7, Pages 1902–1912, July 2011

[25] W Z Shen, J N Sørensen, Aero-Acoustic Mod-

116


elling using Large Eddy Simulation, Journal of Physics, Conference Series75, 2007

[26] Fabrice Mathey, Aerodynamic noise simulation of the fl ow past an airfoil trailing-edge using a hybrid zonal RANS-LES, Computers & Fluids 37 836–843, 2008

[27] Christopher Stone, Matthew Barone, C. Eric Lynch and Marilyn J. Smith, A Computational Study of the Aerodynamics and Aeroacoustics of a Flatback Airfoil Using Hybrid RANS-LES, 47th AIAA Aerospace Sciences Meeting including The New Horizons Forum and Aerospace Exposition, 2009

[28] Christophe Bailly, Christophe Bogey, Xavier Gloerfelt, Some useful hybrid approaches for predicting aerodynamic noise, C. R. Mecanique 333 666–675, 2005

[29] IEC (2002) Wind turbine generator systems-Part 11 Acoustic noise measurement techniques. IEC 61400-11, No. 88/141/CDV, International Elec-trochemical commission, Geneva, Switzerland

[30] P. Migliore, J. van Dam and A.Huskey, Acoustic Tests of Small Wind Turbines, AIAA 1185, 2004

[31] S. Oerlemans, P. Sijtsma, B.Mendez Lopez, Lo-cation and quantifi cation of noise sources on a

wind turbine, Journal of Sound and Vibration 299 869–883, 2007

[32] Rakesh C. Ramachandran, Hirenkumar Patel and Ganesh Raman, Localization of Wind Turbine Noise Sources Using a Compact Microphone Array with Advanced Beamforming Algorithms, Berlin Beamforming Conference 2012

[33] Thomas Geyer, Ennes Sarradj, and Jens Giesler, Application of a Beamforming Technique to the Measurement of Airfoil Leading Edge Noise, Ad-vances in Acoustics and Vibration, 2012

[34] M. Campbell, .A. Cosgrove , C.A. Greated, S. Jack, D. Rockliff, Review of LDA and PIV ap-plied to the measurement of sound and acoustic streaming, Optics & Laser Technology 32, 629 – 639, 2000

[35] V. Lorenzoni, M. Tuinstra, F. Scarano, On the use of time-resolved particle image velocimetry for the investigation of rod–airfoil aeroacoustics, Journal of Sound and Vibration 331 5012–5027, 2012

117


Saša STOJKOVIĆ, Snežana DRAGIĆEVIĆFaculty of technical sciences, Čačak, Serbia

Žarko STEVANOVIĆUniversity of Belgrade, Institute Vinča, Laboratory for Thermal and Energy Research, Belgrade, Serbia

UDC: 620.9.001/.003 : 621.311.24

Technical and Economical Analysis of Medium Size Photovoltaic System for Supply

of Educational Institution

ABSTRACTThe paper presents the results of analysis of technical and economical feasibility of the grid-con-

nected photovoltaic system for power supply of one educational institution. The system consists of a certain number of photovoltaic (PV) arrays with total power of about 10 kW, 20 kW and 30 kW. The system is connected to distribution network via appropriate inverters. The basic goal is to determine reducing the bill for electric energy, as well as pollutant emission reduction in the case of the edu-cational school (secondary school or faculty). Detailed economic analysis is carried out using “Life Cycling Costs (LCC)” method. The money saving is determined in the case of climate with “normal” conditions about solar radiation and temperature, measured in Belgrade. Typical meteorological year data were used by System Advisor Model (SAM) software tool. Results of the analysis show that photovoltaic power system is technically and economically viable because the payback time is quite acceptable. Also, the results are compared with results of similar earlier analysis of PV systems of 1 kW, 3 kW and 5 kW.

Keywords: Energy effi ciency, Renewable energy source, Solar energy, Photovoltaic generator, System Advisor Model (SAM) software.

1. INTRODUCTION

On the today’s degree of development renewable energy resources are unavoidable. Electricity

production by renewable resources becomes much more important, due to several reasons. During sev-eral last years, efforts in Republic of Serbia to begin with distributed PV (and other) generation using are intensifi ed. Main reasons for this are available hydro and solar resources, as well as tendencies in the world to reduce detrimental gasses emission.

Mathematical models of solar systems, as well as design and planning principles are presented in detail in several books [1-6] and many scientifi c papers. Owing to that, the methods for PV plants planning and design in Republic of Serbia are developing, as well as awareness about their technical and economic characteristics. The basic goal in this paper is to give some contribution in that sence.

Most commonly, the goals of solar systems install-ing on the educational institutions’ roofs are social and economic. These projects commonly are intended to achieve next goals:

1. Determining the real potentials and possibilities to implement solar systems in Republic of Ser-bia,

2. Demonstration of ways of usage photovoltaic (PV) technology through practice education process,

3. Help to education institutions by electric energy bill saving, and

4. Promoting of the renewable energy sources us-age, especially solar modules.

This paper analyzes three power systems (10 kW, 20 kW and 30 kW) for generating electricity for educational institutions, based on dynamic simula-tion. There are several adequate software tools for such analyses, as TRNSYS, System Advisor Model (SAM), and HOMER [7-9]. In this paper, System Advisor Model (SAM) software tool is used, because it is project-oriented. Also it contains high- fi delity models of elements, and comprises possibilities for detailed economic analysis. The PV model employed in System Advisor Model software is excellent De Soto’s PV model described in detail in [9-10]. Also,

118


its implementation is presented in [1]. Besides, SAM employs the most precise inverter’s model [12], which parameters for the implementation in solar technique are measured in accordance to [13]. Diffuse radiation model greatly infl uences the results of calculations. SAM contains all state-of-the art models. In this anal-ysis is used one of them, which is believed to be the most exact today [1]. That is the well known Perez’s Diffuse Radiation Model [14].

There are many examples of small PV systems erected on the school roofs. In Slovenia and Croatia there are more plants than in nearby countries [15]. For example, in Slovenia, this is PV power plant in Križe, municipality Tržič. It is on the roof of the El-ementary school Križe, with rated power of 80.4 kW. Second is PV plant Preddvor, which is on the roof of Elementary school “Matija Valjavec” in Preddvor. Its rated power is 60.2 kW. In Croatia [15], PV power system is erected on the roof of the Elementary school “Franjo Seta” school in town Bednja (2010. year, 9.72 kW). In Serbia, under favour of donations, PV sys-tems are erected on the roofs of secondary schools “Mihajlo Pupin”, Kula, as well as “Rade Končar”, Belgrade. Both are of 5 kW rated power. At the mar-ket in Serbia now are available complete PV solutions of greater rated power, for example 30 kW [17]. It can be concluded that, dependent of fi nancial potential of investors, rated powers of PV plants on the roofs of educational schools commonly are 5 kW – 80 kW. In [18] one analysis of hypothetical PV systems of rated powers 1 kW, 3 kW, and 5 kW have been done. In this paper, it is continued to analyze PV school systems of power 10 kW, 20 kW, and 30 kW. It is very impor-tant to note that the capital costs of such systems are greatly reduced in the last years.

The basic goal of the paper is to analyze the infl u-ence of some technical parameters on the produced electrical energy, as the rated power, PV string’s tilt, and PV string’s azimuth. Also, infl uences of the utility fl at rate on the payback period, as well as the infl u-ence of loan rate on the levelized cost of energy are analyzed. There is a need to calculate money saving which an educational institution achieves, as well as decrease in CO2 emission.

2. SYSTEM CONFIGURATION

In this paper three PV systems are analyzed, name-ly, one of 9.7 kW power, second of 19.3 kW, and third of 29 kW rated power. The PV systems are connected to distribution network. The system of 29 kW is shown schematically in Figure 1.

In Table 1 number of modules and inverters is pre-sented. Modules in all three systems are same, as well as inverters.

3. SIMULATION MODEL

3.1. PV modules and array

In this analysis Sandia modules type Yingli So-lar YL230-29b Module [2009(E)] are used. Figure 2 shows the PV characteristic as they are presented in SAM software tool. Also, their basic data are present-ed. The module data are as follows:

Total array area of 29 kW system is 206 m2, as 19.3 kW system needs 137.3 m2. The small system of 9.6 kW needs 68.6 m2 for PV modules.

3.2. Inverters’ dataInverters’data are presented in Table 2.

Effi ciency curve and other data are presented in [7]. Parameters determining is according to [13].

3.3. PV system costsPV system costs are determined on the

basis of the similar PV system projects. It is supposed that there was no the need to rearrange the roof. In this paper it is ac-cepted that the arrays can be turned in every direction. Also, there are no objects which could make the shade.

Direct costs are given as the sum of equipment’s price, delivery, erection and connection of elements. State tax, so-called “additional value tax” of 20%, is added to the capital cost. The prices in

1x14

1x14

1x14

network

kWh

1x14

1x14

1x14

1x14

1x14

1x14

inverter 10 kW energy meter

PV modules

Figure 1. - Confi guration of the PV power system of 29 kW

Power [kW] 29 19.3 9.7 Modules per string 14 14 14 Strings in paralel 9 6 3 Number of inverters 3 2 1

Table 1. - Number of modules, strings, and inverters

119


SAM are in dollars. At the time of analysis, the cur-rency is 1 EUR=1.37 USD.

The PV system prices (including state tax) are:Direct capital costs: Module: 1.8 USD/Wdc (1.314

EUR/Wdc),Inverter: 0.48 USD/Wac (0.35 EUR/Wac),Balance of system (control cabin, el. meter, con-

ductors, cables, accessories, frame, fuses, switching equipment): 0.396 USD/Wdc (0.289 EUR/Wdc),

Permiting, environment studies - fi xed cost: 1600 USD (1168 EUR), same for all three projects,

Indirect capital costs: engineering – fi xed cost: 500 USD (365 EUR), same for all three projects,

Operating and maintenance costs: fi xed annual cost for all three projects: 200 USD/year (146 EUR/year).

Other costs are low, and they are disregarded.

3.4. FinancingEducation institutions mainly have not got invest-

ment money to fi nance small PV systems projects. Due to that reason, an analysis has been done using an assumption of borrowing the money from bank, with loan rate of 6%. Also, in the analysis it is assumed that educational institution will get privileged producer

status, and to sell electricity with privileged price dur-ing all 20 years. Financing parameters are as follows:

Utility rate: fl at rate 0.283 USD/kWh (0.2066 EUR/kWh) (privileged price),Loan parameters: Standard loan with debt fraction of 100%,Loan term: 10 years,Loan rate: 6%/year,Analysis parameters: Analysis period: 20 years,Infl ation rate: 2.5 %/year,Real discount rate: 6 %/year,Nominal discount rate: 8.65 %/year,Tax and insurance rates: 0%,Salvage value: 0 USD.

3.5. Solar resourceThe System Advisor Model software tool uses me-

teorological data in the so cold “Typical Meteorologi-cal Year 2 and 3” form. Unfortunately, it recognizes only TMY2 for North America, not for Europe. Due to that reason, in this analysis the meteorological fi le of epw type is used, which is recognized by SAM. Weather Data format description of such fi les is pre-sented in [19].

Figure 2. - PV module characteristics

Type: Fronius USA, LLC: IG Plus V 10.0-1 uni (240),240 V [CEC 2010]

AC Voltage 240 V Vdcmax 600 V Power AC [Wac] 9995 Wac Idcmax 46.7 A Power DC [V] 10495.7 Wdc MPPT_low [V] 230 V Power So 36.3366 W Vdco [V] 388.515 V Power NTare 1 W MPPT_hi [V] 500 V

Table 2. - The inverters’ data

120


In Figure 3, global solar horizontal radiation over time of 8760 hours (on the left). Also, monthly average global horizontal solar radiation, as well as clearness index, for typical meteorological year for Belgrade is shown on the right of the Figure 3. However, System Advisor Model software tool uses hourly data in dy-namical analysis. Here monthly average radiation is shown only for clarity.

In this analysis ground refl ection (albedo) of 0.2 is assumed.

4. RESULTS OF NUMERICAL SIMULATIONS

4.2. Analysis of PV system

Three systems were analyzed. Their rated pow-ers are 9.7 kW, 19.3 kW, and 29 kW. Using dynamic analysis, produced hour-by-hour electrical energy is calculated. The presentation of such calculated energy is very ambiguous. Due to that reason, monthly aver-age energies are calculated, also. In Figure 4 (on the left) those values for the system of 29 kW are shown. Due to system degradation, year-to-year decline of 1 %/year is supposed. Project lifetime is 20 years, as

in Figure 4 (on the right). The annual outputs in the 20 years period are shown (Figure 4, right). Figure 4 shows on the left that the energy producing greatly depends of available global horizontal solar radiation. The greatest output is during May, June, July, and August. In the case of 29 kW system, produced en-ergy during fi rst year amounts 36188 kWh, for tilt 34˚ and azimuth 180˚. Because of 1 %/year year-to-year decline in output, during the period of 20 years, pro-duced energy is 0.9×36188 kWh×20=651384 kWh, or 651.384 MWh.

The parametric analysis was done for two param-eters, namely, tilt and azimuth. Annual output is cal-culated for several tilts and azimuths. The results are shown in Figure 5. The annual output vs. tilt is on the left, as annual output vs. azimuth is on the right. The optimal tilt is about 34˚, and in this case it is not equal to latitude of Belgrade (44.8˚). The optimal azimuth is in direction to south. In SAM software tool it direction is designated by 180˚. However, the annual output is not so much sensible on tilt. The tilt of 30˚ to 45˚ gives a good result. Also, the azimuth of 160˚ to 200˚ can be a good choice. That is important if the roof is not fl at, or if the roof is not directed in the south direction.

Figure 3. - Global horizontal solar radiation over time for Belgrade (left, epw fi le) and monthly average global horizontal solar radiation (bars) and clearness index (line) (TMY2 fi le, right)

Figure 4. - Monthly output (on the left) and annual output for 20 years (on the right) for the 29 kW system

121


Tables 3 and 4 show infl uence of tilt and azimuth on the energy produced. For tilts from 20˚ to 47˚ en-ergy production is reduced by about 2%. Also, the azi-muth 160˚ - 200˚ can be adequate.

In Table 5 some important technical and economic parameters are presented, for all 3 rated powers.

Economic and fi nancial terms in Table 5 are de-fi ned in [20]. SAM for economic analysis uses meth-odology presented in [20].

PV system costs are project installation costs, and operation and maintenance costs. In Table 5 PV costs are presented in euros. An investor has direct insight how much money is needed for the project. Howev-er, cost per capacity gives an economic measure for comparison. That is the cost of one watt capacity. In this paper it is about 2 EUR/W, and it is lower for the greater installed facility power, because the same fi xed cost for engineering, as well as operating and maintenance costs, are assumed. That cost decays greatly during last years, making PV systems much more attractive.

For the residential and conmmercial fi nancing op-trions, SAM assumes that electricity generated by the system displaces purchases of electricity from the grid to meet a building electrical load. The energy value is

the value of electricity that the project avoids purchis-ing because of the renewable energy system. The an-nual energy is the total annual electric generation in the fi rst year of operation. For example, system of 29 kW rated power would produce 36188 kWh in the fi rst year. Every year there is a 1% decline in produced power, according to PV producer statement. It is very easy to calculate average produced energy during 20 years. In this case PV system would produce 651380 kWh during 20 years. Data for other two systems are given in Table 5.

The levelized cost of energy (LCOE) is the total cost of installing and operating a project expressed in dollars per kilowatt-hour of electricity generated by the system over its life. It in our case shows that the utility fl at rate of one kilowatt-hour, produced by small PV systems, must be subsidized in states as Re-public of Serbia, where one kWh produced by clas-sic power plants is about 6-7 c€. For PV small power plant of 29 kW in this analysis, this LCOE is 16.87 c€/kWh because PV technology is much more expensive than that of the classic power plants. However, Table 5 depicts that PV power plants are very profi table. The payback in this case is 5.9-7.7 years, common value in the world.

Figure 5. - Annual output vs. tilt (on the left) and annual output vs. azimuth (on the right), 29 kW system

Tilt [ ] 20 34 44 46 48 54 60

Energy [kWh]

35348 36188 (max)

35803 35672 35418 34599 33493

Energy/max. energy [%]

98.1 100 98.9 98.5 97.9 95.6 92.5

Table 3. - Infl uence of tilt on energy produced

Azimuth [ ] 150 160 180 200 210

Energy [kWh] 34800 35400 35803 (max) 35075 34329

Energy/max. energy [%]

97.2 98.9 100 97.9 95.9

Table 4. - Infl uence of azimuth on energy produced

122


The capacity factor is the ratio of the system’s pre-dicted electrical output in the fi rst year of operation to the nameplate output, which is equivalent to the quantity of energy the system would generate if it is operated at its nameplate capacity for every hour of the year. This measure (14.2% in this case) shows that a small part of rated installed PV capacity is exploited. The main reasons for that are solar resource and PV technology.

The system performance factor is a measure of a PV system’s annual electric generation output in AC kWh compared to its nameplate rated capacity in DC kWh, taking into account the solar resource at the sys-tem’s location. There are losses in the system, about 5% on soiling, about 5% in the inverter, and 5% in the cables in before inverter. In summary, the system per-formance factor is 0.85%, which is common value.

Figure 6 (left) shows infl uence of the tilt on the payback, in years, as Figure 6 (right) presents infl u-ence of the fl at rate on the payback.

Figure 6 (left) points out that infl uence of the tilt on the payback is very weak. For the tilts 14˚ - 64˚, payback is 7.6 – 8.4 years. That is much lower than 20 years, assumed equipment lifetime (project analysis period). The biggest infl uence on the payback has fl at rate which operator pays the PV system owner. That is shown in Figure 6 (right). For the fl at rate of 0.12 USD/kWh, the payback is unacceptable long – 17 years. However, for the 0.3 USD/kWh, the payback is 6.6 years, acceptable value.

Figure 7 (left) shows infl uence of the loan rate on the LCOE nominal, which regards infl ation. Also, Figure 7 (right) presents after tax cash fl ow during 20 years.

Power [kW] 9.6 19.3 29 PV system costs [EUR] 20525 39517 58506 Costs per capacity [EUR/W] 2.12 2.04 2.014 First-year annual energy [kWh] 12063 24126 36188 LCOE nominal [¢€/kWh] 13.4 17.35 16.87LCOE real [¢€/kWh] 11 14.26 13.87Total revenue with system [EUR] (first year)

2492 4984 7475

Payback [years] 5.9 7.77 7.6 Capacity factor [%] 14.2 14.2 14.2 Energy during the lifetime [kWh] 217134 434268 651380 Energy value during 20 year [EUR]

57480 114957 163253

System performance factor 0.85 0.85 0.85

rated

average

PW

yearkW

kWh

1131 1125 1123

Table 5. - The technical and economic results (tilt: 34˚, azimuth: 180˚)

Figure 6. - Payback vs. tilt (on the left), as well as vs. fl at rate (on the right)

123


Figure 7 shows that infl eunce of loan rate on the levelized cost of energy is great. Of course, LCOE is lesser if the loan rate is. In Figure 7 on the right cash fl ow is presented. Up to seventh year cash fl ow is neg-ative, thereafter cash infl ow begins.

In [17] advertising material for PV system, one facility of 30 kW is presented. It is claimed that PV system can produce 35682 kWh/year, which is the value very close to production calculated in this paper (36188 kWh during fi rst year). Also it is calculated that the annual income is 7518 EUR/year, as in this analysis this datum is 7475 EUR/year, very close val-ue. Unfortunatelly, in [17] it is not presented in which way the calculation has been done.

Very important technical parameter is the last one in Table 5. It shows how many kilowatt-hours can be produced by one PV rated kW installed. That amounts about 1125 kWh in this analysis, for average produc-tion during 20 years. This value depends on climate conditions (global solar radiation and temperature), as well as PV module’s effi ciency. In [18] for the mod-ule of other PV producer of older vintage this value is about 1110 kWh/year.

4.3. Analysis of emission reductionFossil fuel burning causes a signifi cant pollution of

CO2, SO2, NOX, and other gases. There is a growing trend towards the use of sun and wind energy as the cleanest and most environmental friendly.

Emissions factors from HOMER [8] are used in the analysis. They are presented in the Table 6, only for carbon dioxide, sulfur dioxide, and nitrogen oxides, as the most important pollutants. Simply, net produc-tion of the PV system all over the life is multiplied by emission factors. That is emission reduction of the grid pollution. Results are presented in Table 6.

Table 6 shows that detrimental gases emission re-duction in this case is noticeable.

5. CONCLUSION

Photovoltaic power systems presented in this anal-ysis are intended for erection on the roof of the edu-cational institutions. Three PV systems are analyzed in this paper, namely, their rated capacity are 9.7 kW, 19.3 kW, and 29 kW. Analysis shows that, due to rel-atively great cost decrease in last several years, PV electricity production systems become very profi table. For conditions in this analysis, payback is 6-8 years for the project which lasts 20 years. This payback can be achieved even if the money is borrowed from a bank, and then given back with the loan rate.

The annual output is not so much sensible on tilt and azimuth. Payback is very dependent on the fl at rate, price that is paid to PV electricity producer.

On the territory of Belgrade, 1 kW rated PV power capacity can produce about 1125 kilowatt-our yearly, in average if equipment lifetime is 20 years.

Figure 7. - LCOE (nominal) vs. loan rate in percent (on the left), and after tax cash fl ow during 20 years (on the right) (currency in fi gure is dollar, not euro)

Power 9.6 kW 19.3 kW 29 kW

Energy during lifetime (20 years) 217134 kWh 434268 kWh 651380 kWh

Carbon dioxide (0.632 kg/kWh) 137229 kg 274457 kg 411672 kg

Sulfur dioxide (0.00274 kg/kWh) 595 kg 1190 kg 1785 kg

Nitrogen oxides (0.00134 kg/kWh) 291 kg 582 kg 873 kg

Table 6. - Emission reduction

124


The detrimental gases’ emission reduction in this case is noticeable.

ACKNOWLEDGMENTS

This paper is the result of the investigations carried out within the scientifi c Project No. 42008 supported by the Ministry of Education, Science and Technolog-ical Development of the Republic of Serbia.

REFERENCES

[1] Duffi e, J. A., Beckman, W. A., Solar Engineering of Thermal Processes, John Wiley and Sons Inc., New Jersey, 2006

[2] Messenger, R. A., Ventre, J., Photovoltaic Sys-tems Engineering, CRC Press, Florida, 2005

[3] Patel, M. R., Wind and Solar Power Systems – Design, Analysis, and Operation, CRC Press, Florida, Second Edition, 2006

[4] Galloway, T., Solar House – A Guide for the Solar Designer, Elsevier, 2004

[5] Majdandžić Lj., Solar systems (in Croatian), Gra-phis, Zagreb, 2010.

[6] Ćalović, M., Sarić, A., Power System Planning, Part One: Principles and Methodology of Power System Planning (in Serbian), BEOPRES, Bel-grade, 2000.

[7] System Advisor Model, www.nrel.gov[8] HOMER, www.homerenergy.com [9] TRNSYS transient system simulation program,

Solar energy laboratory University of Wisconsin, Madison; 2003, www.sel.me.wisc.edu/trnsys

[10] King, D. L., Boyson, W. E., Kratochvill, J. A., Photovoltaic Array Performance Model, SAND2004-3535, Sandia National Laboratories, 2004., http://prod.sandia.gov/techlib/access-con-trol.cgi/2004/043535.pdf

[11] De Soto W., Improvement and Validation of a Model for Photovoltaic Array Performance, master of science, Mechanical Engineering, So-

lar Energy Laboratory, University of Wisconsin – Madison, USA, 2004., http://minds.wisconsin.edu/handle/1793/7602

[12] King D. et al, Performance Model for Grid-Con-nected Photovoltaic Inverters, Sandia National Laboratories SAND2007-5036, http://infoserve.sandia.gov/sand-doc/2007/075036.pdf

[13] Bower W. et al, Performance Test Protocol for Evaluating Inverters Used in Grid-Connected Photovoltaic Systems, http://www.energy.ca.gov/renewables/02-REN-1038/documents/2004-12-01

[14] Perez et al., The Development and Verifi cation of the Perez Diffuse Radiation Model, Sandia Na-tional Laboratories, SAND-7030

[15] Labudović B. et al, Basics of Photovoltaic Sys-tems Application (in Croatian), Energetika mar-keting Zagreb, 2011.

[16] Photovoltaic power plant of 5 kW in Secondary technical school “Mihajlo Pupin“, Kula, Serbia, http://www.stsmihajlopupin.edu.rs.

[17] Photovoltaic power plant of 30 kW (in Serbian), www.parenasunce.com

[18] Stojković S., Dragićević S., Technical Feasibil-ity and Financial Analysis of Hybrid Wind-Pho-tovoltaic System for Supply of One Educational Institution, 16th Symposium on Thermal Science and Engineering Serbia, 22.-25. October, 2013., Sokobanja, Serbia, Paper 3.08, pp. 168-176.

[19] EnergyPlus Weather Data Format Description, http://apps1.eere.energy.gov/buildings/energy-plus/pdfs/weatherdatainformation.pdf

[20] Short W., Packey D. J., Holt T., A Manual for the Economic Evalution of Energy Effi ciency and Renewable Energy Technologies, NREL/TP-462-5173, March 1995., www.nrel.gov/docs/legosti/old/5173.pdf.

125


Andreja STEFANOVIĆ, Milana ANĐELKOVIĆJP Direkcija za urbanizam – Kragujevac, Kragujevac

UDC: 622.691.001

Generisanje trase gasovoda korišćenjem GIS-a i metode višekriterijumskog odlučivanja u procesu

prostornog planiranja

REZIMEZa prostorne celine čiju posebnost određuje jedna ili više opredeljujućih namena, aktivnosti ili

funkcija u prostoru koje su od državnog interesa: područja infrastrukturnog kompleksa, koridora ili mreže koridora međunarodne, magistralne i regionalne infrastrukture (saobraćajna, energetska, teleko-munikaciona i vodoprivredna), izrađuju se prostorni planovi područja posebne namene. Određivanje optimalne infrastrukturne trase kroz određeno područje jedan je od najvećih izazova prilikom izrade prostornog plan područja posebne namene infrastrukturnih sistemima. Naime, infrastrukturna trasa treba da bude tako planirana da ispuni zahteve racionalnih troškova izgradnje, ali uz to i obezbe-di minimalne štetne uticaje na ljude i životnu sredinu. U ovom radu je obrađen slučaj određivanja trase gasovoda u potencijalnom prostornom planu područja posebne namene magistralnog gasovoda koji bi se prostirao od gasovoda Južni tok u Srbiji do granice sa Crnom Gorom. Na primeru dve susedne opštine u Srbiji pokazano je da je korišćenjem geografskog informacionog sistema (GIS) i metode višekriterijumskog odlučivanja moguće generisati trasu gasovoda koja zadovoljava sve kri-terijume održivog prostornog planiranja. Ovaj pristup, smanjenjem mogućnosti nastajanja grešaka, značajno povećava pouzdanost generisane trase gasovoda, modeliranjem procesa ubrzava odziv na promene ulaznih parametara i pokazuje da današnja globalna tendencija korišćenja alata geografsko informacionih sistema u procesu prostornog planiranja predstavlja značajan napredak u njegovoj sistematičnosti, efi kasnosti i pouzdanosti.

Ključne reči: gasovod, prostorno planiranje, GIS, višekritrijumsko odlučivanje.

ABSTRACTFor spatial areas whose distinctiveness is determined by one or more purposes, activities or func-

tions in the areas of national importance: the areas of complexes, corridors or networks of inter-national, national and regional infrastructure corridors (transport, energy, telecommunications and water management), spatial plans for special purposes should be produced. Determination of the optimal infrastructure route in particular area is one of the biggest challenges when spatial plan for special purpose of infrastructure systems are produced. The infrastructure route should be planned to meet the demands of rational construction costs, but also to ensure minimal adverse impacts on people and the environment. This paper describes the case of the gas pipeline route generation in the poten-tial spatial plan for special purpose of main gas pipeline that would stretch from the South Stream gas pipeline in Serbia to the border with Montenegro. In study area of two adjacent municipalities in Serbia, it has been shown that using the GIS software and multi criteria decision making methods can generate a gas pipeline route that meets all the criteria of sustainable spatial planning. This ap-proach, by reduction of the possibility of errors and process modeling, increases the reliability of the generated gas pipeline, accelerates the response to changes in input parameters and shows that the current global trend of using GIS tools in the spatial planning process represents a signifi cant advance in systematicity, effi ciency and reliability.

Keywords: gas pipeline, spatial planning, GIS, multicriteria decision making.

126


UVOD

Izgradnja i razvoj infrastrukturnih sistema u svakoj državi predstavlja prioritetni zadatak. Infrastruk-

turni koridori su dobra u opštoj upotrebi i realizuju se u realnom prostoru, koji kao osnovni cilj imali racionalno korišćenje datog prostora. Ovo se može postići samo osmišljenim planskim pristupom i usaglašavanjem svih zahteva u prostoru imajući na umu da je prostor-zemljište neobnovljivi i ograničeni resurs. Za prostorne celine kao što su područja in-frastrukturnog kompleksa, koridora ili mreže koridora međunarodne, magistralne i regionalne infrastruk-ture (saobraćajna, energetska, telekomunikaciona i vodoprivredna), čiju posebnost određuje jedna ili više opredeljujućih namena, aktivnosti ili funkcija u prostoru koje su od državnog interesa, rade se pros-torni planovi područja posebne namene. U procesu izrade prostornih planova područja posebne namene infrastrukturnih koridora, potrebno je razmotriti sve pojedinačne zahteve i ograničenja različitih sistema kako bi se optimizirao zahtev u pogledu zajedničkog vođenja u jednom koridoru i najracionalnijeg načina korišćenja raspoloživog prostora. Prilikom planiranja infrastrukture neophodno je sve relevantne podatke o njenoj prostornoj i fi zičkoj strukturi kontinualno pri-kupljati kako bi oni poslužili za efi kasnu eksploataci-ju, upravljanje, održavanje, planiranje, projektovanje i realizaciju različitih sistema. Podaci se obrađuju i skladište u okviru specijalizovanih integrisanih infor-macionih sistema, za pojedine vidove infrastrukture, a određeni broj podataka se koristi i za formiranje i razvoj geografskih informacionih sistema (GIS). Iz tog razloga je važno da se prikupljanje, obrada i skladištenje relevantnih podataka odvija po jed-nom unapred defi nisanom sistemu, metodološkom i tehnološkom, kako bi bila moguća njihova razmena i kako bi se obezbedila potpuna kompatibilnost pri-kupljenih informacija. U početku prostorni podaci u planovima prikazivani su analogno, a kao podloge najčešće su korišćene topografske karte na kojima su ručno ucrtavani sadržaji i veoma proizvoljno određivane trase različitih infrastrukturnih koridora. Informacione i komunikacione tehnologije postale su dominirajuće u dobu u kojem živimo, i samim tim našle primenu i u procesu prostornog planiranja. Upotreba digitalnih karata i mogućnost da se sa ob-jektima povežu i atributni podaci, koji se lako i brzo mogu menjati i ažurirati u bazama podataka, rezulti-rali su razvojem i širokim spektrom primene GIS-a. GIS je računarski alat koji se koristi za prikupljanje, čuvanje, manipulaciju i prikaz prostorno orijentisanih informacija. On se koristi za podršku odlučivanju u širokom spektru konteksta, uključujući prostorno planiranje i upravljanje zaštitom životne sredine. Pri-likom izrade prostornih planova područja posebne namene infrastrukturnih sistemima određivanje opti-malne infrastrukturne trase kroz određeno područje jedan je od najvećih izazova. Naime, infrastrukturna

trasa treba da bude tako planirana da ispuni zahteve racionalnih troškova izgradnje, ali uz to i obezbedi minimalne štetne uticaje na ljude i životnu sredinu. GIS pruža veliki broj različitih analitičkih funkcija koje su u stanju da zameni analogne i tradicionalne metode u planiranju trase infrastrukturnih sistema. To je alat koji integriše tematske slojeve u okruženju da bi se izračunale najkraće moguće trase, sa minimal-nim pratećim troškovima.

Poslednjih godina kombinacija GIS-a i metoda višekriterijumskog odlučivanja se sve više koristi kao značajan prostorni sistem za podršku u odlučivanju, za procenu pogodnosti različitih lokacija. Ove lokacije mogu da budu bitne u procesima odlučivanja o lokaci-ji deponija [1], [2], [3], solarnih elektrana [4], [5], [6], vetroparkova [7], [8], [9] i upravljanja zemljištem [10], [11].

U ovom radu je korišćena kombinacija Analitičko hijerarhijskog procesa (AHP), kao jednog od najčešće korišćenih metoda višekriterijumske analize, i GIS-a u procesu određivanja trase gasovoda u potencijal-nom prostornom planu područja posebne namene magistralnog gasovoda koji bi se prostirao od gaso-voda Južni tok u Srbiji do granice sa Crnom Gorom. Na primeru dve susedne opštine u Srbiji pokazano je da je korišćenjem GIS-a i metode višekriterijumskog odlučivanja moguće generisati trasu gasovoda koja zadovoljava sve kriterijume održivog prostornog planiranja.

OBLAST ISTRAŽIVANJA

Oblast istraživanja je potencijalni prostorni plan posebne namene magistralnog gasovoda koji bi spajao gasovod Južni tok u Srbiji sa Crnom Gorom, i to od Pojata do Boljara (Slika 1).

Unutar približne granice plana su obrađene dve susedne opštine: Trstenik i Vrnjačka Banja (Slika 2). Rad je zasnovan na konceptu da bi trasu gasovo-da trebalo generisati parcijalno, tj. u okviru granica pojedinačnih opština, jer bi tako mogla da se kroz moguće različite ulazne parametre dobije trasa koja najviše odgovara prostornim karakteristikama svake od opština. Na ovaj način bi krajnja tačka trase u jed-noj opštini bila početna tačke trase u susednoj opštini, i tako celom dužinom trase. Dve susedne opštine su bile dovoljne da se proveri ovaj koncept, dok je i ne-dostatak neophodnih podataka za veliki broj opština u obuhvatu plana uticao na ovu odluku.

Izabrano je šest ograničavajućih kategorija, tj. kat-egorija namene prostora koje je potrebno zaštiti od planiranog gasovoda. To su: državni putevi, zemljište pod izgrađenim objektima, šumsko zemljište, reke i železničke pruge i nagib terena.

Trasa gasovoda treba biti tako generisana da izbe-gava prvih pet ograničavajućih kategorija i da se pro-stire po najmanjem nagibu terena. U isto vreme ove kategorije nemaju kategoriju zabrane, jer bi to mo-

127


glo da dovede do neracionalne trase gasovoda. Zbog toga je potrebno svakoj od ograničavajućih kategorija dodeliti težinski koefi cijent, koji će odlučivati kuda će proći trasa gasovoda ako bude morala da ide preko ograničavajućih kategorija prostora. Ovi težinski keo-fi cijenti bi trebalo da predstavljaju sintezu kompliko-vanosti izvođenja radova, dobijanja saglasnosti i doz-vola i cene izvođenja radova. Veći težinski koefi cijent znači veće ograničenje prolasku gasovoda.

U ograničavajuće kategorije površina ugrađena su i minimalna rastojanja ovih površina od planira-nog gasovoda, koja se defi nisana pravilnikom [12] i prikazana u Tabeli 1. Ovo je učinjeno dodavanjem tzv. buffer-a svakoj od kategorija u vrednosti minimalnog rastojanja iz Tabele 1.

METODOLOGIJA

Generisanje trase izvršeno je u GIS software-u ArcGIS kompanije ESRI. Za sve prostorne analize

korišćena je ekstenzija Spatial Anallyst. Ova ekstenzi-ja sadrži alate za vršenje obuhvatnih prostornih analiza zasnovanih na rasterima. Korišćenjem ove ekstenzije mogu se kreirati upiti, mape i analizirati rasterski po-daci. Proces generisanja trase gasovoda modeliran je u aplikaciji ModelBuilder koje se koristi za kreiranje, uređivanje i upravljanje modelima. Ovi modeli pred-stavljaju dijagrame toka rada koji povezuju sekvence alata za obradu geopodataka, tako što dovode izlaz iz jedog alata na ulaz sledećeg.

Najznačajniji alati koji su korišćeni u ovom radu su: težinsko sumiranje (Weighted Sum), koje preklapa ras-tere, tako što množi svaki sa težinskim koefi cijentom i zatim ih sumira, troškovi udaljenosti (Cost Distance) koji računa najmanje akumulativne troškove rasto-janja za svaku ćeliju do najbližeg početka trase nad rasterom površina troškova (CostSurface) i troškova putanje (Cost Path) koji računaju putanju koja naj-manje košta od početka do kraja rute.

Podaci o ograničavajućim kategorijama prostora su dobijeni u vektorskom obliku iz grafi čkih priloga Prostornih planova opština Trstenik i Vrnjačka banja i podataka iz baze Corine Land Cover 2006 raster data [13]. Svi ovi podaci su pretvorni u raster formate sa kojima radi ekstenzija Spatial Anallyst.

Netačnosti u podacima uočene njihovim prekla-panjem sa ortofoto snimkom opština su naknadno ispravljene. Ovo se naročito odnosi na veliki broj izgrađenih objekata, uglavnom kuća, koje nisu bile identifi kovane na planovima opština. Ovi objekti su pridodati zemljištu po izgrađenim objektima da bi se

Slika 1. - Šira granica potencijalnog prostornog pla-na posebne namene

Slika 2. - Oblast istraživanja

Rastojanje do gasovoda (m) Državni put I reda - autoput 25 Objekti namenjeni za stanovanje ili boravak ljudi 30 Železni ka pruga 15 Reka 15 Šumsko zemljište 30

Tabela 1. - Minimalna rastojanja spoljne ivice podzemnih gasovoda od drugih objekata ili objekata paralelnih sa gasovodom

128


sprečila mogućnost generisanja trase preko nekog od postojećih objekata.

Za određivanje težinskih koefi cijenata korišćeno je poređenje u parovima, koje se primenjuje u okviru AHP matematičke tehnike za višekriterijumsko donošenje odluka. Autor ideje i matematičke postavke AHP-a je Thomas Saaty [14].

Težinski koefi cijenti se računaju u nekoliko ko-raka:

1. Ukoliko postoji n elemenata koji se porede potrebno je formirati matricu poređenja kriterijuma A dimnzija nxn, gde su elementi matrice:

2c. Vrši se usrednjavanje po redovima da bi se do-bili težinski koefi cijenti.

Da bi se ocenila verodostojnost procenjenih težinskih koefi cijenata, preporučuje se konačni korak u određivanju konzistentnosti poređenja kriterijuma. Stepen konzistentnosti (CR) se računa na sledeći način:

1. Računa se maksimalna sopstvena vrednost ma-trice poređenja (λmax)

2. Računa se indeks konzistentnosti (CI) za matricu poređenja po formuli:

CI = (λmax-n)/(n - 1).

3. Stepen konzistentnosti se raćuna po formuliCR=CI/RI,

gde je RI slučajni indeks koji zavisi od reda ma-trice [14].nnn

n

aa

aaaaaa

aaaa

A

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

...

1

333231

232221

1131211

Numeri ka vrednost Definicija 1 Jednak zna aj 3 Slab zna aj jednog elementa u odnosu na drugi 5 Jak zna aj jednog elementa u odnosu na drugi 7 Vrlo jak zna aj jednog elementa u odnosu na drugi 9 Ekstremno jak zna aj jednog elementa u odnosu na drugi 2,4,6,8 Me uvrednosti 1/2, 1/3, ...1/9 Suprotna dominacija

Tabela 2. - Saaty-jeva skala relativnog značaja [14]

državni putevi

šumsko zemljište

zemljište pod izgra enim objektima

reke železni ka pruge

nagib terena

državni putevi 1 4 3 5 5 5šumsko zemljište 1/4 1 1/4 3 4 3 zemljište pod izgra enim objektima

1/3 4 1 4 4 4

reke 1/5 1/3 1/4 1 2 3 železni ka pruge 1/5 1/4 1/4 1/2 1 3 nagib terena 1/5 1/3 1/4 1/3 1/3 1

Tabela 3. - Matrica poređenja kriterijuma

0-17,5 17,5-35,1 35,1-52,7 52,7-70,2 70,2-87,8 0-17,5 1 1/3 1/5 1/7 1/9 17,5-35,1 3 1 1/3 1/5 1/7 35,1-52,7 5 3 1 1/3 1/5 52,7-70,2 7 5 3 1 1/3 70,2-87,8 9 7 5 3 1

Tabela 4. - Matrica poređenja podkriterijuma

Vrednost elementa matrice aij pokazuje ste-pen do koga se preferira kriterijum i u odnosu na j. Takođe, usvaja se da je aji=1/aij. Moguće vrednosti aij u matrici poređenja kriterijuma, zajedno sa njihovim odgovarajućim tumačenjima, su prikazane u Tabeli 2.

2. Matrica poređenja kriterijuma se normalizuje:2a. Računa se suma svake kolone,2b. Svaki element matrice se podeli sumom kolone

u kojoj se nalazi,

Ako je stepen konzistentnosti CR manji od 0,10 smatra se da je rezultat dovoljno tačan i nema potrebe za korekcijama u poređenjima i ponavljanju računa. U suprotnom bi razloge nekonzistentnosti trebalo uk-loniti delimimičnim ponavljanjem poređenja u paro-vima.

Na osnovu komplikovanosti izvođenja radova, do-bijanja saglasnosti i dozvola i cene izvođenja radova

129


formirana je matrica poređenja ograničavajućih kri-terijuma prikazana u Tabeli 3.

Za ograničavajući kriterijum nagiba terena formira-na je u matrica poređenja podkriterijuma, formirana u odnosu na pet opsega vrednosti nagiba terena i prika-zana u Tabeli 4.

Svi proračuni neophodni za izračunavanje težinskih koefi cijenata izvedeni su pomoću software-a na web site-u AHP (Analytic Hierarchy Process) Calculation software by CGI [15]

Izračunati težinski koefi cijenti za kriterijume i pod-kriterijume, konačni težinski koefi cijenti, kao i stepeni konzistentnosti prikazani su u Tabeli 5.

Unošenjem konačnih izračunatih težinskih koefi ci-jenata u alat za težinsko sumiranje i korišćenjem alata koji računaju troškove udaljenosti i putanje, eksten-zija Spatial Anallyst software-a ArcGIS generiše trasu

planiranog gasovoda.Na Slici 3. prikazan je raster CostSurface kreiran

na osnovu preklapanja rastera ograničavajućih kriteri-juma sa uračunatim vrednostima težinskih koefi cije-nata. Svetlije boje na rasteru označavaju veći stepen ograničenja. Na osnovu ovog rastera alati ekstenzije Spatial Anallyst generišu optimalnu trasu.

Na Slici 4 prikazana je generisana trasa gasovoda na teritoriji opština Trstenik i Vrnjačka Banja.

ZAKLJUČAK

U radu je pokazano da je moguće koristiti GIS teh-nologije za napredne zahteve u procesu prostornog planiranja kao što je generisanje infrastrukturne trase koja zadovoljava sve kriterijume održivosti i zaštite prostora.

Cilj Kriterijum Težinski koeficijent

CR Podkriterijum Težinski koeficijent

CR Kona ni težinski koeficijenti

Trasa gasovoda

državni putevi

0,410 0.094 0,410

šumsko zemljište

0,142 0,142

zemljište pod izgra enim objektima

0,260 0,260

reke 0,081 0,081 železni ka

pruge 0,063 0,063

nagib terena 0,044 0-17 0,033 0,053 0,02 17-35 0,063 0,03 35-53 0,129 0,06 53-70 0,262 0,11 70-87 0,513 0,22

Tabela 5. - Težinski koefi cijenti svih kriterijuma korišćenih u određivanju trase gasovoda

Slika 3. - Generisana optimalna trasa gasovoda

130


AHP kao metoda višekriterijumskog odlučivanja u kombinaciji sa GIS-om povećava fl eksibilnost proce-sa, smanjuje mogućnost nastajanja grešaka i povećava pouzdanost generisane trase gasovoda.

Određeni nedostaci koji su primećeni postoje zbog toga što se trasa generiše isključivo na osnovu analize rastera koji se formiraju iz često nedovoljno kvalitet-nih ulaznih podataka. Ovo se naročito odnosi na raster nagiba terena koji van ostalih ograničavajućih pros-tora u potpunosti defi niše trasu.

Generalni zaključak je da primena GIS tehnolog-ija u kombinaciji sa metodama višekriterijumskog odlučivanja u procesu prostornog planiranja predstav-lja značajan napredak u njegovoj sistematičnosti, efi -kasnosti i pouzdanosti.

REFERENCE[1] Nas B., Cay T., Iscan F., Berktay A., Selection of

MSW landfi ll site for Konya, Turkey using GIS and multi-criteria evaluation. Environmental Mon-itoring Assessment 160 (2010): 491–500

[2] Sener S., Sener E., Nas B., Karaguzel R. Com-bining AHP with GIS for landfi ll site selection: A case study in the Lake Beysehir catchment area (Konya, Turkey). Waste Management 30 (2010): 2037–2046

[3] Guiqin W., Li Q., Guoxue L., Lijun C., Landfi ll site selection using spatial information technolo-gies and AHP: A case study in Beijing, China. Journal of Environmental Management 90 (2009): 2414–2421

[4] Uyan M., GIS-based solar farms site selection us-ing analytic hierarchy process (AHP) in Karapinar region, Konya/Turkey, Renewable and Sustainable Energy Reviews 28(2013): 11–17

[5] Janke, J.R., Multicriteria GIS modeling of wind and solar farms in Colorado, Renewable Energy Volume 35, Issue 10, October 2010, Pages 2228-2234

[6] Lozano J.M.S., Solano J.T., Elvira P.L.S.,Cascales M.S.G., Geographical Information Systems (GIS)

and Multi-Criteria Decision Making (MCDM) methods for the evaluation of solar farms locations: case study in south-eastern Spain Renewable and Sustainable Energy Reviews 2013; 24:544–56

[7] Aydin, N.Y., Kentel, E., Duzgun, S., GIS-based environmental assessment of wind energy systems for spatial planning: A case study from Western Turkey, Renewable and Sustainable Energy Re-views Volume 14, Issue 1, January 2010, Pages 364-373

[8] Al-Yahyai S., Charabi Y., Gastli A., Al-Badim A., Wind farm land suitability indexing using multi-cri-teria analysis, Renewable Energy 44 (2012) 80-87

[9] Tegou L.I, Polatidis H., Haralambopoulos D.A., Environmental management framework for wind farm siting: Methodology and case study, Journal of Environmental Management Volume 91, Issue 11, November 2010, Pages 2134–2147

[10] Cay, T., Uyan, M., Evaluation of reallocation criteria in land consolidation studies using the Analytic Hierarchy Process (AHP), Land Use Policy Volume 30, Issue 1, January 2013, Pages 541-548

[11] Coutinho-Rodriguez J, Simao A, Henggeler-Antunez C., A GIS-based multicriteria spatial decision support system for planning urban in-frastructures. Decision Support Systems 2011; 51:720–6

[12] Pravilnik o uslovima za nesmetan i bezbedan transport prirodnog gasa gasovodima pritiska većeg od 16 bar („Sl. glasnik RS“, br. 37/2013)

[13] Corine Land Cover 2006 raster data, Dostupno na <http://www.eea.europa.eu/data-and-maps/data/corine-land-cover-2006-raster>.[pristuplje-no 26.10.2013.]

[14] Saaty T.L., The Analytic Hierarchy Process. McGraw-Hill, New York, USA (1980). 287p

[15] AHP (Analytic Hierarchy Process) Calculation software by CGI, Dostupno na <http://www.isc.senshu-u.ac.jp/~thc0456/EAHP/AHPweb.html>. [pristupljeno 21.11.2013.]

Slika 4. - Generisana trasa gasovoda na teritoriji opština Trstenik i Vrnjačka Banja

131


Jasmina MANDIĆ-LUKIĆ, Nenad SIMIĆ, Bojan MILINKOVIĆElektrotehnički fakultet, Beograd

UDC: 621.391.3

Telekomunikaciona infrastruktura za potrebe implementacije inteligentnih mreža

srednjeg napona

SAŽETAKU radu je dat prikaz savremenih rešenja telekomunikacione infrastrukture za potrebe razvoja

sistema za nadzor i upravljanje distributivnim mrežama, odnosno za implementaciju inteligentnih mreža. Razmatrana su tipska rešenja prema različitim tipovima energetske mreže. Na osnovu podata-ka o karkteristikama uređaja koji su dostupni na tržištu, na osnovu iskustava korisnika sličnih mreža, kao i na osnovu istraživanja i sprovedenih merenja autora rada, predložene su optimalne varijante.

Ključne reči: inteligentne mreže, radio komunikacioni sistemi, kablovski vodovi, prenos signala, elektrodistributivne mreže.

ABSTRACTThis paper presents modern telecommunications infrastructure solutions for the development

needs of a system for monitoring and control of distribution networks, and implementation of smart grid. Typical solutions, in accordance with different types of energy networks, are considered.On the basis of the devices’ features that are available in the market, experiences of similar networks users, as well as on researches and measurements conducted by the authors of this paper, optimal variants are proposed.

Key words: smart grid, radio communication systems, powerlines, signal transmission, electrical distribution network.

1. UVOD

U skupu strateških ciljeva elektroprivrede, za čije je ostvarenje neophodno uvođenje koncepcije

inteligentnih mreža (smart grid), elektroenergetskih i elektrodistributivnih, posebno se ističu:

• Postizanje što veće energetske nezavisnosti.• Unapređenje pouzdanosti napajanja potrošača.• Racionalizacija potrošnje električne energije.Uvođenje koncepcije inteligentne mreže u postojeće

sisteme mora da obuhvati sve naponske nivoe u pro-cesima proizvodnje, prenosa i distribucije električne energije. To uvođenje obuhvata vrlo širok spektar studijskih, istraživačkih i projektantskih aktivnosti iz više raznih oblasti. Kao jedna od najznačajnijih je oblast daljinskog upravljanja proizvodnjom, preno-som i potrošnjom električne energije [1].

Istraživanja, čiji su rezultati prikazani u ovom radu, odnose se na telekomunikacije, kao jedan od bitnih

segmenata sistema daljinskog upravljanja. Iz znatno šireg skupa rezultata istraživanja ovde su, kao trenut-no posebno aktuelni, prikazani oni koji se odnose na prenos signala u srednjenaponskim mrežama.

Sveobuhvatni pristup unapređenju srednjenapon-skih mreža sa ciljem njihove transformacije u inteli-gentne mreže, nameće obavezu njihove sistematizacije prema parametrima, značajnim za formiranje tipskih projektnih rešenja. Sa aspekta telekomunikacija, kao posebno značajni parametri ističu se karakteristike terena na kojima su realizovane, kao i vrste vodova koji su u njima dominantno primenjeni. U tom smislu, defi nisani su, kao posebno karakteristični, sledeći ti-povi mreža:

• Ruralne mreže na brdsko-planinskim podru-čjima,

• Ruralne mreže na pretežno ravničarskim podru-čjima,

132


• Suburbane i urbane mreže sa pretežno nadzem-nim vodovima,

• Urbane mreže sa mešovitim vodovima,• Urbane mreže sa pretežno podzemnim kablovs-

kim vodovima.Za navedene tipove mreža mogu se defi nisati os-

novne topografske i saobraćajne karakteristike:• U ruralnim mrežama površinska gustina elektro-

energetskih objekata je relativno mala, odnosno rastojanja između njih su tipično reda više kilo-metara; intenzitet komunikacionog saobraćaja je relativno nizak – prosečni binarni protoci su reda do 10 Mbit/s.

• U visokourbanizovanim sredinama površinska gustina objekata je visoka, rastojanja su od neko-liko stotina metara do najviše dva kilometra; in-tenzitet saobraćaja je viši za jedan do dva reda veličine, tipično više stotina Mbit/s.

• U suburbanim, kao i u manjim gradskim sredi-nama javljaju se razni delovi koji imaju osobine jednog ili drugog navedenog tipa.

Izložene karakteristike sredina u kojima su re-alizovane srednjenaponske mreže u velikoj meri uslovljavaju opredeljenja pri izboru sredstava veza u njihovim sistemima daljinskog upravljanja. U mrežama sa malim površinskim gustinama objekata i manjim intenzitetima saobraćaja tehno-ekonomske analize pokazuju izrazite prednosti radio-komunika-cionih sistema, dok se u urbanizovanim sredinama ističu prednosti prenosa signala po raznim vrstama kablovskih vodova.U tekstu koji sledi izložena su neka savremena rešenja radio-komunikacionih i kablovskih sistema [2], [3], [4].

2. RADIO-KOMUNIKACIONI SISTEMI

U elektroprivrednim i elektrodistributivnim, kao i u drugim sličnim organizacijama, koriste se radio-veze za funkcije govornih komunikacija kao i za prenos raznih procesnih signala. U ranijim periodima u ovoj su oblasti dominirale uskopojasne radio-veze, koje su funkcionisale u VHF i UHF frekvencijskim opsezima. Njihov osnovni nedostatak je vrlo ograničen transport-ni kapacitet. Stariji uređaji su za prenos signala poda-taka raspolagali kapacitetima reda oko 1 kbit/s, dok je kod novijih ostvareno povećanje do oko 10 kbit/s. U mnogim mrežama, koje obuhvataju prostranije terito-rije ili gde se, zbog nepovoljnih struktura reljefa javl-jaju otežani uslovi prostiranja radio-talasa, neophodne su primene repetitorskih stanica, što znatno povećava njihovu složenost i cene. U mrežama gde su zahtevi u pogledu brzina prenosa signala vrlo mali, ovaj se problem prevazilazi primenom tzv. štafetnog prenosa, gde se signali prenose posredstvom dve ili više usput-nih terminalnih stanica. U slučajevima uskopojasnih radio-veza sa štafetnim režimom, kašnjenja u prenosu postaju neprihvatljivo velika.

U slučajevima kada konfi guracija reljefa to dozvo-ljava, primenjuju se mreže tipa point to multipoint, u kojima se na pogodnim lokacijama postavljaju repeti-tori preko kojih se obavljaju komunikacije sa većim brojem terminalnih stanica. I ovde se, u slučajevima primene uskopojasnih veza, javljaju problemi kašnjenja, jer repetitori mogu da rade u isto vreme samo sa po jednom terminalnom stanicom. U mnogim postojećim mrežama, ovaj problem se (delimično) rešava tako što se, umesto cikličnog prozivanja ter-minalnih stanica primenjuje organizacija saobraćaja sa njihovim spontanim javljanjima. Ovo rešenje je pogodno za sisteme u kojima je korelacija javljanja objekata vrlo mala, odnosno u kojima je vremenska raspodela javljanja slučajna. U protivnom, moraju se instalirati posebne SW zaštite od kolizija pri istovre-menom javljanju više stanica. Takođe, za neke funkci-je, npr. video nadzor, ovo rešenje je vrlo nepogodno.

Savremene koncepcije inteligentnih mreža (smart grid) postavljaju pred komunikacione mreže mnogo obimnije zahteve, kako u smislu transportnih kapac-iteta, tako i u smislu kvaliteta i pouzdanosti. U ovom radu je prikazano jedno rešenje koje može da pred-stavlja korak u tom pravcu.

2.1 Koncepcijski pristup rešenjuU pristupu rešavanja defi nisani su sledeći polazni

zahtevi:• Mreže treba da su višenamenske, za prenos raznih

digitalnih signala;• Pojedinačni kapaciteti veza centar – terminalna

stanica: 60 - 100 kbit/s;• Strukture mreža: point to point, point to multi-

point, štafetne, kombinovane;• Skalabilnost mreža: broj terminalnih stanica do

više stotina;• Mogućnost istovremenog funkcionisanja više

veza na istom prostoru i u istim frekvencijskim opsezima.

Polazeći od izloženih zahteva odmah se nailazi na dva ključna pitanja: izbor frekvencijskih opsega i opredeljenje za modulacione tehnike.

Izbor frekvencijskog opsega u najvećoj meri za-visi od zahtevanih transportnih kapaciteta veza. Za određivanje transportnih kapaciteta bitni su podaci o pojedinačnim kapacitetima kao i o broju terminalnih stanica u jednoj ćeliji mreže. Pod pojmom ćelije podra-zumeva se grupa stanica koje komuniciraju sa centrom posredstvom istih elemenata mreže, npr. štafetne linije ili point to multipoint repetitorske stanice. U ovakvim ćelijama agregatni kapacitet približno je određen kao zbir binarnih protoka terminalnih stanica.

U većini poznatih rešenja sličnih sistema, gde se do i od terminalnih stanica prenose signali opera-tivnog nadzora i upravljanja, govorni signali, signali protivpožarnog i protivprovalnog obezbeđenja, kao i video nadzora, procenjuje se da je, po jednoj stanici,

133


potrebno obezbediti binarni protok u granicama 60 – 100 kbit/s.

Broj terminalnih stanica u ćelijama zavisi od više raznih faktora. Tipično u ćelijama sa zvezdastom strukturom broj terminalnih stanica koje komunicira-ju posredstvom repetitorske stanice može da bude do dvadeset, ponekad i više, dok u štafetnim struktura-ma taj broj retko dostiže deset. Prema tome, može se zaključiti da se vrednosti agregatnih protoka u ćelijama pretežno nalaze u granicama 1 do 2 Mbit/s. Ovu kon-stataciju treba dopuniti podatkom o organizaciji ko-municiranja između centra i terminalnih stanica. U mnogim, posebno većim, mrežama se, u cilju uštede frekvencijskog opsega, saobraćaj u oba smera obav-lja u istom opsegu, sa vremenskim razdvajanjem uzlaznog i silaznog prenosa. U takvim mrežama su efektivne vrednosti pojedinačnih i agregatnih protoka približno 2,2 puta veće, što znači da dosežu približno 5 Mbit/s. U procesu izračunavanja potrebnog frekven-cijskog opsega, ove se vrednosti moraju povećati za određeni procenat na ime proširenja opsega usled neidealnog fi ltiranja, kao i zaštite od višestruke propa-gacije. Takođe se uvode i dodatna povećanja pro-toka za korekcije greške koja zavise od primenjenih sistema zaštite. Za dalja razmatranja u okvirima ovog rada tretiraće se vrednosti binarnih protoka u opsegu 0,5 – 5 Mbit/s koje su bliske tipičnim za ove radio-veze. Za faktor proširenja opsega tipično se primen-juje vrednost 1,25.

2.2 Izbor frekvencijskih opsegaU postupku izbora frekvencijskih makro-opsega

za predmetne veze, izložene činjenice o granicama potrebnih frekvencijskih opsega za pojedine veze uka-zuju na nesumnjive prednosti standardnih frekvencija iznad 1 GHz, posebno za signale kojima su potrebni opsezi 1 MHz i više. Takođe, zbog kraćih dometa i ograničenja propagacije do oblasti optičke vidljivosti, iste frekvencije se mogu ponavljati u bliskim prostori-ma. Tome takođe doprinosi i činjenica da odgovarajuće antene mogu da imaju osetno veće usmerenosti. Kao značajan argument navodi se i da su opsezi ispod 1 GHz u nekim područjima u velikoj meri popunjeni.

Izbor frekvencijskog opsega za rad predmetnih veza uslovljen je dokumentom „Plan namene radiof-rekvencijskih opsega“, izdatim od agencije RATEL. Takođe, neophodan je i uvid u međunarodno standard-izovane opsege namenjene za ove vrste veza, jer se samo za njih proizvode odgovarajući uređaji.

Uvidom u proizvodne programe mnogih proi-zvođača uređaja za radio-veze ove namene konstatuje se da su gotovo svi orijentisani na rad u tzv. nelicen-ciranim opsezima [4]. Objašnjenje je da je tu moguće fl eksibilnije korišćenje raspoloživih opsega, jer ne postoje striktno defi nisani rasteri frekvencija nosila-ca. Takođe, za rad u tim opsezima su takse, koje se plaćaju nadležnim administracijama, male, a u većini zemalja se uopšte ne plaćaju.

Planovima raspodele frekvencijskih opsega međunarodnih organizacija [5], [6], [7], kao i nave-denim planom RATEL-a za ovaj način korišćenja određeni su opsezi 2450 – 2500 MHz i 5150 – 5875 MHz.

2.3 Karakteristike radio-uređajaPored navedenih prednosti rada u nelicenciranim

opsezima, postoje i problemi koji se ispoljavaju kao moguća uzajamna ometanja radio-mreža koje rade na istim ili bliskim teritorijama i u istim frekvenci-jskim opsezima. Takvi se problemi efi kasno rešavaju primenom odgovarajućih procesa obrade signala kao što su rad u proširenom spektru, najčešće sa frekven-cijskim skakanjem (SSFH) ili rad u paralelnom višekanalnom prenosu (OFDM). Suština tih procesa je da se postigne mogućnost trenutnog prilagođavanja prenošenih signala aktuelnim stanjima sredina preno-sa. Signali se prenose u frekvencijskim opsezima koji su znatno širi od njihovih originalnih, a pri pojavama poremećaja uslova propagacije, kao što je selektivni feding ili strana smetnja, napadnuti deo opsega se napušta, a prenos se nastavlja u ostalom opsegu.

Tipične stanice za ovakve mreže predstavlja-ju konstruktivne celine koje, pored radiomodema, sadrže procesore saobraćaja (ruter ili L3 svič) i druge pomoćne sklopove. Stanice su standardno opremljene za spoljnu montažu sa širokim opsezima temperaturne tolerancije.

Karakteristike radio modema zavise, u izvesnoj meri, od binarnih protoka prenošenih signala. U daljem su navedene usrednjene vrednosti emisionih nivoa i nivoa pragova prijema (stepen greške 10-6) za nekoliko najpoznatijih uređaja. Za binarne protoke reda 5 Mbit/s emisioni nivoi su cca 18 dBm, a nivoi pragova prijema cca -90 dBm. Za binarne protoke reda 50 Mbit/s emisioni nivoi su cca 14 dBm, a nivoi praga prijema cca -72 dBm. Prema tome, vrednosti premos-tivog slabljenja su u granicama od 86 do 108 dB, [5].

U uslovima idealne optičke vidljivosti i uz prosečnu vrednost rezerve za feding od 30 dB, pri protoku od 50 Mbit/s, dužina trase može da bude 10 – 15 km, dok pri manjim protocima, reda 5 Mbit/s, i uz neophodno veću rezervu za feding, trase mogu da budu duge i nekoliko desetina km.

2.4 Primer realizovane mrežeNa području Beograda i šire okoline realizovana

je višenamenska radio-mreža za potrebe velikog tehničkog sistema koja služi za prenos signala opera-tivnog upravljanja, kao i signala poslovnog sistema, govornih i računarskih. Mreža trenutno obuhvata preko četrdeset objekata, povezanih istim brojem de-onica veze, ali je u projektu dalje širenje.

Centar mreže povezan je sa terminalnim stanicama, sa nekima direktno, sa nekima štafetno, preko drugih terminalnih stanica, a sa većinom preko relejnih stani-ca. Sve relejne stanice su realizovane kao point tomul-

134


tipoint. Dužine deonica su od 2km do preko 40 km i na svima postoji direktna optička vidljivost. Mreža je realizovana uređajima koji su vrlo slični opisanim u prethodnom odeljku i radi u nelicenciranom opsegu 5150 – 5875 MHz. Prosečni protoci po deonicama su cca 10 Mbit/s što je približno četvrtina graničnih ka-paciteta. Izgradnja mreže počela je 2008. god. i poste-peno je dograđivana do sadašnjeg stanja, a planirano je i dalje širenje. U toku dosadašnje eksploatacije nije konstatovan nijedan poremećaj nastao usled uticaja stranih smetnji.

3. SISTEMI PRENOSA SIGNALA PO SREDNJENAPONSKIM KABLOVSKIM VODOVIMA

Prenos signala po niskonaponskim i srednjenapon-skim elektroenergetskim vodovima već je značajno rasprostranjen u elektrodistributivnim kompanijama, s tim da se za sada prvenstveno koriste sistemi ma-log kapaciteta, koji služe za funkcije prenosa signala mrežne tonfrekventne komande, daljinskog očitavanja stanja pretplatničkih brojila i slično. Savremeni siste-mi ove namene pružaju znatno širi spektar funkcija kao efi kasan nadzor i upravljanje srednjenaponskom mrežom, upravljanje potrošnjom, uvođenje fl ek-sibilnih višetarifnih naplatnih sistema, neposredni uvid potrošača u trenutno stanje brojila i druge slične pogodnosti.

Obuhvatanje velikog broja srednjenaponskih ob-jekata i još mnogo većeg broja potrošača svim ovim navedenim funkcijama zahteva postojanje adekvatne telekomunikacione mreže koja može da podržava pre-nos signala sa binarnim protocima reda stotina kbit/s, pa i više Mbit/s. Implementacija sistema prenosa sa ovakvim performansama podrazumeva realno pozna-vanje transportnih potencijala transmisionih puteva – elektroenergetskih kablovskih vodova.

3.1 Kablovske konstrukcijeU opštem slučaju srednjenaponski kablovski

vod sačinjavaju jedan ili tri fazna provodnika sa pripadajućim izolacijama, kao i elementi za zaštitu od raznih vrsta spoljnih uticaja. Saglasno tome, postoji više osnova za klasifi kaciju ovih kablova.

Sa aspekta broja faznih provodnika kablovi se mogu razvrstati na monofazne i trofazne. Dalje, pre-ma njihovom obliku, provodnici se mogu podeliti na cilindrične i sektorske. Konačno, unutar svake od ovih kategorija postoji ceo spektar standardnih preseka provodnika. Takođe, značajna je i podela po osnovu materijala od kojih su provodnici izrađeni, na bakarne i aluminijumske.

Prema opštim karakteristikama izolacije kablovi se mogu razvrstati ili po funkcionalnim pokaza-teljima – radnim naponima za koje su projektovani, ili po tehnološkim osnovama – vrstama primenjenih izolacionih materijala. U drugoj polovini dvadesetog

veka kao izolacioni materijali počinju da se koriste termoplastične mase, polivinil-hlorid i polietilen, da bi već tokom osamdesetih godina postale dominantni, naročito u oblasti niskih i srednjih napona, sve do oko 30 kV, [3].

U srednjenaponskim kablovima novije produkcije nalaze se, između provodnika i izolacije, kao i između izolacije i spoljnih elemenata zaštite, poluprovodni ekrani čija je uloga postizanje ravnomerne raspodele električnog polja u dielektriku.

Iz širokog spektra raznih konstrukcija srednje-naponskih kablova sa vrlo različitim karakteristikama u funkciji prenosa signala u oblasti visokih frekvenci-ja, izabrane su kablovske konstrukcije koje su domi-nantno zastupljene u elektrodistributivnim mrežama u našoj zemlji, kao i u proizvodnim programima domaće i strane kablovske industrije.

U elektrodistributivnim mrežama u Srbiji, a i šire u regionu, standardno se primenjuju naponski nivoi: 10 kV, 20 kV i 35 kV. U najvećem broju dostupnih podata-ka o proizvodnim programima se, za navedene napon-ske ravni, nude isključivo kablovi sa termoplastičnom izolacijom, PVC ili polietilenskom. U gotovo svim poznatim kablovima sa termoplastičnom izolacijom primenjuju se poluprovodni ekrani. U svim ovde pomenutim kablovima provodnici su kružnog pre-seka.

U daljem se razmatraju tipični trofazni kablovi sa provodnicima kružnog preseka, termoplastičnom izo-lacijom i ekranima oko svakog provodnika. Ovakva konstrukcija se primenjuje u izradi kablova za napon-ske ravni do 35 kV. Provodnici se izrađuju od bakra ili aluminijuma i površina preseka im zavisi samo od nomimalne struje. Materijal za izolaciju može da bude polivinil-hlorid, puni polietilen i umreženi polietilen, a debljina izolacije zavisi od nominalne naponske ravni kabla. Oko provodnika je tanak poluprovodni sloj kojim se postiže homogeni kružni presek. Oko izolacije nanosi se najpre tanak sloj poluprovodnog materijala, a zatim ekran od namotane bakarne trake. Uloga poluprovodnih slojeva i bakarnog ekrana je postizanje ravnomerne radijalne strukture električnog polja u izolaciji. Ispuna i spoljna zaštita kabla zavise od predviđene namene, odnosno od sredine u koju se kablovi polažu.

3.2 Kablovski materijaliSa aspekta primene energetskih kablova u funkciji

prenosa signala, značajne su karakteristike materijala od kojih su izrađeni provodnici, izolacija i ekrani. Uti-caji ostalih elemenata u kablovima (ispune, spoljne zaštite i ostalog) na uslove prenosa signala su zane-marljivi.

Sa aspekta prenosa signala visokih učestanosti, najznačajniji je uticaj materijala izolacije i ekrana. Ma-terijali koji se standardno koriste za izolaciju, polivinil hlorid i polietilen, osetno se razlikuju u mnogim bit-nim karakteristikama, pa su ovde posebno analizirani.

135


Osnovne osobine, koje određuju kvalitete materijala su vrednosti permitivnosti i faktora dielektričnih gu-bitaka, kao i zavisnosti tih veličina od frekvencije i temperature.

U ovom smislu, najkvalitetniji izolacioni materi-jal je polietilen. Relativna permitivnost εr je, zavisno od vrste polietilena, unutar granica 2 – 4 i približno je konstantna u celom relevantnom frekvencijskom opsegu. Varijacije permitivnosti usled temperature su takođe vrlo male, u opsegu temperatura 20 – 70°C su unutar granica +/- 10%. Faktor dielektričnih gubitaka raste sa porastom frekvencije kako je prikazano na di-jagramima na slici 1.

Relativna permitivnost polivinil-hlorida na tem-peraturi 20°C je u granicama oko 3,5 praktično u celom opsegu frekvencija. Sa porastom temperature permitivnost raste tako da na 70°C dostiže 1,5 do 2 puta veću vrednost. Frekvencijska zavisnost faktora dielektričnih gubitaka PVC prikazana je na slici 2. U opsegu frekvencija do oko 5 MHz prosečna vrednost je oko 0,08+/-0,01, na 10 MHz dostiže 0,1, i dalje pokazuje brz porast do vrednosti 0,17 na frekvenciji 30 MHz.

Standardne površine preseka provodnika u pred-metnim kablovima su u granicama od 25 mm2 do300 mm2. Iste površine preseka imaju i bakarni i alu-minijumski provodnici. Za izolacioni sloj između provodnika i ekrana koriste se umreženi polietilen i

polivinil-hlorid. Standardna debljina izolacionog sloja polietilena je 3,4 mm a polivinil-hlorida 4,5 mm.

3.3 ENERGETSKI KABL KAO TELEKOMUNIKACIONI VOD

Prikazani srednjenaponski trofazni kablovski vodovi predstavljaju konstruktivne celine tri kompak-tna segmenta od kojih svaki sadrži provodnik, ekrane, izolaciju i elemente zaštite. Sa aspekta prenosa signala svaki taj segment, dakle provodnik sa pripadajućom izolacijom i ekranima,može da se tretira kao poseban koaksijalni telekomunikacioni vod. Saglasno tome, u daljem radu se koristi postupak za analizu standard-nih koaksijalnih vodova, uz respektovanje faktora, specifi čnih za energetske vodove.

Parametri koji defi nišu karakteristike telekomu-nikacionog voda su konstanta prostiranja,

(1)

karakteristična impedansa,

(2)

gde su:R - podužne otpornosti,L - podužne induktivnosti,C - podužne kapacitivnosti,G - podužne provodnosti.Ovi se parametri nazivaju primarni podužni param-

etri koji zavise od• geometrijskih karakteristika provodnika i izo-

lacija,• materijala provodnika (bakar ili aluminijum),• karakteristika izolacionih materijala (permi-

tivnost i faktori gubitaka),• debljina izolacije.Zavisnost konstante podužnog slabljenja od

frekvencije i konstrukcionih faktora vodova data je opštim izrazom (3):

(3)

Slika 1. - Zavisnost faktora dielektričnih gubitaka od frekvencije u polietilenskim izolacionim materijalima

Slika 2. - Zavisnost faktora dielektričnih gubitaka od frekvencije u PVC izolacionim materijalima

[ ] [ ]g R j L G j C

[ ] / [ ]CZ R j L G j C

1 2( / )dB km f f

136


Prvi član u izrazu određuje slabljenje koje nastaje zbog gubitaka u provodnicima, a drugi član slabljenje usled gubitaka u izolaciji. Veličina f u izrazu označava frekvenciju.

Na slici 3 prikazana je zavisnost podužnog sla-bljenja tipičnog kablovskog voda HNR-81 sa poli-etilenskim dielektrikom, za naponsku ravan 20/35 kV, sa površinom preseka provodnika 120 mm2.

Kriva 1 predstavlja dijagram proračunske vrednos-ti podužnog slabljenja pri temperaturi 20°C, a kriva 2 pri temperaturi 70°C. Kriva 3 predstavlja dijagram izmerenih vrednosti podužnog slabljenja na uzorku kabla dužine 115 m.

Na slici 4 kriva 1 prikazuje dijagram proračunskih vrednosti podužnog slabljenja kabla RNR-81, a kriva 2 rezultate merenja na uzorku tog kabla dužine 90 m i sa površinom preseka provodnika 120 mm2.

Na osnovu izloženog postupka izračunavanja sla-bljenja vodova, kao i na osnovu podataka o savremen-im uređajima za prenos signala po elektroenergetskim vodovima, moguće je dati procenu njihovog trans-portnog potencijala.

Za postizanje maksimalnog protoka, 200 Mbit/s, potrebno je da se koristi ceo frekvencijski opseg do

30 MHz. Kada se za ovu frekvenciju izračunaju nivoi snage šuma i podužno slabljenje voda, dobije se da, za kablove sa PE izolacijom, dužina trase sme da bude najviše jednaka oko 2 km. Ovo je samo orijentaciona vrednost (u granicama +/-10%), jer nisu uzeti u obzir faktori povećanja kapaciteta koje unosi OFDM, kao i lokalni uslovi sprezanja uređaja na vodove. Na isti način dobija se da se na kablovima sa PVC izolaci-jom mogu ostvariti protoci reda 10 Mbit/s na trasama dužine do oko 500 metara, [8], [9].

4. ZAKLJUČAK

Na osnovu izloženih podataka o karakteristikama uređaja koji su dostupni na tržištu, kao i na osnovu iskustava korisnika prikazane realizovane mreže, može se konstatovati, za oba prikazana sistema, da se ovakvim rešenjima mogu u potpunosti zadovoljiti svi zahtevi, koji su defi nisani u ovom tekstu. Uređaji podržavaju prenos IP signala, što odgovara zahtevima multifunkcionalnosti.

Transportni kapaciteti veza za sada prevazilaze uobičajene potrebe većine sistema, ali se već u bliskoj budućnosti očekuje njihov porast, posebno zbog uvođenja servisa video nadzora.Karakteristike pojedinačnih uređaja dozvoljavaju visoku fl eksibil-nost u kreiranju konfi guracija mreža, pošto podržavaju sve potrebne funkcije za ostvarenje zvezdastih, prste-nastih i štafetnih struktura. Sistemi raspolažu visokim stepenom skalabilnosti, jer uvođenje novih HW je-dinica i/ili novih SW elemenata ne zahteva izmene u postojećim.

Primenjene tehnike modulacije u radio sistemima, SSFH ili OFDM, omogućuju istovremeni rad više sistema u istim frekvencijskim opsezima bez opas-nosti od uzajamnih ometanja. Konačno, treba istaći da su cene terminalnih uređaja u granicama oko 1000 EUR, a da rad u nelicenciranim opsezima oslobađa korisnike od troškova administrativne takse.

Istraživanja iz kojih su proizašli ovde prikazani re-zultati, dokazala su da ceo kompleks koji sačinjavaju srednjenaponske i niskonaponske mreže, kao i elek-troenergetske instalacije, predstavlja sredinu u kojoj se mogu realizovati kvalitetne i pouzdane mreže za prenos signala, neophodnih za funkcije inteligentnih mreža. Istovremeno, te mreže mogu da podržavaju, u većoj ili manjoj meri, i razne oblike informatičkih i multimedijalnih komunikacija.

Na osnovu iskazanih stavova može se zaključiti da prikazani sistemi predstavljaju potencijalno kvalitetna rešenja za realizacije mreža u celini ili okosnica mreža na koje se oslanjaju veze sa skromnijim performansa-ma.

LITERATURA

[1] S. Massoud Amin and Bruce F. Wollenberg, To-ward a Smart Grid, IEEE P&E Magazine 3(5), 2005.

Slika 3. - Zavisnost podužnog slabljenja kablovskog voda HNR-81 od frekvencije

Slika 4. - Zavisnost podužnog slabljenja kablovskog voda RNR-81 od frekvencije

137


[2] J. Mandić-Lukić, N. Simić, Ž. Vasiljević, „Radio-komunikacije u sistemima upravljanja mrežama srednjeg i niskog napona“, 15. SIMPOZIJUM CIGRE Srbija, Upravljanje I telekomunikacije u elektroenergetskim sistemima, STK C2/ STK D2,, Donji Milanovac, hotel “Lepenski vir”,14.-16. ok-tobar 2012, rad D2 05, ISBN 978-86-82317-71-5.

[3] J. Mandić-Lukić, N. Simić, „Transmisione kara-kteristike srednjenaponskih kablovskih vodova u opsegu 1-30 MHz“,ISBN: 978-86-82317-69-2, D2 01, 30. Savetovanje JUKO CIGRE, Zlatibor, 29.maj-3.juni 2011.

[4] Y. J. Lin, H.A. Latchman, R.E. Newman: “A Com-parative Performance Study of Wireless and Pow-er Line Networks “ IEEE Communications Maga-zine, April 2003, Vol. 41 No 4, pp 54-63.

[5] Tehničke dokumentacije proizvođača radio uređaja – Motorola, MikroTik, Aperto, Telsima, Bel Air.

[6] CEPT/ERC/REC 70-03, Anex 3.[7] IEEE 802.11a.[8] J. Liu, B. Zhao, J. Wang, Y. Zhu, J. Hu, “Appli-

cation of Power Line Communication in Smart Power Consumption”,Proc. IEEE International Symposium on Power Line Communication and Its Applications, ISPLC 2010,Rio de Janeiro, Bra-zil, pp. 303-307.

[9] Y. He, N. Jenkins, J. Wu, M. Eltayeb, “ICT In-frastructure for Smart Distribution Networks“, Proc. IEEE International Symposium on Power Line Communication and Its Applications, ISPLC 2010,Rio de Janeiro, Brazil, pp .319-324.

138


Mitar DRAGUMILO, Maja STIPIĆEnergoprojekt – Entel a.d., Beograd

Filip KANAČKINetinvest d.o.o., Beograd

UDC: 621.24

Izgradnja vetroelektrana od ideje do kWh

SAŽETAKElektrična energija se danas proizvodi iz obnovljivih i neobnovljivih izvora električne energije.

Potražnja za električnom energijom, razvojem društva, stalno raste, time i potreba za proizvodnjom se povećava. S druge strane sve su strožiji zahtevi za zaštitu zivotne sredine, gde obnovljivi izvori imaju prednost. Proizvodnja električne energije iz vetrogeneratora je stalno u usponu. U Srbiji se sve više pažnje posvećuje izgradnji postrojenja sa korišćenjem obnovljivih izvora električne energije.

U referatu su analizirani zahtevi i postupci koje treba poštovati za potrebe izgradnje vetroelek-trana. Pored tehničkih zahteva koji se moraju poštovati dati su i ekonomski aspekti izgradnje vetro-elektrane.

Ključne reči: Vetroelektrana, obnovljivi izvori, ekonomija.

THE CONSTRUCTION OF WIND FARMS FROM CONCEPT TO KWH

ABSTRACTElectricity is currently produced from renewable and non-renewable sources of electricity. The

demand for electricity, the development of society, constantly growing, hence the need for produc-tion increases. On the other hand all the stringent requirements for the protection of the environment, where renewables have priority. The production of electricity from wind turbines is steadily on the rise. In Serbia, more attention is paid to the construction of the plant with the use of renewable energy sources.

This paper analyzes the requirements and procedures to be followed for the construction of wind turbines. In addition to the technical requirements that must be respected given the economic aspects of the construction of the wind farm.

Key words: Wind turbines, renewable energy sources, economics.

1. UVOD

Stalni razvoj i napredak društva ispostavlja zahteve za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta

električne energije. Deo tih zahteva odnosi se i na za-menu postojećih, amortizovanih i zastarelih proizvod-nih tehnologija.

Sve veća urbanizacija životnog prostora nameće i potrebu za očuvanje životne sredine. Proizvodnja električne energije iz fosilnih goriva ima produkte sagorevanja koji nepovoljno utiču na životni pros-tor. Iz tog razloga postoji imperativ za proizvodnjom

električne energije iz drugih izvora, sa kojima priroda obiluje, iz obnovljivih izvora (OIE).

Savremena tehnika i tehnologija za proizvodnju električne energije iz prirodnih obnovljivih izvora nije na tom nivou da se troškovi proizvodnje električne energije mogu pozitivno ekonomski valorizovati u poređenju sa dosadašnjim klasičnim postrojenjima na sagorevanje fosilnih goriva. Ovo se posebno odnosi na poređenje sa repernim klasičnim postrojenjima ve-like instalisane snage.

Da bi se investitori podstakli na ulaganja u nove, obnovljive, izvore električne energije neophodne su

139


odgovarajuće stimulacije kroz cenu kWh proizvedene električne energije. Zahtevi za većom proizvodnjom električne energije iz obnovljivih izvora prvo su se po-javili kod bogatijih država.

U skladu sa usvojenom Strategijom razvoja elek-troenergetskog sistema Republike Srbije do 2015. godine i ratifi kacijom Ugovora o osnivanju ener-getske zajednice jugoistočne Evrope, Republika Sr-bija se obavezala da primeni direktivu 2001/77/EC, kojom se promoviše proizvodnja električne energije iz OIE. Krajnji cilj kojem se teži, kroz primenu ove direktive, je da učešće obnovljivih izvora energije u ukupnoj primarnoj energiji do 2020. godine dostigne 20%, pri čemu treba voditi računa o tome da svaki oblik obnovljivih izvora ima određeno učešće u ovom procentu.

Tehnički iskoristiv energetski potencijal obnov-ljivih izvora energije u Srbiji je značajan i procen-jen na 5,65 miliona tona ekvivalentne nafte (ten) i obuhvata biomasu, hidro energiju energiju vetra, so-larnu energiju, geotermalnu energiju i biorazgradivi deo otpada. Od ovog potencijala 1,054 miliona ten biomase i 909 hiljada ten hidroenergije se već koristi. Uzimajući u obzir tehničke mogućnosti elektroener-getskog sistema da prihvati energiju proizvedenu u ve-troelektranama, kao i maksimalne varijacije koje nas-taju u samom procesu proizvodnje električne energije, procenjen je maksimalni tehnički iskoristiv potencijal vetroelektrana 0,103 miliona ten/godišnje. Učešće pojedinih obnovljivih izvora u ukupnom potencijalu OIE prikazano je na slici 1 (izvor: Nacrt Strategije raz-voja energetike Republike Srbije za period do 2025. godine sa projekcijama do 2030. godine).

Da bi se podstakla proizvodnja iz obnovljivih iz-vora energije u Republici Srbiji je donet niz propisa kojima se reguliše ova oblast u koje, između ostalog, spadaju:

• Uredba o uslovima i postupku sticanja statusa povlašćenog proizvođača električne energije (Sl. glasnik RS br. 8/13),

• Uredba o merama podsticaja za povlašćene proizvođače električne energije (Sl. glasnik RS br. 8/13),

• Uredba o načinu obračuna i načinu raspodele pri-kupljenih sredstava po osnovu naknade za pod-sticaj povlašćenih proizvođača el. energije (Sl. glasnik RS br. 8/13).

Pomenutim uredbama omogućeno je proizvođačima električne energije, koji koriste OIE, da budu upisani u registar povlašćenih proizvođača, čime ostvaruju:

• pravo prioriteta na organizovanom tržištu en-ergije u odnosu na druge proizvođače koji nude električnu energiju pod jednakim uslovima;

• pravo prodaje električne energije po povlašćenoj ceni tzv. feed-in tarifa. Ova tarifa za el. energ-iju proizvedenu u vetroelektrani trenutno iznosi 9,2 cEUR/kWh. Prava i obaveze povlašćenog proizvođača uređuju se ugovorom koji se zaključuje na period od 12 godina.

Bez obzira na uvedene podsticajne mere u oblasti OIE u Srbiji prethodnih godina nije bilo dovoljno in-vesticija, uprkos velikom potencijalu, jer nije postojao zadovoljavajući pravni okvir, pregledne procedure i sigurnost za investitore. Usvojene su izmene u zakonu o energetici i neophodna podzakonska akta kao i Na-cionalni akcioni plan za OIE. Trenutno ima potpisano više od 200 memoranduma za izgradnju MHE.

Vetroelektrane, kao obnovljivi izvor električne energije, prema lokaciji ugradnje mogu da budu: na kopnu (Onshore) i na morskoj pučini (Offshore). Vetroelektrane na morskoj pučini su skuplje jer su složeniji temelji za postavljanje a povezivanje na elektroenergetsku mrežu sa kablovima je takođe sku-plje. Prema konsrukciji vetroelektrane mogu da budu aksijalne ili radijalne, zavisno od položaja osovine ro-tora. Takođe različite su i konstrukcije vetroturbina u pogledu prenosa rotacije elise na pogonsku osovinu i zupčanike koji prenose rotirajuću snagu na genera-tor. Savremene konstrukcije vetroturbina se prave bez zupčanika, koji pretvaraju malu brzinu rotora u ve-

liku brzinu na opremu za proizvodnju električne energije, gde sinhroni motori sa stalnim magnetima rotacionu en-ergiju pretvaraju direktno u električnu energiju, čime se povećava efi kasnost sistema. Usavršavanja se stalno nas-tavljaju čime se postiže manje sklopnih i obrtnih delova, lakše konstrukcije, lakše održavanje i što u celini snižava cenu vetroturbina.

Koefi cijent efi kasnosti konverzije primarne u električnu energiju za razne vidove proizvodnih sistema predstav-ljen je na slici 2 [5] .

Prednosti korišćenja energije vetra su:• iz vetroelektrana se dobija ekološki

čista energija po prihvatljivoj ceni, neSlika 1. - Učešće pojedinih obnovljivih izvora energije u ukupnom potencijalu OIE Republike Srbije

140


zagađuje prirodnu sredinu, troškovi sirovina odnosno goriva ne postoje;

• resurs za proizvodnju električne energije je ob-novljiv, ne troši se;

• vetroelektrane se prave za širok opseg snage, od malih za lokalne potrebe investitora do nekoliko megavata kada se kao farme vetroelektrana preko određene transformacije priključuju na EES;

• pogodne za rad u tzv. hibridnim sistemima koji kombinuju energiju vetra i solarne ili hidro-sisteme

• razvija se industrija a i lokalna zajednica na čijem se području izgrađuju.

Nedostaci vetroelektrana su:• relativno visoki troškovi izgradnje;• nestalnost i nesigurnost u proizvodnji električne

energije, zavise od raspoloživosti vetra;• uticaj na zivotnu okolinu, iako u manjoj meri

nego drugi izvori električne energije.

2. LEGISLATIVA ZA IZGRADNJU

Kod izgradnji vetroelektrana u Srbiji (ali i u drugim zemljama) nužno je naglasiti da postoji dvostruka met-odologija – jedna počiva na naučnim i fi nansijskim parametrima i međunarodno je uglavnom identična, dok se druga tiče administrativnih prohteva i razlike postoje između svake zemlje na svetu, u meri u kojoj se razlikuju zakoni i nadležnosti zakona koji uređuju problematiku izgradnje i eksploatacije vetroelektrane. Prva metodologija je uopšteno objašnjena u poglavlju 3 dok se druga bazira na aktuelnim zakonskim propi-sima i nužno je da se obe usaglase i ispune potrebne zahteve kako bi investicija bila izvodljiva.

Prema zakonu o planiranju i izgradnji u Srbiji, nadležnost za izdavanje građevinske dozvole pripada ministarstvu nadležnom za građevinarstvo i urban-izam [7] zbog karakteristika vetroelektrane (ener-getski objekat snage najčešće preko 10MW i visine preko 50m). Za vetroelektrane se po pravilu prib-

Slika 2. - Efi kasnost konverzije primarne energije u električnu energiju

Slika 3. - Hodogram pribavljanja informacije da li je potrebno raditi studiju uticaja na životnu sredinu za vetroelektranu snage do 50MW

141


avlja i energetska dozvola koju izdaje ministarstvo nadležno za poslove energetike [8] i ona je nužan pre-duslov izdavanju građevinske dozvole. Dalje je ug-lavnom potrebno izraditi procenu uticaja na životnu sredinu [9], pripremiti prostorni ili urbanistički plan i, na osnovu izdatih uslova brojnih državnih institucija, pribaviti saglasnosti na investiciono-tehničku doku-mentaciju. Karakteristično za ovakav tip objekata je što je neophodno izraditi i studije opravdanosti [10] u kojima se sagledava ekonomsko-fi nansijska oprav-danost, društvena pogodnost i sposobnost investitora da planiranu investiciju sprovede.

Legislativni aspekt za izgradnju vetroelektrana stvoren u Srbiji izmenama i dopunama zakona o planiranju i izgradnji i zakona o energetici, usvojenih 2009. godine. Zbog kompleksnosti materije i admin-istrativnih procedura Program Ujedinjenih nacija za razvoj (UNDP) je, u saradnji sa državnim instituci-jama, izdao u dva navrata vodiče za korišćenje ob-novljivih izvora energije uključujući i vetroenergiju1 ali do početka 2014. godine ni jedna vetroelektrana nije realizovana na teritoriji Srbije. Najverovatniji ra-zlog za navedeno je odsustvo pažljivog proučavanja problematike od strane nadležnih institucija kao i nedostatak usaglašavanja propisa u različitim sekto-rima državnih institucija, a ponekad i odricanje od nadležnosti i odgovornosti. Zbog navedenog, pro-ces odabira lokacije, rešavanja imovinsko-pravnih odnosa, izrade investiciono-tehničke dokumenatcije, pribavljanja saglasnosti i dozvola za tipsku vetroelek-tranu može trajati duže od perioda u kome se zakoni i pravilnici koji uređuju sve aspekte izgradnje mogu menjati – što u praksi neretko znači da je ponekad potrebno ponoviti procedure po izmenjenim pravilima što utiče deprimirajuće na razvoj investicije. Ukoliko bi bilo moguće uspostaviti birokratski sistem u kome bi investitor ili njegov zastupnik plaćali takse i na-knade retroaktivno, a nakon pribavljanja građevinske dozvole i feed-in tarife, vrlo verovatno da bi se obim investicija povećao i da bi to stimulativno delovalo na privredni sektor države2.

3. IZBOR LOKACIJE

Osnovni kriterijum prilikom izbora lokacije za vetroelektranu počiva na adekvatnim resursima vetra

– dovoljnoj količini koja će, u skladu sa izabranom opremom, obezbediti dovoljnu količinu proizvedene energije kako bi investicija bila opravdana. Osim resursa vetra, postoji niz sekundarnih parametara od kojih svaki mora proći minimum zahteva i čija ukupna valorizacija daje približno tačnu sliku investicionih mogućnosti i rizika. Navedeno se prevashodno odnosi na raspored vetroturbina (u skladu sa izabranim ti-pom), mogućnost priključenja na mrežu, topografi ju terena, putnu infrastrukturu, ekološke aspekte i as-pekte zaštite životne sredine, geologiju, imovinsko-pravne odnose i slično.

Resursi vetra i njihova pouzdanost ključ su uspešnog razvoja vetroelektrane. Zajedno sa valjanim pozicion-iranjem turbina i kratkoročnim predviđanjima resursa, moguće je dostići potrebni nivo pouzdanosti investici-je. Valorizacija resursa vetra se obezbeđuje kroz me-renje parametara vetra na lokaciji buduće vetroelek-trane koje, u kombinaciji sa detaljnom topografi jom i hrapavošću terena i klimatološkim parametrima vetra, daje ispravne procene proizvodnosti na mikro i mezo nivou [1].

Pre procesa merenja vetra treba izabrati pogodnu lokaciju – u idealnom slučaju je to ravnica bez ras-tinja i drugih fi zičkih prepreka sa jasnim dominant-nim pravcem duvanja vetra i niskih turbulencija. Lokacija koja se nalazi u brdskim krajevima obraslim šumom i nejasnim dominantnim pravcem duvanja vetra će, po pravilu, zahtevati kompleksnije analize i pažljiviji pristup procenama resursa vetra. U prelimi-narnim analizama je bitno prikupiti osnovne podatke o području od interesa u kontekstu zaštićene zone sa aspekta zaštite životne sredine, naseljene populacije, infrastrukturne opremljenosti i, zajedno sa planiranim instalisanim kapacitetima vetroelektrane, izvršiti preliminarnu selekciju interesne zone. Kao osnovna preporuka može se izdvojiti rastojanje od naseljenih objekata bar od 500m, što viša visinska kota lokal-nog terena za pozicioniranje vetroturbine, izbegavanje šumskog rastinja zbog izazivanja turbulencija u vetru i životinjskog sveta (ptice i leteći sisari obično se

1 2010. godine UNDP je izdao zaseban vodič za vetroelektrane u kome se objašnjavaju procedure i potrebni koraci za sticanje doz-vola za izgradnju za vetroelektranu a početkom 2013. je izdao i dopunjene vodiče u kojima je akcenat stavljen na nemogućnost savladavanja birokratskih mehanizama nego što je objašnjen jasan sled koraka u realnim vremenskim i fi nansijskim param-etrima. prim.aut.

2 Navedeno je slučaj u Francuskoj – pre izdavanja građevinske dozvole i feed-in tarife, investitor je u obavezi da plati naknade i takse za sve prethodno pribavljene dozvole i saglasnosti, čime je obezbeđena sigurnost u procesu investiranja da neće biti nep-otrebnih troškova ukoliko investicija ne dođe do faze uspeha; povećanjem broja pokušaja investiranja na ovakav način se uvećava šansa za izvođenje projekata a na tržišnim principima favorizuju najracionalnija rešenja. prim.aut.

Slika 4. - Pozicioniranje vetroturbina u odnosu na resurse vetra i topografske karakteristike

142


nastanjuju i hrane na takvim mestima pa je povećan rizik od nepovoljnog uticaja na životnu sredinu). Međusobni raspored turbina je najbolje izvršiti kroz kombinovanu upotrebu softverske simulacije proiz-vodnosti željene konfi guracije i drugih dostupnih re-striktivnih parametara (zemljište u vlasništvu, putna infrastruktura, geološki sastav itd.).

Proces merenja vetra počiva na instalaciji mernog stuba na lokalitetu vetrofarme i poželjno je da njegova visina bude jednaka visini gondole predviđenog tipa vetroturbine. Ukoliko se predviđa niži stub, potrebno je da njegova visina iznosi bar 2/3 visine gondole planirane vetroturbine jer se na taj način obezbeđuje minimum pouzdanosti proračuna potreban za ekster-no fi nansiranje (tzv. „bankabilnost“ studije procenjene godišnje proizvodnosti vetroparka). Oprema insta-lirana na stubu treba da zadovoljava važeće standarde koji se primenjuju u ovoj tematici i koji se povremeno ažuriraju sa novim i kompleksnijim zahtevima. Nužno je instalirati kalibrisanu opremu i obezbediti pouz-dan rad sistema i sistematično prikupljanje podataka. Ukoliko merna kampanja sadrži gubitke u mernim procesima u dužim vremenskim intervalima, vrlo je moguće da ona neće biti relevantna za pouzdane pro-cene opravdanosti investicije te će se na takav način izgubiti vreme a investiranje u opremu dovesti u pi-tanje [2]. Metodologija sprovođenja merne kampanje potencijala resursa vetra treba da bude defi nisana na početku i usklađena sa planiranim razvojem i fi nansir-anjem u vetroelektranu.

Paralelno sa sprovođenjem merne kampanje i evaluacijom vetropotencijala poželjno je izvršiti valo-rizaciju ostalih parametara lokacije jer se tek nakon konkretno pribavljenih podataka može izvršiti procena

pogodnosti. To najčešće podrazumeva jednogodišnji monitoring ptica i slepih miševa, studiju transporta opreme, elaborat o mogućnostima priključenja na prenosni sistem, geološka ispitivanja uzoraka tla, proveru postojećih planskih dokumenata i izradu neo-phodnih koji će stvoriti pravni osnov za izgradnju. Kako sva navedena istraživanja predstavljaju dodatno investiranje koje nije zanemarljivo najčešći slučaj je da se, zbog izostavljanja neke od navedenih stvari, u odmakloj fazi investicija ispostavlja neopravdanom, a utrošena sredstva beskorisnim.

Projektovanje vetroelektrane predstavlja kompro-mis između najveće proizvodnosti, lakog pristupa lokaciji, što jednostavnije administrativne procedure i komercijalne održivosti, te pažljivo razmatranje u kombinaciji sa sofi sticiranim softverskim alatima najčešće predstavlja nužan preduslov za najbolji pro-jekat [3] a kompleksnost numeričkog proračuna može obezbediti manje ili više pouzdane rezultate [4].

4. UTICAJ NA ŽIVOTNU SREDINU

Uticaji vetroelektrane na životnu sredinu mogu se posmatrati sa dva osnovna aspekta: kao uticaj na kvalitet života, koji se ogleda u uticaju na korišćenje prostora, vizuelni uticaj i uticaj buke, i kao uticaj na živi svet koji se ogleda u uticaju na fl oru i faunu u okolnom području.

Činjenica je da vetrogeneratori trajno menjaju iz-gled predela na kojem se postavljaju. Zato treba poseb-nu pažnju obratiti na izbor lokacije gde će biti post-avljeni, na njihovu veličinu i boju, kao i na raspored samih stubova. Da bi se negativan vizuelni efekat smanjio na što je moguće manju meru, vetrogenaratori se obično farbaju u belu ili sivu boju, koja odgovara

pozadini neba koja se vidi gledajući prizor iz daljine. Treba voditi računa da stubovi budu iste veličine i konstrukcije, sa elisama koje se okreću u istom smeru. Što se tiče rasporeda stubova, on zavisi od vrste terena na kojem se postavl-jaju. Tako u slučaju ravnog terena vetrogeneratore treba postaviti pravolinijski, dok se u slučaju valovitog ter-ena preporučuje razbacani raspored.

Ukoliko su vetrogen-eratori smešteni u blizini naseljenih mesta, stanovni-ci tih naselja mogu biti izloženi smetnjama usled refl eksije sunčevih zraka od lopatica elisa i senke koju u pojedinim delovima dana elise mogu bacati na prostor Slika 5. - Instalacija metereološkog rešetkastog stuba visine 80m

143


u svojoj blizini. Ovaj problem se može rešiti pažljivim izborom lokacije, projektovanjem i korišćenjem adekvatnog softvera za proračun efekta senke.

Postavljanje farme vetrogeneratora zahteva zauzi-manje određene površine zemljišta, s obzirom da minimalno rastojanje između vetrogeneratora treba da iznosi oko 4 prečnika elisa. Što je broj vetrogeneratora veći to će i zauzeta površina biti veća. Međutim treba imati u vidu da će samo mali deo te površine biti st-varno zauzet, dok će preostali deo biti na raspolaganju za poljoprivredu, stočarstvo ili će biti zadržano u pr-vobitnom stanju.

Tokom obrtanja elise vetroelektrane nastaje tzv. aerodinamička buka koja je uslovljena okretanjem lopatica rotora u odnosu na okolni vazduh, kao i mehanička buka koja nastaje usled rada samih uređaja u sklopu vetrogeneratora. Aerodinamička buka se ne može eliminisati, dok se mehanička može značajno smanjiti samom konstrukcijom i adekvatnom zvučnom izolacijom. Međutim intenzitet ovih buka je takav da ga jedno domaćinstvo neće ni registrovati, budući da će biti prikriven bukom istog intenziteta prisutnom u samom domaćinstvu. U slučaju da se vetrogeneratori nalaze u oblasti sa intenzivnim saobraćajem, njihovo zvučno prisustvo neće biti primetno. Izuzetno, zvuk rada vetrogeneratora mogao bi biti registrovan tokom noći ili tokom letnih dana kada su prozori na kućama otvoreni i to samo u mirnijim predelima. Važan fak-tor koji utiče na intenzitet buke je udaljenost receptora od izvora buke, budući da intenzitet zvučnog talasa opada sa kvadratom rastojanja do izvora. Pored toga, intenzitet buke se u velikoj meri povećava sa porastom jačine vetra. Pri tome, pri većim brzinama vetra buka vetra nadjačava buku koju stvara vetroelektrana.

Uticaj rada vetroelektrane na ekosistem zavisi od karakteristika područja gde se planira izgradnja

vetrogeneratora. Najveći uticaj rad elektrane ima na leteće vrste (ptice i slepe miševe), dok je uticaj na su-vozemne životinjske vrste manji, jer se one brže i lakše prilagođavaju promeni kara-kteristika staništa. Uticaji na vegetaciju su minimalni. Uticaji koje vetroeletkrane mogu imati na ptice obuh-vataju: uznemirenje istih koje dovodi do privremenog ili stalnog izmeštanja ptica sa lokacije objekta i nje-gove okoline; smrtnost zbog sudara i prepreke pri kretanju. Opasnost koju vetrogenerator predstavlja za ptice zavisi pre svega od veličine samog vetrogen-eratora i od brzine okretanja njegovih pokretnih delova.

Zato se, u cilju smanjenja mortaliteta ptica usled su-dara sa pokretnim delovima vetrogeneratora, ide na smanjenje brzine obrtaja lopatica.

U fazi projektovanja treba predvideti mere zaštite i uraditi projektna rešenja koja su u skladu sa propisima koja se odnose na izgradnju energetskih postrojenja (trafo stanice, razvodna postrojenja i dalekovodi), čime će rizik od negativnog uticaja magnetnog i električnog polja na zdravlje ljudi i osoblja zaposle-nog na elektrani biti smanjen na minimum.

Potrebno je defi nisati program monitoringa, kojim će biti obuhvaćeno praćenje najznačajnijih uticaja rada vetroelektrane na živi svet, u koje između ostalog, spada utvrđivanje smrtnosti i povreda ptica i slepih miševa i promena njihovog ponašanja, kao i merenje nivoa buke u okolnim naseljima.

Izgradnja vetreoelektrane predstavlja značajan do-prinos očuvanju kvaliteta životne sredine. Proizvodn-jom električne energije iz vetroelektrane smanjuje se učešće proizvodnje iz termoenergetskih postrojenja. Na taj način doprinosi se smanjenju emisija štetnih materija u životnu sredinu, smanjenju potrošnje neob-novljivih izvora energije i smanjenju količine nastalog otpada (pepeo, šljaka, gips).

5. IZBOR OPREME

Izbor opreme vetroelektrane se vrši na osnovu svih prethodnih radova koji imaju za svrhu utvrđivanja parametara vetroturbine, njihovog broja i lokacije. U skladu sa izborom osnovne opreme vetroturbine vrši se odabir sve druge opreme u sklopu vetroelektrane. Osnovni parameter koji utiče na izbor karakteristika vetroturbine su podaci o vetru. Tip vetroturbine se određuje uzimajući u obzir podatke o vetru i tehničkim mogućnostima proizvođača opreme.

Slika 6. - Opadanje buke sa udaljenosti od vetroagregata [6]

144


Osnovni delovi tipične vetroturbine su: noseća konstrukcija (stub sa temeljom), vetroturbina (rotor sa elisom), prenosni mehanizam (podiže brzinu rotacije elise za potrebe generator), generator električne en-ergije, kontrolni sistem (reguliše rad mašine zavisno od brzine vetra, brzinu obrtanja i izlaznog napona), oprema za priključak vetroturbine na trafostanicu.

Vetroturbinski genaratori se vezuju 35kV kablovi-ma na trafostanicu 35/110 kV, koja sadrži 35/110kV energetske transformatore, 35kV i 110kV postrojenje i pripadajuću opremu za upravljanje i merenje, kao i opremu za sopstvenu potrošnju. Oprema za sopstvenu potrošnju obuhvata opremu preko koje se trafostan-ica i vetroelektrana vezuju na lokalnu distributivnu mrežu koja obuhvata: postrojenje 10kV, transforma-tore 10/0,4kV, 0,4kV postrojenja sopstvene potrošnje, oprema i postrojenja jednosmernog napona, postrojen-je dizel agregata 0,4kV. Objekti trafostanice 35/110kV i upravna zgrada vetroelektrane sadrži instalacije os-vetljenja, uzemljenja i gromobrana, instalacije grejan-ja, ventilacije i klimatizacije. Vetroelektrana je oprem-ljena i odgovarajućom telekomunikacionom opremom za potrebe objekta i za prenos potrebnih inforamacija. Takođe, za potrebe kompenzacije predviđa se oprema za kompenzaciju reaktivne snage određenih karakter-istika.

6. POVEZIVANJE NA ELEKTROENERGETSKI SISTEM (EES)

Električna energija se dobija konverzijom drugih izvora energije i karakteriše je mogućnost prenosa na daljinu radi isporuke potrošačima. Elektroener-getski sistem tokom vremena mora da bude balansir-an, odnosno da proizvodnja električne energije bude jednaka potrošnji. Odsustvo balansa dovodi do promene frekvencija napona u mreži, a kod većih poremećaja i do raspada sistema. Vetar je ener-getski izvor čija se brzina a time i snaga menja tokom vremena i čije se promene ne mogu pouz-dano prognozirati u dužem vremenskom intervalu. Ovakva osobina vetra ne dozvoljava upravljanje proizvodnjom vetroelektrane već je ona određena trenutnim karakteristikama vetra.

Elektroenergetski sistem radi u skladu sa određenim pravilima koji važe za postojeće i buduće korisnike (Pravila o radu elektroenergetskog sistema – Grid Code). Ove zahteve moraju da poštuju proizvođači električne energije, potrošači i opera-tori prenosne mreže. „Pravila o radu EES“se stalno prilagodjavaju razvoju tehnologije. Ona uključuju problematiku kvarova, regulaciju aktivne i reaktivne snage, frekvencije, napona i planiranje proizvodnje. Vetroelektrane za razliku od konvecionalnih izvora električne energije karakteriše nesigurnost u proiz-vodnji električne energije iz razloga stalnih promena brzine vetra. Vetrogeneratori ne mogu ispuniti zahteve planirane proizvodnje električne energije, ograničenje brzina promene snage, ostrvski rad i puštanje u rad

bez pomoći iz mreže (black start) a koje generatori termoelektrana i hidroelektrana ispunjavaju.

Pri promenljivoj snazi vetra vetrogeneratori nisu u stanju da obezbede efi kasan i pouzdan rad u proizvod-nji električne energije. Vetroturbina mora da se stalno prilagođava brzini vetra kako bi mogla da postigne zahtevani stepen iskorišćenja. Pri velikim varijaci-jama brzine vetra, usled nestabilnog rada vetroagre-gata, pojavljuju se propadi - napona naponski fl ikeri, viši harmonici i slično. Uslove u kojima funkcionišu vetrogeneratori ne mogu ispuniti standardni sinhroni generator i drugi sistemi za upravljanje i regulaciju koji su instalisani u termoelektranama i hidroelektranama. Vetrogeneratori mogu biti raznih konstrukcija, sa stal-nom ili promenljivom brzinom obrtanja, što utiče na njihov rad u situacijama kada se dešava promena br-zine vetra. Generatori određene konstrukcije ne mogu da prate ove promene brzine vetra kao i dešavanja u mreži na koju su priključeni. Sve to utiče na njihov rad, proizvodnju električne energije kao i stabilan rad ili ispad sa mreže. Pri kvaru u električnoj mreži ovi vetrogeneratori lako gube stabilnost. Zbog povećanja brzine obrtanja i velikih varijacija snage koje prouz-rokuju pojavu naponskih fl ikera isti nisu pogodni za priključak na slabu mrežu.

Savremenije konstrukcije vetrogeneratora ispun-javaju zahteve promenu brzine agregata u širokom opsegu oko sinhrone brzine, čime se obezbeđuje vi-sok stepen iskorišćenja vetroturbine u širokom opsegu brzina vetra. Cene ovih vetrogeneratora su veće. Ovi vetrogeneratori su u stanju da proizvode reaktivnu snagu, rade sa faktorom snage koji je različit od 1 (na-dsinhroni i podsinhroni režim rad), rade stabilnije i proizvode manju buku.

U principu vetrogeneratori su neupravljivi ele-menti u sistemu, mogu vršiti samo smanjenje proiz-vodnje u odnosu na trenutni potencijal vetra u slučaju poremećaja. Prognoza proizvodnje vetrogeneratora je dosta složena. To utiče i na sigurnost rada prenosnog sistema.

Povezivanje vetroelektrana na EES se može pos-matrati na tri nivoa. Prvi nivo je lokalni gde se rešava mesto i način priključenja na prenosnu mrežu. Uko-liko je potrebno treba izvršiti rekonstrukciju okolnh objekata iz razloga povećanja struja kratkog spoja. U nekim slučajevima to podrazumeva izgradnju novih ili rekonstrukcija postojećih prenosnih kapaciteta. Neka-da je potrebno izvesti i promenu mesta priključenja. Na sledećem nivou se razmatra prolazak vetroelek-trane kroz kvar u kontekstu postojanja rezerve u sistemu koja se u trenutnim uslovima ne može uvećati. Priključenje vetroelektrane na EES podrazumeva da u sistemu moraju postojati elektrane koje omogućuju isporuku balansne energije. Mogućnost isporuke bal-ansne energije u EES zavisi od njegovih karakteris-tika, pre svega od energetskih izvora koje koriste elektrane povezane u sistem. Treći nivo je sistemski gde se rad vetroelektrana povezuju sa potiskivanjem termoagregata.

145


7. IZGRADNJA VETROELEKTRANE I PUŠTANJE U RAD

Izgradnja vetroelektrane obuhvata sve procedure i radnje: prethodni radovi radi utvrđivanja potenci-jalne lokacije i tehničkog rešenja, izbor i ishodovanje svih dozvola za izgradnju kao i vlasništva odnosno prava korišćenja zemljišta na kome se izgrađuje, izrada investiciono – tehničke dokumentacije, ispiti-vanja zemljišta (geomehanička i druga), izrada putne infrastrukture, izrada temelja vetroturbina, izrada građevinskih objekata (trafostanice i upravne zgrade vetroparka, transport opreme na lokaciju, montaža, ispitivanje, probni rad i puštanje postrojenja u rad.

Pre transporta opreme na lokaciju neophodno je izraditi kompletnu zahtevanu infrastrukturu – putnu, izgraditi temelje vetroturbina i drugih građevinskih objekata, izvršiti priključenje na elektoenergetsku mrežu. S obzirom na dimenzije opreme vetroturbina neophodno je studiozno anlizirati kompletan trans-portni put od fabrike do lokacije. Za transport se često kombinuje više vrsta transporta, vodeni, drumski i dr. Stubovi na koje se postavljaju turbine su visine i preko 120m, kao tridesetospratna stambena zgrada. Stub se na lokaciju transportuje u delovima gde se vrši njegova montaža. Elise su dužine i preko 60m i one se proizvode i transportuju u jednom delu, što često izaziva problem. Na lokaciji je neophodno obezbediti montažni plato potrebnih dimenzija. Kra-novi za montažu su neophodni na loakciji a njihovo angažovanje je vrlo skupo. Montaža jedne vetrenjače sa povezivanjem i puštanjem u probni rad u proseku traje do nedelju dana. Ovakva efi kasnost izgradnje, obzirom na instalisanu snagu, daje prednost vetro-elektranama u odnosu na druge izvore energije.

Rastojanje između dve vetroturbine mora da bude min 4 prečnika lopatica. Pozicioniranje vetroturbina se vrši prema ruži vetrova uvažavajući zahteve da jedna na drugu nema uticaj, čime se izbegava efekat slabljenja.

Međusobno povezivanje vetroturbina i povezivan-je na trafostanicu se izvodi kablovima, položenim u zemlju, na naponskom nivou reda 35kV. Snaga proiz-vedena u vetroturbinama se preko trafostanice 35/XkV prenosi u elektroenergetski sistem. Napon u elektro-energetskom sistemu na koji se vrši priključenje tra-fostanice vetroparka zavisi od raspoloživosti mreže u tom reonu i to defi niše operator prenosne mreže.

Nakon montaže opreme vetroturbina, povezivanje vetroelektrane na trafostanicu, koja se vezuje na EES, montaže upravljačkog i svih drugih sistema u sklopu vetroelektrane vrši se ispitivanje opreme, puštanje u probni rad i posle toga puštanje u rad sa dobijanjem svih potrebnih atesta i dozvola za rad.

8. EKONOMSKI ASPEKT

Intenziviranjem proizvodnje iz OIE, postiže se stalni napredak u tehnologiji koja se primenjuje u proizvodnji svih komponenti koje su namenjene za postrojenja koja koriste OIE. Rezultat tog napretka su niži troškovi proizvodnje ove opreme, pa samim tim i njene cene. Sve to ima za posledicu niže troškove investicija potrebnih za izgradnju postrojenja za OIE.

Investicioni troškovi po jedinici instalisane snage za različite vrste elektrana koje koriste obnovljive iz-vore energije prikazani su u tabeli 1.

Strukturu troškova koji mogu da se pojave tokom rada vetroelektrane čine operativni troškovi, amor-tizacija i troškovi fi nansiranja (tabela 2). Ovi troškovi podeljeni sa godišnjom proizvodnjom el. energije čine cenu koštanja proizvedenog kWh električne energije u vetrolektrani. Učešće pojedinih troškova zavisi od visine investicija (koja najvećim delom zavisi od in-stalisane snage tj. broja vetrogeneratora) i visine us-lova korišćenja kreditnih sredstava.

Troškovi zakupa zemljišta obuhvataju plaćanje zakupa zemljišta na kojem su postavljeni vetrogenera-

Vrsta elektrane Instalisana snagaInvesticioni troškovi elektrane po jedinici

(USD/kW)

Životni vek elektrane(godina)

Mala hidroelektrana 10 – 50 MW 1.450-5.700 50 Mini hidroelektrana 1 – 10 MW 1.000-1.600 50 Mikro hidroelektrana 0,1 – 1 MW 1.600-6.000 50 Vetroelektrana na kopnu 1,5 – 3,5 MW 2.450-2.850 25 Vetroelektrana na moru 1,5 – 5 MW 1.150-1.550 25 Mala vetroelektrana 3 – 100 kW 1.550-1.950 25 Mala ku na vetroelektrana 0,1 – 3 kW 25 Velika solarna elektrana 50 – 500 MW 3.600-5.000 30 Velike solarne PV elektrane 1 – 100 MW 3.000-4.800 25

Male solarne PV elektrane 2 – 5 kW 3.000-6.000 25

Tabela 1 . - Tr o š k o v i investiranja po jedinici snage (USD/kWe) z a različite vrste elektrana koje koriste obnovljive izvore energije (2010. Godina) [4]

146


tori i trafostanica. Ovih troškova neće biti u strukturi cene koštanja u slučaju da je vlasnik elektrane istovre-meno i vlasnik zemljišta, već će se u tom slučaju po-javiti u strukturi investicija.

Troškovi sopstvene potrošnje električne energije obuhvataju cenu elektro opreme potrebne za funk-cionisanje trafostanice 35/XkV i vetroelektrane. Ovi troškovi imaju malo učešće u strukturi cene koštanja, ispod 1,5% ukupne cene.

Troškovi zarada imaju, takođe, mali udeo u struk-turi troškova, budući da je za rad jedne vetroelektrane potreban mali broj radnika. Troškovi investicionog i tekućeg održavanja, kao i troškovi premije osigu-ranja i poreza na imovinu obračunavaju se primenom određenih godišnjih stopa. Ostali troškovi uključuju

bankarske provizije, nabavku kancelarijskog materijala, režijske troškove i sl.

Ono što je karakteristično za strukturu operativnih troškova vetroelektrane je da njih čine samo fi ksni troškovi (izuzev neznatnog učešća troškova sopstvene potrošnje el. energije). Ovo je ujedno i njihova prednost, jer se un-apred znaju troškovi koje treba pokriti proizvodnjom i proda-jom električne energije.

Troškovi amortizacije obračunavaju se primenom godišnjih stopa na nabavnu vrednost opreme i građevinskih objekata. Pri obračunu ovih troškova koristi se proporciona-

lni metod. Troškovi fi nansiranja obuhvataju troškove kamata koje se plaćaju na kredite korišćene za fi nansir-anje izgradnje elektrane. Ovi troškovi su direktno uslov-ljeni visinom kredita i visinom kamatne stope i drugih uslova kreditiranja koje investitor dogovori sa bankom. U tabeli 3 su prikazani troškovi proizvodnje električne energije iz OIE, ostvareni u 2011. godini u zavisnosti od vrste elektrane u kojoj je ta energija proizvedena.

Generalno posmatrano učešće operativnih troškova u strukturi cene koštanja proizvedenog kWh električne energije dosta je niže posmatrano u odnosu na iste troškove termoelektrana. Pored toga u strukturi opera-tivnih troškova nema troškova goriva, koji inače pred-stavljaju dominantne troškove kod termoelektrana.

ZAKLJUČAK

Republika Srbija ima veliki neiskorišćeni poten-cijal u obnovljivim izvorima energije. Zbog toga je razvoj ovih izvora jedan od stubova nove energetske strategije Srbije. Stvaranjem zakonskog okvira, usva-janjem Zakona o energetici i donošenjem niza Ure-dbi kojima se bliže defi nišu pitanja koja se odnose na oblast korišćenja obnovljivih izvora energije, stvorili su se uslovi za razvoj proizvodnje električne energije iz istih. Da bi se to ostvarilo potrebno je, između ostalog, intenzivirati aktivnosti na izgradnji vetroelektrana. Sr-bija spada u red zemalja koje su uvozno zavisne od energenata i treba da nastoji da popravi situaciju i da se što više oslanja na domaće resurse, u koje spadaju i obnovljivi izvori energije. Iako je Srbija donošenjem zakonskih i podzakonskih akata u oblasti energet-ike napravila veliki iskorak u pravcu približavanja zakonodavstva normama Evropske unije i dalje je prisutno neracionalno i neplansko korišćenje prirod-nih resursa i vidova energije. Sa izgranjom sve većeg broja vetroelektrana, doći će do smanjenja troškova njihove izgradnje, što će imati za rezultat smanjenje troškova proizvodnje električne energije u ovim elek-

Red. br. Godišnji troškovi

1. Operativni troškovi 1.1. Troškovi zakupa zemljišta 1.2. Troškovi elektri ne energije (sopstvena potrošnja vetroelektrane) 1.3. Troškovi investicionog i teku eg održavanja 1.4. Troškovi zarada 1.5. Troškovi premije osiguranja 1.6. Porez na imovinu 1.7. Ostali troškovi 2. Amortizacija 3. Troškovi finansiranja4. UKUPNO

5. Godišnja proizvodnja (kWh)

6. Cena koštanja po kWh proizvedene elektri ne energije (4/5)

Tabela 2 . - Struktura cene koštanja kWh električne energije u vetreoelek-trani

Vrsta elektrane Instalisana snaga

Cena u cUSD/kW

Mala hidroelektrana 1 – 10 MW 5 – 12 Mini hidro-elektrane 0,1 – 1 MW 5 – 12 Mikro hidro-elektrane 1 – 100 kW 7 – 30

Vetroelektrana na kopnu 1,5 – 3,5 MW 5 – 9

Vetroelektrana na moru 1,5 – 5 MW 10 – 12

Mala vetroelektrana 3 – 100 kW 15 – 25 Mala ku na vetroelektrana 0,1 – 3 kW 15 – 35

Velika solarna elektrana 50 – 500 MW 14 – 18

Velika solarna elektrana 1 – 100 MW 15 – 30

Mala solarna elektrana 2 – 5 kW 18 – 40

Tabela 3 . - Troškovi proizvodnje električne energije iz OIE po kWh prema vrsti elektrane

147


tanama. Na taj način energija vetra postaće konkurent-nija tradicionalninm fosilnim gorivima. Takođe, treba imati u vidu da će cena energije iz termo i nuklearnih elektrana rasti u odnosu na energiju vetra, s jedne, a s druge strane da će cena vetroelektrana opadati što govori o dobroj perspektivi proizvodnje električne en-ergije snagom vetra.

LITERATURA

[1] Erik L, at all: “Wind Power Metereology”, Riso National Labaratory, Roskilde, Denmark, De-cember 1997

[2] Bruce H. Bailey and Scott L. McDonald, “Wind Resource Assessment Handbook – Fundamentals for Conducting a Successful Monitoring Pro-gram”, AWS Scientifi c, Inc. CESTM, NY, USA, April 1997

[3] Schlez, W. and Tindal, A. “Wind Farm Siting and Layout Design”, Garrad Hassan and Partners Ltd. http://www.dnvgl.com/ (datum pristupa: februar 2014.)

[4] Jun Wang, Xiaolan Li and Xing Zhang, “Genetic Optimal Micrositing of Wind Farms by Equilater-al-Triangle Mesh”, InTech China, Shangai, 2011

[5] *** Energy Effi ciency, Electropaedia, http://www.mpoweruk.com/energy_effi ciency.htm

[6] GE global research and National institute of deaf-ness and other communication disorders. http://www. gereports.com/how-loud-is-a-wind-tur-bine

[7] Zakon o planiranju i izgradnji, Sl. glasnik RS br. 121/2012

[8] Zakon o energetici, Sl. glasnik RS br. 124/2012[9] Zakon o zaštiti prirode, Sl. glasnik RS br.

91/2010[10] Pravilnik o sadržini i obimu prethodnih radova,

prethodne studije opravdanosti i studije oprav-danosti, Sl. glasnik RS br. 1/2012.

148


Александар МАЏАРЕВИЋ, Мирослав ЦРНОГОРАЦ, Марија ЖИВКОВИЋ, Дејан ИВЕЗИЋ Универзитет у Београду, Рударско-геолошки факултет, Центар за енергетику

Трајко ПЕТРОВИЋАлфа Универзитет Београд

UDC:551.58.001.6 (497.1)

Процена развоја политике ублажавањa утицаја на климатске промене и прилагођавања

климатским променама за Србију AMS методом

САЖЕТАКРепублика Србија је потписала Оквирну конвенцију Уједињених нација о климатским

променама у јуну 2001. године и ратификовала Кјото протокол који је потписан у јануару 2008. године. Иако овај протокол не обавезује Србију да редукује емисије гасова стаклене баште, политика Републике Србије о климатским променама има планиране циљеве што је прeдвиђено стратегијама, програмима и плановима. Енергетски сектор је главни извор емисије гасова стаклене баште у Србији, тако да је највећи напор за ублажавање климатских промена усмерен на овој сектору, а нарочито на производњу електричне енергије, јер око 70% електричне енергије се производи коришћењем домаћег лигнита. Један од наведених циљева политике о климатским променама Србије је да повећа удео електричне енергије произведене из ОИЕ и учешће биогорива у укупној потрошњи горива у сектору транспорта.

LEAP (The Long-range Energy Alternatives Planning System) је коришћен за развој 3 сценарија развоја енергетике: БАУ (Business as usual), Оптимистички и Песимистички сценарио. Коришћењем AMS методе која представља комбинацију три стандардне више-критеријумске методе: AHP, MAUT и SMART, оцењене су карактеристике сваког сценарија. Коначни резултати AMS методе показују које политике ублажавањa утицаја на климатске промене и прилагођавања климатским променама за Србију имају боље перформансе у односу на потребе земље, узимајући у обзир националне законске оквире о климатским променама.

Кључне речи: енергетика, ублажавање, прилагођавање, AMS, LEAP, ОИЕ

ASSESSMENT OF DEVELOPMENT OF MITIGATION/ADAPTATION CLIMATE CHANGE POLICY PORTFOLIOS FOR SERBIA USING AMS METHOD

ABSTRACTSerbia signed the United Nations Framework Convention on Climate Change in June 2001. The

country ratifi ed the Kyoto Protocol and signed it in January 2008. Although this protocol does not oblige Serbia to reduce its GHG emissions, the Serbian Climate Change policy has certain objectives to meet as these were expressed through Strategies, Programs and Plans.The energy sector is the main source of GHG emissions in Serbia, so the majority of mitigation efforts are focused on this sector and particularly on electricity production, since approximately 70% of electric power is generated from domestically-sourced lignite.One of the aforementioned objectives of the Serbian climate policy is to increase the share of electricity produced from RES and the share of biofuel in total fuel consumption in transport.

LEAP (The Long-range Energy Alternatives Planning System) is used for development 3 Scenarios of energy development: Business as usual, Optimistic and Pessimistic Scenario. Each Scenario is assessed for its performance under the criteria/sub-criteria of the AMS method which is the combination of three standard multi-criteria methods: the Analytical Hierarchy Process (AHP), the Multi-Attribute Utility Theory (MAUT) and the Simple Multi-Attribute Ranking Technique (SMART). The fi nal results of AMS method demonstrate which of the three M/A policy portfolios has the better performance in responding to the climate change needs of the country taking into consideration the national framework.

Key words: energy, mitigation, adaptation, AMS, LEAP, RES

149


1. УВОД

Република Србија је потписала Оквирну конвенцију Уједињених нација о климатским

променама у јуну 2001. и ратификовала Кјото протокол који је потписан у јануару 2008. године. Потписивање протокола не обавезује Србију да смањи емисије гасова стаклене баште. Међутим, Република Србија је од 2006. године потписница Уговора који успоставља везу Енергетске заједнице земаља Југоисточне Европе и Европске Уније, чиме је прихватила обавезу спровођење правних тековина Енергетске заједнице. У оквиру ове организације земља примењује директиве које се односе на коришћење обновљивих извора енергије и унапређење енергетске ефикасности.

На основу Директиве 2009/28/EC RES предвиђено учешће обновљивих извора енергије у енергетском сектору за 2020. годину је првобитно било 19% [1]. Ипак, 18. октобра 2012. године, Министарски савет Енергетске заједнице доноси одлуку да учешће обновљивих извора енергије за 2020. годину у бруто финалној потрошњи енергије у Републици Србији буде не мање од 27% [2][3]. Очекује се да ће предвиђено учешће ОИЕ у 2020. години бити постигнуто на следећи начин: удео ОИЕ у сектору производње електричне енергије у износу 37%, у сектору грејања и хлађења 30%, а у сектору транспорта 10% (употреба биогорива)[2][3].

Енергетски сектор је главни извор емисија гасова стаклене баште у Србији. Већина напора за ублажавање утицаја на климу су усмерени на овај сектор, а посебно су изражени у области производње електричне енергије.. Разлози што енергетски сектор, а посебно сектор трансформација производи већину емисија гасова стаклене баште на националном нивоу су вишеструки. При производњи еклектричне енергије користи се доминантно лигнит [4][5]. Већина термоелектрана пуштена је у рад пре више од 30 година, а карактерише их ниска ефикасност и непостојање технологија за смањење емисија гасова стаклене баште [4][5]. За производњу топлотне енергије у системима даљинског грејања користе се природни гас (68,1%), али и угља (11,2%) и мазута (20,7%) [4][6].

Имајући у виду тренутно стање укупног енергетског система и његов допринос емисији гасова стаклене баште, оправдано је анализарати његов могући будући развоја, а предложене сценарије развоја оценити у смислу утицаја на климатске промене.

У раду је приказана оцена три различита сценарија развоја енергетског сектора до 2050. године, и то базног, оптимистичког и песимистичког сценарија развоја који су креирани помоћу софтверског алата LEAP (The Long-range

Energy Alternatives Planning System). Могући сценарији развоја оцењени су коришћењем AMS методе, која показује које политике ублажавањa утицаја климатских промена и прилагођавања климатским променама за Републику Србију имају боље перформансе у односу на потребе земље, узимајући у обзир националне законске оквире о климатским променама.

2. СЦЕНАРИЈИ РАЗВОЈА

БАУ1 сценарио

БАУ сценарио се односи на еволуцију већ постојећих праваца политике ублажавање и прилагођавања климатским променама, које су ступиле на снагу пре 31. децембра 2010. Србији до 2050. године и служи као референца за поређење са оценама других сценарија.

Кoришћeњe oбнoвљивих извoрa eнeргиje je oгрaничeнo нa коришћење хидрoпотенцијала и нeкoмeрциjaлну упoтрeбу биoмaсe и гeoтeрмaлнe eнeргиje [8]. Хидрoeнeргиja je jeдини OИE који се користи зa прoизвoдњу eлeктричнe eнeргиje.

Упркoс увoђeњу Feed-in тарифа, нису прoмoвисaни oбнoвљиви извoри eнeргиje. Предпостављени су рeтки примeри пojeдинaчних сoлaрнo тeрмaлних систeмa згрaдa и мaлих крoвних сoлaрних фoтoнaпoнских jeдиницa [9].

ОПТ сценариоПолитичке мере и инструменти у оквиру овог

сценарија постављају строге циљеве ублажавања климатских промена у свим секторима. Он је ус-мерен ка принципима политике климатских про-мена у ЕУ и прилагођен је потребама Србије, као привреде у развоју, а узимајући у обзир да је зако-нодавни оквир Републике Србије у области убла-жавања и прилагођавања климатским променама још увек далеко од принципа ЕУ.

Главне карактеристике овог сценарија су про-мовисање свих врста обновљивих извора енер-гије, промовисање енергетске ефикасности у свим секторима и усвајање свих очекиваних технолош-ких побољшања. Адаптационе потребе земље се разматрају не само појединачно већ и заједно са активностима ублажавања климатских промена у Републици Србији.

Политички инструменти и мере који се узи-мају у обзир у овом сценарију обухватају све ус-војене одлуке након 1. јануара 2011. уз промоцију и подршку следећих мера: i) увођења ефикасних технологија у готово свим секторима усмерених на максимално смањење емисије гасова стаклене баште кроз максималну експлоатацију потенцијала

1 eng. Business-of-usual

150


енергетское ефикасности и обновљивих извора енергије и ii) изградње инфраструктуре неопходне за адаптацију према очекиваним утицајима климатских промена.

Након 2020., спровођење поменутих мера енергетске ефикасности доводи до значајног смањења емисије гасова стаклене баште.

ПЕС сценариоОвај сценарио је тзв. сценарио не-климатске

политике. Приоритети Песимистичког сценарија нису активности ублажавања климатских промена и прилагођавању истим, већ снабдевање енергијом.

Србија као земља у развоју нема квантитативне циљеве за смањење емисија гасова стаклене баште. Као члан Енергетске заједнице енергетска политика Србије треба да конвергира ка енергетској политици ЕУ. Дакле, директиве ЕУ које нису реализоване пре 1. јануара 2011. су разматране у овом сценарију.

Негативни утицај климатских промена (повећање средње годишње темпратуре и смањење количине падавина) већи него у ОПТ и БАУ сценарију. Повећане годишње просечне температуре у комбинацији са смањеним количинама падавина стварају песимистичну перспективу за веће учешће хидроенергије и биомасе у енергетском миксу Србије .

Овај сценарио подразумева мање амбициозну политику ублажавања климатских промена ограничавајући могуће технолошке опције само на одабраном броју сектора са највећим потенцијалом за енергетску ефикасност применом ОИЕ. Сценарио разматра спровођење свих постојећих и планираних политичких мера и инструмената, али нема додатних правила осим оних у складу са политиком ЕУ о климатским променама и приоритетима земље.

3. ОЦЕНА СЦЕНАРИЈА AMS МЕТОДОМ

Сваки сценарио је оцењен помоћу различитих критеријума/подкритеријума који чине метод AMS, која представља комбинацију три стандардне више-критеријумске методе: AHP (енг. ‘’Analytical Hierarchy Process’’), MAUT (енг. ‘’Multi-Attribute Utility Theory’’) и SMART (енг. ‘’Simple Multi-Attribute Ranking Technique’’) [11] [12]. AMS је развијен за потребе процене развоја одређених политика о климатским променама, као и проце-ну релевантних политичких мера. AMS метод има добре одлике, пошто поред оцена различитих сце-нарија енергетског развоја, даје оцене и о полити-ци ублажавањa утицаја на климатске промене, као и прилагођавања климатским променама, уз мо-гућност оцене њихове међусобне интеракције.

AHP поступак обезбеђује бројчане вредности за тежинске коефицијенте критеријума и подкри-теријума који чине AMS методу. Преостале две вишекритеријумске методе MAUT и SMART обез-беђују оцене за политичке инструменте и мере по сваком критеријуму/ подкритеријуму. MAUT пос-тупак се примењује када корисник методе има на располагању веродостојне податке за све оцењене политичке мере и инструменте, док се SMART поступак користи када су, услед одсуства подата-ка, оцене усвојене на основу мишљења стручњака, тј. корисника.

AMS метода се састоји од четири основна ко-рака [11] [12]:

1) одређивање критеријума (тзв. ''критеријумског стабла'') (слика 3.1);

2) одређивање тежинских коефицијената за критеријуме/подкритеријуме;

3) оцењивање сценарија на основу политичких инструмената и мера по сваком критеријуму/подкритеријуму појединачно;

4) сумирање претходно произведених оцена и формирања агрегатних разреда за сваку про-цењену политичку меру и инструмент. Тес-тирање доследности и робусности резултата се обавља у оквиру релевантних корака то-ком рада

Први основни корак одређивања критеријума AMS методом је гртафички приказан на слици 3.1. Циљ политичких мера и инструмената који се односе на климатске промене је да буду ефикасне у ублажавању климатских промена кроз смањење емисије гасова стаклене баште и суочавање са очекиваним потребама за адаптацијом. Други ниво обухвата три критеријума: еколошке перформансе, политичку прихватљивост и изводљивост примене. Сваки од три поменута критеријума обухвата низ подкритеријума:

1) Еколошке перформансе се дефинишу као укупан допринос политичких инструмената и мера заштити животне средине. Оцена по овом критеријуму је заснована на два подкритеријума: Директан допринос смањењу емисије гасова стаклене баште - смањење емисије гасова стаклене баште као директна последица примене политичких инструмената и мера; Индиректни ефекти на животну средину

2) Политичка прихватљивост се дефинише као однос свих укључених субјеката према политичким инструментима. Процена је олакшана и детаљнија кроз низ подкрите-ријума: Економичност; Динамичка ефикасност трошкова; Конкурентност;

151


Правичност; Флексибилност; Казне за непоштовање и не учествовање - ниво ригидности одређен одредбама

политичких мера и инструмената према емитерима који нису успели да се придржавају или нису учествовали у имплементацији.

Слика 3.1. - AHP критеријумско дрво [12]

GHG (MtCO2eq) 2000 2020 2050

BAU 32,027 57,076 117,387 OPT 32,027 47,592 109,026 PES 32,027 52,641 115,087

Табела 1. - Укупна емисија у Републици Србији

CO2 eq ( (CO) - (NOx) – - )

2000 2020 2050 BAU 0,000 5,857 14,343 OPT 0,000 5,197 13,945 PES 0,000 5,420 13,945

Табела 2. - Остали утицаји на животну средину по различитим сценаријима

2000 2020 2050

BAU 0,368 0,297 0,215 OPT 0,368 0,347 0,404 PES 0,368 0,365 0,492

BAU 0,980 0,013 0,000 OPT 0,980 0,116 0,130 PES 0,980 0,120 0,153

BAU 0,097 0,044 0,014 OPT 0,097 0,066 0,068 PES 0,097 0,067 0,071

Табела 3. - Употреба воде по секторима

152


3) Могућност примене се дефинише као приме-њивост политичких мера и инструмената повезаних са инфраструктурним потен-цијалом (институције и људски ресурси), као и националним правним оквиром. Процена се заснива на оцени три подкритеријума: Капацитет имплементације - способност националних институција надлежних за пројектовање, подршку и примену политичких инструмената и мера. Капацитет мреже се заснива на нивоу и броју обученог особља, технолошкој инфраструктури , кредибилитету и транспарентности; Административна изводљивост - обавезе које мора извршити административни апарат током примена политичких инструмената и мера; Финансијска изводљивост.

LEAP софтверски алат који је искоришћен за развој три сценарија је предвидео резултате који су приказани у табелама 1 и 2. Емисије гасова стаклене баште су приказане у табели 1, док су остали утицаји на животну средину приказани у табели 2.

У табелама 3 и 4 су приказани подаци о упот-реби воде у енергетском и другим секторима.

Резултати који су добијени развијањем енергетских сценарија у LEAP софтверском алату искоришћени су за даљу анализу перформанси поменутих сценарија помоћу AMS вишекритеријумске анализе. Сваки од критеријума и подкритеријума је појединачно третиран коришћењем софтвера ‘’ClimAMS-2012’’.

Излазне оцене првог критеријума Еколошке перформансе су приказане на слици 3.2.

Излазне оцене другог критеријума, критеријума политичке прихватљивости са својим подкритеријумима су приказани на слици 3.3.

Излазне оцене трећег критеријума у оквиру оцене политике ублажавањa утицаја на климатске промене, критеријума изводљивости примене са својим подкритеријумима су приказани на слици 3.4.

На основу излазних оцена критеријума су креиране финалне оцене AMS методе о три различита сценарија које су приказане на слици 3.5 и у Табели 5.

Коначне оцене показују који од три развије-

2000 2020 2050

BAU 198,82 233,567 243,207OPT 198,82 210,830 164,213 PES 198,82 191,030 113,250

Табела 4. - Употреба воде у енергетском сектору (за потребе хлађења и производње електричне енергије)

Слика 3.2. - Оцене еколошких перформанси различитих сценарија

153


на сценарија са својим политикама ублажавањa утицаја на климатске промене и прилагођавања климатским променама има боље перформансе у односу на потребе земље, узимајући у обзир на-ционални правни оквир о климатским променама. Оптимистички сценарио има боље перформансе у смислу смањења емисија гасова стаклене баш-те у односу на друга два сценарија, БАУ и ПЕС. Он такође има већу политичку прихватљивост због високог учинка у погледу смањења трошко-ва. Међутим, критеријум изводљивост примене за

Оптимистички сценарио има најниже перформан-се. Институције и људски ресурси немају потребне капацитете, вештине и искуство да примене такве строге политичке инструменте и мере о климат-ским променама. Административна изводљивост треба да буде знатно побољшана како би обухва-тила правила законодавства ЕУ. Још један значајан недостатак Оптимистичког сценарија за развој по-литике ублажавањa и прилагођавања климатским променама је потреба за обезбеђењем потребних финансијских средстава.

Слика 3.3. - Оцене политичке прихватљивости различитих сценарија

Слика 3.4. - Оцене изводљивости примене различитих сценарија

154


1. ЗАКЉУЧАК

У раду су развијена и оцењена три сценарија уз промовисање различитих политика ублажавања климатских промена и прилагођавања климатским променама за Републику Србију. Сваки од њих се одликује различитим одређеним политичким мерама и инструментима, па су стога и названи као Базни (БАУ), Оптимистички (ОПТ) и Песимистички (ПЕС) сценарио. Користећи метод више-критеријумске анализе под називом AMS, сценарији су оцењени на основу еколошког ути-цаја (количина емисије гасова стаклене баште и секундарних ефеката на животну средину), поли-тичке прихватљивости (став укључених субјеката (циљне групе) према релевантним политикама) и изводљивости примене (применљивост политич-

ких мера и инструмената са становишта одгова-рајућих државних и националних субјеката).

Имајући у виду наведено, развојем политике ублажавањa утицаја на климатске промене и при-лагођавања климатским променама за Србију AMS методом која карактерише оптимистички сценарио (промовисање енергетске ефикасности и техноло-ших унапређења у свим секторима и областима, као и промовисање употребе обновњивих извора енергије посебно у области производње електрич-не енергије (поред хидроенергије промовише се енергија ветра, сунца и биомасе, увођење биого-рива у сектор транспорта, модернизација нафто-вода, електроенергетске мреже и топловода, итд.), може се остварити велики део циљева политике о климатским променама Републике Србије. Ус-пех предложене политике захтева већу ефикасност

Слика 3.5. - Финалне оцене AMS методе

(0,168) - A 0,000 100,00 50,011 (0,473) 0,000 47,300 0,732

(0,183) 2,449 9,656 6,095 (0,085) 1,894 4,713 1,894 (0,175) 0,000 17,500 8,186 (0,050) 0,975 2,467 1,557

(0,034) 1,133 1,133 1,133 (0,738) - 6,451 82,769 19,598

(0,309) 11,697 7,505 11,697 (0,581) 25,801 16,150 16,150 (0,110) 2,146 3,426 5,428

(0,094) - 39,644 27,081 33,275 (A+ + ) 8,488 80,429 25,993

Табела 5. - Финалне оцене AMS методе

155


имплементације и смањење могућности непошто-вање прописаних политичких мера.


[1] IPA Energy and water Economics, 2010. Study on the Implementation of the New EU Renewables Directive in the Energy Community – Final re-port to Energy Community Secretariat. February 2010, available at: http://www.oie-cg.me/doc/Full%20Final%20Report%20Revised%202010-02-22.pdf

[2] Republic of Serbia, 2013. National Renewable Energy Action Plan of the Republic of Serbia in accordance with the template as per Directive 2008/29/EC (Decision 2009/548/EC). Avail-able at: http://www.ekapija.com/dokumenti/nreap_010313.pdf

[3] Energy Community, 2012. Available at: Decision of the Ministerial Council of the Energy Com-munity – D/2012/04/MC-EnC: Decision on the implementation of Directive 2009/28/EC and amending Article 20 of the Energy Community Treaty – Annex 18. Ref.: 10th MC/18/10/2012 – Annex 18/09.07.2012. Available at: http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/1766219.PDF

[4] IPA, 2012. The European Union’s IPA 2010 Programme For the Republic of Serbia, Sustain-able Development in the Energy Sector, Mid-term Kyoto Protocol Implementation Plan in the Serbian Energy Sector, Part 2 (of 4): Develop-ment energy sector and greenhouse gas sce-narios 2020. Interim draft, January 30th, 2012. Available at: http://www.sudes.rs/wp-content/uploads/2011/06/SuDES-Part-2-draft-300112.pdf

[5] IPA Energy + Water Economics, 2010. Study on the Implementation of the New EU Renewables Directive in the Energy Community- Final Report to Energy Community Secretariat. June 2010. Available at: http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/644177.PDF

[6] Statistical offi ce of the Republic of Serbia, 2011. Total Energy Balance in 2010, available at http://webrzs.stat.gov.rs/WebSite/userFiles/file/En-ergetika/bilans/Ukupan%20energetski%20bi-lans,%202010.pdf

[7] Д. Ивезић, М. Живковић, А. Маџаревић: LEAP као алат за планирање развоја гасног енергет-ског сектора, Гас, Кладово, 2012.

[8] Golusin Mirjana, Tesic Zdravko, Ostojic Aleksandar, 2010. The analysis of the renewable energy production sector in Serbia. Renewable and Sustainable Energy Reviews 14, pp: 1477-1483

[9] Djurdjevic Dusan Z., 2011. Perspectives and as-sessments of solar PV power engineering in the Republic of Serbia. Renewable and Sustainable Energy Reviews 15, pp. 2431-2446.

[10] Electric Power Industry of Serbia, 2010. Annual report 2010. Available at: http://www.eps.rs/Eng/Godisnji%20Izvestaji/EPS%20Annual%20re-port%202010.pdf

[11] Konidari P. and Mavrakis D., 2006. Multi-criteria evaluation of climate policy interactions. Journal of Multi-Criteria Decision Analysis 14, pp 35 – 53.

[12] Konidari P. and Mavrakis D., 2007. A multi-cri-teria evaluation method for climate change miti-gation policy instruments. Energy Policy 35, pp 6235-6257.

156


Richard KUBAŠkoda Praha

Petr VALEŠ, Zdeněk ZIMAŠkoda Praha Invest

Dobrilo GAČEVIĆ, Milanko KORUGAEPCG AD Nikšić-Direkcija za poslovni i tehnički razvoj

UDC:621.311.22 : 621.43.068

Flue Gas Removal from New Unit 250 MW of TPP Pljevlja-II

ABSTRACTThe paper presents a technical solution of discharge of fl ue gases from a New Unit TPP “Pljevlja”-

II, with a special focus on present temperature inversions at the location of thermal power plant.From the analyzed variants, variant that envisages discharge of fl ue gases through the cooling

tower, is proposed as an optimalThis method allows the elimination of the stack from the fl ue tract, which is a complicated engi-

neering structure and requires high investment costs.Key words: thermal power plant, fl ue gases, cooling tower, temperature inversions

1. INTRODUCTION

A suffi ciently tall stack was the only and used means of discharging fl ue gases from large plants fi ring

fossil fuels (thermal power plants, heating plants, etc.) before the end of the 20th century. This solution en-sured dispersion of fl ue gases in higher layers of at-mosphere but failed to reduce the amount of emissions discharged from an energy generating unit (Fig. 1).

2. PROBLEMS RELATED TO DISCHARGE OF FLUE GASES TO THE ATMOSPHERE

With the introduction of strict emission limits and the related development of environmental technology,

the thermal energy sector started using more effi cient steam boiler fl ue gas purifi cation equipment (fl y ash separators, deNOx equipment, deSOx equipment). This fact infl uenced both the boiler technology and the downstream equipment of the boiler up to the fi nal element of the process of discharging fl ue gases to the atmosphere (stack, etc.).

2.1 FGD Impact on the Method of Discharging Flue Gases to the Atmosphere

As for fl ue gas desulphurization, many of the de-veloped methods includes a wet limestone-based fl ue gas scrubbing method, which is most applied for pulverized boilers, mainly due to its high effi ciency,

reliability, easy availability of initial raw materials, low Ca/S ratio and us-ability of the end products. The fact that it works with low temperature of fl ue gases, approximately 62-65°C, represents a certain disadvantage of this method. This means that the parts of the end tract downstream of the desulphurization absorber must be designed and dimensioned for this temperature.

2.2 Used Methods of Dischar-ging Flue Gases to the Atmosphere

There are three methods used in practice to remove desulphurized fl ue

Figure 1. - Block diagram of smoke tract without desulphurization, classical arrangement

157


gases from wet limestone-based scrubber to the atmo-sphere: [1]

a) So-called “wet” stack (Fig. 2) [2]This is a special structure characterized by high resistance to the effects of aggressive fl ue gases with low temperatures. The stack is mostly of a double-layer confi guration, i.e. carrying body and internal fl ue system made of metallic or ce-ramic materials resistant to the adverse effects of acid fl ue gases with low temperatures.

b) Flue gas reheating This is achieved by including a suitable heater, e.g. of GGH (Gas-Gas-Heater) type, into the smoke tract, Fig. 3.

This is usually a Ljungström-type ro-tary heater, which reheats the exit fl ue gases from the desul-phurization absorber to the temperature up to 105÷110°C before leading them into the stack. The inner stack surface is made of ma-terials with improved resistance to the low-temperature corrosion. The plume supereleva-tion is slightly greater

than when using variant a). However, the fl ue gas reheating equipment is complex, the GGH heater needs additional plac-es and increases resistances in the smoke tract. The investment and operational costs also in-crease. Due to such properties, but mainly due to operational diffi culties (clogging, leakage), this method is rarely used today.

c) Wet cooling tower (CT) with natural draught - Fig. 4

This method uses a large heat potential of heated and water-vapour saturated air with a high uplift (Fig. 5), which circulates through the cooling tower from the cooling system, which is located in the bottom part of the tower.

Flue gases together with this air leave the cooling tower and are brought up to considerable heights of the atmo-sphere, even with the effects of a crosswind.

This is a modern and effi cient method used today in many con-densing power plants, where Itterson-type wet cooling towers are or will be installed. This method allows to eliminate (even for the greatest units) a stack from the smoke tract, which represents a high-demand civil engineering structure with high investment costs.

The technology using the removal of fl ue gases from the desulphurization unit to the atmosphere was development and has mainly been used in Germany as well as

Figure 2. - Block diagram of smoke tract with “wet” stack

Figure 3. - Block diagram of smoke tract with the reheating of desulphurized fl ue gases

Figure 4. - Block diagram of smoke tract with the discharge of desulphurized fl ue gases by means of CT

158


in other countries. For information purposes, a brief (incomplete) overview of power plants, where this method is used, is provided below:

the thermal power plant PLJEVJLA II. The unit will be fi tted with a new cooling tower for removing the low-potential heat from the end of steam cycle. An effi cient wet limestone-based scrubber working with the exit temperature of desulphurized fl ue gases of ap-proximately 62°C will be used for desulphurization purposes.

However, in solving the problems related to the discharge of fl ue gases to the atmosphere, increased attention should be paid to the meteorological charac-teristics of the Pljevlja Valley, which differs consider-ably from other power plant sites. The shape of valley surrounded by high mountain massifs contributes to the trap of cold air in the valley and to the occurrence of temperature inversions, whether ground or high level. [3]

The penetration of the plume from the cooling tower through such inversion layers or the destruction of the lower inversion layer represents a diffi cult, but in our view, solvable technical problem. The use of classical type of CT does not guarantee the maximum effect of plume penetration through the inversion lay-er. It is necessary to design such equipment, which can discharge as much homogenized plume as possible with the properties capable of penetrating or destroy-ing the barrier of temperature inversions. A stack-type cooling tower, which will be discussed hereinafter, represents this solution.

For completeness, provided below are the results of technical consideration carried out in order to as-sess whether or not the desulphurized fl ue gases may be discharged by means of the existing stack.

The existing cast-in-place reinforced-concrete stack with the height of 250 m and the exit diameter of 7.9 m has a mounted inner lining and was designed for the removal of fl ue gases with the temperature of approximately 160°C from two units 210 MW. At present, this stack removes the fl ue gases with this

temperature from one unit 210 MW. No FGD system is installed. [4]

Although, the problems related to the discharge of fl ue gases from the sec-ond unit could be solved by means of this stack (as originally considered), we do not support this solution particularly for the follow-ing reasons:

• The stack was put into operation in 1982 and its life time is virtually exhausted. According to the expert opinion, prepared by a spe-cialized company, its fur-ther use without expensive reconstruction is very ques-tionable and hazardous.

Janschwalde (GER) 6 x 500 MW Niederaussem (GER) 965 MW Grosskrotzenburg (GER) 510 MW Boxberg (GER) 2 x 500 MW Jaworzno (POL) 630 MW Lagizsa (POL) 460 MW Florina (GRE) 330 MW Megalopolis (GRE) 450 MW Ptolemaios (GRE) 350 MW Elbistan A (TUR) 4 x 330 MW Elbistan B (TUR) 4 x 360 MW Šoštajn (SLO) 630 MW

Figure 5. - Comparison of heat potentials of the stack and of the cooling tower

ŠKODA PRAHA recently worked and currently works on the construction of several thermal power plants in the Czech Republic, using this method for discharging the fl ue gases and is suffi ciently experi-enced in relation to such problems. This involves the following lignite-fi red power plants:• Power plant Chvaletice 4 x 200 MW, in operation• Power plant Tušimice II 4 x 200 MW, in operation• Power plant Prunéřov II 3 x 250 MW, under construction• Power plant Ledvice 1 x 660 MW, under construction

3. POSSIBILITIES OF USING THE DISCHARGE OF FLUE GASES TO THE ATMOSPHERE BY MEANS OF COOLING TOWER AT THE POWER PLANT PLJEVLJA II

The method of discharging the fl ue gases to the at-mosphere by means of cooling tower is offered also in the case of the construction of new unit 250 MW at

159


• In view of the proposed deSOx technology (wet limestone-based scrubber), the stack must work with the fl ue gases with low operating tempera-ture, approximately 62 ÷ 65°C. This means the stack would have to be fi tted with a draught made of material resistant to the low-temperature corro-sion. This reconstruction would require consider-able investment costs and necessary operational outage of Unit I, which is connected to the stack, with a dramatic impact on operational economy.

• It can be considered that the carrying reinforced-concrete body of the stack will require a special expertise and subsequent repairs).

For the above mentioned reasons, we left this solu-tion.

4. STACK-TYPE COOLING TOWER WITH FLUE GAS DISCHARGE

4.1 CT Layout and Draught Part Skin Geom-etry

A stack-type cooling tower (a) has, like the classi-cal (b) CT, a hyperboloid shape of the skin, but differs in smaller exit cross-section and greater height of the draught part. As shown in Fig. 6, the total building height of stack-type CT is also greater.

The actual cooling equipment (water distribution system, showers, etc.) is located in the bottom part of CT, with the equipment for removing the fl ue gases situated above it in the draught part, see Chapter 4.2.

Due to smaller exit cross-section in the tower head, the driving buoyancy at the exit of the stack-type CT increases compared to the classical-type CT. The driv-ing buoyancy is due to a specifi c thermal power of the tower per 1 m2 of the cross-section and is one of the main aerothermodynamic parameters of the tower in relation to the plume. [5] It has a considerable impact on its initial state, ascending capacity and perforating effect. In the design of the stack-type CT, this is one of the major factors for the justifi cation of its use. The comparison of the stack-type and the classical CT ac-cording to Fig. 6 shows that with the same thermal

power in both types, the driving buoyancy αt = Qt/Fa is 1.36 times higher for the stack type than for the clas-sical CT

where Qt (MW) is tower thermal power Fa (m

2) is tower exit cross-section.A narrowed and extended upper part of the stack-

type CT has a favourable effect on aerodynamic condi-tions in CT exit cross-section, particularly in the case of crosswind. An disturbing effect of cold air entering into CT exit cross-section (see Fig. 7), which leads to instability of internal circulation in the draught part of CT, and incomplete and uneven fi lling of CT exit cross-section related thereto, is reduced. [6]

The increase in driving buoyancy and the favour-able shape of circulation in CT draught part may be achieved by installing a strength stabilizing ring in CT head (see Fig. 8), inside the draught part. [6]

Figure 6. - Layout comparison of stack-type CT (a) and classical CT (b)

Figure 7. - Cold air ingestion into the CT interior

160


In this case, the back circulation of saturated air at CT walls is suppressed (see Fig. 9), thus improving the homogenization of the plume capable of penetrat-ing the inversion layer.

a) CHV without stabilizing ringb) CHV with stabilizing ring

4.2 Flue Gas Discharge Equipment (Flue Gas Internals)

Flue gas internals ensure the supply of desulphur-ized fl ue gases into CT and their discharge to the inte-rior of the draught part of CT. The equipment is com-posed of a external fl ue gas duct, internal fl ue gas duct and a fl ue gas blastpipe.

a) Internal and external fl ue gas ductThe internal fl ue gas duct is directly connected to the external fl ue gas duct (Fig. 10), which de-livers the fl ue gases from desulphurization ab-sorber to CT. It is convenient to lead both fl ue gas ducts at one height level, e.g. at a height of the axis of absorber exit nozzle. Thus, a short and functional connection between the absorber and CT will be achieved. The internal fl ue gas duct (Fig. 11) passes through a shell of CT and continues to the centre of CT. A gap between the CT wall and the fl ue gas duct will be sealed in

to prevent the disturbance of natural draught of CT. A bend 90° in the centre of CT will turn the fl ow of fl ue gases in the vertical direction to en-ter the fl ue gas blastpipe.

b) Flue gas blastpipeThe fl ue gas blastpipe (see Fig. 12) is composed of a vertical cylindrical extension with a constant cross-section. The blastpipe is precisely directed to the centre of the exit hole in CT head.

Figure 8. - Stabilizing ring in the CT exit cross-section

Figure 9. - Circulation in the area of CT exit cross-sectionFigure 10. - Supply of fl ue gases through external fl ue gas duct to CT

Figure 11. - Internal fl ue gas duct and fl ue gas blast-pipe

161


The length of the blastpipe is at least double of its diameter (l = minimum 2x Dkd,), measured from the axis of horizontal internal fl ue gas duct, where Dkd is diameter of fl ue gas blastpipe. It is very important that the fl ue gas blastpipe works with good fi lling of the entry and exit cross-section, thus preventing potential pulsa-tions of exiting fl ue gases. There-fore, the turnover bend 90° in-stalled upstream of the blastpipe is fi tted with di-recting internals.

4.3 Aerodynam-ics of Draught Part of Stack-type CT with Flue Gas Discharge

Flue gases, leav-ing the blastpipe to enter the interior of the draught part of CT, create a non-isothermal turbulent fl ow, which, during its vertical circulation up-wards, is mixed with the co-current heated saturated air. This forms a conically ex-panding central fl ow of fl ue gas-air mixture, see Fig. 13. [7] The size of the angle of ex-pansion of the central fl ow depends on many factors, in particular on velocities, tempera-tures and densities of both media, as well as

on the diameter of fl ue gas blastpipe and the height level of its ori-fi ce. Increased atten-tion must be paid to all these factors in design-ing the stack-type CT with fl ue gas discharge and the relevant cal-culations of internal circulation in CT must be executed in order to achieve an optimum solution. This should lead to a suffi ciently mixed central fl ow of fl ue gas-air mixture and stabilized aerody-

namic conditions in CT orifi ce without disturbing pul-sating “penetrations” in CT head, which could affect the homogeneity and stability of the plume on its exit from CT. [8]

However, it is especially necessary to ensure a suf-fi ciently strong covering ring of heated saturated air with the thickness “b”, which circulates between the

Figure 12. - Flue gas internals in CT1 – internal fl ue gas duct; 2 – turnover bend; 3 – fl ue gas blastpipe

Figure 13. - Aerodynamic diagram of stack-type cooling tower with the discharge of fl ue gases1) Heated cooling water from TG condenser; 2) Cooled cooling water to TG condens-er; 3) Cooling air to CT; 4) Heated saturated air; 5) Flue gases from desulphurization unit; 6) Plumes from CT

162


central fl ow and the in-ternal wall of the shell of the draught part of CT. This is necessary to avoid direct contact of the central fl ow of the mixture of discharged fl ue gases and air with the internal wall of the draught part of CT. Otherwise, continuous and long-term action of the above described phenomenon would lead to aggressive effects of discharged fl ue gases on internal wall of the shell of CT, in particular in its up-per part.

Therefore, the solving of CT aerodynamics is a prerequisite for successful design of stack-type CT. The stack blastpipe, its shape, design dimensions and operating parameters are also an important element.

However, the entry level of fl ue gases into the in-terior of CT does not have (according to the research works performed at the Aachen University, Germany (1)) signifi cant infl uence on aerodynamic circulation in the draught part of CT and on its cooling capacity. Nevertheless, with higher entry levels of fl ue gases, a slight improvement in safety may be expected in the prevention of possible contact of the central fl ow of the fl ue gas-air mixture and the wall internal surface of the draught part of CT.

5. DISPERSION STUDY FOR THE PLJEVLJA POWER PLANT (BRIEF ABSTRACT)

5.1 Initial Assumptions

The purpose of the study (3) was to assess the imis-sion load and the effective height of stack or cooling tower on discharge of emissions of pollutants to the atmosphere from new unit 250 MW or in combination with the existing unit 210 MW.

The study is based on the following requirements emission limits:

- SOx 150 mg/m3.- NOx 200 mg/Nm3 - TZL 10 mg/Nm3

Velocity of fl ue gases at blastpipe exit in CT 16.55 m/s

5.2 Geomorphological Situation of the AreaThe Pljevlja Valley (Fig. 14) is 9 km long and 6

km wide, forming a border between the Black Moun-tain Hills (Crnogorskie Brda) and the uphill before the Starovlažsko-raškoj Hills. The Čehotina River fl ows from the south-east through the apparent epi-genetic valley and opens the valley from this direc-

tion. The valley is fi lled up with lake sediments and its circumference is formed of limestone and igneous rocks. The whole area has a predominantly mountain-ous nature. The height differences between the highest and the lowest points are considerably signifi cant. The altitude of the bottom of the valley is predominantly around 765 m above sea level, while the height of the highest part of Ljubišnje is 2238 m above sea level. The immediate circumference of the valley has the elevation of altitude from 1100 to 1400 m and fur-ther, the Ljubišnja Mountain (2238 m) from the west of Pljevalja, the Lisac Mountain (1747 m) from the south-west and the Gradina Mountain (1446) from the north make up the mountain border.

5.3 Main Meteorological Information of the SiteThe data on average annual frequency of the cur-

rent of air show that a southern current of air predomi-nates in the Pljevlja Valley (8%). The currents of air from the north direction have a relatively large fre-quency on an annual basis (7%), while the currents from the northwest and from the east direction have only 2%. A calm predominates in the Pljevlja Valley. The total annual calm frequency is 67%. This means that the total frequency of the currents of air from all direction is 33%.

The analysis of anemographic measurements leads to the conclusion that throughout the year, except for March, April and December (which have the maxi-mum frequency of velocity interval above 6.0 m.s-1), the velocity intervals of 0.1 to 4.0 m.s-1 are most fre-quent.

The position and height of mountain massifs from east and east west (Golija, Vojnik, Durmitor, Sinja-jevina, Ljubišnja and Lisac), and the shape of valley contribute to the accumulation of cold air. Therefore, temperature inversions occur here often.

For further assessment, the analyses of possible and typical inversions provided two types of inver-sions, with low horizontal wind velocity to 1.7 m/s:

- Climate situation I – inversions between 200 - 400 m above terrain level

- Climate situation II – inversions between 400 - 600 m above terrain level

Figure 14. - Relief of Pljevlja site

163


5.4 Effective Height

Effective height shall mean a height above terrain, up to which the plume of fl ue gases ascends when us-ing either the stack or CT, and the value of which in-fl uences signifi cantly the level of imission.

In the case in question, we have assessed the effec-tive height achieved for climate situation I and II, and for three variants of fl ue gas discharge:

- Variant 1: through the stack with temperature of 150°C (corresponds to current operational conditions of Pljevlja Unit I)

- Variant 2: through the stack with tem-perature of 65°C (cor-responds to theoreti-cal conditions, when the wet desulphurized fl ue gases would exit through the existing reconstructed stack or newly built)

- Variant 3: through CT with temperature of 65°C (corresponds to the conditions of proposed discharge of desulphurized fl ue gas-es through CT)

The results are sum-marized in Fig. 15.

5.5 Conclusions- The use of stack

with “cold” fl ue gases with temperature of 65°C provides the min-imum effective height in both climate situa-tions that is 277 m and 293 m.

It should not be ap-plied in any case (see Fig. 15, Operational version 2)

- The comparison of variant 1 (stack with fl ue gas temperature of 150°C) and variant 3 (CT with fl ue gas temperature of 65°C) shows that the “cold” fl ue gases removed through the tower reach a higher effec-tive height in both cli-mate situations (347 m

and 484 m) than the “hot” fl ue gases removed through the existing stack (326 m and 376 m) - see Fig. 15, Operational version 1 and 3.

- The previous conclusions also show that with the use of fl ue gas reheating before entering the stack, the effective height would be between the variants 1 and 2, which is signifi cantly less than the effect of using CT (variant 3).

Therefore, experience and assumption that the use of CT for removing the fl ue gases is optimum solution for the Pljevlja II project are confi rmed.

The previous statement may be documented by

Figure 15. - Comparison of effective height of stack and CT at the thermal power plant PLJEVLJA

164


photographs of operated Pljevlja Unit I, i.e. plume of fl ue gases from the stack and plume of heated satu-rated air mixture from the existing CT. It is evident even without the removal of fl ue gases to CT that the CT plume will easier penetrate the inversion covering the Pljevlja Valley.

USED MATERIALS

[1] P. Majer et al.: Application and Comparison of Modern Technologies for the Use at Power Gen-erating Units, ŠKODA PRAHA + EKO-Energo-Consult, 1994

[2] B. Ježek: Wet Stacks, Conference “Power Gen-erating Equipment, Flue Gas Purifi cation and Equipment for Removing Flue Gases to the Atmo-sphere”, Prague 2006

[3] J. Bucek: Evaluation of Air Pollution Loads and Effective Height of Flue Gas Plume at PLJEVLJA Power Plant, 2013

[4] I. Djurovič: Proračun dimnjaka i aerozagadenja, TE PLJEVLJA, Belgrade, 1976

[5] I. Davidovič: Odvod vyčištěných spalin do ovzduší, Konference: Energetická zařízení, čištění spalin

Figure 16. - Penetration of plume from CT and stack through ground inversion at thermal power plant PLJEVLJA

Figure 17. - Penetration of plume from CT and stack through ground inversion at thermal power plant PLJEVLJA

a zařízení pro odvod spalin do ovzduší, Praha 2006

[6] D. Bohn, K. Kusterer: Modern CFD application on Aerothermal engineering aspects of natural draft cooling towers, ISGT-RWTH, Aachen University, B&B – AGEMA GmbH, Aachen, Germany

[7] D. M. Chzmaljan, J. A. Kagan: Elementary těoriji turbulentnych stroj, oddíl 7 z knihy Těorija gore-nija i topočnyje ústrojstva.

[8] Project and design materials of ŠKODA PRAHA, 2013

165


Martin Bogner, Martina BalaćMašinskog fakulteta Univerziteta u Beogradu, Beograd

UDC: 621.311.17

Procena usluga pri projektovanju energetskih postrojenja

REZIMEDobra procena investicione vrednosti daje dobru podlogu za dobru procenu vrednosti izrade

tehničke odnosno projektne dokumentacije.Metode kalkulisanja su u principu: opšta metoda, metoda zajedničkih normativa za količinu rada,

metoda naknadne kalkulacije i metoda procenta od naknadne kalkulacije. Metoda procenta od inves-ticionih vrednosti je sadržana u „plavoj knjizi“.

Prednost metode procene po „plavoj knjizi“ je što se pored procenta, koji pokazujevrednost radova pri projektovanju ili nekoj drugoj aktivnosti , dobijaju i norma sati.Ključne reči: investicija, kalkulacija, procenat, norma sati, metoda, projektovanje.

THE ASSESMENT OF SERVICES IN DESIGN OF ENERGETICAL PLANTS

ABSTRACTGood assessment of investment value gives solid basis for proper value estimation of technical and

related project documentation creation.Methods of calculation are in principal: general method, method of common provisions for quan-

tity of work, method of subsequent calculation and method of percentages from subsequent calcula-tion. Method of percentages from investment values is implicated in the „blue book“.

The advantage of method of percentages according to the „blue book „is that besides the percent-ages which shows the value of work, during the planning or any other activity, the standard working hours are calculated.

Key words: investment, calculation, percentage, standard working hour, method, project.

Dobra procena je skup znanja i iskustva

U sklopu celog procesa izgradnje, izrada tehničke dokumentacije i praćenje realizacije objekta je

ključan činilac uspešnosti izgradnje, a kasnije i ek-sploatacije i funkcionisanja objekta. Dobre procene ovih aktivnosti doprinose uspešnom rešavanju prob-lema svih projektanata na početku života posmatranog objekta. Postojale su razne metode procene usluga, ali su najduže i veoma efi kasne bile metode date u „plavoj knjizi“.

Davnog šesnaestog januara 1965. godine, iz štampe je izašla „plava knjiga“, nazvana tako po boji svojih korica. Ona je u početku predstavljala prevashodno

cenovnih usluga u investicionoj izgradnji, a kasnije je sadržavala i metodologije određivanja cena pojedinih usluga u izgradnji.

Procena usluga će se podeliti na faze. Za svaku pojedinu operaciju mora postojati merilo vrednosti i vrednovanja inženjerske struke uopšte.

1. TEHNIČKA DOKUMENTACIJA

U zavisnosti od vrste objekata, tehnička doku-mentacija sa raznim projektima i elaboratima rešava prilagođavanje objekta uslovima za uređenje prostora i tehnički zadovoljava zahteve projektnog zadatka. Tehnička dokumentacija mora uvažiti sve propise o

166


zaštiti čovekove okoline, života i zdravlja ljudi, zaštiti na radu, zaštiti od požara, elementarnih i drugih nep-ogoda, te zaštiti ljudi i materijalnih dobara od ratnih dejstava. Tehničkom dokumentacijom ujedno moraju biti osigurani stabilnost objekta i predviđene sve mere zaštite značajne za odbranu, saobraćaj, telekomu-nikacije, režim voda, energetske objekte, postrojenja i vodove.

Prema nameni objekta, tehnička dokumentacija može sadržati sledeće projekte:

- arhitektonski,- građevinski,- tehnološki,- mašinski,- elektrotehnički.U skladu sa propisima za pojedine vrste objekata,

tehničku dokumentaciju treba upotpuniti projektima odnosno elaboratima posebnih specijalnosti, koji pod-robnije rešavaju određena područja projektnog zadat-ka.

Svrha i obim razrade određuju ove vrste tehničke dokumentacije:

- tehničku dokumentaciju za dobijanje građevinske dozvole (dokumentacija za odobrenje),

- tehničku dokumentaciju za građenje objekta (izvođačku dokumentaciju),

- tehničku dokumentaciju izvedenog stanja.Ovde će biti izložen načelni sadržaj pojedinih vrsta

tehničke dokumentacije, dok će detaljni sadržaj biti naveden posebno na nivou pojedine usluge.

a) Tehnička dokumentacija za dobijanje građevinske dozvole (dokumentacija za odobrenje) sadrži, prema nameni objekta, odgovarajuće projekte pojedinih struka (arhitektonski, građevinski, tehnološki i dr.), propisane elaborate i priloge (prikaz primenjenih mera zaštite od požara, zaštite na radu i ostale zaštitne mere, situacioni nacrt objekta sa ucrtanim susednim objektima i dr.). Projekti koji su sastavni deo tehničke dokumentacije moraju sadržati:

- naslov i registraciju,- projektni zadatak,- tehnički opis sa naznakom primenjenih tehničkih

normativa i standarda,- tehničke crteže (tlocrte, karakteristične preseke,

poglede, uzdužne i poprečne profi le, šeme insta-lacija i dr.),

- u arhitektonsko-građevinskim projektima de-taljne podatke o geomehaničkim karakteris-tikama tla i načinu temeljenja objekata,

- tehničke proračune (statika, hidraulika, ener-getika, fi zička svojstva objekta i dr.), s nazna-kom ispitivanja koja treba izvršiti tokom građenja objekta,

- predračun s opisom i cenama pojedinih radova, materijala i opreme i sveukupnom vrednošću objekta,

- posebne tehničke uslove za građenje objekta.

Pri rekonstrukciji objekta treba statičkim proračunom dokazati da se rekonstrukcijom ne narušava prvobitna stabilnost objekta.

b) Tehničku dokumentaciju za građenje objekta (izvođačka dokumentacija) se sastoji iz tehničke do-kumentacije za dobijanje građevinske dozvole (do-kumentacija za odobrenje), dopunjene detaljima i ostalom propisanom dokumentacijom potrebnom za građenje objekta. Ta dopunska (izvođačka) doku-mentacija ne sme biti u suprotnosti s dokumentacijom za odobrenje i uslovima na osnovu kojih je dobijena građevinska dozvola.

c) Tehničku dokumentaciju izvedenog stanja čini izvedbena dokumentacija sa ucrtanim odnosno unesenim svim promenama i dopunama prema koji-ma je objekat stvarno izgrađen. Ta se dokumentacija izrađuje na zahtev investitora kao poseban elaborat. Investitor, odnosno korisnik objekta, dužan je da taj elaborat obavezno čuva sve vreme dok objekat pos-toji. Tehnička dokumentacija izvedenog stanja se ne obraduje posebno, jer njen sadržaj i cena zavise od okolnosti koje se ne mogu unapred odrediti.

2. NADZOR I PRAĆENJE INVESTICIJA

U toku izrade tehničke dokumentacije i nakon njenog završetka, kao i u toku izgradnje objekta i nakon nje, obavlja se niz poslova čija je svrha da koordiniraju i usklađuju osnovni rad (izrada tehničke dokumentacije i izgradnja objekta) i da rezultat tog osnovnog rada (izgrađeni objekat) što uspešnije (u predviđenom roku i uz postizanje očekivanih efekata) stave u funkciju.

U ovom delu teksta navode se sledeće usluge:- usklađivanje rada i nadzor nad izradom doku-

mentacije,- opšti poslovi realizacije generalnog projekta,- usklađivanje rada učesnika u izgradnji objekta,- izrada planova realizacije generalnog projekta,- nadzor nad izvođenjem radova,- učešće u postupku primopredaje (puštanje u rad)

i konačnog obračuna,- nadzor u pogledu ispravnosti i funkcionisanja

objekta u početku njegovog korišćenja (probni rad).

3. OSTALE USLUGE U OKVIRU IZGRADNJE

Ostale usluge su određene kao specifi čne usluge koje se, s obzirom na sadržaj, nisu mogle svrstati u neku posebnu grupu. Te usluge obuhvataju:

- geodetske radove,- izradu vodoprivredne osnove,- izradu energetske osnove,- modeliranje projekata,- organizaciju izrade,- prikupljanje stručnih podataka i podloga,- izradu ekspertiza za izvedene radove.

167


4. METODE KALKULISANJA CENA US-LUGA

Kalkulacija cena zasniva se na realnom planiranju i praćenju poslovanja. Planiranje i praćenje poslovan-ja preduzeća obavlja se u skladu sa propisima i aktima preduzeća. U ovom delu teksta prikazane su metode kalkulisanja cena usluga u izgradnji i zajednički nor-mativi rada za neke od ovih usluga.

4.1 Metode kalkulisanja cena konsaltinških usluga u izgradnji

Za kalkulaciju cena usluga u izgradnji primenjuju se sledeće metode:

- opšta metoda,- metoda zajedničkih normativa za količinu rada,- metoda naknadne kalkulacije,- metoda procenta od naknadne kalkulacije.Ove metode, osim procenta od investicione vred-

nosti, imaju sledeće elemente kalkulacije.A) Troškovi poslovanja- troškovi saradnje sa drugim preduzećima, au-

torski honorari i troškovi iz građansko- pravnog odnosa,

- direktni troškovi izrade usluge,- indirektni troškovi izrade usluge.B) Dohodak- licni dohoci u uslugama,- licni dohoci za zajedničke poslove i radne za-

datke,- ostali deo dohotka.C) Norma-sati rada uslugaD) Kalkulativna cena uslugaTroškovi poslovanja su izračunati troškovi materi-

jala, energije, PTT, investicionog održavanja sred-stava rada, troškovi proizvodnih usluga, sitnog in-ventara, osvajanja nove proizvodnje, neproizvodnih usluga, tekuće zaštite na radu i zaštite okoline, tekućeg stručnog obrazovanja i naučno-istraživačkog rada, autorskih honorara, troškova iz građansko-pravnih odnosa, reklame i propagande, reprezentacije, amor-tizacije po propisanim stopama, naknade radnicima (dnevnice, terenski dodaci, prevoz itd.) te ostali materijalni troškovi, a sve po važećim propisima.

Direktni troškovi usluga su deo kalkulativnih troškova poslovanja, za koje se nedvosmisleno može utvrditi da pripadaju određenoj usluzi iz proizvodnog programa organizacije.

Indirektni troškovi usluge predstavljaju deo kalku-lisanih troškova za koje se ne može nedvosmisleno utvrditi da pripadaju konkretnoj usluzi iz proizvodnog programa organizacije. To su, dakle, troškovi koji se u određenom odnosu razvrstavaju na različite vrste us-luga iz proizvodnog programa po planiranom ključu za razvrstavanje.

Dohodak je razlika između planske cene i kalku-lisanih troškova poslovanja za pojedine usluge. Ka-lkulisani dohodak je izraz planiranog poslovnog efek-ta pojedinog preduzeća. Dohodak se raspoređuje na deo koji pripada drugima, na osnovu udela u sticanju zajedničkog dohotka, deo koji pripada radnoj za-jednici, amortizaciju iznad propisanih stopa, deo za zajedničke i opšte potrebe, naknade iz dohotka i osta-lo, te cisti dohodak. Čist dohodak je deo novostvorene vrednosti koja se raspoređuje na poslovni i rezervni fond, lične dohotke i zajedničku potrošnju.

Lični dohoci za usluge deo su kalkulisanog dohot-ka za pojedine usluge, za koji se predviđa raspored za plate radnika koji neposredno učestvuju u uslugama.

Lični dohoci za zajedničke poslove i radne zadatke deo su kalkulisanog dohotka pojedine usluge za koji se predviđa raspored za licne dohotke radnika koji obavljaju zajedničke poslove i radne zadatke. Za ove plate se ne može nedvosmisleno utvrditi da pripadaju pojedinoj usluzi koja se kalkuliše, pa se oni kalku-lativno razvrstavaju u određenoj razmeri na različite vrste usluga iz proizvodnog programa organizacije, po planiranom ključu za razvrstavanje.

Ostali deo dohotka čine sve stavke iz sadržaja do-hotka koje nisu defi nisane kao lični dohoci za usluge i plate za zajedničke poslove i radne zadatke. Za ostali deo dohotka takođe se ne može nedvosmisleno utvrdi-ti da pripada pojedinoj usluzi koja se kalkuliše, pa se i on kalkulativno razvrstava u određenom odnosu na različite vrste usluga iz proizvodnog programa or-ganizacije, po planiranom ključu za razvrstavanje. U ostalom delu dohotka sadržane su i plate na osnovu ra-zlika zbog rada u posebnim uslovima (prekovremeni i noćni rad i rad u dane državnih praznika), na osnovu solidarnosti i racionalizacije, inovacija i drugih oblika stvaralaštva.

Norma-sati rada za pružanje usluge predstavljaju potrebno vreme rada za njeno izvođenje. Kalkulativna cena usluge je zbir kalkulisanih troškova poslovanja i kalkulisanog dohotka.

Uzimajući u obzir navedene defi nicije pojedinih elemenata kalkulacije, u nastavku će biti objašnjen postupak kalkulacije prema pojedinim metodama.

4.2 Opšta metoda kalkulacijeOpšta metoda kalkulacije cena zasniva se na poka-

zateljima godišnjeg plana poslovanja pojedine orga-nizacije i određenom postupku utvrđivanja norma-sati za uslugu koja se kalkuliše. Godišnjim planom poslo-vanja realno se planira prodaja usluga prema njihovoj vrsti. Opseg plana prodaje i izrade izvršava se u nor-ma-satima rada za izvođenje usluge kao i planiranim tržišnim cenama usluge (realne cene koje se mogu postići na tržištu).

Zatim se planira broj radnika, nabavka materi-jalnih sredstava i usluga za poslovanje, ukupni pri-hod njegov raspored, te raspodela sredstava za plate

168


i zajedničku potrošnju. Na osnovu ovih pojedinačnih planova i njihovog adekvatnog sadržaja, utvrđuju se odnosi ukupno planiranih troškova poslovanja i do-hotka te njihovih elemenata, sa planiranim izvođenjem usluga izraženim u norma-satima rada za uslugu i planiranim tržišnim cenama. Tu su odnosi ujedno i planirani pokazatelji koji se u planskoj godini koriste pri izradi kalkulacije cena pojedine usluge koju orga-nizacija nudi odnosno ugovara.

U nastavku će biti reči o načinu izrade kalkulacije po opštoj metodi.

Pre kalkulacije cena, razmatra se zahtev naručioca za ponudom usluge, te daje ocena da li se zahtevani posao može obaviti na neophodnoj stručnoj visini i da li je on u okviru registrovane delatnosti preduzeća, da li je naručilac osigurao uobičajene podatke i podloge za nesmetano obavljanje usluge i da li postoji mogućnost ispunjenja zahtevanog roka izrade. Ako se oceni da je moguće zadovoljiti zahtev naručioca počinje se sa izradom kalkulacije.

Pri izradi kalkulacije najpre se utvrđuje broj nor-ma-sati u obavljanju usluge. U tom smislu usluga se može podeliti po fazama rada i strukama. Pri iz-radi kalkulacije prema potrebi uključuju se u rad i stručnjaci drugih specijalnosti te iskustvenim putem određuje opseg rada i izražava u norma-satima rada za obavljanje usluge. Broj norma-sati iskazuje se uku-pno za celu uslugu, a po potrebi i po fazama odnosno strukama.

Vrednost pojedinog elementa kalkulacije dobija se pomoću planiranih pokazatelja i iskustveno određenih norma-sati i to:

A) Troškovi poslovanja = Aa + Ab + Ac,gde su:

Aa – troškovi saradnje sa drugim preduzećima, autorskih honorara i naknade iz građansko-pravnih odnosa na osnovu po-nude saradnika,

Ab – direktni troškovi izrade usluga = (planirane plate za planirani norma-sat rada na usluzi) x (broj norma-sati rada za obavljanje usluge) ± dodatna procena za konkretnu us-lugu,

Ac – indirektni troškovi izrade usluge = (planira-ni indirektni troškovi izrade za planirani norma-sat rada za izradu usluge) x (broj nor-ma-sati rada za izradu usluge).

B) Dohodak = Ba + Bb + Bcgde su:

Ba – plate za obavljanje usluge = (planirane plate izrade za planirani norma-sat) x (broj norma-sati rada za izradu usluge);

Bb – plate za zajedničke poslove i radne zadatke = (planirane plate za zajedničke poslove i radne zadatke za planirani norma-sat rada za izradu usluge) x (broj norma-sati rada za izradu us-luge);

Bc – ostali deo dohotka = (planirani ostali deo do-hotka za planirani norma-sat rada za izradu usluge) x (broj norma-sati rada za izradu us-luge).

C) Broj norma-sati rada za izvođenje usluge = utvrđeni broj norma-sati rada za obavljanje usluge.

D) Kalkulativna cena usluge = A + B.

4.3 Metoda zajedničkih normativa za količinu rada

Metoda zajedničkih normativa za količinu rada zasniva se na pokazateljima godišnjeg plana poslo-vanja pojedine organizacije i norma-satima rada za izradu određene usluge.

Pojedina organizacija donosi svoj godišnji plan poslovanja na isti način kao i prema opštoj metodi.

Za kalkulaciju cena, razmatra se zahtev naručioca za ponudu usluge te se daje ocena da li se zahtevani posao može obaviti na neophodnoj stručoj visini i da li je u okviru registrovane delatnosti preduzeća, da li je naručilac osigurao uobičajene podatke i predloge za nesmetan rad na usluti i da li postoji mogućnosti zadovoljenja zahtevanog roka izrade. Ako se oceni da je moguće zadovoljiti zahtev naručioca, počinje se sa izradom kalkulacije.

Vrednost pojedinog elementa kalkulacije se dobija pomoću planiranih pokazatelja i iskustveno određenih norma-sati. Kalkulativna cena usluge = A + B se do-bija kao što je opoisano u tački 4.2.

4.4 Metoda naknadne kalkulacijeZa usluge čija se cena utvrđuje metodom naknadne

kalkulacije, cena sa naručiocem se ugovara na sledeći način obračuna troškova i dohotka:

- privremeni obračun i plaćanje usluge obavljaju jedanput mesečno ili petnaestodnevno,

- konačni obračun se obavlja po predaji izvršene usluge naručiocu,

- troškovi i dohodak se obračunavaju na sledeći način.

A) Troškovi poslovanja = Aa + Ab + Ac,gde su:

Aa – troškovi saradnje sa drugim preduzećima, autorskih honorara i naknade iz građansko-pravnih odnosa na osnovu ponude saradnika i prethodnoj saglasnosti naručioca,

Ab – direktni troškovi izrade usluge = prema stvar-nim iznosima direktnih tropkova (dnevnice, troškovi prevoza, utrošeni papir, dizni inven-tar i slično) te jedinična cena za određene troškove, kao: visina dnevnice, cena m2 ozal-ida, transparenta i slično. Dalje se utvrđuju načini odobravanja praćenja nastanka i evi-dentiranja troškova,

Ac – indirektni troškovi izrade usluge = prema dogovorenom procentu na osnovicu koji čine direktni troškovi izrade usluge.

169


B) Dohodak = Ba + Bb + Bcgde su:

Ba – plate za obavljanje usluge = prema dogovore-nom iznosu plate za jedan utrošen sat rada na izradi usluge (prosečan sat rada ili sati rada po strukama i kvalifi kacijama), što se množi sa evidentiranim utrošenim satima rada,

Bb – plate za zajedničke poslove i radne zadatke = prema dogovorenom procentu na osnovicu koju čine plate izrade usluge,

Bc – ostali deo dohotka = prema dogovorenom procentu na osnovicu koju čine plate za iz-radu usluga.

C) Broj norma-sati za izradu usluge = utrošeni sati rada.

D) Cena usluge = A + B.Utrošeni sati rada (B) utvrđuju se na osnovu radne

evidencije (dnevnik rada, radni nalog i slično) radnika koji obavljaju uslugu.

4.5 Metoda procenta od investicione vrednostiMetoda procenta od investicione vrednosti zas-

niva se na određenoj investicionoj vrednosti objekta odnosno procentima koji su za pojedinu uslugu.

Kalkulativna cena usluge po ovoj metodi izračunava se prema formuli:

C = (P/100) Vs,gde je

C – kalkulativna cena usluge,P – procenat za određivanje cene,Vs – stvarna investiciona vrednost.Normirani procenti za određene investicione

vrednosti, za investicione objekte i usluge dati su u odgovarajućim tablicama i dijagramima u literaturnoj odrednici [1]. U toj knjizi je priložen i CD sa kalkula-tivnim mogućnostima brzog određivanja cena usluga za sve struke (mašinstvo, građevinarstvo, elektrote-nika i ostalo).

LITERATURA

1. Bogner, M. i dr.: Procena usluga u planiranju i izgradnji, treće dopunjeno izdanje, ETA, Beograd, 2009.

2. Isailović, M., M. Bogner: Propisi o planiranju i izgradnji + dva dodatka, ETA, Beograd, 2009 – 2011.

3. Bogner, M., M. Balać, Procena usluga u izgradnji, 13. kongres Društva građevinskih konstruktera Sr-bije, Zbornik, str. 403- 408, Zlatibor, 2010.

170


Milan TOMOVIĆ, Miroljub JEVTIĆFakultet tehničkih nauka u Kosovskoj Mitrovici

Gordan MILOVANOVIĆMRI-TECH d.o.o Beograd

UDC: 620.9 : 639

Optimizacija hibridnog sistema za napajanje ribnjaka

REZIMESnabdevanje izolovanih područja električnom energijom, koja su udaljena od elektroenergetske

mreže, danas se najčešće vrši pomoću hibridnih sistema. Usled klimatskih promena koje se javljaju u toku godine, snabdevanje ovih izolovanih područja električnom еnergijom može imati prekide. Zbog toga je veoma važno naći optimalno rešenje korišćenjem raspoloživih obnovljivih izvora energije kako bi se obezbedilo neprekidno napajanje u toku cele godine. U ovom radu je analizirana problematika vezana za projektovanje hibridnog sistema koji koristi hidroenergetski i fotonaponski sistem u kombi-naciji sa dizel agregatom. Za studiju sličaja uzet je pastrmski ribnjak Jablanica kod Boljevca. Opti-mizacija hibridnog sistema je izvršena pomoću softvera HOMER koji sprovodi energetsko-ekonomsku analizu projekta i procenjuje isplativost samostalnog hibridnog sistema sastavljenog od obnovljivih izvora energije.

Ključne reči: Hibridni sistem, Obnovljivi izvori energije, HOMER.

OPTIMIZATION OF THE HYBRID SYSTEM FOR POWER SUPPLY POND

ABSTRACTAt the present time, energy supply of isolated areas, that are removed from the power grid, is done

using hybrid systems. Due to climate changes that occur during the year, the energy supply of these isolated areas can have discontinuities. Therefore, it is very important to fi nd the optimal solution us-ing available renewable energy sources in order to ensure the continuously power supply throughout the year. This paper analyzes the problems associated with the design of a hybrid system that uses hydropower and photovoltaic system in combination with a diesel engine. As a case study, the pond at Jablanica near Boljevac is taken. Optimization of the hybrid system was performed using HOMER software that implementes an energy-economic analysis of project and estimates profi tability of au-tonomous hybrid system which is composed of renewable energy sources.

Keywords: Hybrid system, Renewable Energy, HOMER

1. UVOD

Postojanje problema u prenosu električne energije u udaljenim krajevima zbog visoke cene izvođačkih

radova, predstavlja glavni razlog za korišćenje obnov-ljivih izvora energije. Elektrifi kacija ovakvih ruralnih krajeva danas predstavlja svojevrstan problem jer električnu energiju nije moguće, odnosno nije ispla-tivo dovesti u takve krajeve [1, 2]. Zbog toga se velike nade polažu u iskorišćavanje obnovljivih izvora en-ergije ili „zelene energije“, koji su prikladni za decen-traliziranu proizvodnju električne energije [3].

Tehnički iskoristiv energetski potencijal obnov-ljivih izvora energije u Srbiji je značajan i procenjen na preko 4,3 miliona tona ekvivalentne nafte (toe) godišnje, od čega se 2,7 miliona toe godišnje nal-azi u iskorišćenju biomase, 0,6 miliona toe godišnje u neiskorišćenom hidropotencijalu, 0,2 miliona toe godišnje u postojećim geotermalnim izvorima, 0,2 miliona toe godišnje u energiji vetra i 0,6 miliona toe godišnje u iskorišćenju sunčevog zračenja [4]. Učešce pojedinih obnovljivih izvora u ukupnom potencijalu prikazano je na slici 1.

171


Obnovljivi izvori energije imaju stratešku ulogu u postizanju ciljeva održivog ekonomskog razvoja i zaštite životne sredine. Oni su neiscrpni izvori energije i nude mnoge prednosti u odnosu na konvencionalne izvore energije, utiču na očuvanje životne sredine jer je emisija gasova staklene baste svedena na minimum [5]. Šta više, svaka vrsta obnovljive energije ima svoje prednosti koje je čine jedinstvenom. Sa slike 1 vidi se da su energija vode i solarna energija najzastupljeniji obnovljivi izvori energije koji ne zagađuju životnu sredinu, ne računajući energiju biomase koja sagor-evanjem stvara ugljen dioksid (CO2). Pored toga, so-larna energija i energija vode su daleko ekonomičniji od energije biomase, posebno u oblastima koje su udaljene od distributivne mreže [5].

Međutim, ni samostalni hibridni sistem koji se sastoji od energije vode i solarne energije ne može da obezbedi kontinualno snabdevanje električnom energijom određenog područja zbog sezonskih i periodičnih promena [5]. Da bi se prevazišlo ovo ograničenje, hibridni sistem se obično kombinuje sa dizel agregatom.

U radu se razmatra hidro/PV/dizel hibridni sistem za izolovano napajanje pastrmskog ribnjaka Jablanica. Cilj rada je da se utvrdi da li će jedan ovakav hibridni sistem obezbediti neprekidno napajanje ribnjaka u toku cele godine i da se izabere najoptimalnije rešenje u pogledu ekonomičnosti sistema. Optimizacija hi-bridnog sistema je izvršena primenom softvera HOM-ER.

2. SOFTVER HOMER

HOMER [6, 7] je optimizacijski računarski model razvijen od strane američke nacionalne labaratorije za obnovljivu energiju (National Renewable Energy Laboratory -NREL), i koristi se za dizajniranje mik-roenergetskih sistema za proizvodnju električne en-ergije. Ovaj softver pojednostavljuje zadatak procene isplativosti samostalnih ili mrežnih modeliranih hi-bridnih sistema koji su sastavljeni od neobnovljivih i

obnovljivih izvora energije.HOMER modelira ponašanje energetskog sistema

i trošakove njegovog životnog veka, koji su, zapra-vo, zbir troškova instalacije i održavanja energetskog sistema kroz ceo njegov životni vek. On omogućuje projektantu poređenje velikog broja različitih pro-jektantskih rešenja na osnovu njihovih tehničkih i ekonomskih karakteristika. Takođe pomaže u razume-vanju i kvantitativnom određivanju rezultata koji su posledica nesigurnosti i promena u ulaznim podacima. Ovaj softver pomaže da se jednostavno odgovori na pitanje da li je sistem (kombinacija obnovljivih izvora energije) isplativ da opsluži određeno opterećenje, bez obzira da li je povezan sa elektroenergetskom mrežom ili ne.

3. PODACI O HIBRIDNOM SISTEMU

Razmatra se hibridni autonomni sistem koji služi kao izvor električne energije za napajanje ribnjaka, koji nije priključen na elektroenergetsku mrežu. Na-jbitnije je da jedan ovakav sistem u svakom trenut-ku mora zadovoljiti potrebe potrošača. Korišćenje ovakvog sistema se preporučuje zbog međusobnog nadopunjavanja njihovih komponenti, jer tokom zim-skih meseci sunčevo zračenje je manje a voda je in-tenzivnija pa hidroelektrana proizvodi više električne energije nego tokom letnjih meseci. Nasuprot tome, fotonaponski sistem proizvodi više električne energije leti nego zimi zbog većeg broja sunčanih dana. Na slici 2 data je šema razmatranog hibridnog sistema, prikazana u HOMER-u [6].

Slika 1. - Ucešce pojedinih obnovljivih izvora energi-je u ukupnom potencijalu Srbije

Slika 2. - Šema hibridnog sistema ribnjaka Jablan-ica

Da bi se izvršila optimizacija datog sistema potrebno je, prema slici 2, defi nisati profi l dnevnog opterećenja koji sistem opslužuje, uneti podatke o obnovljivim izvorima energije (hidro i PV modulu), te podatke o komponentama hibridnog sistema: dizel agregatu, pretvaračima i baterijama [6, 7].

A. Dnevni profi l opterećenjaKada se kaže opterećenje (load) misli se na zahteve

za električnom energijom. Svako modeliranje sistema mikrosnaga podrazumeva defi nisanje opterećenja ili

172


nekoliko njih koje sistem mora da zadovolji. U zavis-nosti od tog opterećenja i raspoloživosti obnovljivih izvora energije vrši se izbor odgovarajućih kompo-nenti sistema.

Električna energija koja bi se proizvodila pomoću hibridnog sistema trošila bi se na snabdevanje dve zgrade (za napajanje kućnih uređaji) i za osvetljenje ribnjaka, zatim za oksigenator i ledomat [8]. Tipičan dnevni profi l opterećenja koji je korišćen u ovoj ana-lizi dobijen je na osnovu prosečnih dnevnih zahteva ovih uređaja za električnom energijom. Dnevni profi l opterećenja za mesec januar prikazan je na slici 3, pri čemu je na slici 3a) prikazan dnevni profi l opterećenja za radne dane dok je na slici 3b) prikazan dnevni pro-fi l opterećenja za vikend.

U stvarnosti oblik i veličina opterećenja variraju iz dana u dan. Dodavanjem satnog i dnevnog šuma pro-fi l opterećenja postaje realniji. Profi li opterećenja sa dodatim dnevnim i satnim šumom najbolje se dobijaju iz mesečnih dijagrama prosečnih dnevnih opterećenja. Ovi dijagrami su prikazani na slici 4, pri čemu je prosečna dnevna potrošnja električne energije u toku godine 25 kWh, dok vršna snaga iznosi 4,7 kW.

B. Sunčevo zračenje i fotonaponski (PV) modulZa proračun proizvodnje električne energije iz foto-

naponske (PV) mreže potrebni su podaci o intenzitetu sunčevog zračenja. Osnovni podaci koji su potrebni da bi HOMER proračunao proizvodnju električne energi-je PV mreže su: geografska širina i dužina lokacije, vremenska zona lokacije, globalno sunčevo zračenje na horizontalnu površinu i(ili) indeks prozračnosti [6, 7]. Podaci o intenzitetu Sunčevog zračenja su učitani iz NASA - surface meteorology and solar energy baze podataka [9]. Na osnovu geografske širine i dužine koje za opštinu Boljevac iznose 21º57’47” i 43º49’51” [10], HOMER sintetizira zračenja i dijagram srednjih mesečnih vrednosti. Na slici 5. prikazane su srednje mesečne vrednosti sunčevog zračenja sa indeksom prozračnosti.

Slika 5 pokazuje da sunčevo zračenje ima visok nivo zračenja u junu, dok se nizak nivo zračenja ima u decembru i januaru, zatim da je prosečno godišnje zračenje 6,2 kWh/m2/d i indeks prozračnosti 0,665.

Ostali podaci PV modula koji su korišćeni u pro-cesu optimizacije su: životni vek projekta 25 godina, faktor gubitaka PV modula 94%. Predviđeno je post-

a) radni dani b) vikend

Slika 3. - Dnevni profi l opterećenja ribnjaka Jablanica (mesec januar)

Slika 4. - Prikaz mesečnih dijagrama sa prosečnim dnevnim opterećenjima na ribnjaku Jablanica

173


avljenje PV modula na krovu dve zgrade sa njihovih južnih strana ukupnih površina 100 m2, tako du su uglovi nagiba 40º, dok azimunt nagiba iznosi 0º [11]. Sa ovim parametrima odabrani su polikristalni so-larni paneli, nazivne snage 235 W i nazivnog napona 30,1 V proizvođača Tavasol. Tehničke karakteristike ovih panela su preuzeti iz [4, 12], dok su investicioni troškovi, troškovi zamene, rada i održavanja dati u ta-beli 1.

toku godine. Korisnik može obezbediti i izmereni sat-ni protok. Isto tako mogu se unositi mesečni protoci pod pretpostavkom da odnos protoka ostaje konstan-tan unutar svakog meseca. Korisnik takođe specifi cira rezidualne protoke, što predstavlja minimum protoka koji mora proći pored turbine radi biološkog mini-muma [6, 7]. HOMER oduzima rezidualni protok od podataka ukupnog protoka da bi odredio onaj deo pro-toka koji je dostupan turbini.

Za svoj rad ribnjak koristi vodu iz Radovanske reke koja ima potrebne karakteristike pogodne za život i rast pastrmskih sorta ribe. Mikro klimatski us-lovi su pogodni, zimi ne dolazi do mržnjenja vode, ribnjak je u kotlini okružen brdima koja ga štite od vetrova [8]. Za proizvodnju električne energije koristi se voda na izlazu iz ribnjaka. Naime, posle bazena za uzgoj ribe koji su postavljeni kaskadno u četiri nivoa a kojih ima ukupno osam [11], voda se sakuplja u je-dan veći sabirni bazen odakle se ispušta preko mernog profi la u reku. Prema [13] izračunat je protok vode po mesecima. Maksimalni proticaj reke je oko 980 ℓ/s, dok u sušnom periodu taj proticaj pada na oko 90 ℓ/s i to se događa kod izuzetno sušnih godina kada nema padavina u periodu od tri meseca [8]. Sušni period je uobičajan za jesen, odnosno za mesec oktobar. Ribn-jak koristi prosečno 450 ℓ/s vode što predstavlja i in-

stalisani proticaj. Na osnovu napred nave-denih podataka crta se histogram srednje mesečnih proticaja vode (Slika 6).

Zahvaćena voda se metalnim cevovodom unutraš-njeg prečnika f500mm i dužine 8 m dovodi do turbine. Ugrađena je mala Kaplanova propelerna cevna turbi-na sa regulacijom predturbinskog kola i fi ksnim polo-žajem elisa. Opseg proticaja sa kojima radi turbina je od 100 ℓ/s do 450 ℓ/s, dok koristan neto pad turbine iznosi 2,99 m. Koristi se trofazni asinhroni generator snage 9 kW sa 1500 ob/min. Tehničke karakteristike mikro hidroelektrane su preuzete iz [8], dok su inve-sticioni troškovi, troškovi zamene, rada i održavanja dati u tabeli 2.

D. Dizel agregatHOMER sadrži opciju odabira agregata sa opštim

specifi kacijama potrošnje goriva. Ako želimo da kori-stimo stvarnu potrošnju goriva, mogu se uneti podaci u krivu potrošnje goriva agregata. Isto tako, u slučaju odabira optimalne strategije rada HOMER pretpostav-lja da je agregat izveden sa automatskom opremom [6,

7].Za potrebe opti-

mizacije koristi se trofazni 12 kW dizel agregat sa opštim specifi kacijama po-trošnje goriva. Za početnu cenu dizel goriva uzeta je tre-nutna cena na tržištu

Slika 5. - Srednje mesečne vrednosti sunčevog zračenja sa indeksom prozračnosti, za oblast Boljevca

Nazivna snaga (kW)

Investicioni troškovi ($)

Troškovi zamene ($)

Troškovi rada i održavanja ($/god)

0.94 1650 1650 15

Tabela 1. - Troškovi fotonaponskog (PV) modula

Slika 6. - Histogram srednje mesečnih proticaja vode na Radovanskoj reci [13]

Nazivna snaga (kW)




8.32 16395 16395 500

Tabela 2. - Troškovi mikro hidroelektrane

Nazivna snaga (kW)




8.32 16395 16395 500

Tabela 3. - Troškovi dizel agregata

C. Energija vode i hidro modulDa bi se modelirao sistem sa protočnom (run-of-

river) hidroturbinom moraju se obezbediti podaci o protoku tj. količini vode koja je dostupna turbini u

174


koja iznosi 1.75 $/l. Pored tehničkih karakteristika koje su preuzete iz [14], životni vek agregata po teh-ničkim karakteristikama je 15000 sati, troškovi rada i održavanja u proseku iznose 10% investicijskih troš-kova i u njih spadaju troškovi sitnih popravki, remont generatora, zamena ulja, zamena remena i sl. Ukupni troškovi datog agregata su prikazani u tabeli 3.

E. PretvaračiPretvarač je elektronski uređaj koji transformiše

električnu energiju iz jednog vida u drugi vid. Za potrebe optimizacije izabran je pretvarač koji sadrži invertor i ispravljač [1, 15], tj. uređaj koji pretvara naizmeničnu električnu energiju u jednosmernu (AC/DC), i jednosmernu u naizmeničnu (DC/AC).

Pretvarači su dimenzionisani prema maksimal-noj instalisanoj snazi solarnih panela [4]. S obzirom na broj i raspored panela, ugrađeni su pretvarači In-verter Sole snage 4 kW. Tehnički podaci pretvarača su preuzeti iz [15], dok su investicioni troškovi, troškovi zamene, rada i održavanja ovih pretvarača prikazani u tabeli 4.

F. BaterijeU projektu su odabrane baterije Trojan T-105,

američkog proizvođača Trojan Battery Company

[16]. Trojan T-105 baterije predviđene su za ciklični način rada. Nazivni napon T-105 baterija je 6 V, kapacitet 225 Ah (1.35 kWh), a uku-pna energija je 845 kWh. U tabeli 5 pri-kazani su troškovi investicije, zamene,

rada i održavanja baterija.Prosečan životni vek ovakvih baterija je između 7

i 10 godina, i on zavisi od održavanja, ali i od veličine pražnjenja odnosno punjenja baterija. U troškove rada i održavanja potrebno je uključiti zamene pojedinih ćelija, čišćenje kontakata i sl. Ti troškovi iznose oko 2-5 % od ukupne cene investicije (za analizu uzeto je da oni iznose 2.25 %).

4. OPTIMIZACIJA SISTEMA-REZULTATI I DISKUSIJA

Optimizacioni proces određuje koja ja najbolja moguća konfi guracija sistema. U HOMER-u je uvek najbolja moguća, odnosno optimalna konfi guracija sistema ona koja zadovoljava ograničenja koje je zadao korisnik pri najmanjem trošku (NPC-u). NPC (Total Net Present Cost) predstavlja totalni trošak sistema i uključuje sve troškove koji se pojavljuju u toku radnog veka sistema, obuhvatajući inicijalne kapitalne troškove, troškove zamene delova sistema, troškove rada i održavanja (O&M) i troškove goriva. Nalaženje optimalnog rešenja može uključiti i odluku o kombinaciji elemenata koje sistem treba da sadrži, njihove količine i veličine i dispatch strategiju (strate-

Nazivna snaga (kW)




1.00 292 292 0

Tabela 4. - Troškovi solarnih pretvarača

Broj baterija




2.00 225 225 5.00

Tabela 5. - Troškovi baterija

Slika 7. - Prikaz mogućih sistema poređanih po isplativosti

175


giju otpreme energije) koje sistem treba da sadrži. U optimizacionom procesu HOMER vrši poređenje raznih mogućih konfi guracija, odbacuje neizvodljive (tj. one koje ne zadovoljavaju ograničenja koje je ko-risnik postavio), rangira one koje su izvodljive prema ukupnom NPC-u i predstavlja one koje su najkorisnije tj. sa najmanjim NPC. Dakle, cilj optimizacionog pro-cesa je da se odredi optimalna konfi guracija sistema sa tačno defi nisanim varijablama.

Po završetku unosa podataka, HOMER počinje sa traženjem optimalnog sistema. Posle završenih proračuna, u kategorizovanom prikazu pojavljuju se sistemi poređani prema isplativosti od najisplativijeg prema manje isplativijima (Slika 7).

Prvi red na slici 7 je optimalna konfi guracija jer ima najmanje NPC tj. ukupne troškove. U tom slučaju optimalna konfi guracija sadrži 6 kW PV modul , hidroturbinu snage 8.32 kW , 12 kW generator , 40 baterija i 4 kW pretvarač . Drugi rangirani sistem je gotovo isti samo što sadrži pretvarač snage 5 kW umesto 4. Osmi sistem je logično sličan pr-vom samo što sadrži manje baterija. Kao što se može primetiti deveti i osamnaesti rangirani sistem uopšte nema hidroturbinu. Svaka od ovih konfi guracija koje

su sačinjene od istih izvora energije i elemenata čine određeni tip sistema. HOMER takođe može preporučiti optimalno rešenje od svih tipova.

Postoji opcija Categorized Optimization kao na slici 8. koja prikazuje najjeftiniju (optimalnu) kon-fi guraciju sistema bez potrebe da se ide kroz veliku tabelu (od npr. 1848 redova kao u ovom slučaju). Ovaj rezultat nam pokazuje da se dodavanjem PV modula zaista smanjuje ukupni trošak sistema. Ukupna inves-ticija od 78.145 $ stvara dugoročnu uštedu u NPC-u od 28.324 $ u odnosu na postojeći hidro/dizel sistem prikazan u trećem redu. Može se primetiti da je cena dizel goriva glavni faktor za ovako visoku investici-ju. Optimizacioni rezultati uvek imaju tendenciju da prikažu sve rezultate koji su po ukupnim troškovima blizu optimalnim. Sam modeler se može odlučiti i za neku od ovih konfi guracija ako su malo skuplje od predložene optimalne. Npr. neka druga opcija možda može biti skuplja ali pokazuje da će se baterije znatno manje prazniti tokom vremena što znatno produžava rok trajanja baterije. Ovakve tehničke probleme pre-poznaje inženjer i donosi konačnu odluku.

Osim opštih podataka o investicionim troškovima, ceni proizvedene električne energije, potrošnji gori-

Slika 9. - Troškovi optimalnog sistema

Slika 8. - Kategorizovana optimizacija sistema

176


va i slično, moguće je pogledati detaljne podatke o troškovima, proizvedenoj električnoj energiji te radu pojedinih komponenti sistama koji je modeliran pri-likom optimizacije. Slika 9 daje osnovne podatke o najisplativijem sistemu i njegovim troškovima, prika-zan je ukupni neto sadašnji trošak NPC koji uključuje početni kapital sistema, troškove zamene komponente sistema te troškove rada i održavanja.

Sa slike 9 vidi se da kapitalni troškovi sistema iznose 34.823 $, a ukupni troškovi izračunati za radni vek sistema iznose 49.821 $. Pri tome su troškovi PV modula 11.786 $, hidroturbine 22.786 $, dizel agregata 4.511 $, baterija 9.170 $ i pretvarača 1.567 $. Troškovi proizvedene električne energije po kWh iznose 0.431 $. Na slici 10 dijagramom je prikazano učešće pojed-inih izvora u ukupnoj mesečnoj proizvodnji električne energije.

Slika 11 prikazuje tačnu godišnju proizvodnju električne energije, potrošnju goriva i ukupnu efi kas-nost pojedinog izvora. Vidimo da najviše električne energije proizvodi hidroturbina 28.024 kWh/god, što čini oko 68% od ukupne proizvodnje, zatim slede PV moduli sa 13.043 kWh/god (32%) i dizel agregat 236 kWh/god (oko 1%).

5. ZAKLJUČAK

U radu je izvršena optimizacija hibridnog sistema za napajanje pastrmskog ribnjaka Jablanica. Na osno-vu prosečnog opterećenja dimenzionisan je hibridni sistem i izvršena optimizacija istog. Prema NPC-u, tj. najmanjem trošku, izabrana je optimalna konfi guraci-ja sistema koja se sastoji od PV modula snage 6 kW, hidroturbine snage 8.32 kW, 12 kW-nog dizel agre-gata, 4 kW-nog pretvarača i 40 baterija. Poređenjem različitih opimalnih konfi guracija sistema može se zaključiti da su obnovljivi izvori energije isplativi u slučaju dugoročnog korišćenja, a razlog tome je veliki investicioni trošak sistema koji koriste obnovljive iz-vore za proizvodnju električne energije. Sistemi koji sadrže PV module pojeftinjuju ukupnu investiciju, tako da je preporučljivo njihovo korišćenje u mestima koja su udaljena od elektroenergetske mreže.

Takođe, pokazano je da odabrana lokacija ima pov-oljne uslove za korišćenje obnovljivih izvora energije,

s obzirom na protok reke i broj sunčanih dana u toku godine. Iz dobijenog modela primetno je da najveći udeo u ukupnoj proizvodnji električne energije ima hidroturbina, zatim slede PV modul i dizel agregat. U slučaju da je proizvodnja električne energije iz PV modula znatno veća od potrpošnje koriste se baterije za njeno skladištenje, a kada se javi potreba za energi-jom onda se ona crpi iz baterija. Na taj način, pred-stavljeni model obezbeđuje neprekidno snabdevanje električnom energijom razmatrane lokacije što je bio i prvenstveni cilj ovog rada.

ZAHVALNICA

Autori se zahvaljuju Ministarstvu prosvete, nauke i tehnološkog razvoja Republike Srbije na fi nansiranju projekta TR 33046 u okviru koga je nastao ovaj rad.

LITERATURA

[1] F. Mostofi , H. Shayeghi: Feasibility and Optimal Reliable Design of Renewable Hybrid Energy System for Rural Electrifi cation in Iran, Interna-tional Journal of Renewable Energy Research, Vol. 2, No. 4, pp. 574-582, 2012.

[2] S. Ahmed, H. Othman, S. Anis: Optimal Sizing of a Hybrid System of Renewable Energy for a Reli-able Load Supply without Interruption, European Journal of Scientifi c Research, ISSN 1450-216X, Vol. 45, No. 4, pp. 620-629, 2010.

[3] E. A. Al-Ammar, N. H. Malik, M. Usman: Ap-plication of Using Hybrid Renewable Energy in Saudi Arabia, ETASR - Engineering, Technology & Applied Science Research, Vol. 1, No. 4, pp. 84-89, 2011.

[4] J. Grujić i M. Stipić: Projektovanje, izgradnja i puštanje u rad solarnih elektrana na krovovima zgrada, Energoprojekt-Entel, Beograd.

[5] C. Gokcol, B. Dursun: Determination of the Op-timum Renewable Power Generating Systems for an educational campus in Kirklareli University, Electronic Journal of Vocational Colleges, pp. 8-17, Aralik, December 2011.

[6] http://www.homerenergy.com/

Slika 11. - Tačna godišnja proizvodnja električne energije pojedinih izvora

177


[7] http://www.nrel.gov/Homer[8] Tehnički izveštaj izvedenog stanja male hidroelek-

trane u okviru projekta pod nazivom: Pastrmski ribnjak “Jablanica“ Boljevac, MRI-TECH d.o.o Beograd, 2014.

[9] http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ [10] http://sh.wikipedia.org/wiki/Boljevac[11] Tehnički projekat: Pastrmski ribnjak “Jablanica”

Boljevac, MRI-TECH d.o.o Beograd.[12] http://www.solarnipaneli.org/2010/12/prodajane-

cene-solarnih-panela-fi rme-tavasol/[13] Katastar malih hidroelektrana na teritoriji SR Sr-

bije van SAP, Energoprojekt-Hidroinženjering i Institut Jaroslav Černi, 1987.

[14] http://www.alibaba.com/product-gs/568621744 /12kw_Best_Price_Standby_ Power_ Diesel.html?s=p

[15] http://www.akumulator-shop.rs/solarni-paneli-i-oprema/inverteri-pretvarači/inverter-sole-12v-2000w-4000w-sinusni-detaljno

[16] http://www.trojan-battery.com/

178


Marek KUŠNÍRTechnical University of Kosice, Civil engineering faculty, Kosice, Slovakia

Peter GRENDELTechnical University of Kosice, Faculty of Mining, Ecology, Process Control and Geotechnology, Kosice,

SlovakiaJán MANDELÍK

Znalec, Košice

UDC:421.311.61 : 656

The possibility of using produced electricity from the photovoltaic system in the automotive sector

ABSTRACTThe article discusses the issue of prediction of electric energy production using photovoltaic system

which is directly installed at the administrative building. The problem with solar energy, which has been transformed using photovoltaic systems for electricity is low capacity to accumulate excess of produced electricity. This excess of electricity we link within the power grid to send outside the bound-aries of the building where the energy was produced and will be consumed elsewhere. In this way we achieve the highest possible utilization of electricity produced within the boundaries of the building itself. One option is to create opportunities to recharge electric vehicles during working hours, which has the highest electricity production and electricity consumption is not at high level.

PROPOSAL OF PHOTOVOLTAIC SYSTEM AT THE EVALUATED ADMINISTRATIVE BUILDING

Photovoltaic panels are placed in rows on the fl at roof of the building in the metal framework struc-

ture. The resulting DC power from photovoltaic pan-els is transformed into DC voltage with inverters for single-phase AC voltage and automatically phased inverter for single phase AC voltage to two phas-es of low voltage distribution grid. Each inverter is equipped with security protection, which in case of deviations of monitored parameters from the limits of standard values automatically disconnects the photo-voltaic solar generator from the distribution network.

Photovoltaic solar system is composed of 365 pieces of photovoltaic panels. The peak power of one photo-voltaic panel is 230 Wp (Figure 1.).

CALCULATION OF ELECTRICITY PRODUCED BY PHOTOVOLTAIC CALCULATION MODEL

After correctness confi rmation of the electric en-ergy production prediction by using the calculation model is the model used to simulate produced elec-tricity with photovoltaic system at the administra-tion building. The table below depicts the estimated quantity of electricity produced by the PV system on the basis of the defi ned confi guration for, each month, angle and orientation of the PV modules. The table

also shows the average value of daily and annual energy production.

The chart illustrates individual val-ues that are the results of a simulation for a photovoltaic system at admin-istrative building in Košice. The val-ues indicate the average daily ED and monthly EM electricity output of the photovoltaic system (Table 1.) [1][2].

BATTERIES

Batteries were used in early in-fancy of electricity networks, but now Figire 1. - Proposal of photovoltaic system

179


are beginning to emerge again. Many home systems without access to energy networks rely on energy from batteries like most phone systems.

Storage of large amounts of energy, such as in large batteries has never been put into practice. In general, the batteries are expensive, there is a problem with maintenance and have a relatively short life. Howev-er, it is perhaps one technology that could be used for large-scale energy storage in so-called fl ow batteries. These are batteries on base of sodium-sulfur compo-nents, which can be relatively inexpensive for use in large-scale network of energy storage. These batteries have been used for energy storage sites in Japan and the United States. Vanadium redox batteries and other

types of fl ow batteries are starting to use to store energy as well as energy production av-eraging wind turbine.

The great advantage is that the repository based on fl ow battery has a relatively good effi ciency compared to Li-ion batteries up to 100 % and fl ow batteries for about 80 to 85 %. Another option of battery deployment storage offers directly for developing auto-motive industry toward electric cars. Every car on the drive containing the battery can be changed on the network feeding an energy source for the balance of the consumption in the network or in case of urgent energy col-lection network (cover the peak demand), or as a backup in case of total failure [10].

TRANSFORMATION OF ADMINISTRATIVE BUILDING

In assessing the energy resources that are available in the area of evaluated administra-tive building, it is possible to establish the concept of transition to sustainable building based on the use of the following technolo-gies:

1st stage - reducing energy consumption while ensuring heat:

• Hydrostatic balancing and zone control heat• Replacement windows• Insulation of facades

2nd stage - the substitution of fossil fuels with re-newable energy sources for heating production and diversifi cation of functions to ensure cool:

• Technology heat pump water - water• Technology capillary mats

3rd stage - combined stage in the reduction of elec-tricity consumption for lighting and security amend-ment to the energy source of solar energy to meet the

Month Days ED EM HD HM

January 31 88,338 2738,478 1,1672 36,182

February 28 143,5524 4019,468 1,9846 55,57

March 31 198,3972 6150,312 3,3296 103,218

April 30 308,9588 9268,765 4,9795 149,384

May 31 291,8269 9046,633 4,6343 143,663

June 30 313,4476 9403,427 4,9368 148,103

July 31 338,421 10491,05 5,2899 163,988

August 31 353,2154 10949,68 5,4807 169,903

September 30 286,3894 8591,682 4,3878 131,633

October 31 160,152 4964,713 2,3931 74,188

November 30 96,2027 2886,08 1,3912 41,736

December 31 83,4367 2586,539 1,0837 33,594

Yearly average 221,8615 6758,069 3,4215 104,263

Total production 81096,825 1251,16

Table 1. - Produced electric energy by photovoltaic system

Battery type Efficiency Price Lifetime Operating

temperature Energy density Selfdischarge

[%] [€/kWh] [cycles] [°C] [Wh/kg] [%/month] Lead-acid batteries (submerged) 72 - 78 50 - 150 1000 - 2000 -5 up to 40 °C 25 2 - 5

Lead-acid batteries (regulated) 72 -78 50 - 150 200 - 300 -5 up to 40 °C 30 - 50 2 - 5

NiCd batteries 73 -78 200 - 600 3000 -40 up to 50 °C 45 - 80 5 - 20

NaS batteries 89 400 - 500 2500 300 up to 350 °C 100 0

Li-ion batteries 100 700 - 1000 3000 -30 up to 60 °C 90 - 190 1

VRB batteries 85 360 - 1000 10000 0 up to 40 °C 30 - 50 negligible

ZnBr batteries 75 360 - 1000 3500 0 up to 40 °C 70 negligible

Electrochemical batteries 50 50 - 200 < 100 -20 up to 50 °C 450 - 650 negligible

Table 2. - Description of the various kinds of batteries [11]

180


needs of power supplying traffi c building to 105 MWh per year and cover the electricity consumption for user needs

• Technology LED lamps• Solar power

4th stage - adding technology to the possibility of electric storage. energy for and capable of providing electricity supply of the required quality for 24 hours - achieving energy self-suffi ciency building without energy -balance balancing of energy distribution net-works. Distribution networks provide only backup function of energy (Figure 2.) [9].

CONCLUSION

When there will be mass-produced hybrid-powered vehicles their batteries may be used as a reservoir of produced electric energy. Vehicle network technology can be applied so that each vehicle with 20 to 50 kWh battery pack can be converted into energy source feed-ing a network for the balance of the consumption in the network or in case of urgent energy collection network (coverage of peak demand). Average power consump-tion of the vehicle for one day for one family could cover in 2-5 days with energy delivery of 10 kWh/day. It is assumed annual consumption of 3650 kWh. This amount of energy is equivalent to the consump-tion of the vehicle when covering a distance of 65-500 km. Consumption of the vehicle is 0,1 to 0,31 kWh/km. These parameters can be achieved in a homemade electric car from the car. Some electrical performance are counting with the old batteries from electric cars. Newer Li-ion battery can be deeply several times in discharging more than 25,000 times [10].

Figure 2. - Energy scheme of production, supply and accumulation of heat, cold and electricity [9]

AcknowledgementsThis work was supported by VEGA 1/0450/12 En-

ergy balance research on rainwater management in cities of the future; VEGA 1/0748/11 Theoretical and experimental analysis of Building services and HVAC systems from the point of view of microbiological risk and regarding to effective use of renewable sources.

REFERENCES

[1] Huld, T. et. al. 2006. Estimating average day time and daily temperature profi les within Europe. Envi-ronmental Modelling & Software 21: 1650-1661.

[2] Huld, T. et al. 2010. Mapping the performance of PV modules, effects of module type and data aver-aging, Solar Energy. 84: 324–338.

[3] Lukášik, D., Vranay, F., Tkáčik, Ľ. Kušnír, M. 2012. Transformácia administratívnej budovy k trvalo udržateľnej budove s takmer nulovou spotrebou energie.

[4] Internet: http://www.enpos.sk[5] San Martín, J.I., Zamora, I., San Martín, J.J., Aper-

ribay, V., Eguía, P. 2011. Energy storage technolo-gies for electric applications. In: International Con-ference on renewable energies and power quality.

181


Bojan JANIĆIJEVIĆAmiga d.o.o. Kraljevo

Dušan STANOJEVIĆTelcom d.o.o. Beograd

UDC:621.39 (497.11)

Izgradnja hibridnog sistema za napajanje Radio Bazne stanice Telekoma Srbije RBS Provo SA41,

u Vladimircima kod Šapca

SAŽETAKKompanija “Amiga” d.o.o. iz Kraljeva je u saradnji sa fi rmom “Telcom” d.o.o. iz Beograda izgra-

dila Hibridni sistem za napajanje električnom energijom Radio Bazne Stanice – RBS, Telekoma Srbije a.d. Provo – SA41, u Vladimircima kod Šapca. Izgradnja kompletnog hibridnog sistema za napajanje lokacije je završena krajem februara 2013.godine, a lokacija RBS-a je puštena u pogon početkom marta iste godine.

Osnova za izradu ovog tipa napajanja je da se lokacija maksimalno napaja iz obnovljivih izvora energije bez prisustva stalnog mrežnog napona. Napajanje mora da zadovolji tehničke karakteristike u pogledu neprekidnog napajanja tokom 365dana kao i fi nansijsku opravdanost izgradnje iste.

Ukupna instalisana snaga opreme na lokaciji RBS-a je oko 1.1kW, a instalisana maksimalna snaga fotonaposnikh panela je oko 10kW. Oprema na lokaciji RBS-a se napaja jednosmernim naponima 48V i 24V.

Ključne reči: Hibridni sistem za napajanje, Obnovljivi izvori energije, Radio Bazna Stanica, Fin-ansijska opravdanost.

ABSTRACTThe company “ Amiga “ Ltd. from Kraljevo in cooperation with the company “ Telcom” Ltd. from

Belgrade built a Hybrid system for power supply of Radio Base Station - RBS, Telekom Serbia JSC Provo - SA41 in Vladimirci near Šabac. Building a complete hybrid system for supply of location was fi nished in late February 2013, and location of RBS was put into operation in early March of the same year.

The basis for the development of this type of power supply is that the location gets maximum power from renewable energy sources in the absence of a permanent mains voltage. The power supply must meet technical characteristics in terms of uninterrupted power supply during 365 days and fi nancial justifi cation of building it.

The total installed power of equipment on RBS location is about 1.1kW, and maximum installed power of photovoltaic panel is about 10kW. Equipment on RBS location is powered with DC voltage 48V and 24V.

Keywords: Hybrid power system, Renewable energy sources, Radio Base Station, fi nancial justi-fi cation.

1. UVOD

Rad se bavi aktuelnom tematikom izvođenja sistema napajanja sa obnovljivim izvorima energije. Os-

novni cilj rada je da prikaže rezultate rada izgrađenog hibridnog sistema za napajanje električnom energijom Radio Bazne Stanice mobilne telefonije Srbije.

Razvojem mobilne telefonije koja je pravu ekspan-ziju doživela početkom 90-ih prošlog veka pojavila se potreba izgradnje kompletne infrastrukture. Sistem mobilne telefonije spada u grupu fi ksno-mobilnih sistema. To su komunikacioni sistemi koji imaju ili predajnik ili prijemnik pozicioniran na nekom mestu.

182


U slučaju mobilne telefonije predajnik signala (an-tena) je stacioniran na nekoj lokaciji (uglavnom vi-soke tačke na nekom području), a prijemnik (mobilni telefon) nije vezan za neko mesto, drugim rečima on je mobilan, odnosno možemo se kretati, a da i dalje budemo povezani sa predajnikom. Predajnik sistema ili Radio Bazna Stanica ima ulogu da radio signalom pokrije jedan deo teritorije i na taj način omogući ko-munikaciju sa prijemnikom koji je u pokretu.

Sa razvojem nove tehnologije izrade komunika-cionih elemenata za emitovanje signala Radio Ba-zne Stanice došlo je do smanjenja ukupne potrošnje električne energije, a samim tim smanjila se potreba za maksimalnom instalisanom snagom potrebnom za normalno funkcionisanje predajnika. Ova činjenica otvara mogućnost izgradnje Hibridnih sistema napa-janja u smislu zadovoljavanja potreba za instalisanom snagom i neprekidnim napajanjem sa jedne strane i fi nansijsku opravdnost inevesticija sa druge strane.

2. ARHITEKTURA HIBRIDNOG SISTEMA

Hibridni sistem sadrži sledeće osnovne elemente:• solarne panele i/ili vetrogenerator, kao primarne

izvore energije,• aku-baterije, kao sekundarni izvor energije i• dizel-električni agregat, kao tercijalni izvor en-

ergije• kontroler rada sistemaZa vetrogenerator je potrebno specifi čno strujanje

vazduha u toku godine. Uslovi za rad vetrogeneratora u okolini date lokacije su nepovoljni i neisplativi pre-ma globalnim kartama. Kalkulacijama smo došli do rezultata da nema opravdanosti za postavljanje vetro-generatora.

Principska šema izvedenog hibridnog sistema je prikazana na Slici 1. Kompletan rad sistema je au-tomatizovan.

3. TEHNIČKE KARAKTERISTIKE

Glavne karakteristike sa tehničke strane, koje je ovaj instalirani sistem pri projektovanju i u eksploat-aciji trebao da zadovolji, su sledeće:

• Da bude zado-voljena besprekid-nost u napajanju potrošača u sva-kom trenutku u toku godine bez obzira na vremen-ske uslove.

• Da sistem bude optimalan, tako da se maksimalno iskoriste obnovlji-vi izvori energije

• Minimalno učešće energije dobijene iz obnovljivih izvora treba da bude preko 85% od ukupno utrošene električne energije u toku godine.

• Ograničenje u količini energije dobijene iz dizel električnog agregata, a ogleda se u maksimalnom broju radnih sati koji ne može da bude veći od 1000 časova rada odnosno ne više od 1600kWh (potrošač od 1.1kWh) u toku kalendarske godine. Isto ograničenje će se takođe koristiti kao jedan od kriterijuma za ocenu sistema.

• Da sistem bude koncipiran tako da procenat proizvedene, a neiskorišćene energije iz obnov-ljivih izvora bude minimalan

• Da sistem bude sa minimalnim nivoom održavanja. Obilazak lokacije zbog redovnog održavanja i dolivanja goriva dva puta godišnje sa dolivan-jem goriva do maksimalno 500l na godišnjem nivou, što bi predstavljao i jedini trošak lokacije na godišnjem nivou, koji je ujedno manji nego trošak potrošnje električne energije istog tipa lokacije koji bi se plaćao nadležnoj ED.

4. FINANSIJSKA OPRAVDANOST

Sa fi nansijskog aspekta vrednost ovog instalira-nog sistema je oko 50.000,00eura što iznosi mnogo manje nego vrednosti pojedinih privoda koje je

potrebno izvesti kako bi se udaljene i nepristupačne lokacije sličnog tipa kao što je RBS napojile električnom energijom, a iz iskustva koje posedu-jemo proces dobijanja dozvole za gradnju je daleko kraći i jeftiniji od procesa dobijanja dozvola za gradnju privoda i to posebno u delu rešavanja imovinsko pravnih odnosa, uku-pna cena održavanja i trošak samog sistema je manji nego trošak koji bi se plaćao nadležnoj ED pošto se koriste obnovljivi izvori energije tako da je ovakav sistem napajanja prihvatljiv u potpunosti i sa ekonomske strane.

KONVERTORI AKUBATERIJE

DIZELAGREGAT

KONTROLER RADA

SISTEMA

RBS

SOLARNIPANELI

Slika 1. - Arhitektura hibridnog sistema

183


5. KOMPONENTE HIBRIDNOG SISTEMA

Hibridni sistem napajanja na lokaciji “Provo” sas-toji se od

• Fotonaponskih panela koji proizvode električnu energiju koristeći sunčevo zračenje. Snaga pojed-inih panela je 240W, približne efi kasnosti 14.6%. Ukupan broj ugrađenih panela je 40 komada.

• Konvertora koji optimizuju rad panela i generišu potreban napon za direktno punjenje baterija. Solarni konvertori moraju što efi kasnije da prate tačku maksimalne snage solarnog generatora (MPPT), i ujedno da što efi kasnije pretvaraju je-dan napon u drugi, kako bi se maksimalno isko-ristila energija solarnih panela, što je i jedna od najosnovnijih funkcija i prednost u odnosu na druge konvertore.

• Baterija potrebnog kapaciteta koje treba da obez-bede napajanje potrošača u intervalima bez sunca ili sa nedovoljno sunčevog zračenja. Baterije se prazne svake noći tokom perioda mart-oktobar, a u zimskim mesecima mogući su i duži periodi pražnjenja.

• Agregata sa rezervoarom za gorivo od 500l za generisanje električne energije kada je proizvod-nja iz fotonaponskih panela nedovoljna, ukupne snage 6kW

• Ispravljača koji pretvaraju napon iz agregata na napon potreban za punjenje baterija i napajanje potrošača,

• Distribucije napona iz fotonaponskih panela, jed-nosmernog baterijskog napona, i naizmeničnog napona iz agregata,

• Pretvarača 48V/12V za dopunjavanje baterije agregata,

• Pretvarača 48V/24V za napajanje stubnog svet-la,

• Kontrolera rada sistema i agregata koji upravlja radom svih uređaja na lokaciji. Vodi računa o mak-simalnom naponu punjenja baterija, upravljajući radom solarnih konvertora, odlučuje o radu sk-lopki, uključuje i isključuje agre-gat, kontroliše stanje napun-jenosti baterija i temperaturu bat-erija, skuplja po-datke od sistema, vrši analizu i pa-metno koriguje svoje postupke, komunicira sa komunikacionim modulom i prima komande preko njega. Kontroler ima memorijsku

karticu na koju smešta podatke bitne za rad i praćenje sistema,

• GSM modema za daljinski nadzor i upravljanje, • Programa za kontrolu i nadzor sistema skuplja

podatke preko kontrolera sistema i komunicira sa udaljenim korisnikom preko Etherneta (TCP/IP, korišćenjem Web servera i SNMP protokola), korišćenjem GSM, GPRS ili 3G modema. Preko sistema za udaljeni nadzor prate se svi param-etri sistema, i prenose se komande sa udaljenog nadzora na sistem, i alarmi putem SMS poruka prema defi nisanim korisnicima.

• Kabineta za smeštaj elektronskih delova sistema, nosača panela, podzemnog skloništa za bat-erije i rezervoar goriva i ograde koja sprečava neovlašćeni pristup lokaciji.

6. ALGORITAM RADA HIBRIDNOG SISTEMA

Osnov algoritma je pouzdano napajanje potrošača, što manji rad agregata, i smanjenje broja ciklusa pun-jenja i pražnjenja baterija, sa što manje pražnjenja preko 50% kapaciteta. Na ovaj način osim pouzdanos-ti napajanja produžava se životni vek baterija i agre-gata. Minimalni broj punjenja i pražnjenja baterija je jednom dnevno odnosno 365 godišnje.

U periodu od marta do oktobra ne očekuje se uključenje agregata. Tako da se baterije prirodno dopunjavaju tokom dana i prazne u toku noći.

U slučaju da se pojavi dugotrajni defi cit proiz-vodnje el.energije iz solarnih panela, program pravi zaključak kada treba startovati agregat i za koliko dopuniti bateriju.

Cilj je da baterije budu potpuno napunjene sa dnevnim prinosom.

U slučaju da u baterijama nema dovoljno energije, sa kritičnom marginom (oko 20% kapaciteta), da se potrošač napaja do pretpostavljenog sutrašnjeg sufi c-ita električne energije (oko 50% kapaciteta), startuje se agregat i radi dok se ne dopune baterije do nivoa koji omogućava da se baterija tokom sutrašnjeg solar-nog punjenja napuni na 100% kapaciteta, računajući pražnjenje tokom ostatka vremena do sledećeg pun-jenja, marginu punjenja (smanjuje se punjenje bat-erija, odnosno dozvoljava se mogućnost da se baterije ne napune do kraja) i integralnu marginu punjenja (greška u proceni se svodi na minimum). Na taj način maksimalno koristimo solarnu energiju. Svi pomenuti procenti su parametri koji se inicijalno unose u sistem, i sistem ih tokom vremena prilagođava realnoj sistu-aciji odnosno modifi kuje.

Ako se desi drastična greška u proceni usled neočekivanog i dugotrajnog lošeg vremena (vulkan-ska erupcija itd), agregat se startuje kada se proceni nizak nivo energije u baterijama (oko 20%) bez obzira na doba dana i radi dok ne napuni baterije na oko 90% kapaciteta. Zatim sistem nastavlja da radi normalno.

184


Ako u sistemu nestane goriva ili je agregat neis-pravan, u slučaju da napon na baterijama padne ispod unapred defi nisanih granica, isključuje se baterijska sklopka. Sklopka se uključuje ponovo kada se dopune baterije do defi nisanog napona (bez obzira na stanje sklopke baterija se uvek može dopunjavati).

Osim opisanog dela u algoritmu je sadržana kontro-la rada svih uređaja alarmiranje i upozoravanje slanje poruka i određivanje parametara modela potrošnje, kapaciteta baterija i proizvodnje solarne energije za-visno od doba dana i doba godine.

7. PRORAČUN SISTEMA

Opis potrošača: • srednja dnevna potrošnja: A=25.6kWh• lokacija: Provo.• uslovi zadatka: maksimalna proizvodnja struje iz

agregata 15%• maksimalno vreme rada agregata 1000h• autonomija sa baterijskim bekapom: 48hUslovi okoline:• mesec sa najmanjom insolacijom: decembar• postavljanje solarnog panela: fi ksno optimalni

nagib 60°, pravac 11° od juga prema istoku.• srednja dnevna proizvodnja struje (za dati nagib)

u decembru po 1W instalisane snage: 1.35Wh• srednja dnevna proizvodnja struje (za dati nagib)

u oktobru po 1W instalisane snage: 3.2Wh• smeštaj akumulatora u zatvorenom prostoru

Tmin=5°C, Tmaks=35°C.Predpostavke proračuna:• meseci (zimski) sa malom proizvodnjom struje:

novembar, decembar, januar, februar.• mesec koji ima najmanju proizvodnju struje osim

zimskih: oktobar.• maksimalni period odsustva-smanjene emisije

sunca (decembar): 4 dana.• maksimalni period odsustva-smanjene emisije

sunca (oktobar): 1.8 dana.• period anuliranja proizvodnje i potrošnje struje:

7 dana.• koefi cijent efi kasnosti akumulatora: 0.9

• koefi cijent efi kasnosti prenosa energije: 0.95• efi kasnost solarne ćelije: 14%• tip akumulatora: olovni AGM 12V. Proračun snage solarnih panela:Proizvodnja električne energije za datu lokaciju i

uslove postavljanja po 1kWp je data u tabeli 1, što je ukupno za godinu dana: 1180kWh po 1kWp instal-isanih panela.

Potrošnja potrošača u toku 365 dana:

potrebna proizvodnja struje za datu potrošnju i gu-bitke

maksimalna proizvodnja struje iz agregata:

Pod pretpostavkom korišćenja 40 solarnih panela od 235W ukupne snage:

U tabeli 2. možemo videti bilanse proizvedene i potrošene električne energije:

Obzirom da je u prelaznim mesecima (mart i ok-tobar) mala razlika u proizvodnji i potrošnji velika je verovatnoća rada agregata usled male baterijske rezerve (48h) i vezanih „loših“ dana pa je potrebno predvideti za 10% veću proizvodnju struje iz agregata što je ukupno:

što je manje od 1639kWh koliko je maksimalno dozvoljeno.

Na Slici 2. je dat pregled sa koga se može videti učestvovanje energije dobijene iz obnovljivih izvo-ra energije i agregata u odnosu na ukupno potrebnu planiranu energiju za napajanje.

Mesec Jan Feb Mart Apr Maj Jun Jul Avg Sep Okt Nov Dec Proizvodnja

(kWh) 52.8 70.7 112 118 122 115 124 131 113 105 73.7 45.0

Tabela 1. - Planirana proizvodnja električne energije solarnih panela

kWhkWhA 93446.25365

kWhkWhApr 1092995.09.0

8760

kWhAprEag 163915.0

WWPpv 940023540

Mesec Jan Feb Mart Apr Maj Jun Jul Avg Sep Okt Nov Dec Proizvodnja PV (kWh) 490 665 1053 1109 1147 1081 1166 1231 1062 987 693 423

Potrošnja (kWh) 928 838 928 898 928 898 928 928 898 928 898 928

Proizvodnja agregata (kWh)

438 173 0 0 0 0 0 0 0 0 207 505

Tabela 2. - Planirani bilans proizvedene i potrošene električne energije

kWhEag 1455 ,

185


Proračun akumulatora:potreban kapacitet akumulatora nominalnog na-

pona 48V sa 10% rezerve za rad na niskim tempera-turama:

organizovan u minimalno dva bloka po 600Ah, što zadovoljava uslov za prosečan maksimalni period niskog osvetljaja u oktobru (1.8 dana). Agregat u ne-kim prosečnim uslovima u periodu mart-oktobar ne bi trebao da radi.

Proračun PV punjača-regulatora:potreban strujni kapacitet punjača (maks.

0.25C=250A)

Proračun agregata:Maksimalna struja punjenja baterije iz agregata,

radi efi kasnosti, cene agregata i propisa za TK sisteme je utvrđena na C10 pola ukupnog baterijskog kapac-iteta, odnosno 60A, tako da je potrebna minimalna snaga agragata, računajući efi kasnost ispravljača i koefi cijent 0.8 korišćenja agregata.

,

odnosno

,

srednja snaga u periodu punjenja baterija je

Agregat će raditi približno:

,

što je manje od 1000h. Za to vreme potrošiće približno goriva (0.5kg/

kWh):

za godinu dana, tako da je veličina rezervoara preko 250lit dovoljna (man-je od 4 sipanja godišnje). Preporuka je obzirom da agregat radi isključivo u zimskim mesecima da rezervoar bude minimalno 500lit.

Algoritam rada agregata mora biti takav da se baterije ne pune do kraja u toku rada agregata, već do nivoa koji će omogućiti dopunjavanje energijom iz so-larnih panela u toku sledećeg dana, kako bi se maksimalno iskoristio potencijal solarne energije. Da se ne bi povećao broj ciklusa punjenja/pražnjenja bateri-

ja, rad agregata se organizuje u dva dnevna ciklusa (po potrebi).

Jedno uključenje agregata je u popodnevnim časovima kada struja punjenja usled nedostatka sunca padne ispod 10% nominalne vrednosti tog dana, a ba-terije nisu dovoljno napunjene.

Drugo uključenje, ako je potrebno, je jutarnje između 6h i 10h pre podne i traje do maksimalno 11h. Približna pauza između ova dva uključenja je 6h.

U slučaju potpunog odsustva sunca, baterije će imati dva dnevna ciklusa punjenja i pražnjenja, ali obzirom da je takva pojava čak i u decembru rela-tivno retka (paneli su pod 60°, sneg se ne zadržava) neće značajno uticati na životni vek baterija. Pod pretpostavkom najgoreg događaja (nema sunca), bi-lans energije u toku 48h se može postaviti sledećom jednačinom:

,

gde jeTon, vreme rada agregata, a 1.1 faktor efi kasnosti

punjenja baterija. Pa je:

što znači da je dnevni rad agregat oko 6.8h podeljen u dva dela jedan popodnevni od 4h i jutarnji od 2.8h. Jutarnji se može produžiti na 4h da bi se postepeno povećavala napunjenost baterija, ako je potrebno. Dva ciklusa uključenja agregata su predviđena da bi se: isključila buka tokom noći, napravila bolja predikci-ja potrebne napunjenosti baterija i da bi se smanjilo opterećenje agregata. Obzirom da agregat treba da radi isključivo u zimsko-jesenjem periodu, spoljna temperatura je niža pa je samim tim produžen radni vek agregata.

Iz svega ovoga mogu se postaviti zahtevi prema agregatu.

● maksimalna snaga koju agregat treba da da je 4.62kW,

Slika 2. - Pregled planirane prozvodnje energije u ukupno planira-noj potrebnoj energiji

AhVkWhC 11741.1

486.252

AVkWIp 196

484.9

kWAVkWP 62.495.0/)604.561(max230

kWkWPag 78.58.0/62.4min

kWAVkWP avg 2.495.0/)60*501(230

hkWAV

kWht 38295.0/)15050(

1455

kgkWhkgkWhm 61142.01455 ,

1.1/605007.1)48( AVTkWTh ONON

hTON 6.13 ,

186


● srednja snaga koju treba da daje u toku 4h je 4.2kW

● očekivani broj sati rada tokom godine je 382h● električno startovanje● regulator brzine dizel motoraKao agregat je izabran tip GDG7000ECS.Motor 186 FAG ima maksimalnu snagu na 3000

obrtaja od 8.3kW, što na generatoru (efi kasni brašles generator) daje stabilnih 7kVA, odnosno 7kW mak-simalne snage. Motor ima električni start (preko prekidača) koji će preko sklopke biti prilagođen daljinskom upravljanju sa sistemskog računara.

Nominalna izlazna snaga generatora je 6kVA odnosno 6kW sa faktorom snage 1 (što je slučaj). Maksimalna dužina rada sa punom snagom je 8h. Koefi cijent iskorišćenja snage je 4.2/6 odnosno 0.69 snage, a dužine jednovremenog rada 0.5 maksimalne, što omogućava dugovečniji rad motora.

Sistem ima automatsku regulaciju napona i učestanosti preko kontrole broja obrtaja dizel motora.

Baterija za startovanje motora će biti dopunjavana sa napona -48V preko konvertora -48V/12V i sa jed-

nosmernog izlaza samog agregata i biće smeštena sa ostalim baterijama.

Priključak naizmeničnog napona na agregatu će biti spojen direktno sa naizmeničnom distribucijom ispravljačkog sistema (postojeća utičnica će biti pre-pravljena).

8. EKSPERIMENTALNI REZULTATI

Hibridni sistem za napajanje Radio Bazne Stanice Provo je u funkciji od 14.03.2013.godine. U tabeli 3 su dati eksperimentalni rezultati koji su dobijeni merenjem ukupne potrošnje i proizvodnje na samoj lokaciji.

Na Slici 3. je dat pregled sa koga se može videti učestvovanje proizvedene energije dobijene iz obnov-ljivih izvora energije i agregata u odnosu na ukupno potrošenu energiju za napajanje.

9. ZAKLJUČAK

Kao što je u radu navedeno sistem je u funkciji nepunu godinu dana.

Eksperimentalni rezultati koji su predstavljeni u delu 8. pokazuju da sam sistem funkcioniše u približno zadatim okvirima Projektnog zadatka.

Najbitniji zahtev da je lokacija RBS-a imala besprekidno napajanje što je bio jedan od najosnovnijih zahteva.

Sistem se napajao iz obnovljivih iz-vora energije procentualno oko 85% od ukupno potrošene energije, a samim tim učešće agregata je oko 15%. Obzirom na snagu koja je bila manja u martu, aprilu i maju očekuju se još bolji rezultati sa stanovišta efi kasnosti sistema u okviru godinu dana sa predviđenom snagom potrošnje (do juna).

Slika 3. - Pregled proizvodnje energije u ukupno potrošenoj en-ergiji

Dana Mesec Psrednje[W]

dnevno [kWh]

mesec [kWh]

rad agr. [h]

E agr. [kWh]

PV[kWh]

17 mart 467 11.2 190.5 0.0 0.0 213.4 30 april 485 11.6 349.2 4.0 14.0 368.7 31 maj 609 14.6 453.1 2.0 7.4 494.7 30 jun 1078 25.9 776.2 0.0 0.0 892.4 31 jul 1072 25.7 797.6 0.0 0.0 914.6 31 avgust 1095 26.3 814.7 8.0 28.0 876.4 30 septembar 1102 26.4 793.4 26.0 91.0 772.7 31 oktobar 1054 25.3 784.2 19.0 71.0 767.0 30 novembar 1068 25.6 769.0 71.0 263.0 591.0 31 decembar 1065 25.6 792.4 94.0 349.0 496.0 31 januar 1061 25.4 788.6 100.0 380.0 480.0 16 februar 1060 25.4 407.0 19.0 73.0 379.0

UKUPNO 948 22.8 7715.9 343.0 1276.4 7245.9

Tabela 3. - Pregled proizvodnje i potrošnje električne energije u Provu za period mart-februar 2013/2014

187


Proračunata proizvodnja je na osnovu desetogodis-njeg proseka, pa su svakako moguća odstupanja. Nep-ovoljna situacija u proračunu je više vezanih sunčanih dana, pa zatim vezani kišni dani. Za vreme više veza-nih sunčanih dana proizvedena električna energija od strane solarnih panela nije imala mogućnosti – kapac-iteta da se skladišti kako bi se za vreme kišnih dana eksploatisala.

Kako je mesec Avgust imao više od 5 dana uzas-topnog kišnog perioda, što predstavlja neočekivanu pojavu za taj period godine, a koja se ne poklapa sa desetogidišnjim prosekom, došlo je do disbalansa u proizvedenoj energiji od strane solarnih panela i en-ergije koja je dobijena iz agregata. Energija koju je moguće dobiti iz panela je veća od potrebne energije na mesečnom nivou, ali nije pravilno raspoređena na ceo mesec tako da se tokom desetodnovnog lošeg vre-mena javio manjak u potrebnoj energiji za napajanje objekta koja je dobijena iz panela na dnevnom nivou što je rezultiralo potrebom za dopunjavanjem potrebne energije od strane dizel agregata.

Ako se pogleda ukupna količina energije koja je dobijena od strane agregata ona se i dalje nalazi u ok-viru dozvoljenih 1600kWh, a vreme rada samog agre-gata i potrošnja dizel goriva je daleko ispod zadatih vrednosti. Ovo se može objasniti takođe pojavom koja ispada iz okvira desetogodišnjeg proseka gde se vidi da je u januaru energija koja je dobije od strane solarnih panela veća od predpostavljene količine energije.

10. LITERATURA

[1] Joint Research Centre, Institute for Energy and Transport, Solar radiation and photovoltaic elec-tricity potential country and regional maps for Europe http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eur.htm

[2] Photovoltaic Geographical Information System - Interactive Maps http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

188


Šefi k M. BAJMAKFakultet Tehničkih Nauka, Kosovska Mitrovica

UDC: 621.474 : 697.434

Mogućnost korišćenja toplote otpadnih kanalizacionih voda za zagrevanje

stambenih objekata

SAŽETAKKoličina kanalizacionih otpadnih voda koje nastaju u ogromnim količinama velikih gradova, u

stvarnosti se ne menja u toku godine. Temperatura otpadnih voda je manja od temperature spoljneg vazduha u letnjem period a u zimskom periodu je veća. Ovo ih čini idealnim izvorom i konstantnim resursom toplote pri koriščenju toplotnih pumpi – energetsko efektivnim generatorom toplotne energi-je, a takođe specijalnim izmenjivačem toplote. Iskorišćavanje toplote kanalizacionih otpadnih voda može se smanjiti potrošnju goriva i umanjiti količinu izbacivanje zagadjujućih komponenti.

Količina i temperatura (oko 20 °C ÷ 30ºC) otpadnih voda je konstantna tokom cele godine, što ih čini pogodnim za upotrebu u niske temperaturne izvore toplotne energije za pogon toplotnih pumpi. Korišćenje toplote otpadne vode je jedan korak sprovođenje snabdevanja energijom stambenih ob-jekata a samim tim i povećanjem energetske efi ksnosti. Prema nekim procenama, u gradskim kanali-zacionim vodama se baca oko 40% toplotne energije.

Cilj ovoga rada je da se prikaže: mogučnosti korišćenja otpadnih kanalizacionih voda, postupak proračuna količine toplote koja se može dobiti iz kanalizacionih otpadnih voda, da se odredi efek-tivnost iskorišćenja toplotne pumpe, koja koristi kao izvor toplote, toplotu otpadnih kanalizacionih voda a sve u cilju potrebe sistema grejanja. Analiza je sprovedena za uslove našeg podneblja.

Ključne reči: Kanalizacija, otpadne vode, toplota, toplotna pumpe, ušteda.

POSSIBLE USE OF HEAT WASTE WATER SEWAGE FOR WARMING HOUSING FACILITIES

ABSTRACTThe amount of sewage wastewater generated in huge quantities large cities, the reality does not

change during the year. The temperature of wastewater is lower than the temperature of an external air in the summer time and winter time is greater. This makes them an ideal source of heat and con-stant resource in the use of heat pumps - energy effective generator of heat, and also a special heat exchanger.

Heat utilization of sewage wastewater can reduce fuel consumption and reduce the amount of discharge of polluting components.

The quantity and temperature (about 20 °C ÷ 30 °C) of wastewater is constant throughout the year, making them suitable for use in low-temperature heat sources to drive heat pumps. The use of waste water heat is one step implementation of energy supply of dwellings and therefore an increase of en-ergy effi ciency. By some estimates, the city’s sewage water is thrown around 40% of heat energy.

The aim of this paper is to show: the possibility of using sewage waste water, process budget amount of heat that can be obtained from sewage wastewater to determine the effectiveness of the utilization of the heat pump, which is used as a heat source, heat waste sewage water with the aim of needs heating systems. The analysis was performed for the conditions of our region, the adopted residential area

189


UVOD

Otpadne vode u stambenim zgradama su sekun-darne otpadne vode iz tuševa, mašinja za pranje,

WC-a, itd. Količina i temperatura otapdnih voda su konstantne tokom cele godine, što ih čini pogodnim za upotrebu u niske temperaturne izvora toplotne energije za pogon toplotnih pumpi. Korištenje toplote otpadne vode je jedan korak sprovođenje snabdevanja energi-jom stambenih objekta a samim tim i povećanjem en-ergetske efi ksnosti.

U ovom trenutku, u stručnoj literaturi nema načina za izračunavanja količine toplotne energije, koja se može izvuči (dobiti) iz kanalizacionih otpadnih voda. U radu [1] je dat opis kako instalirati toplotnu pumpu koja koristi kao toplini izvora toplotu kanalizacije i tla, a temelji se na iskustvu nekih fi zičkih karakter-istika postrojenja, posebno, toplote oduzeta od od-padnih kanalizacijonih voda. U tehničkoj literaturi od vodećih svetskih fi rmi za proizvodnju toplotnih pum-pi, nije prikazan postupak izbora opreme za korišćenje toplotne energije korišćenjem kanalizacioni otpadnih voda.

Svrha ovog rada je da se prikaže postupak izračunavanja količine toplote koja se može dobiti iz kanalizacijonih otpadnih voda. Cilj je utvrditi efek-tivnost toplotnih pumpi koja koristi toplotu otpadnih voda na ime kompenzacije potrošnje toplotne enrgije sistema grejanja.

Metodologija istraživanja se svodi na određivanje pomoću normative tehničke literature, količinu otpad-nih voda, njihove temperature, upoređivanja količine toplote proizvedene toplotne pumpe sa potrebama sistema grejanja.

Savaki stan ima kupatilo sa tuš kabinom, umiva-onik, sudoprea, WC, mašinu za pranje veša, mašinu za pranje posuđa. Podaci o potrošnji vode su u skladu sa normama SNIP[6].

Proračuni su sprovedeni na osnovu specifi čnih potreba stabene površine po glavi stanovnika i na os-novu specifi čne potrošnje energije za grejanje i norme potrošnje hladne i tople vode.

1. ANALIZA SANITARNIH OTPADNIH (KANALIZACIONIH ) VODA

Domaća otpadna voda predstavlja vodovodsku vodu ili prirodnu vodu približnog kvaliteta koja je upotrebljena za kuvanje, pranje ili sanitarne potrebe u domaćinstvu. Pored mineralnih i organskih materija koje su već bile prisutne u vodi čijom je upotrebom ova otpadna voda i nastala, ona još sadrži i značajne količine humanih ekskrementi, papira, sapuna i drugih sredstava za pranje, otpadaka od hrane, mineralnih ot-padaka i velikog broja drugih otpadnih materijala.

Za domaće otpadne vode iz čitavog jednog naselja ili grada, sa malim ili nikakvim udelom industrijskih otpadnih voda, i koje sadrže i značajan udeo otpadnih

voda iz različitih ustanova i javnih institucija, često se koristi naziv sanitarne otpadne vode.

Ukoliko je za to naselje ili grad karakteristična i razvijena industrijska proizvodnja i ukoliko se i in-dustrijske otpadne vode (uz određeni stepen obrade) ispuštaju u gradsku kanalizacionu mrežu i mešaju sa domaćim, odnosno sanitarnim otpadnim vodama, onda se tako nastala smeša naziva komunalna ili gradska otpadna voda. Otpadne vode u čijem sastavu domi-niraju humani ili životinjski ekskrementi, a koje ugla-vnom potiču iz nužnika, pisoara, štala i slično, nazi-vaju se fekalne otpadne vode.

2. MOGUĆNOST KORIŠĆENJA TOPLOTE OTPADNIH KANALIZACIONIH VODA

Opšte promene u privredi jedne zemlje dovelo do reviziju stavova o korišć enju alternativnih izvora ener-gije. S obzirom da je teritorija naše države u geografs-koj širini gde je spoljna temperatura vazduha ispod 0 ° C, a grejna sezona traje oko 170 do 200 dana, pa i više, a godišnja u potrošnja goriva za grejanje u našoj zemlji prevazilazi potrošnju goriva za snabdevanje električne energije za otprile 1 do 1,5 puta. Shodno tome, sa poveć anjem cene goriva, tarife za isporuku su povečane pa je potrebno da se reši problem smanjenja potrošnje goriva. Tu je problem pogoršanja toplotnih mreža u sistemima daljinskog grejanja. U vezi sa gore pomenutim problemima rešenja uštede energije i pouz-danost u snabdevanju toplote ima ogromnu važnost. U zapadnoj Evropi,SAD i Japanu obrać a se velika pažnja na korišć enje alternativnih izvora energije. Je-dan od tih izvora energije je toplota niskog potencijala koja se može predate potrošaću korišćenjem toplotne pumpe. U ovom radu se govori o korišćenju toplotne pumpe koja kao izvor koristi toplotu (sanitarne ot-padne vode ) kanalizacionih otpadnih voda.

2.1.Toplota sanitarne otpadne vode (kanalizacio-ne otpadne vode).

Hladna voda koja se koristi za sanitrne potrebe ulazi u zgradu (objekat) u zimskom periodu sa tem-peraturama od oko 12 ºC. Tokom strujanja kroz cevni sistem unutar objekta ona se zagreva u cevnom sistemu ili u raznim rezvoarima. Pre upotrebe se meša sa top-lom vodom, a potom se odovodi iz zgrade sa tempera-turom od 20-30 ° C kao sanitarna otpadna voda (ka-nalizaciona) i nosi sa sobom veoma veliku količinu toplote. Savremene toplotne pumpe omoguć avaju iskorišćavanje ove toplote.

2.2.Prikaz prvog systema DHC u Japanu koji ko-risti neprečišć ene otpadne vode kao izvor grejanja i hlađenje

Prvi put u Japanu u oblasti Koraku 1 u Tokiju, za daljinsko grejanje instaliran DHS, koji koristi toplotu neprečišć enih otpadnih voda. Kao što se očekivalo,korišć enje otpadnih toplota ć e smanjiti potrošnju energije i emisije gasova staklene bašte.

190


Upotreba ovog sistema smanjuje potrošnju energije za 20%, emisiju CO2 i NOx 40 i 37%, respektivno. Otpadne vode se koriste i u drugim projektima kao izvor niskogpotencijalni izvor toplote za potrebe rada toplotne pumpe. U buduć nosti, očekuje se da značajno poveć a korišć enje otpadnih voda kao kvalitetan izvor niskopotencijalen toplote.

Količina sanitarnih otpadnih voda, koja nastaje u ogromnim količinama velikih gradova, praktično se ne menaja u toku godine. Temperature sanitarnih ot-padnih voda su niže od temperature spoljneg vazduha u letnjme periodu a više u zimskom periodu. To ih čini idealnim izvorom toplote niskog potencijala za upotre-bu toplotnih pumpi u sistemima grejanja i hlađenja. Prema nekim procenama, u urbanim komunikaci-jama, zajedno sa sanitarnim otpadnim vodama baca se oko 40% iskorišćenje toplote (otpadne toplote). Cilj ovoga rada da prikaže mogučnost iskorišćavanja ovog ogromnog izvora toplote za potrebe grejanje i hlad-jenja korišćenjem DHC sistema koji radi kao toplotna pumpa. U tom slučaju imamo veliku uštedu energije a smim tim i bitno se smanjuje proizvodnja NOx i CO2.

Izmenjivači toplote u DHC-stanici montirani su is-pod pumpne stanice za prbacivanje snaitarnih otpadnih voda. Oni se koriste kako bi izvršili oduzimanje top-lote koja se nalazi u sanitarnoj otpadnoj void. Toplot-na pumpa namenjna je za potrebe grejanja i hlađenja, slika 1. Ovaj sistem smanjuje potrošnju potrebne električne energije za 20% u odnosu na toplotnu pum-pu koja koristi vazduh ka kvalitetan niskopotencijalni izvor toplote.Za odstranjivanje većih suspendovanih materija u efl uentu (sanitarnim otpadnim vodma) pri-menuju se automatski fi ltri. Za zaštiu od korozije de-

lovi pumpe se proizvode od nerđajućeg čelika, a za cevni snop izmenjivača se koristi titanium. Na DHC stanici montirane su tri toplotne pumpe, dve sa rashladnim kapacitetom 10,5MW i grejnim kapac-itetom 12,8MW po top-lotnoj pumi, i jedna top-lotna pumpa sa rashlanim kapacitetom od 3,9MW i grejnim kapacitetom od 5MW. Ove toplotne pum-pe se koriste periodično, kada istovremeno nas-tane potreba za toplom odnosno hladnom vodom. Potrošnja sanitarne ot-padne vode, koja prolazi kroz DHC stanicu iznosi 129.600 (m3) na dan. Na stanici voda se ohladi do +7 ° C i zagreva do +47

° C. Ova količina vode sa ovakvim temeparturnim režimima može se koristiti za zagrevanje i hlađenja objekta površine 126.400(m²). Voda se transportuje kroz četvorocevnu toplotnu mrežu koja je položena is-pod zemlje na dubini 7-8m. Za godinu dna rada DHC stanica proizvela je 37741(GJ) toplotne energije za hlađenje i 9151(GJ) za proizvodnju tople vode. Koe-fi cijent pretvaranje toplotne pumpe se krato u letnjem periodu 4,3 a u zimskom periodu 3,9.

3. PRORAČUN KOLIČINE OTPADNIH VODA U STAMBENIM OBJEKTIMA

Prema [6], dnevna potrošnja otpadne vode jednaka je potrošnji vode za potrebe domačinstva bez zalivan-ja bašte.

(1)

Da bi utvrdili količinu i temperatura otpadnih voda potrebno je defi nisati posebno potrošnju tople i hladne vode. Prema [6] defi nišemo dva pokazatelja potrošnje vode:

• prvi pokazatelj – za maksimalno časovno opterećenje potrošnje vode (ujutro, naveče),

• drugi pokazatelj – srednodnevna potrošnja vode u toku dana:

Časovno maksimalna potrošnja vode, (l/sat): (2)

Prosečno dnevna potrošna vode, (l/dan): (3)

Proračunska srednja temperatura otpadne vode izračunava se po izrazu:

Slika 1. - Sistemski dijagram DHC stanice instaliran u blizini Koraku1, Tokio Japan

ukudne GG

potwhh NgG max,max,

potw

prodprod NgG ,,

191


(4)

Rezultati proračuna su prikazani u tabeli 1.Za povećanje kapaciteta nosioca toplotne energije,

oduzimanje toplote iz otpadnih kanalizacionih voda ostvaruje se pomoću toplotne pumpe. Na osnovu podataka iz literature [4], optimalno sniženje tem-partaure toplotnog izvora (u ovom slučaku otpadne kanalizacijone vode) iznosi ko 5-12ºC. Polazeći od ovoga možemo odrediti količinu toplote, koja može se oduzeti iz otpadnih kanalizacionih voda:

(5)

Rezultati proracuna su prikazani u tabeli T1Na osnovu kataloga i tehnicke literature, izabiramo

toplotnu pumpu sa prosecnim koefi cijentom pretva-ranja 4,1, toplotnog kapaciteta 2000 KW, potrošnja električne energije kompresora 480KW. Saglasno da-tim karakteristikama na slici 2 je prikazan dijagram kompenzacije potrošnje toplote sistema grejanja pri projketnoj snazi sistema grejanja i procentulano učešće toplotne pumpe. Na osnovu podataka sa dijagrama prikazanog na slici 1, možemo ostvariti velike uštede korišćenjem toplotne pumpe, koja kao izvor koristi iz-vor toplote otpadnih kanalizacionih voda. Celokupna ekonomska naliza je prikazana u tabeli T1.

4. ZAKLJUČAK

Za stambene objekta za 20000 stanovnika potroši se 312(m³/h) otpadane vode, a pri srednjodnevnoj potrošnji potroši se 5.000(m³/h). U momentu mak-simalne potrošnje vode temparatura otpadna vode je tsm = 37,1 °C, a pri srednjodnevnoj potrošnji tempar-tura otpadne vode je tsm = 26 °C.

Pri proračunskom opterećenju toplotne pumpe, koja koristi toplotu otpadne kanalizacione vode, kompenzira se, u zavisnosti od specifi čne stambene površine po glavi stanovnika i od stepena temperatur-nog gradijenta oduzimanja toplote od odtpadnih voda,

od 4,5%÷22% od potrebne toplote sistema grejanja. Za grejni period toplotna pumpa pokriva, u zavis-

nosti od specifi čne stambene površine po glavi stano-vnika i od stepena temperaturnog gradijenta oduzi-manja toplote od odtpadnih voda,od 7% do 62%.

Za grejni period uštede koje se odstvare korišćenjem toplotne pumpe, koja radi korišćenjem toplote kana-lizacione otpadne vode, su prikazane u tabeli T1, u zavisnosti od specifi čne stambene površine po glavi stanovnika i od stepena temperaturnog gradijenta oduzimanja toplote od odtpadnih voda. Te uštede su urađene upoređivanjem varijante sa korišćenjem kot-larnice na gas i varijante sa toplotnom pumpom.

Primena toplotnih pumpi koje koriste toplotu ot-padnih kanalizacionih voda su vema efi kane. Ako se izvrši poređenje sa drugim toplotnim pumpama koje koriste druge izvore energije, može se reći da siste-mi instalacija sa otpadnim vodma daju veoma dobre rezultete. Zato je neophodno pri projktovanju ovakvih sistema poći od tehnoekeonomske analize i optimi-zacije čitavog stambenog naselja. Ta optimizacija bi se odnosila počev od debljine izolacije zgrada, izbor sistema grejanja i hlađenja, izbor kanalizacionog sis-tema za otpadne vode (treba izdvojiti sistem za odvod urina i fekalija posebnim vodom), izbor postrejenja za tretman otpadnih voda.Na osnovu ovih analiza vrši se optimacija i zbor toplotnih pumpi.

5. OZNAKE

Gdne - dnevna potrošnja otpadnih voda, l / dan; Guku-ukupna potrošnja topple i hladne vode, l / dan;whg max, -maksimalana potrošnja vode po stanovniku

i času, osobihl ⋅ ; ( )ekuhlg twh cov10,

max, ⋅= maksimalana potrošnja tople vode po stanovniku i času ; ( )ekuhlg hw

h cov6.5,max, ⋅= maksimalana

potrošnja hladne vode po stanovniku i času ; potN-broj potrošača, osoba ; w

prodg , - prosečna potrošnja vode po danu po jednoj osobi, osobidanl ⋅ ;

( )osobidanlg twprod ⋅= 105,

, , prosečna potrošnja to-ple vode po danu po jednoj osobi, osobidanl ⋅ ;

( )osobidanlg hwprod ⋅= 145,

, prosečna potrošnja to-

twhw

twtwhwhwovsr mm

mtmtt ,

tcmQ

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Smanjenje temperature toplotnog izvora DT(C)

Pro

cenj

ata

isko

rišen

ja to

plot

nom

pu

mpo

m ,%

F(18m2/stan) F(15m2/stan) F(10m2/stan)

0,000

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Smanjenje tempearture toplotnog izvora DT(C)

Proc

entu

alno

isko

riš

enje

topl

otno

m

pum

pom

, %

F(18m2/stan) F(15m2/stan) F(10m2/stan)

Slika 2. - Dijagram promene procentualnog učešća iskorišćenja toplotne energije toplotnom pompom a) pri projektnoj toplotnoj snazi u zavisnosti od specifi čne stambene površine po glavi stanovnika; b) za grejni period u zavisnosti od specifi čne stambene površine po glavi stanovnika

10

192


Tab

ela

T1.

Tab

elar

ni p

rika

z pr

ora

una

koli

ine

otpa

dnih

vod

a, p

roce

nta

vra

anje

topl

otne

ene

rgije

i ek

onm

ske

ušte

de k

oriš

enje

m

topl

ote

otpa

dnih

vod

a.

Bro

j st

anov

nika

F

F V

q(

W/m

³) Q

h(K

W)

Qg(

KW

/god

) h

w hg, m

ax,

t

w hg, m

ax,

t

wpr

odg

, ,

hw

pro

dg, ,

t

wuk

hg, m

ax,

,

hw

ukhg

, max

,,

m²/s

tan

m²

m³

W/m

³ K

W

KW

/god

os

obi

hl

os

obi

hl

osob

ida

nl

osob

ida

nl

2000

0 18

36

0000

10

8000

0 40

43

200

4489

1555

5,

6 10

14

5 10

5 20

0 11

2 20

000

15

3000

00

9000

00

40

3600

0 37

4096

29

5,6

10

145

105

200

112

2000

0 10

20

0000

60

0000

40

24

000

2493

9753

5,

6 10

14

5 10

5 20

0 11

2

tw

ukpr

odg

,,

,

hw

ukpr

odg

,,

,

Thw

T

tw

Tsm

T

sm

Msm

,max

M

sm,d

ne

Top

lota

odu

zeta

od

otpa

dne

vod

, KW

osob

ida

nl

os

obi

dan

l

C

C

C

C

Kg/

h K

g/dn

a K

W

2900

21

00

5 55

37

,1

26

3120

00

5000

000

1.81

2 M

axim

alna

as

ovna

pot

rošn

ja o

tpad

ne v

ode,

m³/h

29

00

2100

5

55

37,1

26

31

2000

50

0000

0 29

.028

D

nevn

a po

trošn

ja o

tpad

ne v

ode

, m³/h

29

00

2100

5

55

37,1

26

31

2000

50

0000

0 5.

079.

861

Potro

šnja

otp

adne

vod

e za

per

iod

grej

anja

, m

³/h

A

naliz

a pr

ocen

tual

nog

ueš

a to

plot

ne p

umpe

pri

mak

sim

alno

j as

ovno

j pot

rošn

ji ot

padn

e vo

de u

odn

osu

na u

kupn

o as

ovno

to

plot

no o

pter

een

je

Ana

liza

proc

entu

alno

g u

eša

topl

otne

pum

pe p

ri p

otro

šnji

otpa

dne

vode

za

peri

od

grej

anja

u o

dnos

u na

uku

pno

godi

šnje

topl

otno

opt

ere

enje

DT

5 7

9 12

15

D

T 5

7 9

12

15

F(

18m

²/st)

4,19

5,

87

7,55

10

,06

12,5

8 F(

18m

²/st)

11,3

0 15

,80

20,4

0 27

,20

33,9

0

F(18

m²/s

t) 5,

03

7,04

9,

06

12,0

8 15

,00

F(18

m²/s

t) 13

,60

19,0

0 24

,40

32,6

00

40,7

0

F(18

m²/s

t) 7,

55

10,5

7 13

,59

18,1

1 22

,64

F(18

m²/s

t) 20

,40

28,5

0 36

,70

48,9

0 61

,10

A

naiz

a m

ogu

nost

i ušt

ede

kori

šen

jem

topl

otne

pum

pe k

oja

kori

sti t

oplo

tnu

ener

giju

otp

adni

h ka

naliz

acio

nih

voda

u p

ore

enju

sa p

ostr

ojen

jem

za

grej

anje

ko

je k

oris

ti ga

s.

N

F B

C

g T

Th

w=5

T

Th

w=9

T

T

Tu

k(5º

C)

Tuk(

9C)

Stan

m

²/sta

n m

³/god

Eu

/m³

Eu/g

od

ºC

Eu/g

od

ºC

Eu/g

od

Eu/g

od

Eu/g

od

Eu/g

od

2000

0 18

44

4279

5 0,

45

1.99

9.25

8 11

,3%

22

5916

20

,4%

40

7.84

9 20

1.60

0 1.

571.

742

1.38

9.80

9 20

000

15

3702

329

0,45

1.

666.

048

13,6

%

2265

83

24,4

%

406.

516

201.

600

1.23

7.86

6 1.

057.

932

2000

0 10

24

6821

9 0,

45

1.11

0.69

9 20

,4

2265

83

36,7

%

407.

626

201.

600

682.

516

501.

472

Tabe

la 1

. - T

abel

arni

pri

kaz p

roraču

na k

olič

ine

otpa

dnih

vod

a, p

roce

nta

vrać

anje

topl

otne

ene

rgije

i ek

onm

ske

ušte

de k

orišće

njem

topl

ote

otpa

dnih

vod

a

193


ple vode po danu po jednoj osobi, l / dan · osobi ; thw - temperatura hladne vode, 5 °C ; ttw - tempera-tura tople vode, 5 °C ; mhw - masa hladne vode, kg ; mtw - masa tople vode,kg ; gde su:

6. LITERATURA

[1] Michaelides Efstathios E (Stathis): Alter-ative Energz Sources, springre-Verlag Berlin Heidelberg,212

[2] Teplovie Nasosi, Dajdežest No 1, 2012, www.ekosys.com.ua,2/21/2014

[3] Mitsubishi Heavy Industries Technical Revew Vol.48 No.2, May 2011,21/02/2014

[4] V.F.Gerškovič. Issledovanie raboti teplovogo nasos, ispoljzujuščego tolotu grunta i kanaliza-cionnih stokov, v istem gorčego vodosnabženija, Energosberženie v zadanijah No 3-2007 (No34)

[5] J.J.Sokolov : Toplifi kacija i toplotne mreže, IRO « GRAĐEVINSKA KNJIGA » Beograd, 1985

[6] SNIP 2.04.01-85* «Vnutrennij vodoprovod i ka-nalizacija zdanija».

[7] Rej D,Makmajkal D.:Teplovie nasos Per.s angl. –M.:Energoizdat, 1982.-224 st.

[8] KASAG LANGNAU AG Switzerland, www.kasag.ch

[9] E.J.Kuročkin: Sanitarno-tehničeskoe oborudo-vanie zdanij, Tomsk 2007

[10] A.S.Maksimov,O.V.Gutina, O.M.Pirogova: METODIČESKIE UKAZANIJA k rešeniju zadač po kurs „Ekologija“ na temu „Vodopotreblenie i vodootvedenie“ Moskva 2011.

194


Šefi k M. BAJMAKFakultet Tehničkih Nauka, Kosovska Mitrovica

UDC:621.184.6 : 62-5

Određivanje rasta temperature i optimalne dubine polaganja cevovoda hladne vode

u sistemu daljinskog hlađenja

SAŽETAKU sistemima centralizovanog snabdevanja rashladnom energijom (hladnom vodom) važno mesto

zauzima mreža cevovoda hladne vode kojom se dostavlja ohlađena voda do potrošaća (sistemi kli-matizacije vazduha i hlađenja). Transport hladne vode obično se ostvaruje dvocevnim sistemom. U procesu strujanja hladne vode duž cevovoda entalpija hladne vode raste. Kod dugačkih i slabo izolovanih deonica cevovoda neophodno je uzeti u obzir promenu specifi čnih toplotnih dobitaka po dužini deonice. Na osnovu datih termičkih i geometrijskih karakteristika voda hladne vode defi nisače se tok zavisnosti temperature razvodne vode od navedenih karakteristika, i zavisnost kritične dužine lkr pri kome je Δτ = τ2,hw – τ1,hw = 1 ◦C. Na osnovu analiza i ispitivanja defi nisana je optimalna dubina polaganja cevovoda hladne vode u zavisnosti od termičkih, geometrijskih karakteristika i rashladnog opterećenja rejona koji se klimtizira u periodu sezone hlađenja.

Ključne reći: optimalna dubina, temperatura, daljinsko hlađenje.

DETRMINATION OF OPTIMAL GROWTH TEMPEARTURE AND THE DEPTH OF LAYAING THE PIPELINE COLD WATER IN DISTRICT COOLING SYSTEM

ABSTRACTIn centralized systems supply cooling energy (hot water) occupies an important place of cold water

pipeline network which delivers chilled water to consumers (air-conditioning systems and air cool-ing). Transport cold water typically achieves two pipe systems.The process fl ow of cold water along the pipeline enthalpy of cold water rises. In the long and poorly insulated sections of the pipeline, it is necessary to take into account the change in specifi c heat gains lengthwise sections. Based on the given thermal and geometrical characteristics of the water cold water will defi ne the fl ow of water depending on the temperature distribution of the following characteristics, and the dependence of the critical length at which lkr is the Δτ = τ2,hw – τ1,hw = 1 ◦C. Based on the analyzes and tests defi ned the optimum depth of laying the pipeline cold water depending on thermal, geometric and refrigeration load regions that possess air conditioning during the cooling season.

Key words: optimal depth, temperature, the district cooling.

UVOD

Sistem centralizovanog snabdevanja energijom hladne vode je složen sistem u koji su uključeni

rashladna stanica, mnogobrojni potrošaći hladne vode za potrebe klimatizacije i tehnologije, koji se nalaze na različitim rastojanjime od rashladne stanice i cevo-vod hladne vode do potrošaća.U sistemu daljinskog hlađenja važno mesto zauzima cevovod hladne vode .

Transport rashladne energije ( hladne vode) obično se ostvrauje dvocevnim sistemom.

1. ODREĐIVANJE RASTA TEMPERATURE HLADNE VODE DUŽ CEVOVODA

U procesu strujanja hladne vode duž cevovoda en-talpija nosioca energije (hladne vode) raste. Posmatra-jmo deonicu cevovoda hladne vode koja je prikazana na slici 1.

195


Temperatura hladne vode na početku deonice neka je τ1,hw a na kraju τ2,hw. Neka je temperatura oko cevo-voda τok. Termički otpor izolacije konstrukcije cevo-voda neka je Riz. Iz posmatrane deonice hladne vode izdvojimo elemntarnu dužinu dl. Sredna temperatura hladne vode u cevovdu koja struji neka je τsr,hw, a pad temperature na tom malom delu neka je dτ . Maseni protok hladne vode neka je G. Jednačina energetskog bilansa za posmatarnu malu deonicu dl sa uzimanjem u obzir lokalnih gubitaka toplote βhw glasi:

(1)

Pri ćemu je :

(2)

Specifi čni liniski gubici (dobici) energije duž cevovoda hladne vode mogu se izraziti kao:

(3)

Nakon sređivanja izraza (1) imamo da je:

(4)

Odnosno

(5)

Intergracijom jednačine (5) i nakon sređivanja imamo da je:

(6)

Sređivanjem izraza (6) imamo da je temperatura hladne vode na kraju deonice jednaka izrazu:

(7)

Ako uvedemo značicu, (8)

izraz (7) ima sledeći oblik:

(9)

Za beskanlano položen cevovod hladne vode uku-pan toplotni otpor jednak je izrazu:

(10)

Termički otpor cilindrične površine jednak je iz-razu:

(11)

Termički otpor jednoslojnog cilindričnog zida iz-vodi se iz Furijeove jednačine . Taj izraz je oblika :

(12)

Termički otpor se može odrediti prema Forhajmero-voj formuli za dvocevno beskanlo položen cevovod:

(13)

Posle smene navedenih izraza u izrazu (10) imamo da je:

(14)

Prvi i drugi člana izraza (14) ima izuzetno male vrednosti i može se slobodno zanemariti u odnosu na preostala dva člana, izarz (10) tada dobija oblik:

(15)

Posle smene izraza (15) u izrazu (8) imamo da je:

(16)

Pri čemu je:

(17)

Slika 1. -

1dlqdcG hw

hwhwhwhwhw cQ

cQG

,1,2

Rt

q okhw

1dlR

tdcGuk

okhwhw

dlcGRt

d

hwukokhw

1

lcGR

thw

1ln 2

10

lcGR

okhwokhwhwtt

1

,1,2 exp

lcGR

Ahwuk

1 ,

Aokhw

okhw

tt

exp,1

,2

izspizzcupuk RRRRR ,

dRup

1

1

2ln2

1ddRup

2

021ln

21

bhR

tla

,RRRRR izspizzcupuk

1

2ln2

11dd

d zc

2

2

21ln2

1ln2

1bh

dd

tla

iz

iz

2

2

21ln2

1ln2

1bh

ddR

tla

iz

izuk

6543

21 MMMM

lMMA

321 ;2

1;1; MMQ

Miz

hw

2

652

421ln;

21;ln

bhMM

dd

Mtla

iz

196


Polazeći od jednačine (9) imamo da je:

(18)

Nakon sređivanja izraza (18) možemo odredi-ti dužinu hladovoda pri kome je pad temperature τ2 – τ1 = 1 ◦C:

(19)

Celokupna analiza u zavisnosti od promenljivih veličina je prkazana na slici 2 i 3.

2. OPTIMALNA DUBINA POLAGANJA CEVOVODA SA HLADNOM VODOM

2.1. Određivanje temperature tla u funkciji du-bine

Temperatura na površi zemlje periodično se menja u toku godine. Puni ciklus promene ravan je τh = 8760 (h) . Razlika između temperature i njene srednje vrednosti na površi zemlje u bilo kom momen-tu vremena , može se odrediti po formuli:

(20)

Promena temperature spoljneg vazduha izračunava se po formuli:

(21)

Kolebanje temperature na površi zemlje raspros-tire se u dubini zemlje i slabi sa povećanjem rastojanja X. Maksimalna razlika između temperature zemlje i njene srednje vrednosti može se odrditi po formuli:

(22)

Rezultati analize po formulama (20,21,22) pred-stavljeni su u vidu grafi kona na slici 4. Kao što se vi-deti sa grafi kona, maksimalna temperatura zemlje , na dubibi X, data je izrazom:

(23)

,1

,2,1,2 ln;exp/

tt

ttokhw

okhwAokhwokhw

;0exp

1ln AAA

6543

21

,1

.2lnMMMMlMM

tt

okhw

okhw

okhwkr t

Ml,1

11ln

Slika 2. - Zavisnos izraza (19) od promenljivih veličina

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

l(m)

TAU2

(C)

Q=100KW Q=200KW Q=500KW Q=1000KWQ=2000KW Q=5000KW Q=10000KW

Slika 3. - Zavisnost temperature hladne vode τ2,hw na kraju deonice od promenljivih veličina (τ2,hw,A,l,Q)

0

max 2cosFF

0

max 2cossvsv

XaFx

0

maxmax exp

Xa

ttt Fsrzexok

0

maxmaxmax exp

197


Na osnovu dijagrama prikazanIH na slici 4, za rashladnu vodu temperature 10 ◦C, cevovod tre-ba položiti na dubini od 2m. Pri temperaturi vode 13 ÷ 15 ◦C, dubina polaganja cevovoda treba da je manja od 1m, što je u suprotnosti sa normama. Na dubini 10 do 15m od površine zemlje , sezonsko kolebanje temperature praktično ne postoji i iznosi oko +5 ◦C, pa se rashladna voda temperature +5 ◦C može teoretski transportovati bez „gubitaka“ energije. Međutim, zbog ogromne dubine polaganja cevovoda, neopravdano je polagati cevovod na tako velikim dubinama. Tako , na primer, pri srednjoj tempera-turi zemlje od +13 ◦C, slika 4d, i temperature vode od +13 ◦C iz dijagrama dobijamo jako velike dubine polaganja cevovoda rashladne vode. Pri temperaturi rashladne vode od 16 ÷ 20 ◦C dobijamo uobičajne dubine polaganja cevovoda rashladne vode. Međutim , u praksi se, za potrebe klimatizacije, veoma retko se primenuje voda ove temperature . Iz ovih razloga prilazi se odredjivanju optimalne dubine polaganja cevovoda rashladne vode pomoću tehno-ekonomske analize.

2.2. Određivanje optimalne dubine polaganja cevovoda hladne vode po kriterijumu minimuma godišnjih troškova

Cevovod rashladne vode se obićno polaže u pred-hodno pripremljeni kanal ili beskanalno, tj. direktno u zemlju. U ovoj analizi dat je postupak određivanja optimalne dubine polaganja beskanalno postavljenih dvocevnih vodova, kao što je prikazano na slici 5.

-10,000

-5,000

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

0 2 4 6 8 10 12

X(m)

t(C)

TETAx Txmin Txmax Tz,sr

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

0 2 4 6 8 10 12

x(m)

t(C)

TETAx Txmin Txmax Tz,sr

a) b)

minF

minF

4.3C

H

maxxt

Ct SRZE

05

X

SRZExF ttmaxmax

a

x

0

minF

minF

3.8C

H

CtSRZE

01.13

X

SRZExF ttmaxmax

b

x

0 C04.22

maxxt

Slika 4. - Promena temperature zemlje u funkciji njene dubine:a) = + 5 ◦C, = 9,3 ◦C; b) = + 13,1 ◦C, = + 9,3 ◦C ; c) = + 5 ◦C , = + 9,3 ◦C; d) = + 13,1 ◦C, = + 9,3 ◦C

Slika 5. - Beskanalno položen dvocevni hladovod

198


Ukupni troškovi po dužinom metru položenog voda dati su izrazom:

(24)

Investicioni troškovi Tin, sastoje se od troškova građevinskih (iskopa, nivelisanje i nasipanje kanala) i mašinskih (isporuka , montaža i završni radovi na po-laganje cevovoda ) radova u funkciji prečnika cevo-voda, mogu se predstaviti jednačinom:

(25)

Eksploatacioni troškovi obuhvataju troškove „gu-bitaka“ toplotne energije i troškovi pumpanja rash-ladne vode. Predpostavlja se da, troškovi pumpanja ne zavise od dubine polaganja cevovoda rashladne vode tj. mogu se smatrati stalnom velićinom. Uzimajući ovo u obzir , eksploatacioni troškovi po dužnom metru cevovoda rashladne vode , mogu se predstaviti izrazom:

(26)

Budući da je koefi cijent prolaženja toplote K za dvocevne vodove neposredno položene u zemlji dat izrazom [1]:

(27)

Pri ćemu toplotni otpor izolacije dat je izrazom:

(28)

To posle smene izraza (23) i (27) u izrazu (26) i nakon sređivanja izraza (24) , uvođenjem odgova -rajućih značica B1, B2, B3, B4 troškovi po dužnom metru položenog dvocevnog voda dobijaju oblik:

(29)

Iz uslova ∂TUK/ ∂H = 0 dobija se jednačina oblika Y1 = Y2 pa se optimalna dubina polaganja cevovoda rashladne vode nalazi u preseku funkcija Y1 i Y2 , slika 6.

(30)

(31)

Da bi funkcija data jednačinom (29) zaista ima-

la minimum, mora da bude i drugi parcijalni izvod funkcije TUK po H veći od nule, ∂2TUK/ ∂H2 > 0 a to je analizom i potvrđeno. Posle smene konkretnih vred-nosti za odgovarajuće fi zičke veličine :λze = 1,75(W/mK); ρze = 1600(kg/m3); cze = 1,44(KJ/

kgK); λiz = 0,035(W/mK); α = 0,25; τh = 2201(h/god); Cre = 40(evra/GJ); Cgr = 12(evra/m3); r = 0,08(1/god) S = 0,3623(1/m); θF = tpze – = 22,4 – 13,1 =9,3 ◦C

= 10 ◦C funkcije (30) i (31) dobijaju oblik:

(32)

(33)0,00000

1,00000

2,00000

3,00000

4,00000

5,00000

6,00000

7,00000

0 1 2 3 4 5 6

H(m)

Y1,Y

2

Y1/500Y2/500Y1/400Y2/400Y1/300Y2/300Y1/200Y2/200Y1/150Y2/150Y1/100Y2/100

Slika 7. - Zavisnost optimalne dubine polaganja cevovoda hladne vode od prečnika cevovoda

Slika 6. - Zavisnost toka funkcije Y1 i Y2 od du-bine polaganja cevovoda hladne vode i njihovog spoljašnjeg prečnika

ekinuk TTrT

112iz

grain bbmmDHbCT

2111

21 517,1

2 iziziziz DCDBADDHb

22

2

41ln2

11

bHR

K

zeiz

CQT reguek 1106,3 6

CONCKttD eeSRhwoksh

s

iz

iziz D

DR ln2

1

22

2

4

max

321

41lnbHBR

tetBHBBT

iz

srhw

SHF

srze

uk

25411 1ln HBBRY

max

2

32 B

eS

BBY HS

F

2541

max

25

541ln1 HBBR

tetHB

HBBSRhw

SHF

srze

22

2

1 41ln091,0ln55,4bH

DDY

s

iz

max

22194375

eS

CC

bDY SH

f

GA

REizs

1

max

22

222 41

364,0Y

tet

bH

Hb

srhwF

SHsrze

199


Tok funkcija Y1 i Y2 prikazan je na slici 6, a u zavisnosti od dubine polaganja i prečnika cevovoda rashladne vode. U preseku funkcija Y1 i Y2 dobija se pri zadatom prečniku DS optimalna dubina polaganja cevovoda rashladne vode HOP. Zavisnost optimalne dubine polaganja cevovoda hladne vode od prečnika je prikazana na slici 7.

3. ZAKLJUČAK

Pad temperature duž cevovoda hladne vode zavisi od termičkih karakteristika tla i vazduha i geometri-jskih karakteristika mreže cevovoda. Normalno, sa povećanjem dužine cevovoda temperatura na kraju cevovoda se povećava. Ovo povećanje zavisi od top-lotnog kapaciteta rejona koji se hladi odnosno kli-matizira Qo,re. Sa povećanjem Qo,re, pad temperature τ2,hw je manji. Zavisnost kritične dužina lkr pri kome je Δτ = τ2,hw – τ1,hw = 1 ◦C je linearna i prikazana je na slici 3. Prikazani način omogučava da se , u zavisnosti od geografskog rejona (klimatskih uslova), načina polaganja cevovoda rashladne vode, termofi zičkih svojstava zemlje, cene energije rashladne vode, grad-jevinskih radova i karakteristike mreže tačno odredi optimalna dubina polaganja cevovoda rashladne vode, slika 6.

4. OZNAKE

G - maseni protok hladne vode, kg / s; chw - specifi čna toplota hladne vode, KJ / kgK; q-specifi čni liniski do-bici toplote cevovoda hladne vode, KJ / m; Δτhw- razli-ka povratne i razvodne hladne vode, C; dl-elemntarna dužina deonice, m; dτ - srednja tempeartura nosioca energije na malom rastojanju, a - koefi cijent toplotne difuznosti zemlje, (a = λ /cr), m2/h, A1- koefi cijent jedinične cene cevovoda rashladne vode , Euro/m, A1 - koefi cijent jedinične cene cevovoda rashladne vode, Euro/m2; b2 - osno rastojanje cevovoda, m; b - širina kanala dvocevnog cevovoda rashladne vode, m; C1-koefi cijent jedinične cene cevovoda rashladne vode , Euro/m3; c - specifi čna toplota, KJ/kgK; Cgr-cena po kubnom metru skopa zemlje, Euro/m3; Cre - cena rashladne energije, Euro/GJ; D - prečnik cevovoda, m; H - dubina polaganja cevovoda rashladne vode, m; K - koefi cijent prolaženja toplote, W/mK; m1 - vi-sina nasipa preseka, m; Q - gubitak toplotne energije po dužnom metru cevovoda u toku godine, GJ/kgK; r - faktor povračaja kapitala (investicije), 1/god ; Ri - toplotni otpor sloja, mK/W; S - oznaka, m(=0,3623), m; t - temperatura radne sredine, ◦C; T - troškovi po dužnom metru cevovoda rashladne vode u toku go-dine, Euro/m · god; α - koefi cijent loklanih gubitaka toplote; φ - zakašnjene po fazi kolebanja tempearture na površini zemlje u odnosu na kolebanje temparture vazduha, rad; λ - koefi cijent toplotne provodljivosti, W/mK δ - debljina sloja, m; ρ - gustina radne sredine, kg/m3; τ - vreme trajanja rada, h/god ; τ0 - vreme od jedne temparaturske periode, h; - označena mak-

simalna razlika između temperature i njene srednje vrednosti na površi zemlje.

5. ZNAČICE

6. LITERATURA

[1] Melikijan Z. A. Centralizovannoe teplohladosnabženie graždenskih i promišlennih sooruženij, Strojizdat , 200 str. 1985

[2] Tihonov B.S. :Centralizovanoe teplohladosnabženie gorodkogo hazjastva, Strojizdat, 118-126 str., Moskva, 1968Mitsubishi Heavy Industries Tech-nical Revew Vol.48 No.2, May 2011,21/02/2014

[4] Šefi k M.Bajmak : Analiza efektivnosti i optimi-zacija toplifi kacionih i hladifi kacionih sistema korišćenjem energije dobijene sagorevanjem tvr-dog komunalnog otpada , PDh. Priština 1994

[5] J. J. Sokolov : Toplifi kacija i toplotne mreže, IRO « GRAĐEVINSKA KNJIGA » Beograd, 1985

[6] Melikijan Z.A.: Rasčet nagruzok holodopotrebleni-ja po ukrupnjenim pokazateljami, Vodosnabženije I sanitarna tehnika, 1992, No 8. Str 17-23.

[7] Intelegenten district cooling implementation for Vienna at the example Town Town, www.arsenal.ac.at.

[8] District cooling for Dubai Metro Statins, www.cansultmanusell.com

[9] Showcase of district cooling szstems in Europe-Stockhlom, Capital cooling, www.iea-dhc.org

izizizgra DbarDbDbmrCB 112

11 517,12

izDc1 ; grCbrB 22 ; siziziz DDR ln21

reizh CDB 1106,3 63 ; zeB 214 ;

225 4 bB ; puTCON ;

200


Snežana DRAGIĆEVIĆ, Saša STOJKOVIĆFaculty of Technical Sciences, Čačak, Serbia

UDC: 620.9.001/.004 : 616.317.38.001

Dynamic Simulation and Analysis of Retrofi t and Behavioral Change Impacting the Energy

Consumption of School Buildings

ABSTRACTThere are a lot of important factors that infl uence building energy consumption. The building

energy saving effect is an integrated acting result, it has a relationship with thermal characteristics of the building envelope, ventilation ways, effi ciency of heating system, and the increasing range of energy saving rate will be different as the energy saving measures are different. In this paper, dynamic simulation software DesignBuilder has been used to model and to simulate a typical 1970s Serbian primary school in order to examine the impact of different retrofi tting mesures and school schedule time on heating energy consumption. In terms of retrofi tting study, various energy effi ciency measure-ments have been considered such as improving levels of insulations and heating system’s effi ciency. For the pupil schedule infl uence study, two different user patterns have been defi ned such as full-time and part-time work. Results of dynamical simulation of single and combination of different retrofi tting scenarios show that the heating energy consumption could be reduced up to 45 %.

Keywords: Energy modeling, Dynamic simulation, Energy effi ciency, School building.

1. INTRODUCTION

Energy consumption is continually increasing throughout the world and a large proportion of

this can be associated with non-domestic buildings. Schools usually have a high level of energy consump-tion due to their considerable heating requirements and high electricity usage for lighting and equipment. Investment in building and technology, as well as more conscious user behavior, can lead to consider-able energy savings. At the beginning of 2009/2010 in the territory of the Republic of Serbia there are 1711 registered primary and secondary schools, while in Čačak region there are 19 primary and 8 secondary schools. Čačak is a city in central Serbia. It is the ad-ministrative center of the Moravica District of Serbia. Čačak is also the main industrial, cultural, educational and sport center of the district. In the 2010 census, the city had a total population of 73891.

A rational use of energy in school buildings has to be promoted, for the huge potential of energy-saving from the improvement of installations, and for the different reasons: school buildings have high energy consumption, especially with regards to lighting and heating and the size of that consumption is so high to

justify an investment [1]. Also, the cultural and the educational impact is interestingly and extremely im-portant and school buildings are places suitable for the adoption and the application of simple and reliable technologies. School buildings may have not disho-mogeneous scenarios which need different solutions in the same building, because of different external light exposure, different window fi ttings in the same building and different room end uses (classrooms, laboratories).

In order to contribute to global initiatives for re-ducing energy consumption through energy effi ciency increase, Serbia has adopted a set of related national regulations and invested in several large energy-ef-fi cient projects targeting the sector of public build-ings. Primary schools in the Cacak typically consume 182.16 kWh/m²/year of energy [2]. There have been numerous studies into the energy consumption of schools and school energy performance benchmarks, and benchmark data us readily available for schools in most European countries for the last few decades [3-7]. Primary schools in the UK consume 119 kWh/m²/year of energy, in French primary school’s average energy consumption is 197 kWh/m²/year, Greek schools con-sume 57 kWh/m² while Irish primary schools consume

201


119 kWh/m²/year. Many studies have pointed out that Serbia has a large energy effi ciency improvement po-tential in the school building sector, primarily result-ing from the fact that largest portion of Serbian school buildings were built during the ’70s and the ’80s, with concrete walls and no thermal insulation, deteriorated wood/metal fenestration and worn-out metalwork. In case of individual boilers (usually burning coal or fuel oil), heating installations are often in very poor con-

dition, without properly insulated distribution lines, non-operating control equipment and out of order ra-diator valves [8].

This paper discusses the impact of retrofi t and school schedule time on heating energy consumption. In terms of retrofi tting study, various energy effi cien-cy measurements have been considered. To do these, 1970s the typical Serbian school building was select-ed and modelled within dynamic simulation software DesignBuilder (version 3.2.0). Implementation of higher technical norms related to building elements and equipment to be installed when conducting energy effi cient refurbishments has proven to be highly ben-efi cial with respect to energy savings. Reduced emis-sions were found to be of high importance as well.

2. SCHOOL CASE STUDY

The selected school object is a primary school “Vuk Karadzic” in Cacak, Serbia, which is located in a city park area (Figure 1a). The building has a total area of 4.236 m2, the external surfaces of the facade are 2.700 m2 and the facade window area is 487 m2.

The DesignBuilder simulation model presented in this paper represents a three-storey school building from Figure 1b.

The school is constructed of four layers external walls, with solid concrete ground fl oor and a clad with asbestos cement profi led sheet roof. The school com-prises the 24 classrooms, 6 toilets and 15 offi ce rooms (Figure 2). The construction and thermal properties of the base case school model are summarized in Table 1.

Internal gains from people and appliances were used through the software UK’s NCM database and classrooms and offi ces were assumed to use low en-ergy light bulbs. Based on the recommended comfort criteria for heating temperature set points have been considered in Table 2.

a. School case study

b. Simulation model Figure 1. - School case study and DesignBuilder sim-ulation model

a. Ground floor b. First and second floor

Figure 2. - School case study fl oor plans

202


3. SIMULATION SCENARIOS

The research presented here examined the effect of a range of single and combined retrofi tting. The term retrofi tting covers a range of adaptation to the building envelope (see Table 1 and 3) and it also looked at the pupil schedule infl uence study through two different user patterns defi ned such as full-time and part-time work. To consider the effect of boiler system effi cien-cy on heating energy consumption, three different ef-fi ciency measures have been used.

Computer simulation was used to assess the effec-tiveness of the retrofi tting and user behavioral change. DesignBuilder v3.2.0 has been used with the integra-tion of the EnergyPlus calculation engine [9]. The dynamic thermal simulations have been performed in the study, enabling monthly prediction of the ther-mal conditions and energy consumption in a build-ing model of an interactive calculation process. The

DesignBuilder was developed in the UK and adopted several UK building standards to simulate the energy consumption and CO2 emissions, and thermal condi-tions. DesignBuilder is the fi rst comprehensive user interface to the EnergyPlus dynamic thermal simula-tion engine with fully applying the calculation engine. DesignBuilder is approved by the UK government to generate an Energy Performance Certifi cate and its database is based on the UK’s National Calculation Method for construction, activity and schedule data.

This research has been focused on three sensitivity studies:

- Study A considers the effect of retrofi tting exter-nal wall insulation on heating energy consump-tion;

- Study B considers the effect of boiler system ef-fi ciency;

- Study C considers the effect of pupil schedule in-fl uence on total energy consumption.

ELEMENT DETAILS U-VALUE (W/m²K)

External Walls

Cement mortar (10 mm) Styropor expandable polystyrene (50 mm) Concrete (250 mm) Plasterboard (20 mm)

0.573

Roof Asbestos cement profiles, sheets with 150 mm insulation 0.390

Ground floor Uninsulated solid concrete floor 1.100 Internal partitions Concrete block with plasterboard (13 mm) each side 1.212 Windows Old wooden frame, double 3.187 Door Wooden 2.800 Ceilings Single layer 1.692 Glazing 44% of gross floor area 3.187 Boiler (natural gas) The seasonal efficiency of a boiler is 65% Schedule 7:00 am - –19:00 pm, "off" night and weekends

Table 1. - The school base case model construction and thermal properties

ROOMS HEATING NATURAL VNTILATION Classroom 20

22* Offices 21 Toilet 19

Rest of rooms 18-20 * Window ventilation commences when the room operative temperature reaches 22 °C.

Table 2. - Recommended comfort temperatures (°C)

RETROFITTING DESCRIPTION External insulation Adding external insulation to 80 mm to achieve U-value of 0.384 W/m²K Replacing boiler Replacing an old boiler to 82 % seasonal efficiency

External wall- Standard Adding external insulation to 120 mm to achieve U-value of 0.267 W/m²K. According to Decree on Energy Efficiency in Buildings in Serbia Umax=0.3 W/m²K (2011)

Boiler - Standard According to Decree on Energy Efficiency in Buildings in Serbia, gas fuel boilers, power over 100 kW, forced air draft, 88 % seasonal efficiency.

Table 3. - Modelled retrofi tting details

203


Table 3 shows the details of retrofi tting interven-tions and boiler replacement for simulation study A and B.

Table 4 shows the occupied hours for school in simulation study C. This simulation study C was only considered the infl uence on energy consumption by the different length of occupied hours.

4. RESULTS AN DISCUSSION

Dynamic simulations were carried out for the base case model based on Table 1 construction data in or-der to check model validation, then for the research interests based on Tables 3 and 4. The simulations predicted heating energy consumption and the results presented in subsequent sections showing the effect of the various simulation scenarios.

According to the single retrofi tting scenarios, in general, as increasing the energy effi ciency of the base model, total heating energy consumption is de-creased (Figure 3). As a result of simulation study A, it can be seen that if we added external insulation to 80mm/120mm, the heating energy consumption would be reduced by 14200/23300 kWh per year. The reduc-tion of heating energy for study B is almost the same as installing the fuel boiler with higher effi ciency for the case study school investigated. The most signifi -cant reduction is predicted when the base case school is refurbished to the Fuel Boiler Regulation standard and its heating demand is almost 27 % less than the base case.

Results of dynamical simulation of a combina-tion of retrofi tting scenarios show that heating energy consumption is decreased more than implementation of single scenarios (Figure 4). The most signifi cant reduction is predicted when the base case school is refurbished to the Decree on Energy Effi ciency in Buildings in Serbia and its heating demand is almost 30% less than the base case.

Figure 5 shows that the pupil schedule time infl u-ences on heating energy consumption in the case study school. It also considered various retrofi tting options with work time effect on heating energy consumption. In general, part-time school seems consuming almost 22 % less heating energy than full-time work. Retro-fi tting to the 2011 Building Regulation standards, the heating energy consumption difference between the full-time working and part-time working scenarios are decreased and the difference is up to 45%.

TIME-TABLE DESCRIPTION Full-time 07:00 ~ 19:00 Part-time 10:00 ~ 16:00

Table 4. - Occupied hours - pupil schedule

Figure 3. - Dynamical simulation studies: single A and B retrofi tting scenarios

BC Base case Scenario EI External insulation A EWS External wall - Standard A RB Replacing boiler B BS Boiler Standard B

Figure 4. - Dynamical simulation studies: combina-tion of A+B retrofi tting scenarios

BC Base case Scenario EI+RB External insulation + Replacing boiler A+B EWS+RB External wall - Standard+Replacing boiler A+B EI+BS External insulation+Boiler Standard A+B EWS+BS External wall - Standard+ Boiler Standard A+B

C

A+B

A+B+C

A+B

A+B+C

Figure 5. - Dynamical simulation study: combination of A+B+C retrofi tting scenarios

204


5. CONCLUSION

This paper considered the impact of retrofi t and pupil schedule infl uence on energy use. The research suggests that improving external wall insulation and replacing fuel boiler helped signifi cant heating energy reduction. The single most effi cient way to reduce the heating energy demand in analyzed case study is re-placement of old natural gas boiler with 65 % effi -ciency with new effi cient boiler with 82 % effi ciency. The most signifi cant way to reduce heating energy consumption is implementation of Building Energy standard. The results show that improving external wall insulation to achieve U=0.267 W/m2K and using of heating system with 88 % effi ciency heating energy consumption could be reduced up to 30 % for full-time pattern, and up to 45 % for part-time work.

Plenty of studies have considered the effect of im-proving fabrics’ thermal property on heating energy consumption and some provided strong evidences why we need to improve school’ energy effi ciency. However, even in objects that have achieved specifi c standards, the energy consumption may be dramati-cally different depending on the occupants’ energy use behavior, their lifestyle and any extensions or al-terations they make to the objects. More research is needed into the effects of pupil behavior and lifestyles on energy use which will allow for more targeted in-terventions to be applied.

ACKNOWLEDGEMENTS

The paper is a result of the research conducted within “Improvement of energy characteristics and quality of interior space in the buildings of educa-tional institutions in Serbia with the impact on health” project, which is funded by the Ministry of Education and Science of the Republic of Serbia; No. 42008 (2011-2014). Research area: Energetics and energy effi ciency.

REFERENCES

[1] Proietti, S., Desideri, U. Sdringola, P., Millucci, M., An energy saving solution applied to the fi -nal use of electrical and lighting systems of school buildings managed by Perugia Province, Interna-tional Journal of Energy and Environmental Engi-neering, ISSN: 2008-9163, 2(2), pp. 21-29, 2011.

[2] Dragićević, S., Stojković, S., Vasović, S., Evalua-tion of thermal and electric energy consumption in schools of Cacak region, Proceedings/15th Sym-posium on Thermal Science and Engineering of Serbia SIMTERM, ISBN 9789-86-6055-018-9, pp. 707-715, Soko Banja, Serbia, 18-21 October, 2011.

[3] Young, K.K., Altan, H., Using dinamic simulation for demonstarting the impact of energy consump-tion by retrofi t and behavioural change, Proceed-ings of BS2013, 13th Conference of International Building Performance Simulation Association, Chambery, France, August 26-28, pp. 2451-2457, 2013.

[4] Pe´rez-Lombard, L., Ortiz, J., Pout, C., A review of building energy consumption information, En-ergy and Buildings, 40, pp. 394–398, 2008.

[5] Dimoudi, A., Kostarela, P., Energy monitoring and conservation potential in school buildings in the C’climatic zone of Greece, Renewable Energy, 34, pp. 289–296, 2009.

[6] Hernandez, P., Burke, K., Lewis, J., Development of energy performance benchmarks and building energy ratings for non-domestic buildings: An ex-ample for Irish primary schools, Energy and Build-ings, 40, pp. 249–254, 2008.

[7] Airaksinen, M., Energy Use in Day Care Centers and Schools, Energies, 4, pp. 998-1009, 2011.

[8] Petrovic Becirovic, S., Vasic, M., Energy-effi cient refurbishment of public buildings in Serbia, Rehva Journal, pp. 40-44, December 2012.

[9] www.designbuilder.com

205


Radoslav RAKOVIĆ, Sanja PETROVIĆ BEĆIROVIĆEnergoprojekt-Entel a.d. Beograd

UDC:620.9 : 65.01

Energetski menadžment i energetska efi kasnost u zgradarstvu

REZIMEU ovom radu razmotrena je tematika primene energetskog menadžmenta u zgradarstvu. Prvo je

napravljen pregled odredaba standarda ISO 50001:2011 i aktuelne zakonske regulative u Srbiji po-svećene ovoj temi, a zatim je napravljen je presek aktuelnog stanja u ovoj oblasti u našoj zemlji. Na kraju, navedeni su praktični primeri aktivnosti i projekata orijentisanih ka unapređenju energetske efi kasnosti sa osvrtom na projekat poboljšanja energetske efi kasnosti javnih objekata (škola, bolnica i ustanova socijalne zaštite) u Srbiji i upravljanja potrošnjom električne i toplotne energije u poslov-noj zgradi Energoprojekta.Opisani projekti ukazuju da se kroz primenu adekvatnih mera energetskog menadžmenta mogu ostvariti značajna energetska i ekološka unapređenja, poboljšanje komfora ko-risnika i značajne fi nansijske uštede.

Ključne reči: Energetski menadžment, energetska efi kasnost zgrada, javni objekti, poslovne zgra-de

ENERGY MANAGEMENT AND ENERGY EFFICIENCY IN BUILDINGS

ABSTRACTThe paper addresses implementation of energy management in buildings. For the fi rst, ISO

50001:2011clauses and current Serbian legislation regulating the fi eld in question are reviewed, follo-wed by an overview of the current situation in the building sector in Serbia. Then, practical examples of activities and projects oriented towards energy effi cient refurbishment of public buildings (schools, hospitals and social care institutions) in Serbia as well as activities oriented towards rational use of electricity and heat in Energoprojekt business building.The projects described indicate that properly implemented energy management activities may result in signifi cant energy effi ciency and environmen-tal improvements as well as improvement of end-user comfort and considerable fi nancial benefi ts.

Key words: Energy management, energy effi ciency of buildings, public buildings, business buil-dings

UVOD

Buran industrijski razvoj u poslednja dva veka nere-tko je bio praćen nekontrolisanim iscrpljivanjem

neobnovljivih izvora energije i negativnim uticajem na životnu sredinu. Svest o tome postepeno je sazre-vala pa je u poslednje dve decenije na međunarodnom nivou promovisan princip „održivog razvoja“ čija se suština ogleda u tome da se razvoj ne zaustavlja, ali da se mora ostvarivati uz istovremeno obnavljanje onoga što predstavlja njegovu osnovu, kako bi se i u budućnosti mogao odvijati. Potreba da se u obavljanju

aktivnosti vodi računa ne samo o profi tu već i o zaštiti životne sredine i energetskoj efi kasnosti iskazana je i u sferi standardizacije, kroz standarde za menadžment zaštitom životne sredine ISO 14001:2004[1] i za energetski menadžment, prvo na evropskom (EN 16001:2009[2]), a zatim i na svetskom nivou (ISO 50001:2011[3]). Navedeni standardi tesno su pov-ezani tematikama kojima se bave, jer se kroz raciona-lan pristup potrošnji energije postiže bolja energetska efi kasnost, ostvaruju fi nansijske uštede, ali i smanjuje štetan uticaj na životnu sredinu [4]. Ipak, zadržani su kao posebni standardi, jer svaki od njih stavlja akcenat

206


na jedan segment problema - životnu sredinu, odnosno energetsku efi kasnost, što svedoči o složenosti prob-lema sa kojima se čovečanstvo suočava.

Poseban segment u problemu efi kasnog korišćenja energije predstavlja segment zgradarstva, iz dva ra-zloga. Prvi razlog zasniva se na procenama da ob-jekti namenjeni za stanovanje, poslovne zgrade i objekti druge, komercijalne namene učestvuju u uku-pnoj potrošnji energije sa oko 40% [5]. Drugi razlog odnosi se na činjenicu da se energetskoj efi kasnosti pomenutih objekata tokom dužeg perioda nije poklan-jala dovoljna pažnja, već je u prvi plan stavljen im-perativ snižavanja troškova izgradnje kako bi se u što kraćem vremenskom periodu zadovoljile narastajuće potrebe za novim objektima, što je neretko činjeno na račun neracionalnosti tih građevina sa stanovišta potrošnje energije i troškova eksploatacije, koji su za-tim padali na teret korisnika objekata. Ako se tome doda činjenica da je broj ovakvih objekata veoma ve-liki, jasno je da je učinjena ogromna šteta koju nije lako popraviti.

U ovom radu razmotrena je tematika primene en-ergetskog menadžmenta u sektoru zgradarstva. Prvo je napravljen pregled odredaba standarda ISO 50001 i aktuelne zakonske regulative u Srbiji posvećene ovoj temi. U nastavku je napravljen kratak presek aktu-elnog stanja u razmatranoj oblasti u našoj zemlji, da bi se zatim prikazali primeri relevantnih projekata na kojima je preduzeće Energoprojekt Entel a.d (u daljem tekstu: ENTEL) učestvovalo poslednjih godi-na - projekat poboljšanja energetske efi kasnosti javnih objekata (škola, bolnica i ustanova socijalne zaštite) u Srbiji i upravljanja potrošnjom električne i toplotne energije u poslovnoj zgradi Energoprojekta.

ENERGETSKA EFIKASNOST OBJEKATA U SVETLU STANDARDA I ZAKONSKE REGULATIVE

Standard ISO 50001:2011 je, kao i svi menadžment standardi, „generički“ tj. predstavlja „ključ za sve brave“, a to znači da je primenjiv na sve vrste organizaci-ja, nezavisno od njihove delatnosti ili veličine. Ovaj standard razmatra pitanje energetskog menadžmenta na globalnom nivou i ne bavi se pojedinačnim seg-mentima na direktan način. Međutim, u pojedinačnim odredbama standarda prepoznatljivi su elementi koji se mogu neposredno primeniti na sektor zgradarstva [3]:

• Na nivou izjave o politici u oblasti energetskog menadžmenta utvrđuje se obaveza organizacije je da obezbedi da se nabavljaju samo energetski efi kasna roba i usluge i da se u projektovanju vodi računa o poboljšanju energetskih perfor-mansi (tačka 4.3f).

• U delu koji se odnosi na planiranje, u tačkama 4.4.3-4.4.5 razmatra se preispitivanje ener-getskog stanja, formiranje početnog energetskog profi la (engl. energy baseline) koji predstavlja

osnovu za poređenje u budućnosti, a kroz tačku 4.4.5 posebno je istaknut značaj pokazatelja en-ergetskih performansi.

• U delu koji se odnosi na implementaciju i op-erativnu primenu, zahtevi iz tačaka 4.5.6 i 4.5.7 standarda posebno naglašavaju da su projek-tovanje postrojanja, opreme i sl. kao i nabavka energetskih usluga, proizvoda, opreme i energije od izuzetne važnosti za optimalno korišćenje en-ergije.

Na osnovu iznetog može se zaključiti da standard insistira na tome da se već u ranoj fazi planiranja i projektovanja objekata značajna pažnja mora posveti-ti njihovoj energetskoj efi kasnosti, jer sve naknadne aktivnosti teško mogu imati željeni efekat, a u fi n-ansijskom smislu su veoma zahtevne. Dakle, princip „bolje sprečiti nego lečiti” u punom smislu je primen-jiv i u ovoj oblasti, a ne samo u oblasti zdravlja za koju ga obično vezujemo.

Zakon o planiranju i izgradnji [6], kao osnovni za-kon koji reguliše izgradnju objekata, u svojoj osnovnoj verziji iz 2009. godine i kroz izmene i dopune koje su usledile 2011. i 2012. godine u osnovnim odredbama posvetio je pažnju energetskoj efi kasnosti, dok je za objekte visokogradnje uvedena obaveza izdavanja sertifi kata o energetskim svojstvima objekta koji čini sastavni deo dokumentacije koja se prilaže uz zahtev za izdavanje upotrebne dozvole.

Osnovnu zakonsku regulativu u oblasti energetske efi kasnosti čine dva zakona - Zakon o energetici [7] donet 2011. godine, čime je zamenjen prethodni za-kon iz 2004. godine i Zakon o efi kasnom korišćenju energije [8] koji je usvojen početkom 2013. godine - kao i dva podzakonska akta ([9],[10]) iz 2011. i 2012. godine koji su posvećeni energetskoj efi kasnosti zgra-da. Donošenje ključnih zakonskih dokumenta u krat-kom periodu od svega tri godine proisteklo je iz dva razloga:

• Republika Srbija je 2005. godine potpisala i 2006. godine ratifi kovala Ugovor o osnivanju Energetske zajednice Jugoistočne Evrope [11], iz čega su proistekle i odgovarajuće obaveze usklađivanja nacionalnog zakonodavstva u oblasti energetike sa zakonodavstvom EU.

• U sklopu ispunjavnja neophodnih uslova za sti-canje statusa kandidata za članstvo u EU Repub-lika Srbija je u toku 2011. godine sprovela čitav niz značajnih aktivnosti.

Zakonom o energetici [7] uređuju se ciljevi en-ergetske politike i način njenog ostvarivanja, uslovi za pouzdanu, sigurnu i kvalitetnu isporuku energije i energenata, uslovi za sigurno snabdevanje kupaca, uslovi za izgradnju novih energetskih objekata, uslovi i način obavljanja energetskih delatnosti, način orga-nizovanja i funkcionisanja tržišta električne energije i prirodnog gasa, prava i obaveze učesnika na tržištu, zaštita kupaca energije i energenata, način, uslovi i podsticaji za proizvodnju energije iz obnovljivih iz-

207


vora i kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije itd. Ključna namena ovog zakona odnosila se pre svega na harmonizaciju nacionalnog zakonod-avstva sa zakonodavstvom EU, jer je sam zakon kroz uređenje ove oblasti i podsticanje proizvodnje energi-je iz obnovljivih izvore više implicitno nego eksplicit-no uredio oblasti na liniji energetskog menadžmenta i energetske efi kasnosti.

Zakon o efi kasnom korišćenju energije [8] mnogo direktnije govori o energetskom menadžmentu i ener-getskoj efi kasnosti. Ovim zakonom uređuju se uslovi i način efi kasnog korišćenja energije i energenata (u daljem tekstu: energije) u sektoru proizvodnje, preno-sa, distribucije i potrošnje energije, politika efi kasnog korišćenja energije, sistem energetskog menadžmenta, označavanje nivoa energetske efi kasnosti proizvoda koji utiču na potrošnju energije, minimalni zahtevi energetske efi kasnosti u proizvodnji, prenosu i dis-tribuciji električne i toplotne energije i isporuci prirodnog gasa; fi nansiranje, podsticajne i druge mere u ovoj oblasti, kao i druga pitanja od značaja za prava i obaveze fi zičkih i pravnih lica u vezi sa efi kasnim korišćenjem energije.

Pod “energetskom efi kasnošću” (EE) u smislu ovog zakona podrazumeva se odnos između ostvarenog re-zultata u uslugama, dobrima ili energiji, i za to utrošene energije, a njeno poboljšanje ogleda se ili u smanjenju potrošnje energije za isti obim i kvalitet obavljenih aktivnosti i pruženih usluga ili u povećanju obima i kvaliteta obavljenih aktivnosti i pruženih usluga uz istu potrošnju energije. Ovim zakonom defi nisan je i energetski menadžment kao “sistem organizovanog upravljanja energijom koji obuhvata najširi skup reg-ulatornih, organizacionih, podsticajnih, tehničkih i drugih mera i aktivnosti, kao i organizovanog praćenja i analize proizvodnje, prenosa, distribucije i potrošnje energije, koje u okvirima svojih ovlašćenja, utvrđuju i sprovode organi državne uprave, organi jedinica lokalne samouprave i obveznici sistema energetskog menadžmenta. Korisnici energije u smislu potrebe poboljšanja energetske efi kasnosti po ovom zakonu su domaćinstva, zgradarstvo, industrija, komunalne usluge, saobraćaj itd, a sektori proizvodnje, prenosa i distribucije energije u smislu potrebe poboljšanja EE su proizvodnja i distribucija toplotne energije, proizvodnja, prenos i distribucija električne energije i isporuka prirodnog gasa i ostali sektori prenosa i dis-tribucije energije.

Zakon predviđa donošenje Strategije razvoja energetike Republike Srbije, programa njenog ostvarivanja kao i akcionih planova EE. Ono što je za predmet ovog rada značajno jeste činjenica da se ovi programi mogu odnositi na masovno uvođenje en-ergetski efi kasnih sijalica u domaćinstva, poboljšanje EE postojećih stambenih zgrada, poboljšanje EE u javnim objektima (školama, bolnicama, obdaništima, ustanovama socijalne zaštite stanovništva, zgradama državne uprave i zgradama državnih preduzeća)

itd. Zakonom su defi nisani subjekti energetskog menadžmenta i to Vlada, resorno ministarstvo, ob-veznici sistema energetskog menadžmenta, energetski menadžeri i ovlašćeni energetski savetnici.

Po ovom zakonu, predviđeno je da obveznik sistema energetskog menadžmenta imenuje ener-getskog menadžera iz reda stalno zaposlenih lica koje ispunjava uslove za obavljanje poslova energetskog menadžera tj. poseduje odgovarajuću licencu. Ener-getski menadžer ima obavezu da prikuplja i analiz-ira podatke o načinu korišćenja energije obveznika sistema, priprema programe i planove, predlaže mere koje doprinose efi kasnom korišćenju energije i učestvuje u njihovoj realizaciji, stara se o pripremi godišnjeg izveštaja i preduzima i druge aktivnosti i mere propisane zakonom.

Pravilnik o energetskoj efi kasnosti zgrada [9] bliže propisuje energetska svojstva i način izračunavanja toplotnih svojstava objekata visokogradnje, kao i energetske zahteve za nove i postojeće objekte. Pod energetskim svojstvima zgrade podrazumeva se „proračunata ili izmerena količina energije koja je potrebna kako bi bile zadovoljene energetske potrebe koje odgovaraju uobičajenom načinu korišćenja zgrade i koje uključuju pre svega energiju za grejanje, hlađenje, ventilaciju, pripremu sanitarne tople vode i osvetljenje”. Pravilnik predviđa izradu elaborata en-ergetske efi kasnosti koji je sastavni deo tehničke do-kumentacije koja se prilaže uz zahtev za izdavanje građevinske dozvole. U Prilogu 4 Pravilnika navedeni su tehnički zahtevi za postizanje energetske efi kasnos-ti zgrada. Potrebno je napomenuti da je ovaj Pravilnik u aktuelnoj verziji orijentisan prvenstveno na prob-lematiku potrošnje energije za grejanje objekata, dok se u budućim verzijama očekuje da će biti obuhvaćene i ostale vrste energije koje se koriste u objektima vi-sokogradnje, u prvom redu energija za klimatizaciju objekta, sisteme rasvete i rad različitih električnih uređaja.

Pravilnik o uslovima, sadržini i načinu izdavanja sertifi kata o energetskim svojstvima zgrada [10] poja-vio se 2011. godine, ali je u periodu od samo godinu dana doživeo izmene i dopune koje su dovele do izda-vanja potpuno novog dokumenta. Pravilnik se odnosi na tzv. „energetski pasoš zgrade” i propisuje da ovaj sertifi kat moraju imati sve nove zgrade, kao i posto-jeće zgrade koje se rekonstruišu, adaptiraju, saniraju ili energetski saniraju, sa izuzetkom grupe objekata koji su navedeni u čl. 7 ovog Pravilnika. Pomenuti do-kument može da izda samo posebno ovlašćena orga-nizacija. Pravilnikom su predviđena tri oblika „ener-getskog pasoša” - za stambene zgrade (sa jednim ili više stanova), nestambene zgrade (upravne i poslovne zgrade, zgrade namenjene obrazovanju i kulturi, zdra-vstvu i socijalnoj zaštiti, sportu i rekreaciji, turizmu i ugostiteljstvu, trgovini i uslužnim delatnostima) i zgrade druge namene koje koriste energiju. Uveden je pojam energetskog razreda zgrade, kao pokazatelj

208


energetskih svojstava zgrade. Defi nisano je ukupno 8 energetskih razreda zgrada, od A+, A, B, C, D, E, F do G, gde je A+ najpovoljniji a G energetski najnepovo-ljniji razred. Nove zgrade moraju biti izvedene tako da ispunjavaju kriterijume bar za energetski razred C. Predmetni Pravilnik takođe defi niše „odgovornog inženjera za energetsku efi kasnost zgrada” (odgovor-ni inženjer EE) kao lice koje izrađuje elaborate, vrši energetski pregled i učestvuje u energetskoj sertifi ka-ciji zgrada i koji poseduje licencu za pomenute aktiv-nosti koja podleže istom režimu dodele i oduzimanja kao licenca za odgovornog urbanistu, projektanta iz-vođača radova i planera.

AKTUELNO STANJE ENERGETSKOG MENADŽMENTA U SRBIJI

U našim uslovima, planiranje energetskih potreba i korišćenje energenata je trenutno takvo da se jedina dobra vest odnosi na činjenicu da postoji ogroman prostor za poboljšanje. Sve do donošenja pomenutog Zakona o efi kasnom korišćenju energije početkom 2013. godine nije postojalo jasno opredeljenje za sisteme energetskog menadžmenta, postojale su dileme da li je to nama potrebno, bilo iz razloga da li mi to sebi možemo priuštiti, jer je to „za one koji ima-ju mnogo novca”, bilo zato što se u tom video dodatni pritisak na našu zemlju i nametanje dodatnih obaveza. O aktuelno lošem stanju u sektoru zgradarstva svedoči nekoliko činjenica:

• Većina objekata u Srbiji građena je 1970-tih i 1980-tih godina, po pravilu sa betonskom kon-strukcijom i zidovima od cigle i betona, bez termičke izolacije, sa dosta fasadnih otvora (vra-ta, prozori, itd)

• Objekti koji su građeni u periodu 1991-2011 u 56% slučajeva nemaju izolaciju fasadnih zidova. U slučajevima kada izolacija fasadnih zidova postoji, u 53% slučajeva debljina iznosi svega 5 cm, a samo u 20% slučajeva 8 cm ili više

• Grejanje objekata uglavnom se realizuje preko kotlarnica na ugalj ili mazut, u okviru kojih su instalisani dotrajali kotlovi loših radnih per-formansi, cevi su po pravilu bez izolacije, upravljačka oprema po pravilu ne radi, dok ven-tili na radijatorima po pravilu ne funkcionišu

• Potrošnja primarne energije po svakom US dola-ru bruto društvenog proizvoda u Srbiji, prema podacima Svetske banke iz 2012. godine, bila je značajno veća u odnosu na zemlje EU - 13 puta veća u odnosu na Nemačku, 10 puta u odnosu na Francusku, 5 puta u odnosu na Sloveniju, a 2 puta u odnosu na Rumuniju

• Krajem 2012. godine u Srbiji su postojale svega dve organizacije sertifi kovane po sistemu ener-getskog menadžmenta, jedna u proizvodnom sektoru i jedna u sektoru usluga

• Značajna zakonska regulativa iz oblasti ener-getike, energetskog menadžmenta i energeteske

efi kasnosti u Srbiji doneta je u periodu 2011-2013, dakle nedavno, i do njene pune primene biće potrebno dosta vremena, jer to nije oblast u kojoj se promene mogu dešavati brzo. U Bu-garskoj je ta vrsta zakonodavstva doneta desetak godina ranije tako da su već 2005. godine pr-ezentovani prvi rezultati poboljšanja energetske efi kasnosti u zgradarstvu koji su se odnosili kako na nove tako i na postojeće objekte. Pored toga, zakonodavni organi već su nagovestili da će važeći podzakonski akti u skorije vreme biti izmenjeni i dopunjeni, tako da zakonodavstvo još uvek nije zaokruženo.

U toku 2010 godine donet je još jedan značajan dokument - prvi nacionalni akcioni plan energetske efi kasnosti u zgradarstvu za period 2010-2018 [12]. Ovim dokumentom predviđeno je da do 2018. sektor zgradarstva doprinese sa 9% sveukupnom smanjenju potrošnje fi nalne energije u Srbiji. Vreme će pokazati u kojoj meri će ovaj plan biti realizovan, ali iskust-va do sada ukazuju da planovi neretko predstavljaju više spisak „lepih želja” nego dokumente utemeljene na realnim pretpostavkama, pre svega na planu insti-tucija koje bi trebalo da ih sprovode, ali i resursa koji te planove podržavaju - ljudskih, materijalnih i fi nan-sijskih.

ENERGETSKI MENADŽMENT U AKTIVNOSTIMA ENTEL-A

Preduzeće ENTEL uspostavilo je svoj integri-sani sistem menadžmenta (IMS) koji se sastoji iz pet sistema menadžmenta [13], od kojih je jedan sistem energetskog menadžmenta (EnMS). Opredeljenje preduzeća za uspostavljanje EnMS proisteklo je iz činjenice da ENTEL svoju delatnost dominantno obavlja u energetskom sektoru. U prvom koraku, u toku 2010. godine uspostavljen je EnMS prema stan-dardu EN 16001:2009, koji je sertifi kovan polovinom 2011. godine, a u toku juna 2012 izvršen je prelazak na standard ISO 50001:2011. Identifi kovane su tri oblasti tj. grupe aspekata u kojima ENTEL ima uticaja na en-ergetsku efi kasnost - kroz izradu projektne dokument-acije, kroz sprovođenje nadzora nad izgradnjom i kroz konkretne mere u sopstvenim radnim prostorima[14]. U primeni EnMS, posebno u identifi kovanju merljivih kriterijuma, ENTEL se suočio sa teškoćama koje su se ogledale u tome da u prva dva navedena segmenta preduzeće nije glavni nosilac aktivnosti već se njegova uloga ogleda u predviđanju pojedinih mera kroz pro-jektnu dokumentaciju (za čije sprovođenje je odgov-oran investitor), odnosno praćenju realizacije mera koje je predvideo i sprovodi glavni izvođač radova, uz ukazivanje na eventualne propuste. Izrazitiju kontrolu ENTEL ima samo u sprovođenju konkretnih mera u sopstvenim radnim prostorima, mada ni to nije u pot-punosti tako s obzirom da je poslovna zgrada prostor koji ENTEL koristi zajednički sa ostalim preduzećima sistema Energoprojekt, pa je manevarski prostor za

209


konkretne aktivnosti ograničen i zahteva koordinaciju sa drugim preduzećima u sistemu.

U nastavku su data dva primera koji ilustruju pri-menu EnMS u ENTEL-u, koji se odnose na oblast zgradarstva.

Primer 1: Poboljšanje EE javnih objekata u SrbijiProjekat poboljšanja energetske efi kasnosti javnih

objekata u Srbiji, pre svega škola, bolnica i ustanova socijalne zaštite - SEEP (engl. Serbian Energy Effi -cient Program) fi nansiran je od strane Vlada Repub-like Srbije pomoću sredstava obezbeđenih iz kredita Svetske banke (oko 49 miliona USD), pri čemu je uloga administratora projekta bila dodeljena Agenciji za energetsku efi kasnost Republike Srbije, dok su ko-risnici kredita bili Ministarstvo zdravlja, Ministarstvo prosvete, odnosno Ministarstvo rada i socijalne poli-tike Republike Srbije. Za glavnog konsultanta na pro-jektu, zaduženog za sprovođenje energetskih analiza, predlaganje mera poboljšanja energetske efi kasnosti razmatranih objekata, pripreme tenderske dokumen-tacije, izbor najpovoljnijeg izvođača sa aspekta zado-voljenja postavljenih tehničkih zahteva, kao i nadzor nad primenom odabranih mera bio je izabran Konzor-cijum koji su sačinjavali fi rma BDSP Partnership Ltd, i Energoprojekt. Kao osnovni ciljevi projekta identi-fi kovani su [15]:

• Povećanje EE javnih objekata u Srbiji• Poboljšanje uslova komfora krajnjih korisnika• Podizanje svesti korisnika o potrošnji energije i

njihovo motivisanje za ostvarivanje daljih ener-getskih ušteda.

Projekat se odvijao u dve faze ([15],[16]). Prva faza, SEEP1, realizovana u periodu 2004-2008, i obuhvatila je 28 javnih objekata (16 škola i 12 bol-nica), dok je druga faza, SEEP2, realizovana u peri-odu 2009-2012. godine, obuhvatila poboljšanje ener-getske efi kasnosti na ukupno 62 javna objekta u Srbiji (28 škola, 29 bolnica i 5 ustanova socijalne zaštite). Za svaki od objekata inicijalno je sprovedena anali-za postojećeg stanja sa aspekta potrošnje toplotne energije, kako bi se formirao predlog primene opti-malnog paketa energetskih mera. Nakon odobrenja predloženog paketa mera poboljšanja EE za svaki od objekata obuhvaćenih projektom od strane nadležnog ministarstva, pripremljena je odgovarajuća tenderska i projektna dokumentacija (idejni ili glavni projekat, sa opisom odabranih mera EE), kako bi se nakon toga izvršio izbor najpovoljnijih izvođača radova. Real-izacija planiranih radova sprovođena je uz stručni na-dzor Konzorcijuma BDSP-Energoprojekt.

Mere povećanja energetske efi kasnosti obuhvatile su:

• Poboljšanje termičkih karakteristika građevinskog omotača objekta (zamena dotrajale fasadne sto-larije i bravarije, termička izolacija fasadnih zi-dova, termička izolacija ravnog ili kosog krova)

• Poboljšanje rada grejnog sistema objekta (ugrad-nja omekšivača vode, zamena postojeće ili post-

avljanje nove termičke izolacije razvodnih / pov-ratnih cevovoda, termička izolacija parovoda, zamena radijatorskih ventila, balansiranje gre-jnog sistema, zamena vrste korišćenog goriva uz izgradnju nove kotlarnice)

• Poboljšanje sistema osvetljenja objekta (opšta rasveta, dopunska rasveta tabli, rasveta ulaza, „panik“ rasveta).

Kvantifi kovanje energetskih ušteda postignutih primenom mera poboljšanja EE sprovedeno je me-renjem potrošnje toplotne energije pre i posle primene navedenih mera u svakom od objekata. Kalorimetri i data logeri (kojima su merene temperatura i vlažnost vazduha u unutrašnjosti objekta) instalisani su na odgovarajuće odabranim mestima u kotlarnicama / toplotnim podstanicama i prostorijama objekata. Spoljašnji ambijentalni uslovi, u prvom redu temper-atura i vlažnost vazduha, takođe su mereni pomoću data logera postavljenih na odgovarajuće odabranom fasadnom zidu objekta.

Shodno dobijenim i obrađenim rezultatima meren-ja, na slici 1 prikazane su ostvarene godišnje uštede u potrošnji toplotne energije, odnosno godišnje uštede u emisiji CO2 (proračunate na bazi izvršenih me-renja, a u skladu sa ostvarenim uštedama u potrošnji korišćenog energenta) po pojedinim grupama objekata obuhvaćenih drugom fazom projekta, tzv. SEEP2 pro-jekat ([15],[16]). Sa slike 1 može se videti da je postig-nuta prosečna ušteda u potrošnji toplotne energije od 47%, a da je ostvareni efekat u pogledu emisije CO2 na nivou smanjenja od 48%. Ovome treba dodati da su analize pokazale da je, za diskontnu stopu od 6%, period povraćaja sredstava u proseku 10,1 godina (za škole 13 godina, u zdravstvenim ustanovana 8,8 a u ustanovama socijalne zaštite 6,4 godina), što se može smatrati prihvatljivim imajući u vidu veoma loše početno stanje renoviranih objekata, naročito kada su u pitanju obrazovne ustanove, koje je zahtevalo sprovođenje određenih pripremnih i pomoćnih ak-tivnosti kako bi se stvorili uslovi za adekvatnu pri-menu predloženih mera EE.

Ono što se nije moglo kvantitativno izraziti svaka-ko su efekti koji su ostvareni u poboljšanju uslova rada u ovim objektima koje su najneposrednije osetili korisnici tih objekata, kao i razvijanje svesti kod ljudi širom Srbije o potrebi racionalne upotrebe energije i o činjenici da se često relativno malim ulaganjima mogu postići značajni energetski, a samim tim i fi nansijski efekti. Veoma je važno napomenuti i da je u okviru razmatranog projekta izgrađeno gasno postojenje za kombinovanu proizvodnju toplotne i električne en-ergije u Kliničkom centru Srbije u Beogradu, čime je omogućena zamena čak 19 individulanih kotlarnica na ugalj i tečno gorivo koje su se do tada koristile za podmirivanje energetskih potreba jednog od najvećih zdravstvenih centara u Srbiji, lociranog u samom cen-tru glavnog grada.

210


Primer 2: Upravljanje potrošnjom električne i top-lotne energije u poslovnoj zgradi EP

Već je ukazano da ni u trećem segmentu svog de-lovanja - sopstveni poslovni prostor - ENTEL nije u potpunosti samostalan jer je poslovna zgrada prostor koji ENTEL koristi zajednički sa ostalim preduzećima sistema Energoprojekt (EP), pa je za konkretne aktiv-nosti potrebna koordinacija sa drugim preduzećima u sistemu. Zato je još 2010. godine pokrenuta inicijativa za formiranje Koordinacionog tela za menadžment si-steme na nivou sistema (KT IMS). Ovo telo formirano je početkom 2011. godine i u proteklom periodu inten-zivno je radilo na uspostavljanju sistema menadžmen-ta u preduzećima sistema. Jedna od aktivnosti koordi-nacionog tela bila je orijentisana i na analizu potrošnje električne energije, vode i toplotne energije na nivou poslovne zgrade (s obzirom da su merači potrošnje jedinstveni za celinu objekta). Izvršena je analiza za četvoriogodišnji period 2008.-2012. godine, na os-novu podataka fi nansijske službe EP-Holding, a zatim je nastavljeno sa praćenjem ovih elemenata i u 2013. godini.

U Tabeli 1 prikazani su rezultati praćenja potrošn-je toplotne i električne energije po sezonama, od 1.10. jedne do 30.09. naredne godine. Opredeljenje za prikaz po sezonama proisteklo je iz činjenice da

se potrošnja toplotne energije za period grejne sezone (oktobar - mart) iskazuje kroz stanje odgovarajućih merača na podstanicama, a u ostalim mesecima utv-rđuje se akontativno, što je predmet obračuna na kraju grejne sezone. Da bi se poređenje moglo obaviti što korektnije, potrošnja električne energije iskazana je za isti period. Iz tabele se vidi sledeće:

• Potrošnja električne energije kretala se u grani-cama od 6,15 do 6,78 MWh, sa prosekom 6,54 MWh po sezoni, a toplotne energije od 2,00 do 4,22 MWh, sa prosekom od 3,14 MWh po se-zoni.

• Ukupna količina energije (toplotne i električne) utrošene u objektu kreće se od 8,68 do 11,00 MWh, sa prosekom 9,68 MWh po sezoni, odnos-no kreće se u rasponu od 746 do 946 toe, odnosno u proseku 825,76 toe po sezoni

Iako se prema nekim razmatranjima predlaže da svi objekti koji troše preko 1000 toe moraju da ima-ju imenovenog energetskog menadžera u smislu od-redaba Zakona o efi kasnom korišćenju energije, KT IMS će, nakon analize podataka u potrošnji električne i toplotne energije za 2013. godinu pokrenuti inicija-tivu pred nadležnim organima sistema EP da se ova funkcija uspostavi bez obzira na to da li će zakonskim odredbama organizacija biti u obavezi da to učini ili

ne, jer se procenjuje da će oče-kivani efekti značajno prevazići troškove potrebne za obuku i lični dohodak lica koje bi bilo postavljeno na navedenu funk-ciju.

ZAKLJUČAK

U ovom radu razmotrena je tematika primene energetskog menadžmenta u zgradarstvu, kroz sagledavanje odredaba

a) Toplotna energija b) Emisija CO2

Slika 1. - Postignute uštede u projektu SEE2 ([15],[16])

Toplotna Elektri na UKUPNO UKUPNO Sezona kWh kWh kWh toe* 2008/09 2007613 6673206 8680819 746,42 2009/10 3291477 6591129 9882606 849,75 2010/11 3295953 6492060 9788013 841,62 2011/12 4217631 6784000 11001631 945,97 2012/13 2863753 6150000 9013753 775,04

Tabela 1. - Potrošnja energije u poslovnoj zgradi EP

* 1 toe (tona ekvivalentne nafte) = 11630 kWh

211


standarda ISO 50001, aktuelne zakonske regulative u Srbiji posvećene ovoj temi i aktuelnog stanja u ra-zmatranoj oblasti u našoj zemlji. Ukazano je na pri-mere projekata koji mogu poboljšati stanje energetske efi kasnosti u Srbiji i to kroz sagledavanje najvažnijih aspekata projekta poboljšanja energetske efi kasnosti javnih objekata (škola, bolnica i ustanova socijalne zaštite) i upravljanja potrošnjom električne i toplotne energije u poslovnim objektima (na primeru poslovne zgrade Energoprojekta). Može se zaključiti da je ak-tuelno stanje u oblasti energetske efi kasnosti još uvek daleko od zadovoljavajućeg i da je pred svim segmen-tima društva - državnim organima, privrednim organi-zacijama i pojedincima u njihovim domaćinstvima - složen zadatak sagledavanja i primene onih mera koje su ekonomski opravdane u okruženju u kome deluju. Da bi se stanje bitnije promenilo potrebno je mnogo svesti, posvećenosti, znanja, napora i ulaganja da bi se osetili pozitivni pomaci. Dobra vest je da na razma-tranom planu postoji ogroman prostor za poboljšanje.

LITERATURA

[1] ISO 14001:2004 Environmental Management Systems, Requirements with guidance for use

[2] EN 16001:2009, Energy Management Systems, Requirements with guidance for use

[3] ISO 50001:2011, Energy Management Systems, Requirements with guidance for use

[4] Raković R: „Sistemi energetskog menadžmenta prema EN 16001 / ISO 50001 - suština i aspekti primene” (Časopis Energetika, ekonomija, eko-logija, Broj 1-2, Godina XIV, Mart 2012, str. 80-86)

[5] Directive 2010-31-EC on the energy performan-ce of buildings, Offi cial Journal of the European Union, L153/13 (2010)

[6] Zakon o planiranju i izgradnji (SGRS 72/09, 81/09, 24/11, 121/2012)

[7] Zakon o energetici (SGRS 57/2011, 93/12, 124/12)

[8] Zakon o efi kasnom korišćenju energije (SGRS 25/13)

[9] Pravilnik o energetskoj efi kasnosti zgrada (SGRS 61/11)

[10] Pravilnik o uslovima, sadržini i načinu izdavan-ja sertifi kata o energetskim svojstvima zgrada (SGRS 69/12)

[11] Zakon o ratifi kaciji Ugovora o osnivanju energet-ske zajednice između Evropske zajednice i Alba-nije, Bugarske, BiH, Hrvatske, Makedonije, Crne Gore, Rumunije, Srbije i Privremene misije UN na Kosovu u skladu sa Rezolucijom 1244 SB UN (SGRS 62/06)

[12] First National Energy Effi ciency Action Plan in the Building Sector 2010-2018 for the Republic of Serbia (Ministry of Mining and Energy, March 2010, , www.wea-invi.com)

[13] Dokumenti integrisanog sistema menadžmenta preduzeća Energoprojekt Entel a.d.

[14] Raković R, Grujić J, Petrović-Bećirović S: „Neki aspekti praktične primene sistema energetskog menadžmenta” (Časopis Energetika, ekonomija, ekologija, Broj 1-2, Godina XV, Mart 2013, str. 49-56)

[15] Petrović-Bećirović S, Vasić M: „Energy-Effi cient refurbishment of public buildings in Serbia” (REHVA Journal, Vol .49, Issue No 6, December 2012, pp 40-44)

[16] Petrović-Bećirović S, Vasić M: „Methodology and results of Serbian Energy-Effi ciency Re-furbishment Project”, Energy and Buildings, 62 (2013), pp 258-267

212


Ivan NAJDENOVTopionica i rafi nacija bakra, Bor, Srbija

Gordana KOKEZA, Karlo T. RAIĆTehnološko-metalurški fakultet, Univerzitet u Beogradu, Srbija

Zoran ODANOVIĆInstitut za ispitivanje materijala, Beograd, Srbija

UDC: 669.35.003/004 : 62.31

Tehno-ekonomski aspekti smanjenja potrošnje energije uvođenjem autogenog postupka topljenja bakra

-na primeru Topionice bakra u Boru-SAŽETAKOvaj rad predstavlja uporednu analizu potrošnje energije u proizvodnji bakra “standardnim”

postupkom (prženje u fl uosolid reaktoru i topljenje u plamenoj peći) u topionici bakra u Boru sa savremenim autogenim postupcima topljenja. Za analizu je korišćena orginalna metodologija koja podrazumeva da su svi oblici utrošene energije svedeni na primarnu energiju ili na isti oblik, tj. na ekvivalent energije procesa (EEP) sirovina i procesnih materijala. Takođe su bilansirani i ekvivalenti energije procesa i nus proizvoda (vodena para, toplotna energija). U cilju kompletiranja potrošnje svih oblika energije koji nastaju u proizvodnji bakra, dati oblici energije svedeni su i na uslovno gorivo (ekvivalent uglja=29,3 MJ/kg). U radu je razmatrana i zamena zastarele tehnologije odgovarajućom autogenom tehnologijom topljenja, čime se doprinosi optimizaciji potrošnje energije, modernizaciji procesa, kao i većoj proizvodnji bakra u RTB-u Bor. Na taj način se zaključuje da se snižavanjem troškova energije, koji imaju znatno učešće u ukupnim troškovima, može bitno unaprediti efi kasnost i konkurentnost predloženog procesa topljenja bakra.

Ključne reči: metalurgija bakra, potrošnja energije, ekvivalent energije procesa (EEP), uslovno gorivo, “standardni“ postupak topljenja, autogeno topljenje.

ABSTRACTThis work presents comparative analysis of energy consumption in copper production by “stan-

dard” treatment (roasting in fl uo-solid reactor and melting in reverberatory furnace) in Melting Plant in Bor with modern autogenous procedures. All forms of expended energy are reduced to primary en-ergy or to the same energy form, i.e. to energy equivalent of process (EEP), raw material and process material, and also, energy equivalent of process and waste products (water vapour, thermal energy and similar) are balanced. To complete all energy generating products consumption in copper pro-duction, they are reduced to conditional fuel (coal equivalent=29,3 MJ/kg). It can be concluded that energy cost has large participation in the total costs, and effi cient and competition of the process could be impruved with reduction of that costs.

Key words: Copper metallurgy, energy consumption, energy equivalent of process, conditional fuel, “standard” treatment of melting, autogenous melting.

UVOD

Tehnološki postupci za proizvodnju bakra dele se na pirometalurške i hidrometalurške. Pirometalurški

postupci za proizvodnju bakra mogu se klasifi kovati na autogene (topljenje u lebdećem stanju i topljen-je u rastopu) i “standardne” (topljenje u plamenoj peći, elektro peći, šahtnoj peći). Prema podacima ICGS za 2012. godinu ovi postupci primenjuju se u 78 % slučajeva svetske proizvodnje bakra, dok su

hidrometalurški postupci zastupljeni sa 22 procenta.[1]

“Standardni” proces za preradu sulfi dnih bakar-nih koncentrata karakteriše se time što obuhvata fazu prženja u kojoj se oslobađa i nepovratno gubi velika količina toplote, dok naredna faza topljenja zahte-va potrošnju velike količine dodatne skupe toplote (korišćenjem energenata kao što su: nafta, mazut, ugalj ili prirodni gas). Zbog toga su navedeni postupci

213


za proizvodnju bakra postali neekonomični. Ovome bi trebalo dodati i ostale nepovoljne trendove, kao što su nagli porast cene energenata u svetu i rigorozni zakoni o zaštiti životne sredine. Dati trendovi u svet-skoj proizvodnjih bakra uticali su sredinom prošlog veka da se razviju i primene modernija i racionalni-ja tehnološka rešenja u procesu proizvodnje bakra, koji se baziraju na principima autogenosti topljenja, tj. korišćenja hemijske energije sumpora iz sulfi dnih bakarnih koncentrata. Za autogeno topljenje bakarnih koncentrata najveći deo toplote se dobija na račun egzotermnih reakcija sulfi da gvožđa i bakra: pirita (FeS2) i halkopirita (CuFeS2).[2,3,4,5] To znači da sadržaj sulfi dne komponente u koncentratima bakra defi niše parametre oksidacionog agensa, i to: ste-pen obogaćenja vazduha kiseonikom, temperaturu obogaćenog vazduha i količinu dopunskog goriva.[3] Sulfi di imaju veoma visoku hemijsku energiju koja bi trebalo maksimalno da se iskoristi u procesu topljenja koncentrata bakra. Na taj način bi se smanjili troškovi korišćenja dodatne energije u vidu uglja ili gasa, a unapredila bi se i ekonomija celokupnog tehnološkog procesa.[6]

Dalji razvoj pirometalurških procesa zasnovan je na autogenosti topljenja, koji polazi od zahteva de se pojedine faze prerade objedine (prženje, topljenje, konvertorovanje), da bi se ostvarili sledeći ciljevi: [7]

• efi kasnije korišćenje hemijske energije koncen-trata i smanjenje specifi čne potrošnje goriva,

• maksimalna ekološka zaštita okoline i proizvodnja gasa sa visokim sadržajem SO2 u cilju proizvodn-je sumporne kiseline,

• visoko iskorišćenje bakra i plemenitih metala.U tehnološkom pogledu navedeni procesi razlikuju

se po načinu sagorevanja sulfi da i po načinu topljenja.[7] Danas postoje dva dominantna načina sagorevan-ja i topljenja sitnozrnih bakarnih koncentrata. To su: topljenje u lebdećem stanju (plamenu) i topljenje u tečnom kupatilu (rastopu).

1. PRIMENJENA METODOLOGIJA

Svi oblici utrošene energije svedeni su na primarnu energiju ili na isti oblik energije, odnosno na ekviva-lent energije procesa (EEP), sirovina i procesnih ma-terijala. Pri tome, bilansirani su i ekvivalent energije proizvoda i nusproizvoda (vodena para, toplotna energija). Autori predlažu da se u proizvodnji bakra i procesnih materijala u topionici u Boru kao kriteri-jum za ocenu energetske efi kasnosti, osim stepena iskorišćenja energije, koristi i ekvivalent energije pro-cesa i proizvoda, obračunavajući i utrošenu energiju za proizvodnju, transport i eksploataciju energenata, procesnih materijala i sirovine. Radi kompletiranaja potrošnje energenta u proizvodnji bakra, energenti su svedeni i na uslovno gorivo (coal equivalent=29,3 MJ/kg).[8,9,10,11] Svođenje na uslovno gorivo

(ekvivalent uglja) izvršeno je zbog činjenice da je ugalj strateško gorivo, kao i zbog znatnih rezervi ovog energenta u svetu, koje su u 2011. god. iznosile 869 biliona tona. Takođe, bitno je podsetiti i na veliku proizvodnju i potrošnju ovog energenta, koje su bile na približnom nivou od oko 7500 miliona tona u 2011. godini.[12]

Primenjujući metodologiju svođenja energenata na ekvivalent energije procesa (EEP) i uslovno gorivo u proizvodnji anodnog bakra urađena je i uporedna analiza potrošnje energenata po fazama procesa proiz-vodnje između “standardnog” postupka topljenja u plamenim pećima sa savremenim autogenim postup-cima.

Proizvodnja bakra u Topionici u Boru odvija se po, konvencionalno nazvanom, “standardnom” postup-ku. U Topionici bakra u Boru ostala je u radu jedna tehnološka linija koja obuhvata sledeće agregate: fl uo-solid reaktor za prženje šarže, plamenu peć za topljenje prženca koja se loži ugljenim prahom. Konvertovanje bakrenca se izvodi u Pierce Smith konvertorima, a plamena rafi nacija u anodnim pećima.[2] Godišnji ka-pacitet prerade koncentrata iznosi 300000 t.

2. POLAZNI PODACI UZETI ZA ANALIZU POTROŠNJE ENERGIJE “STANDARDNIM“ POSTUPKOM

Polazne pretpostavke za analizu potrošnje energije »standardnim« postupkom su sledeće:

• ekvivalent energije za suvi koncentrat iznosi 115 MJ/t[11], dok ekvivalent energije za proiz-vodnju kvarcnog peska koji se dodaje prilikom formiranja šarže i u procesu konvertorovanja iznosi 116 MJ/t[11].

• električna energija za pogon kranova, duvalj-ki, kompresora za instrumentalni i tehnološki vazduh, ventilatora i ostalih uređaja je svedena na primarnu energiju, i pri tom je korišćen odnos 11 MJ/kWh, tj. uzeto je da stepen iskorišćenja termoelektrane iznosi 0,33.[11]

• donja toplotna moć uglja za loženje plamene peći je 26 MJ/kg, mazuta koji se koristi za loženje anodnih peći iznosi 41,5 MJ/kg, lakog tečnog goriva 43 MJ/kg, a bukovog drveta za redukciju (polovanje) blister bakra 10 MJ/m3.

• energija pare proizvedene u utilizacionim parnim kotlovima plamene peći, iznosi 2,87 MJ/kg, a energija pare koja se isporučuje pogonu za elektrolitičku rafi naciju za grejanje elektrolita iznosi 2,66 MJ/kg.[11]

• za proračun i svođenje potrošnje energije važe sledeći odnosi: 4,01 t suvog koncentrata/t anod-nog bakra, 1,35 t sumporne kiseline/t anodnog bakra,1,02 t blister bakra/t anodnog bakra i 0,83 t katodnog bakra/t anodnog bakra.

214


2.1. Izračunavanje ekvivalenta energije procesa prženja bakarnog koncentrata “standardnim“ po-stupkom

Ekvivalent energije procesa prženja šarže u fl uo-solid reaktoru (EEP), prikazan je u tabeli 1. Električna energija u procesu prženja troši se za rad duvaljki, ele-ktromotora i pumpi za vodu (hlađenje reaktora i sprej kula), a proizvedena para iz procesa topljenja u pla-menim pećima koristi se za rad fl uosila na reaktoru i grejanje vodovodne instalacije u zimskom periodu.

Ekvivalent energije prženja šarže u fl uosolid reak-toru (EEP) iznosi 275 MJ/t suvog koncentrata, odno-sno 1103 MJ po toni anodnog bakra (37,6 kg uslovnog goriva/t anodnog bakra).

2.2. Izračunavanje ekvivalenta energije procesa topljenja prženca u plamenoj peći “standardnim” postupkom

Za određivanje ekvivalenta energije procesa (EEP) za topljenje prženca na plamenoj peći uzeti su sledeći polazni podaci: kapacitet topljenja 800 t suvog kon-centrata na dan, potrošnja uglja 142 kg/t suvog kon-centrata, sadržaj bakra u bakrencu 40 %, temperatura prženca 620 °C, temperatura vazduha za sagorevanje goriva 220 °C.[13] Vazduh za sagorevanje goriva nije obogaćen kiseonikom. Ekvivalent energije procesa (EEP) za plamenu peć, za navedene uslove, prikazan je u tabeli 2.

Proizvedena para iz utilizacionog parnog kotla se koristi za sledeće potrebe u Topionici: grejanje primar-nog vazduha mlinova za ugalj (do 80 ºC), predgrevanje sekundarnog vazduha (350 ºC), grejanje rezervoara za

mazut (anodna peć) kao i svih pratećih vodova za ma-zut, grejanje vodovodne instalacije sprej kule (zimski period), za pražnjenje fl uosila na reaktoru.

Električna energija se u procesu topljenja koristi za rad duvaljke, mlinova za mlevenje uglja (dve grupe), sekundarni ventilator mlinova i napojne pumpe za rad utilizacionog parnog kotla.

2.3. Izračunavanje ekvivalenta energije procesa konvertovanja bakrenca “standardnim” postupkom

Proces konvertovanja bakrenca odvija se u Pier-ce-Smith konvertorima. Uklanjanje železa se vrši dodavanjem kvarcnog topitelja i pri tom se formira fajalitna šljaka (FeO·SiO2) koja sadrži 3-5 procenata bakra. Energija koja se troši u rudarstvu za proizvodn-ju kvarcnog peska i za njegov transport do konvertora iznosi 116 MJ po toni topitelja.

Sam proces konvertovanja bakrenca je izrazito eg-zoterman i omogućava korišćenje sekundarne (otpad-ne) toplotne energije. Gasoviti produkti odnose i do 35 % unete energije.[2,14] Konvertorski gasovi koji sadrže 3 %-5 % SO2 prethodno se moraju ohladiti i prečistiti u elektrofi lteru, a zatim preko duvaljke se usmeravaju u mešnu kulu gde se mešaju sa gasovi-ma iz reaktora i idu dalje u fabriku sumporne kise-line. “Višak” toplote procesa konvertovanja se kori-sti za topljenje povratnih materijala koji se stvaraju u tehnološkom procesu, bakarnog skrapa i povratnog materijala (anoda) iz pogona za elektrolitičku rafi na-ciju.[5]

Električna energija za proces konvertorovanja troši se za rad duvaljki, ventilator, tehnološki vazduh (rad

Energent Normativ po toni suvog koncentrata

Jedini na energija

Ukupno MJ/t suvog koncentrata

Ukupno MJ/t anodnog bakra

1.Elektri na energija 25 11 MJ/kWh 275 1103 Ukupan ulaz energije 275 1103

Neto ulaz energije (EEP) 275 ili 9,4 kg uslovnog

goriva/t suvog koncentrata1103 ili 37,6 kg uslovnog

goriva/t suvog koncentrata

Tabela 1. - Ekvivalent energije procesa (EEP) prženja fl uo-solid reaktoru »Dorr-Oliver« »standardnim« postupkom svedeno po toni suvog koncentrata[13]

Energent ili materijal Koli ina/t suvog koncentrata

Jedini na energija, MJ

Ukupno MJ/t suvog koncentrata


1.Suvi koncentrat 1,000 t 115 MJ/t s. k. 115 461 2.Ugalj 142 kg 26 MJ/kg 3694 14812 3.Elektri na energija 28 kWh 11 MJ/kWh 308 1235 4.Para za predgrevanje vazduha i mazuta 2,870 MJ/kg 230 922 5.Topitelji 0,116 t 116 MJ/t 14 56 Ukupan ulaz energije 4361 17486 6. Para za tehnološki proces u topionici 2,870 MJ/kg -230 -922 7.Proizvedena para za energanu 2,870 MJ/kg -1148 -4603 Ukupna energija proizvedene pare -1378 -5525

Neto ulaz energije (EEP) 2983 ili 101,8 kg uslovnog goriva/t suvog koncentrata

11961 ili 408,2 kg uslovnog goriva/t anodnog bakra

Tabela 2. - Ekvivalent energije procesa (EEP) topljenje prženca u plamenim pećima “standardnim” postup-kom, svedeno po toni suvog koncentrata[13]

215


konvertora ”na šljaku“ i “na bakar“), instrumentalni vazduh (bušenje duvnica), kran (transport materijala u loncima-bakrenca, kvarca, šljake i blister bakra).

Za održavanje temperature konvertora u vreme zastoja i za njegovo dovođenje do radne temperatu-re nakon remonta potrebna je toplota od 110-337 MJ po toni bakrenca. Za ovo razmatranje, usvojeno je da potrošnja toplote za održavanje temperature konverto-ra iznosi 247 MJ po toni bakrenca.[15]

U tabeli 3 dat je prikaz ekvivalenta energije pro-cesa konvertovanja bakrenca za sadržaj bakra u ba-krencu od 40 procenta. Ekvivalent energije procesa

konvertovanja bakrenca, sa sadržajem bakra od 40 %, u Pierce Smith konvertoru (EEP) je dat u tabeli 3 i iz-nosi 3776 MJ/t blister bakra odnosno 3852 MJ po toni anodnog bakra (131,5 kg uslovnog goriva/t anodnog bakra).

2.4. Izračunavanje ekvivalenta energije procesa plamene rafi nacije blister bakra “standardnim” po-stupkom

Plamena rafi nacija blister bakra obavlja se u ro-tacionoj cilindričnoj peći. Za loženje peći koristi se tečno gorivo (mazut ili lož ulje), a za proces redukcije

Energent Koli ina Jedini na energija

Ukupno MJ/t blister bakra


1. Elektri na energija 300 kWh/t blistera 11 MJ/kWh 3300 3366 2. Gorivo (247 MJ/t bakrenca) 426 435 3. Topitelj 0,435 t/t blistera 116 MJ/t 50 51 Ukupan ulaz energije 3776 3852

Neto ulaz energije (EEP) 3776 ili 128,9 kg uslovnog goriva/t

blister bakra

3852 ili 131,5 kg uslovnog goriva/t anodnog bakra

Tabela 3. - Ekvivalent energije procesa (EEP) konvertorovanja “standardnim” postupkom sveden po toni bli-ster bakra[13]

Energent Koli ina Jedini na energija Ukupno, MJ/t anodnog bakra 1. Mazut 28 kg 41,500 MJ/kg 1162 2. Bukovo drvo 0,04 mn

3 10 MJ/mn3 0,4

3. Elektri na energija 12 kWh 11 MJ/kWh 132 Ukupan ulaz energije 1295

Neto ulaz energije (EEP) 1295 ili 44,2 kg uslovnog goriva/tona anodnog bakra

Tabela 4. - EEP za plamenu rafi naciju i livenje po toni anodnog bakra“standardnim” postupkom[13]

Proces Ekvivalent energije

(EEP), MJ/t anodnog bakra

Procentualno u eš e po fazama proizvodnje, %

1. Prženje (Tabela 1): Ukupan ulaz energije 1103 6,06 Neto ulaz energije (EEP) 1103 6,06 2.Topljenje (Tabela 2): Ukupan ulaz energije 17486 Energija proizvedene pare -5525 Neto ulaz energije (EEP) 11961 65,68 3. Konvertorovanje (Tabela 3): Ukupan ulaz energije 3852 21,15 Neto ulaz energije (EEP) 3852 21,15 4. Plamena rafinacija (Tabela 4): Ukupan ulaz energije 1295 7,11 Neto ulaz energije (EEP) 1295 7,11 Ukupno (ekvivalent energije proizvodnje anodnog bakra) 18211 100 5. Proizvodnja sumporne kiseline Ukupan ulaz energije 1972 9,77 Neto ulaz energije (EEP) 1972 9,77 Ukupno (ulaz energije)

UKUPNO (Ekvivalent energije EEP) 20183 MJ/t a.b. ili 688,8 kg u.g./t a.b.

Tabela 5. - Ekvivalent energije proizvodnje (EEP) anodnog bakra “standardnim” postupkom[13]

216


(polovanja) bukova građa. Šljaka iz anodne rafi nacije sadrži 30 %-50 % bakra i ista se vraća u konvertor.[16,17]

Ekvivalent energije za proces plamene rafi nacije bakra (EEP) prikazan je u tabeli 4 i iznosi 1295 MJ/t anodnog bakra odnosno 44,2 kg uslovnog goriva po toni anodnog bakra.

2.5. Izračunavanje ekvivalenta energije pirometa-lurškog procesa u proizvodnji bakra “standardnim“ postupkom

Za “standardni“ postupak proizvodnje bakra u topionici u Boru, koji se sastoji od prženja šarže u fl uosolid reaktoru, topljenja prženca u plamenoj peći, konvertovanja bakrenca u Pierce-Smith konvertorima, plamene rafi nacije blister bakra u obrtnoj anodnoj peći i proizvodnje sumporne kiseline ekvivalent energije pojedinih procesa (EEP) je prikazan u tabeli 5.

Ekvivalent energije procesa proizvodnje anodnog bakra po »standardnom« postupku iznosi 20183 MJ/t ili 688,8 kg uslovnog goriva[8,9,10] po toni anodnog bakra, dok isti za proizvodnju sumporne kiseline iz-nosi 1972 MJ po toni anodnog bakra. Ekvivalent energije pare (Ep) kao nusproizvod iznosi 5525 MJ/t anodnog bakra (tabela 5). Na slici 1 je dat uporedni prikaz procentualnog učešća količine neto energije po

fazama procesa proizvodnje anodnog bakra u Topio-nici u Boru po “standardnom” postupku. Najveći udeo u potrošnji energije ima proces topljenja u plamenim pećima koji iznosi 65,68 %.

3. UPOREDNA ANALIZA POTROŠNJE ENERGIJE U PROIZVODNJI BAKRA “STAN-DARDNIM“ POSTUPKOM TOPLJENJA U TO-PIONICI U BORU SA AUTOGENIM POSTUP-CIMA

Na osnovu ekvivalenata energije procesa (EEP) izvršena je uporedna analiza pirometalurških postupa-ka za proizvodnju anodnog bakra (tabela 6). Ekviva-lent energije (EEP), određen je za sve faze proizvodnje bakra razmatranih postupaka, a kolona za sekundarnu energiju procesa predstavlja zbir sekundarnih energija svih faza. Takođe, obračunata je i energija pare (Ep) koja se stvara u procesu proizvodnje a služi za pred-grevanje vazduha i goriva. Na slici 2 je dat uporedni prikaz ekvivalenata energije samo za proces topljenja iz koga se jasno vidi da je postojeća tehnologija to-pljenja prženca u plamenim pećima jedan od najvećih potrošača energije po toni anodnog bakra u odnosu na ostale tehnologije topljenja.

Vrednosti tehno-ekonomskih pokazatelja datih u tabeli 7 su navedene približno kao srednje vrednosti

iz nekoliko topionica u kojima je proces pri-menjen. Za razliku od “standardne“ tehnologije topljenja u plamenoj peći u topionici u Boru, pri-mena novih tehnologija topljenja dovela je do smanjenja potrošnje en-ergije u svim oblicima za 35 % do 40 %, a iskorišćenje bakra je povećano sa 93 % na 97-98 procenata. Nivo iskorišćenja sumpora iz topioničkih gasova sa 50 % povećan je na 98 % do 99 %, čime se mogu zadovoljiti i najstrožiji zahtevi zaštite životne sredine, a rešeni su i mnogi drugi problemi u ovoj oblasti (Tabela 7).

Na slici 3 dati su trendovi povećanja ka-paciteta topionica sa au-togenim i kontinualnim postupcima topljenja, kao i trendovi smanjenja kapaciteta topionica sa plamenim, šahtnim i rota-cionim pećima u periodu

7,11

21,15

65,68

6,06

0 10 20 30 40 50 60 70

Plamena rafinacija

Konvertorovanje

Topljenje

Prženje

Faza

pro

cesa

pro

izvo

dnje

ano

dnog

ba

kra

Procentualno u eš e, %

Slika 1. - Procentualno učešće količine neto energije po fazama procesa proizvod-nje anodnog bakra po “standardnom“ postupku[13]

8466

17296

8562

2843

7175

18748

11961

14800

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000

Proces Noranda (sa kiseonikom)

Proces Noranda (bez kiseonika)

Proces Micubiši

Fleš pe INCO (temperatura vazduha 250 °C)

Fleš pe Outotec (temperatura vazduha 250 °C)

Elektri na pe

RTB-Bor plamena pe , pržena šarža

Plamena pe , sirova šarža

Tehn

ološ

ki p

ostu

pci t

oplje

nja

Slika 2. - Uporedni prikaz potrošnje energije za različite tehnološke postupke topljenja[13]

217


Pir

omet

alur

ški p

ostu

pak

proi

zvod

nje

anod

nog

bakr

a

Suše

nje

Prž

enje

T

oplj

enje

K

onve

rtor

ovan

je

Ano

dna

rafi

naci

ja

Pro

izvo

dnja

su

mpo

rne

kise

line

(–) S

ek.

ener

gija

Ekv

ival

ent

ener

gije

, EE

P

Ekv

ival

entn

i uga

lj

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

MJ/

t an

odno

g ba

kra

kg u

slov

nog

gori

va/t

an

odno

g ba

kra

1.Pl

amen

a pe

, sir

ova

šarž

a -

- 14

800

1876

15

64

2646

34

54

2088

6 71

2,8

2. P

lam

ena

pe, p

ržen

a ša

rža-

Top

ioni

ca

Bor

-

1103

11

961

3852

12

95

1972

55

25

2018

3 68

8,8

3.E

lekt

rina

pe

17

08

- 18

748

1876

15

64

3764

34

54

2766

0 94

4,0

4.Fl

eš p

e O

utot

ec (t

empe

ratu

re v

azdu

ha

250

°C)

1917

-

7175

13

02

1564

32

82

3877

15

240

520,

1 5.

Fleš

pe

, IN

CO

(tem

pera

tura

vaz

duha

25

0 °C

) 18

34

- 28

43

1784

15

64

2952

18

01

1097

7 37

4,6

6.Pr

oces

Mic

ubiš

i 21

48

- 85

62

- 15

64

3366

46

14

1564

0 53

3,8

7.Pr

oces

Nor

anda

(bez

kis

eoni

ka)

- -

1729

6 -

1564

51

50

8029

24

010

819.

5

8.Pr

oces

Nor

anda

(sa

kise

onik

om)

- -

8466

60

7 15

64

3056

31

33

1369

3 46

7,3

9.V

anju

kov,

topl

jenj

e su

ve š

arže

1330

0 45

3,9

10.V

anju

kov,

topl

jenj

e si

rove

šar

že

10

900

372,

0

Tabe

la 6

. - U

pore

dni p

regl

ed e

kviv

alen

ata

ener

gije

u p

roiz

vodn

ji an

odno

g ba

kra

u to

pion

ici u

Bor

u (“

stan

dard

ni”

post

upak

) sa

auto

geni

m p

ostu

pcim

a[11

,13]

Poka

zate

lj Pr

oces

O

utok

umpu

IN

CO

N

oran

da

Mic

ubiš

i Is

asm

elt

Plam

ena

pe

Van

juko

v Sp

ecifi

ni k

apac

itet

t/m2 da

n 10

-12

10-1

2 10

20

-24

86-9

0 4,

2-4,

7 70

-75

Kon

cent

rat

%C

u 24

-30

25-3

0 35

34

,2

27-2

9 19

-30

19-2

3 B

akre

nac

%C

u 65

-70

55-6

0 73

67

-72

55-6

0 36

-45

40-5

5 Šl

jaka

%

Cu

0,5-

0,65

0,

8-1,

6 5-

6 0,

6-0,

9 0,

5 0,

5-0,

6 0,

5-0,

7 Sa

drža

j O2 u

vaz

duhu

%

O2

45-7

0 95

-98

35-3

6 45

-49

42-5

0 21

-25

50-7

0 Sa

drža

j SO

2 u g

asu

%SO

2 33

-45

75-8

0 6

29

7,5-

11

1,5-

2,5

20-3

5 Te

mpe

ratu

ra b

akre

nca

°C

1250

11

70

1250

12

10

1165

11

50

1210

Te

mpe

ratu

ra šl

jake

°C

13

00

1250

13

00

1250

11

75

1200

12

50

Isko

rišen

je b

akra

%

Cu

98

97,5

95

97

97

-98

93

98-9

8,5

Isko

rišen

je su

mpo

ra

%S

94-9

9 93

,6

86

99,5

97

-98

50

90

Tabe

la 7

. - T

ehničk

o - e

kono

msk

i pok

azat

elji

auto

geni

h pr

oces

a to

plje

nja

baka

rnih

sulfi

dnih

kon

cent

rata

[13,

14]

218


od 1995. do 2015. godine. Trendovi modifi kovanih postupaka (plamena peć i konvertori), elektro-peći i postupak elektroekstrakcije iz siromašne rude bakra su u posmatranom periodu do 2012. godine zadržali isti nivo.[18] Sagledavanjem podataka prikazanih na slici 4 može se zaključiti da je potrošnja energije sve-dena po toni bakra u svetu manja u topionicama koje poseduju Outocumpu (sadašnji Outotec) tehnologiju u odnosu na topionice koje imaju druge tehnološke postupke topljenja. Takođe, prednost ove tehnologije ogleda se i u daleko višem stepenu iskorišćenja sum-pora u odnosu na topionice sa drugim tehnologijama (slika 5).

ZAKLJUČAK

“Standardni“ postupak topljenja u Topionici u Boru za preradu sulfi dnih bakarnih kon-centrata je karakterističan je po tome što obuhvata fazu prženja u kojoj se oslobađa i gubi velika količina toplote, dok je za na-rednu fazu topljenja neophodna potrošnja velike količine dodat-ne, skupe toplote iz uglja. Upor-ednom analizom potrošnje en-ergenata proizvodnje anodnog bakra “standardnim“ postupkom u topionici u Boru može se doći do zaključka da je potrošnja en-ergenata za 35 % - 40 % viša u odnosu na savremene autogene postupke, što jasno ukazuje i na ekonomsku neopravdanost nje-gove primene.

Modernizacijom topionice (primenom Outotec Flash Smelt-ing procesa), omogućava se prerada 400000 t bakarnog kon-centrata, i proizvodnja 80000 t anodnog bakra na godišnjem nivou. Predložena tehnologija topljenja (sušara i fl eš peć) zameniće postojeću tradiciona-lnu tehnologiju koja se sastoji od prženja u fl uosolid reaktoru i topljenja u plamenoj peći. U radu će ostati i tri postojeća konvertora tipa Pierce-Smith, kao i dve anodne peći. Oda-biranje fl eš peći omogućilo bi efi kasno korišćenje energije koncentrata, čime bi se sman-jila potrošnja fosilnih goriva, a bilo bi moguće i skupljanje celokupnog otpadnog gasa za proizvodnju sumporne kise-line. Modernizaciju topionice pratiće izgradnja fabrike za

neutralizaciju otpadnih voda, kao i nove dvo-kontakt-ne Fabrike sumporne kiseline po “Fenco“ tehnologiji, koja će prerađivati gasove iz fl eš peći za topljenje i konvertora. Godišnja proizvodnja sumporne kiseline će biti oko 400000 tona. Na ovakav način, ostvarili bi se sledeći ciljevi:

• efi kasnije korišćenje energije koncentrata i smanjenje specifi čne potrošnje goriva u procesu topljenja za 35 %-40 %,

• povećanje iskorišćenja bakra sa 93 % na 98 %,• povećanje iskorišćenja sumpora sa 50 % na 98

procenata.

Slika 3. - Trendovi zastupljenosti tehnologija u zavisnosti od proizvodnje anodnog bakra u svetu[18]

Slika 4. - Potrošnja energije u topionicama u svetu[19]

Slika 5. - Iskorišćenje sumpora u topionicama u svetu[19]

219


Izgradnjom topionice bakra po modernoj “Flash-smelting” tehnologiji fi nskog proizvođača moguće je bitno smanjiti ekološko zagađenje i ostvariti znatno ekonomičniju proizvodnju. Samo po osnovu razlike u iskorišćenju metala i sumpora Rudarsko-topioničarski basen Bor može da ostvari profi t u iznosu od 40 do 45 miliona dolara godišnje.

REFERENCE

[1] The World Copper Factbook 2012. International Copper Study Group: 2013.

[2] Davenport W, King M, Schlesinger M. and Biswas A. Extractive metallurgy of copper. Elsevier: Ox-ford; 2002.

[3] Moreno A. (editor). World copper databook. Met-al Bulletin Books. UK: Survey; 1999.

[4] Charles, Pitt H, and Milton E. Wadsworth. Curent Energy Requirements in the Copper Producing Industries. IM June 1981.

[5] Kellogg HH. Sizing up the Energy Requirements for producing primary materials. E/MJ April 1977;

[6] Kellogg HH, and Henderson JM. Energy use in sulfi de smelting of copper. New York: 1976.

[7] Diaz C at all. Pyrometallurgy of copper. volume IV. New York: Pergamon Press; 1991.

[8] Najdenov I, Raić K, Kokeza G., Economic insight into energents consumption in copper melting and refi ning plants of Serbia using the method of reduction to conditional fuel (coal equivalent). Metalurgia International 2011; vol. 16: 79-86.

[9] Najdenov I, Raić K, Kokeza G. Fuel consump-tion analaysis in copper melting and refi ning

plants. Metalurgija-Journal of Metallurgy. 2004; vol 10: 69-82.

[10] Kokeza G, Najdenov I. Managing of Energy Costs in Function of Business Success, Example-Cop-per smelter and rafi nation Bor. Zbornik radova Energy-Zlatibor. 2005; ISSN 0354-8651:37-39.

[11] Mitovski M, Ćirković M. Energija u metalurgiji bakra.Institut za bakar-Bor: Bor; 2007.

[12] World Energy Council.World Energy Resourc-es.2013 Survey.

[13] Najdenov I, Raić T. K, Kokeza G. Aspects of en-ergy reduction by autogenous copper production in the copper smelting plant Bor. Elsevier. En-ergy 2012;43:376-384.

[14] Knežević N. Č. Uticaj energetskih i materijalnih faktora procesa na rezultate topljenja bakarnih koncentrata u plamenim pećima. Bor; 1980.

[15] Živković D. Ž, Savović Č. Veselin. Fizičko-hemijske osnove procesa topljenja i konverto-rovanja u metalurgiji bakra. Tehnički fakultet u Boru: Bor; 1996.

[16] Corwin, T.K. at al. International Technology for the Nouferrous Smelting Industry. New Jersey: Data Corporation; 1982.

[17] Kellogg, H.H. The State of Nonferrous Extractive Metallurgy. JM. 1982;

[18] The World Copper Factbook 2011. International Copper Study Group: 2011.

[19] Jarkko Partinen.Outotec–Ferroalloy Technology Economical and Environmental Benefi ts.CMD 2008 Seville.Spain

220


Лука РАДОЈА

UDC: 621.317.38 : 633

Смањење потрошње енергије у земљорадњи

САЖЕТАК Повећане цене енергије смањују могућност економичне производње хране. Једина могућност

за смањење негативног утицаја скупе енергије јесте њено рационално коришћење.Смањење потрошње енерије у земљорадњи може директно повећати профит и

конкурентност То можемо постићи применом нашег знања и правилног односа према пословима које изводимо у земљорадњи.У овом раду су објашњене могућности рационалне потрошње енергије у земљорадњи.Kључне речи: пољопривреда, енергија, мања потрошња.

ENERGY CONSUMPTION CUTS IN AGRICULTURE

ABSTRACT An increase in energy prices minimizes the prospects of economic food production. The only option

for reducing the negative effects of expensive energy lies in its rational use. Cutting energy consump-tion in agriculture can directly increase its profi ts and competitiveness. This can be achieved by apply-ing our knowledge and developing proper attitudes towards work being done in agriculture.

The aim of this paper is to explain the options for effective and rational use of energy in agricul-ture.

Key words: agriculture, energy, consumption cuts

МАТЕРИЈАЛ И МЕТОДЕ РАДА

За анализу оптималне потрошње енергије у узгоју њивског биља коришћени су резултати

истраживања и практична искуства из земљорадње. Анализиране су значајније могућности рационалне потрошње енергије јер је земљорадња сложен биотешнолошки процес са сталним променама.

• Потрошњу горива за покретање пољопри-вредних машина, мазива за одржавање машина.

• Правилан избор тракторских агрегата за извођење потребних радњи у пољу и на путу.

• Избор система обраде земљишта према условима климе, земљишта и захтева гајивниг биља.

• Коришћење плодореда као категорије рацио-налне потрошње енергије.

• Потрошња биљних хранива на основу хемијских анализа земљишта и захтева гајивног биља.

РЕЗУЛТАТИ И ДИСКУСИЈА

Ако за анализу користимо половину двоосовинских трактора (200 000) које земљорадници користе у Србији, испитивањима је установљено значајно одступање потрошње погонског горива од номиналне. Утврђено је да коросници трактора не изводе контролу уређаја за довод, пречишћавање и убризгавање горива, правилно чување погонског горива у дворишном складишту.

• Тракторски агрегат за орање са неподешеним плугом, тупим и истрошеним раоници, неисправним уређајем за блокаду дифе-

221


ренцијала, потрошене гуме на погонским точковима, коса вуча и неправилан напон ваздуха у гумама, узрокују увећану потрошњу погонског горива до 32%.

• Хидрауличка уља се не пречишћавају за поновно коришћење.

• Нема устаљене и потребне хигијене машина. Оксидацијом се удвостручује хабање радних органа за обраду земљишта.

• Системе обраде земљишта треба мењати.применом оруђа нове генерације.

Увећана потрошња енергије за обраду земљишта у директној је зависности од механичког састава земљишта

Класификација земљишта по специфичном тежинском истрошењу раоникаПрва група:

Глиновита и иловаста земљишта 2g–30g ha-1

Друга група:Песковите иловаче и песковита земљишта

100g ha-1

Потрошња погонског горива различитих тракторских агрегата, l ha-1

Орање традиционалним плугом, 22-27цм дубоко 21Чизел плуг-тешки пољски култиватор 13Лаки комбиновани пољски култиватор 8Ротокултиватор (ротациона ситнилица) 13Растурање минералних биљних хранива 3Сетва 4Ваљање 4Прскање 1

- %

D2 l ha-1

12

93,9

53,7 41,0 22,3

Табела 1. - Потрошња погонског горива за обраду земљишта и сетву

Намера је да се скупи системи обраде земљишта замене рационалним, комбинују оруђа и радови изводе са најмање прохода.

Радну дубину механичке обраде земљишта одредити као потребу а не колико тракторски агрегат за орање може да ради дубоко.

Ако се дубина обраде земљишта 25цм замени дубином 17цм, потрошња погонског горива се смањује за 30%. Комбинација традиционалног плуга и чизел плуга смањује потрошњу енергије за 13,5% и повећава ретенцију земљишне влаге а то је релативно важније од механичке обраде.

Све што користимо у земљорадњи као алат, део,склоп, агрегат може погрешним поступцима увећати потрошњу енергије.

Witney, B.D.1988

D2

D2

/h D2

3,15 2000000 6300000

4,9 2000000 9800000

5,2 2000000 10400000 1,6 2000000 3200000

14,85 2000000 29700000

Табела 2. - Узроци увећане потрошње погонског горива D2–.литара

Трећа група:Песковита земљишта са

фракцијама камена: 200-400g ha-1

За израду раоника треба користити челик површинске тврдоће изнад 50HRC.

Истраживањима је утврђено да се раоници израђују 40-42НRС површинске тврдоће. То узрокује увећано хабање раоника за 20%. Oбрадом глиновитог

земљишта са раоником мање тврдоће, раоник се потроши приближно 35g ha-1 .

У сезони, земљорадници у Србији узору 3000000hа глиновитих и илoвастих земљишта и истроши се хабањем 105t раоног челика вредно 105000€

Унутрашњи напон у гумама за поједине машине:

- За гуме на предњој осовини комбајна 150 кРа- За гуме на погонским точковима трактора у орању 100 кРа

- За гуме на погонским точковима трактора у раду са лаким пољским култиватором и сејалицом 80кРа

222


- Плодоред помаже рационалну потрошњу горива, ретенцију воде и чување продуктивних спсобности земљишта. У петогодишњем узгоју луцерке не троши се погонско гориво за обраду земљишта.

- Биљна хранива учествују до 40% у укупној потрошњи енерије за узгој њивских биљака.

Неизбалансираност биљних хранива је велико расипање енергије и угрожавање животне средине.

За узгој биљака узгајивачи у Србији највише троше азот:

N 120кg hа-1, фосфор P2О5 50kg ha-1, калијум К2О 50kg ha-1.

Без оптималне масе азота, фосфор и калијум су без значаја за раст и развиће биљака.

Један од примера рационалне потрошње енергије биљних хранива је уношење хранива у зону кореновог система биљака помоћу одговарајућег оруђа. Најизраженије расипање енергије биљних хранива је њихово коришћење за исхрану засада, посебно на нагнутим теренима. Уношењем биљних хранива у зону корена биљке смањује се 32,3% маса хранива а допринос у плодовима се увећава за 27,4%.

Извори азота који су расположиви за узгајиваче биљака.

У Србији се годишње акумулира 15 2099 816t стајњака који има 82845t азота.

Вредности 82845000€, односно 5800000 GJ.Проблематично је да се половина од укупног

азота искористи у исхрани биљака, вредности 41422500€,односно 2900000GJ.

Од укупних обрадивих површина земљишта у Србији, годишње се може нанети органског биљног хранива на 12% површина.

На овај проблем искључиво утиче човек јер може правилним поступцима користити азот ако примени поступак правилног чувања и неговања (течног) и компостирања (чврстог) стајњака.

Правилним компостирањем стајњака помоћу ЕМ технологије, енергија за манупулацију некомпостираног стајњака (утовар, превоз и растурање), смањује се за 12 пута јер се користи 2t ha-1 компостираног уместо 40t ha-1 некомпостираног стајњака са значајно већим ефектима храњиве и биолошке вредности стајњака.

У укупним трошковима узгоја њивског биља азот учествује са 21,5%.

.

19,0 5,1 7,5 3,1 40,8 12,0 12,5 21,1 7,2 9,5 6,5 36,5 5,0 14,2

. 24.8 - 5.0 6.8 34.4 8.8 20.2

Табела 3. - Потрошња енергије – %

/kg-1

kg-1

/

2,71 11.74 4,33 5,89 11.11 1.89

8.15 15.28 1.87 0,43 2.38 5.53 1.62 2.74 1.69 8.20 0.81 0.10

8.53 1.12 0.13 37.78 7.18 0.19

65.87 5.75 0.09 35.86 8.43 0.24

24.83 5.65 0.23 4.91 2.00 0.41

19.39 5.89 0.30

Табела 4. - Улазна енергија- енергетска вредност - ефикасност

/ / .

. N/

N-tona

908 100 10 000 9081000 50 45405 1968 270 300 590480 14 27555

3407300 1230 4747000 7,4 25214 26711200 30 791336 0.1 2671 15209816 82845

Табела 5. - Извори азота из стајњака формиран за годину

223


У области рационализације енергије за узгој биљака, први задатак агротеничара је правилно упраљање азотом.

Извори азота за исхрану биљака су минерална биљна хранива, највише чврста, стајњак, компост и азотофиксација.

Mикробиолошка азотофиксација је главни начин попуне залиха земљишног азота без употребе минералних биљних хранива а по значају је равна фотосинтези.

Смањење енергије за управљањем азотом најпоузданије помоћу азотофиксације коју изводе бактерије азотофиксатори.

Биљни остаци имају своју енергетску вредност, често погрешно коришћену.

Топлотна енергија из биљних остатака треба да је усмерена за коришћење у домаћинствима која је и остварују на њивама јер коришћење биљних остатака са свих површина угрожава продуктивнодст способност земљишта, посебно удео хумуса. Смањење хумуса сагоревањем биљних остатака може оставити трајне непоправљиве последице по земљиште.

ЗАКЉУЧАКУ земљорадњи вредновање треба посматрати

енергетским параметрима јер је енергија одлучујућа у економије земљорадње.

Највеће рационализације су могуће у разумевању примени плодореда, управљање биљним хранивима, највише азотом, правилно формирање тракторских агрегата и њихово правилно руковање и одржавање.

CONCLUSIONIn agriculture the evaluation should be viewed ac-

cording to energy parametars, because energy is the most signifi cant factor in agricultural economics. The biggest rationalisations are possible in understanding the application of crop rotation, management of veg-etable feeds, mainly nitrogen, appropriate forming of tractor units and its adequate use and maintenance.

ЛИТЕРАТУРА1. Bonner Jimm, Tomas Jim, Wilcut Herb, Brone

Malcolm, Oklhom Larry: Reduce energy Cost in Agriculture. Focus program of the Mississipi state university Extension Servis

2. Burton,C.h Turner (2003) Manure management. Monograph. Silsoe. Research Institute, UK

3. Делић, Душица и др (2005) Importance of ‘’Azo-tofi ksin’’ in production legume food crops . in Ser-bia.. 8th International Sympozium. Modern Trends in livestock Production. Belgrade-Zemun.

4. Energy Effi ciency in Agriculture, AGRE Project, EFP-7, KBBE 2011-5-289139.Wikipedia.

5. Energy and Agriculture, Grace communations Foundation. Wikipedia.

6. Frye, W (1985 Energy reguirements in conserva-tion tillage. Proc.of the Southern Region. No till Conference. Griffi n. Georgia. USA.

7. Николић,Р, и др.(2009) Значај коришћења блокаде диференцијала трактора при орању. Пољопривредна техника,бр.1.27-32. Земун.

8. Ољача,М., Раичевић, Д. И др. (1999) Механизација у мелиорацијама земљишта. Монографија. Земун.

9. Радивојевић,Д и др. (2005) Ефекти компостирања чврстог стајњака. Пољопривредна техника бр.1. (71-76).Земун

10. Радоја,Л.(1990) Упоредно испитивање различитих система обраде земљишта за пшеницу на предусеву шећерна репа. Докторска дисертација. Нови Сад.

11. Радоја, Л.(1994) Плуг-земљиште-енергија12. Радоја, Л (1998) Пољопривредне машине.

Уџбеник. Сарајево Српско.13. Радоја, Л (1997) Тракторски агрегат за

обраду земљишта и уношење ђубрива у зону кореновог система биљака. Југословенско воћарство,бр.119/120.,303-308, Чачак.

14. Радоја.Л. (2008) Биљна хранива у органској пољопривреди. Методе припреме и примене. Зборник радова.ИТ, 113-118. Удружење инжињера прехрамбенеструке. Београд

210 110 7770 7560 - 210 65 4550 4340 - 210 115 8050 7840

210 60 4200 3990 - 210 55 3850 3640 210 5474

. – kg N

70

42 118

Табела 6. - Извор амонијачног азота помоћу азотофиксације

12000 3600

Табела 7. - Енергетске вредности биљних остатак

224


Gordana DRAŽIĆ, Ana VITASUniverzitet Singidunum , Fakultet za primenjenu ekologiju Futura, Beograd

Jela IKANOVIĆUniverzitet u Beogradu, Poljoprivredni fakutet, Zemun-Beograd

UDC: 662.636 : 631.4

Energetski bilans produkcije agroenergetskog useva Miscanthus giganteus na plodnom

i degradiranom zemljištu

SAŽETAKMiscantus giganteus je višegodišnja visokoproduktivna trava koja se gaji kao energetski usev.

Opšta strategija gajenja energetskih useva je da se sa određene površine zemljišta dobije što više energije uz što manje troškove proizvodnje i da gejenje energetskih useva ne bude u kompeticiji sa proizvodnjom hrane. Cilj ovog rada je da se uporede produktivnost nadzemne biomase i energetski bilansi produkcije miskntusa na plodnom i degradiranom zemljištu. Poljski ogled je postavljen na dve lokacije u Republici Srbiji 2010. godine. Praćen je prinos u ranoprolećnoj žetvi nakon prve, druge i treće godine razvoja u dve varijante: A – navodnjavanje po potrebi i đubrenje 5 nedelja nakon sadnje (100 kg NPKha-1) i B – bez primene agrotehničkih mera. Na plodnom zemljištu tipa černozem izmeren je prinos biomase 14,24 t ha -1 (A) i 9,93 (B) u trećoj godini. Na degradiranom zemljištu tipa ritska cr-nica prinos nadzemne biomase u trećoj godini vegetacije je 16.80 t ha -1 (A) odnosno 16,36 t ha -1 (B) . Gornja toplotna moć je 18,88 MJ kg-1. Neto energetski prinos je izračunat za plodno zemljište i iznosio je 211,86 (A) i 145,96 (B) GJ ha-1, a za degradirano 235,80 (A) i 247,30 (B) GJ ha-1 za treću godinu. Rezultati su saglasni sa literaturnim podacima i ukazuju da je u Republici Srbiji moguća energetski efi kasna produkcija agroenergetskog useva Miscanthusa giganteusa. Izazov je bila viša energetska efi kasnost na močvarnom zemljištu koje nije pogodno za proizvodnju hrane.

Ključne reči: agroenergetski usevi, energetski bilans, miskantus, plodno i degradirano zemljište, prinos

ENERGY ASPECTS OF AGRO-ENERGY CROP MISCANTHUS GIGANTEUS PRODUCTION ON ARABLE AND DEGRADED SOILS

ABSTRACTMiscantus giganteus is a perennial high/productivity grass growing as agro-energy crop. The main

strategy of energy crops production is avoiding competition with food production in the same place and the highest biomass production with the lowest energy and material inputs. The aim of this study was to compare the above-ground biomass production and the energy balance for miscanthus grown at arable and degraded soils for 3 years. The fi eld experiment was established in 2010. year at two locations in Republic of Serbia in variants A- watering and fertilizing 5 weeks after sowing (100 kg NPKha-1) and B- without any agro-technical measures. On arable soil, chernozem, yields of above-ground biomass were 9,93 (B) and 14,24 t ha -1(A) after 3 years of cultivation.On degraded soil, hu-mogley, the yield reach 16,36 t ha -1 (B), and 16.80 t ha -1 (A). Upper heating value was 18,8 MJ kg-1 regardless growing conditions. Energy balance (energi autput –energi input) were calculated for cher-nozem 211,86 (A) i 145,96 (B) GJ ha-1, and for humogley 235,80 (A) i 247,30 (B) GJ ha-1 after 3 years. Experimental research results on miscanthus production in Serbia show that this kind of production is possible in country specifi c conditions and the challenge is Miscanthus giganteus production on degraded humogley which is no appropriate for food production.

Key words: agroenergetski crops, energy balance, Miscanthus, fertile and degraded soils, yield.

225


UVOD

EU je sebi postavila ambiciozan cilj da do 2020. godine obezbedi 20% fi nalne energije iz obnov-

ljivih izvora (EEA REPORT 6/2013). U Evropi bioen-ergija ima centralnu ulogu u nacionalnim akcionim planovima razvoja energetike ali ostaju nerešena pi-tanja oko istinskog uticaja na životnu sredinu i dobro-bit stanovnika prelaskom na ove energente. Zapravo i u slučaju obnovljivih izvora se troše prirodni resursi u različitim razmerama pa je neophodno preciznije izračunati značaj njihovih doprinosa. Plantaže ener-getskih useva zauzimaju poljoprivredno zemljište, mogu doprineti smanjenju biodiverziteta i na različite načine uticati na strukturu i funkcije ekosistema. Sa druge strane biomasa iz otpada, šumskog, poljo-privrednog, komunalnog ili industrijskog je efi kasnija u smislu potrebe za resursima od „plantažiranja en-ergije“ ali je njena količina limitirana.

Zbog kompleksnosti međusobnih uticaja načinjena su tri scenarija razvoja bioenergetskih resursa: A) fokus na tržištu ‘Market fi rst’ (B); fokus na klimi ‘Climate focus’ i C) fokus na efi kasnosti resursa ‘Resource ef-fi ciency’. Poređenje bioenergetskih potencijala prema ova tri scenarija sa ranijim izveštajima EEA ukazuje na značaj uključivanja promene namene zemljišta u analize. Uračunavanje ovog parametra smanjuje količinu energije koja može biti proizvedena ali više od toga utiče na promenu sastava vrsta biogoriva. To znači da je većina (ili gotovo sva) biogoriva prve gen-eracije isključena jer uključivanje promene namene zemljišta u proračun čini njihov balans produkcije gasova staklene bašte negativnim. Produkcija biogo-riva se takođe značajno razlikuje i prema efi kasnosti korišćenja vode, uticaju na eroziju i biodiverzitet i to po scenarijima.

Za razliku od prethodnih izvešataja, iz 2006. god. kada su dominirali jednogodišnji usevi industrijskih kultura koje se mogu koristiti za ishranu ljudi i/ili životinja, za period do 2020 je predviđen oštar zaokret prema višegodišnjim travama.

U Republici Srbiji je Ministarstvo energetike, raz-voja i zaštite životne sredine donelo Pojednostavljeni nacionalni akcioni plan za obnovljive izvore energije, izrađen uskladu sa obrascem predviđenim Direktivom 2008/29/ES (odluka 2009/548/EC) u decembru 2012. godine. Obnovljivi izvori energije, sa procenjenim tehnički iskoristivim potencijalom od oko 6 Mtoe godišnje značajno mogu doprineti manjem korišćenju fosilnih goriva i ostvarivanju defi nisanih ciljeva o udelu obnovljivih izvora u fi nalnoj potrošnji energije, kao i unapređenju životne sredine. Najveći je potenci-jal biomase koji iznosi oko 3,3 Mtoe godišnje (REF). Navodi se da trenutno, 2009. god., poljoprivredno zemljište korišćeno za uzgajanje određenih ener-getskih zasada (Korišćeno zemljište za brzorastuće zasade vrba i topola) i Korišćeno zemljište za druge energetske zasade kao što su trave (reed canary grass, switch grass, Miscanthus, kineska šećerna trska) ne

postoji. Predlažu se Mere za povećanje dostupnosti biomase, uzimajući u obzir i druge korisnike biomase (sektor poljoprivrede i šumarstva) koje su indirek-tne preko mera predviđenih za poljoprivredu koje se odnose na obradivo zemljište. Međutim, procenjuje se da površina degradiranog zemljišta iznosi negde oko 35.000 ha, uključujući površinske rudarske kopove i jalovišta.

Zbog toga se ukazala potreba za intenzivnim istraživanjem mogućnosti gajenja agroenergetskih useva u realnim agroekološkim uslovima u Republici Srbiji. Pažnju smo fokusirali na višegodišnji visoko-produktivni usev kineski šaš, Miskantus giganteus.

Kineski šaš je sterilni hibrid poreklom iz jugoistočne Azije. Razmnožava se vegetativnim putem sadnjom reznica rizoma. Sadi se na prethodno pripremljeno zemljište u količini 10 000 do 20 000 komada/ha. Na-dzemna biomasa se žanje naredne godine pre kretanja vegetacije ako se koristi kao čvrsto gorivo ili u okto-bru ako se koristi za proizvodnju bioetanola. Jednom zasnovana plantaža daje stabilne prinose od treće do dvadesete godine (Lewandowski i Schmidt 2006). Vi-sina prinosa zavisi od klimatskih i pedoloških karak-teristika a takođe i od kompeticije sa korovskom veg-etacijom (Dželetović et al. 2009). Energetski bilans gajenja kineskog šaša zavisi od primene agrotehničkih mera (energetski inputi) i od prinosa (energetski prino-si) (Angelini et al 2009).

U ovom radu je istraživan uticaj vrste zemljišta i primene agrotehničkih mera na energetski bilans produkcije miskatusa sa ciljem da se ispita da li je moguća energetski efi kasna proizvodnja ovog ener-getskog useva na degradiranom zemljištu. Uporedna analiza rezultata dobijenih u poljskim ogledima prven-stveno treba da ukaže na sličnosti i razlike između zemljišta pogodnog za proizvodnju hrane i onog koje to nije.

MATERIAJAL I METODE RADA

Poljski ogled

Poljski ogledi su zasnovani u optimalnom agrotehničkom roku 2010. godine na dve lokacije: plodno zemljište tipa černozem (lokacija Vršac) i degradirano zemljište tipa ritska crnica – humoglej (lokacija selo Noćaj, grad Sremska Mitrovica). Na prethodno pripremljeno zemljište (zimsko duboko oranje, tanjiranje i setvospremiranje neposredno pred sadnju, dubrenje sa 50 kg ha-1 N:P:K=15:15:15) posađeni su ručno rizomi kineske šaši nabavljeni od komercijalnog snabdevača iz Austrije. Gustina sadnje je bila 20 000 rizoma ha-1. Na oglednim lokacijama su izdvojene po 3 parcele veličine 10X10 m u dve vari-jante: A – navodnjavanje po potrebi i đubrenje 5 nedel-ja nakon sadnje (100 kg NPK ha-1) i B – bez primene agrotehničkih mera. Ranoprolećna žetva je obavljena ručno posle prve, druge i treće godine razvića a pret-savljene su aritmetičke sredine dobijenih prinosa.

226


Prinosi su preračunati na biomasu sa sadržajem vlage 15% i na apsolutno suvu masu.

Energetski parametriDirektni unos energije (gorivo), kao i indirektni

unosi energije (mehanizacija, radna snaga, hemijska sredstva, sadni materijal i dr.) izražavaju se preko energetskih ekvivalenata potrebnih za njihovu proiz-vodnju. U radu su korišćene opšterihvaćene vrednosti energetskih ekvivalenata koje su dobijene na osnovu rezultata više evropsih autora u većem broju poljskih ogleda sa miskantusom (Milovanović et al. 2012). Uračunati su direktni unosi energije za pripremu zemljišta, sadnog materijala, sadnju, proizvodnju i up-otrebu herbicida, zalivanje, žetvu, peletiranje na njivi i transport 1 km od njive. Indirektni energetski unos koji se odnosi na primenu mehanizacije koji se izračunava iz energije uložene u proizvodnju uzimajući u obzir prosečni vek trajanja mašine kao i njihov predviđeni radni kapacitet nije uračunat.

Energetski prinosi po ha su računati kao proizvod prinosa nadzemne biomase u ranoprolećnoj žetvi i gornje toplotne moći biomase iz ogleda. Energetski prinos je ukupna potencijalna energija proizvedena tokom sagorevanja i defi nisan je kao prinos suve mase (t ha-1 odnosno kg ha-1) x najveća toplota sagorevanja (GJ t-1 odnosno MJ kg-1).

Gornja toplotna moć je izmerena za sečku i za pelete standardizovanom procedurom (ÖNORM EN 14918, 14775,14774, DIN 51719).

Neto energetski prinos je izračunat kao razlika en-ergetskog prinosa i energetskog unosa.

Energetska efi kasnost je računata kao odnos ener-getskog prinosa i direktnih energetskih unosa.

REZULTATI I DISKUSIJA

U energetski bilans za gajenje višegodišnjeg ener-getskog useva ulazi celokupan niz operacija i materi-jala upotrebljenih za uspostavljanje plantaže i njeno dalje održavanje s jedne strane, i dobit u obliku en-ergije nastale sagorevanjem suve mase useva sa dru-ge. Direktni unos energije (gorivo), kao i indirektni unosi energije (mehanizacija, radna snaga, hemijska sredstva, sadni materijal i dr.) izražavaju se preko en-ergetskih ekvivalenata potrebnih za njihovu proizvod-nju.

U tabeli 1 su date opšteprihvaćene vrednosti en-ergetskih ekvivalenata koje su dobijene na osnovu rezultata više evropsih autora u većem broju poljskih ogleda sa miskantusom (Acaroglu i Aksoy 2005 ; Angelini et al. 2009, Fischer et al 2005, Boehmel et al 2008). Prilikom izračunavanja energetskih unosa su uzete u obzir potrošnja dizel goriva 50L ha-1 za pripremu zemjišta i 40L ha-1 za žetvu, sečenje biomase i odvoz sa njive (1 km).

Uz ovakav način predstavljanja energetskog unosa mogu se porediti razni modeli gajenja nezavisno od tržišnih cena utrošenih materijala i operacija. Takođe, mogu se vršiti upoređivanja energetskih bilansa ga-jenja višegodišnjih i jednogodišnjih useva (Boehmel et al. 2008). Ovde je korišćen za uporednu analizu produkcije kineskog šaša na plodnom i degradiranom zemljištu, sa i bez primene đubrenja i navodnjavanja.

U tabeli 2 su prikazani unosi energije po godi-nama razvoja plantaže. Priprema plantaže i sadnja se vrši samo u prvoj godini. Priprema zemljišta i sadnja se vrši samo u prvoj godini. Posađeni rizomi počinju da se razvijaju oko mesec dana nakon sadnje i razvoj nadzemne biomase sa nastavlja sve do prvih jesenjih mrazeva. U prvoj godini nakon sadnje biljka se nalazi

Jedinica Energetski ekvivalent

Dizel gorivo MJ l-1 40.035 ubrivo N (za 100 kg ha-1) MJ ha-1 4710 ubrivo P (za 100 kg ha-1) MJ ha-1 1580 ubrivo K (za 100 kg ha-1) MJ ha-1 930

Sadni materijal MJ ha-1 1600 Ru na sadnja MJ ha-1 187 Herbicid MJ ha-1 50 Briketiranje MJ kg-1 1.0 Navodnjavanje MJ m-3 1.02 Transport MJ t-1 km-1 9.22

Tabela 1. - Energetski ekvivalenti sredstava upotre-bljenih za proizvodnju energetskih useva

aktivnost I godina II godina III godina A B A B A B Priprema parcele 3937 3937 sadnja 197 187 Sadni materijal 1600 1600 herbicid 50 50

ubrivo NPK 15:15:15 1083 Navodnjavanje* 204 204 Žetva** 2002 2002 2002 2002 peletiranje 1MJ kg-1 1MJ kg-1

Tabela 2. - Energetski unos u poljskom ogledu kineskog šaša po godinama (MJ ha-1). *20 m3 ha-1; **Mašinska žetva+ seckanje + transposrt do 1 km.

227


u stresu od presađivanja i veliki deo energije koristi na procese adaptacije na novonastale spoljašnje uslove. To uzrokuje mali porast biomase u prvoj vegetaciji tako da se prve godine žetva i ne vrši. U našim ogled-ima se razvila značajna korovska vegetacija tako da je morala da se uklanja hemijskim i mehaničkim putem u prvoj i drugoj godini. Kasnije se sklop biljaka zat-vara pa korovi više nisu kompetentni usevu. Od druge godine nadalje se vrši ranoprolećna žetva. Objavljeni su rezultati dugogodišnjih ogleda (Clifton-Brown et al 2001; Chistian et al . 2008) u kojima je stabilan prinos do dvadesete vegetacije. Žetvom se uklanja nadzemna biomasa dok podzemni organi, rizomi i korenje os-taju na parceli. Biološki se kineski šaš karakteriše vi-sokom stopom recikliranja hraniva (Monti et al. 2008) pa je zbog toga đubrenje vršeno samo u prvoj godini razvića.

U tabeli 3 su prikazane vrednosti energetskog unosa u poljskom ogledu po varijantama. Vrednosti su date zbirno (za drugu godinu je sabrana vrednost za prvu i drugu). U trećoj godini je izvršeno i peletiranje na njivi. Dobijeni rezultati su saglasni sa literaturnim po-dacima (Acroglu i Acsoj 2005) dobijenim za plantaže u sličnim klimatskim uslovima. Energetski unosi su nešto veći na degradiranom zemljištu ritska crnica u odnosu na plodni černozem. Peletiranje je značajan potrošač energije na oba ispitivana slučaja.

Energetski prinosi su izračunavani na osnovu prinosa biomase iz ranoprolećne žetve prikazanih u tabeli 4 i gornje toplotne moći izmerene za biomasu iz ogleda. Ranije objavljeni rezultati iz naših ogleda (Milovanović et al 2012) kao i podaci drugih autora (Clifton-Brown et al 2011 ) ukazuju da na toplotnu moć biomase miskantusa ne utiče način gajenja već sadržaj vlage. Gornja toplotna moć je 18,88 MJ kg-1

za pelete miskantusa, odnosno 18,45 MJ kg-1 za sečku. Prinosi biomase u trećoj godini dostižu očekivane vrednosti za zrelu plantažu i kreću se u opsegu 12,43 t ha-1 za černozem bez navodnjavanja i đubrenja do 27,12 t ha-1 za humoglej uz primenu agrotehničkih mera. Interesantno je zapaziti da su prinosi veći na humogleju koji je zemljište znatno lošijeg kvaliteta u odnosu na černozem. Razlog tome je, najverovat-nije, močvarno stanište koje je veoma slično nativnom staništu kineskog šaša, pa je adapteacija tekla znatno lakše nego na četnozemu. Drugi razlog može biti i količina vode koja se zadržala u zemljištu u trećoj vegetaciji kada nije primenjivano navodnjavanje, jer se parcela odlikuje visokim podzemnim vodama.

Neto energetski prinos se izračunava oduziman-jem unosa energije od prinosa energije (tabela 5), a za ogledno polje kineskog šaša prikazano je u tabeli 6. Neto energetski prinosi u trećoj godini razvoja su značajno povoljniji u odnosu na drugu godinu a što je

Godine razvoja ernozem Humoglej A B A B prva 7071 5724 7071 5724 druga 9330 7724 9330 7724 tre a 25572 19650 28131 26084 Tre a bez briketiranja 11327 9720 11333 9273

Tabela 3. - Energetski unos u poljskom ogledu kineskog šaša po varijantama poljskog ogleda (MJ ha-1).

Godine razvoja ernozem Humoglej A B A B druga 4,48 2,50 10,32 8,31 tre a 14,24 9,93 16,80 16,36 ukupno 18,72 12,43 27,12 24,67

Tabela 4. - Prinos biomase (sa 15% vlage) t ha-1.

Godine razvoja ernozem Humoglej A B A B druga 70275 39288 161763 130222 tre a 223185 155676 263537 256570 ukupno 293460 194964 425300 386792

Tabela 5. - Energetski prinos MJ ha-1.

Godine razvoja ernozem Humoglej A B A B Druga 60945 31564 145362 122498 Tre a se ka 211858 145956 235803 247297 Tre a pelete 197613 136026 235442 230486

Tabela 6. - Neto energetski prinosi MJ ha-1

228


izraženije za plodno zemljište –černozem. Energetski povoljnije je da se biomasa miskantusa skida sa polja u obliku sečke nego da se peletira, ali peletiranje na njivi ima drugih prednosti (Angelini et al 2009).

Energetska efi kasnost u trogodišnjem ogledu produkcije kineskog šaša na plodnom i degradiranom zemljištu je prikazana u tebeli 7. Ovaj parametar uka-zuje koliko se dobija energije u odnosu na utrošenu. I u ovom slučaju značajno povoljnije vrednosti se dobi-jaju kada se ne vrši peletiranje.

Najznačajniji rezultat je zntno bolji odnos na ritskoj crnici u odnosu na černozem. Izuzetno visloki odnosi u drugoj godini su posledica visokih prinosa biomase u drugoj godini na ritskoj crnici.

ZAKLJUČNA RAZMATRANJA

Vrednosti energetskog bilansa dobijene u ogledima sa miskantusom u drugim evropskim zemljama poka-zuju značajne varijacije. Podaci iz Portugalije pokazu-ju da je unos energije za 1. godinu pri đubrenju od 100 kg N ha-1 oko 14000 MJ ha-1. Iznos energetskog bilansa (u proseku za duži period gajenja) je oko 360000 MJ ha-1. U Italiji, u dvanaestogodišnjem ogledu, u prvoj godini unos energije je bio oko 17000 MJ ha-1, a ener-getski bilans 156000 MJ ha-1. U sledećim godinama, prosek energetskog bilansa je oko 450000 MJ ha-1. Pri tome je prinos suve mase u prvoj godini bio oko 10000 kg ha-1, da bi u sledećim prosek iznosio oko 30000 kg ha-1. U ogledu izvedenom u Turskoj, prinos miskantusa u prvoj godini kretao se oko 1500 kg suve mase ha-1, u drugoj oko 6500 kg ha-1, a u trećoj je tek dostigao vrednost od 12-13000 kg ha-1. Unos energije bio je oko 15000 MJ ha-1 u prvoj i drugoj godini, a oko 22000 MJ ha-1 u trećoj. Odnos O/I (iznos/unos) rastao je od oko 2.2 u prvoj do oko 9.5 u trećoj godini ga-jenja. Pri tome je neprestano bilo neophodno navodn-javanje. U Danskoj, ovaj odnos bio je u proseku 6.9. U Portugaliji i Italiji ova vrednost je bila znatno viša (preko 30) ( Ji-Hoon i Do-Soon, 2012).

Niže vrednosti energetskog unosa izračunate za naš ogled su posledica izostavljenih indirektnih unosa koji se odnose na poljoprivredne mašine. U našem slučaju oni nisu uzeti u obzir jer se pretpostavlja da farmer već poseduje odgovarajuće mašine ai naš cilj je prevashono bila komparacija plodnog i degradira-nog zemljišta. Sa tog aspekta unosi energije su skoro jednaki za ispitivane parcele. Neto energetski prino-si su takođe nešto viši iz istog razloga jer su prino-si tehnološki suve mase koji su postignuti u našim ogledima su u opsegu očekivanih.

Postignuti prinosi biomase kao i energetski prinosi na degradiranom zemljištu tipa ritska crnica (hu-moglej) od preko 27 t ha-1 uz navodnjavanje i đibrenje, odnosno skoro 25 t ha-1 bez primene agroehničkih mera za drugu i treću godinu razvoja plantaže potvrđuju pretpostavku da je ovo zemljište izuzetno pogodno za plantažiranje kineskog šaša (Miscanthus gigan-teus) i nože se preporučiti za ovu namenu. Energetski parametri koji su izračunati za prve tri godine razvića će postajati sve povoljniji kako se nastavlja niz žetvi jer se najveća ulaganja energije događaju u prve dve godine.

ZahvalnicaOvaj rad je rađen u okviru projekta „Ekoremedi-

jacija degradiranih prostora produkcijom agroen-ergetskih useva“ ev. Br. TR 31078 fi nansiranog od strane Ministarstva prosvete, nauke i tehnološkog raz-voja Republike Srbije i JP Elektroprivreda Srbije kao korisnika rezulata. Autori zahvaljuju na podršci.

LITERATURA

1. ACAROG LU, M., AKSOY, A.S . (2005): The culti-vation and energy balance of Miscanthus x gigan-teus production in Turkey, In Biomass and Bioen-ergy, Vol. 29, (2005),1, pp. 42-48.

2. ANGELINI, L.G., CECCARINI, L., NASSI O DI NASSO, N., BONARI, E. (2009): Comparison of Arundo donax L. and Miscanthus x giganteus in a long-term fi eld experiment in Central Italy: Analy-sis of productive characteristics and energy bal-ance, In Biomass and Bioenergy, Vol. 33, (2009), 4, p. 635-643.

3. BOEHMEL, C., LEWANDOWSKI, I., CLAU-PEIN, W. (2008): Comparing annual and perennial energy cropping systems with different manage-ment intensities, In Agricultural Systems, Vol. 96, (2008), 1-3, p. 224-236.

4. CLIFTON-BROWN JC, LEWANDOWSKI I, AN-DERSSON B, BASCH G, CHRISTIAN DG ET AL. (2001): Performance of 15 Miscanthus genotypes at fi ve sites in Europe. Agron. J. 93: 1013-1019

5. CLIFTON-BROWN JC, RENVOIZE S, CHIANG YC, IBARAGI Y, FLAVELL R ET AL (2011): De-veloping Miscanthus for bioenergy. In NG Halford, A Karp, eds, RSC Energy and Environment Series-No. 3 Energy Crops, Royal Society of Chemistry, pp. 301-321.

Godine razvoja ernozem Humoglej A B A B druga 7,53 5,06 17,33 16,86 Tre a se ka 19,70 16,01 23,25 27,67 Tre a peleti 8,72 7,92 9,37 9,84

Tabela 7. - Energetska efi kasnost produkcije kineskog šaša.

229


6. CHRISTIAN DG, RICHE AB, YATES NE (2008): Growth, yield and mineral content of Miscanthus x giganteus grown as a biofuel for 14 successive harvests. Ind. Crop. Prod. 28: 320-328.

7. EEA (2013): Report 6/2013, EU bioenergy poten-tial from a resource-effi ciency perspective, ISSN 1725-9177, Luxembourg: Publications Offi ce of the European Union, 2013, pp. 60.

8. FISCHER, G., PRIELER, S., VAN VELTHUI-ZEN, H. (2005): Biomass potentials of miscant-hus, willow and poplar: Results and policy impli-cations for Eastern Europe, Northern and Central Asia , In Biomass and Bioenergy Vol. 28, (2005), 2, p. 119-132.

9. JI-HOON CHUNG, DO-SOON KIM (2012): Miscanthus as a Potential Bioenergy Crop in East Asia, J. Crop Sci. Biotech. 2012 (June) 15 (2): 65 – 77.

10. LEWANDOWSKI, I., SCHMIDT, U. (2006): Ni-trogen, energy and land use effi ciencies of miscan-thus, reed canary grass and triticale as determined by the boundary line approach, In Agriculture, Ecosystems and Environment, Vol. 112, (2006),4, p. 335-346.

11. MILOVANOVIĆ, J., DRAŽIĆ, G., IKANOVIĆ, J., JUREKOVA, Z., RAJKOVIĆ, S. (2012): Sus-tainable production of biomass through Miscant-hus giganteus plantantion development. In Annals of Faculty Engineering Hunedoara International

Journal of Engineering, Vol. 10 (1), ISSN 1584-2665, 2012, p. 79-82.

12. MONTI, A., DI VIRGILIO, N., VENTURI, G. (2008): Mineral composition and ash content of six major energy crops, In Biomass and Bioener-gy, Vol. 32, (2008), p. 216-223.

13. ÖNORM EN 14918 (2010-02-15): Feste Bio-brennstoffe – Verfahren ur Bestimmung des Bren-nwertes

14. DIN 51719 Prüfung fester Brennstoffe - Bestim-mung des Aschegehaltes

15. ÖNORM EN 14775: Feste Biobrennstoffe – Ver-fahren zur Bestimmung des Aschegehaltes

16. ÖNORM EN 14774: Feste Biobrennstoffe - Bestimmung des Wassergehaltes - Ofentrocknung - Teil 2

17. POJEDNOSTAVLJENI NACIONALNI AK-CIONI PLAN ZA OBNOVLJIVE IZVORE EN-ERGIJE (2008) izrađen u skladu sa obrascem predviđenim Direktivom 2008/29/ES (odluka 2009/548/EC), Vlada Republike Srbije, Beograd, decembar 2012.

18. DŽELETOVIĆ, Ž., MIHAILOVIĆ, N., GLAMOČLIJA, Đ., DRAŽIĆ, G., (2009): Odložena žetva Miscanthus giganteus – uticaj na kvalitet i količinu obrazovane biomase. U PTEP – časopis za procesnu tehniku i energetiku u pol-joprivredi (Novi Sad), Vol. 13, (2), 2009, p. 170-173.

230


Vladimir MILIJANOVIĆ, Aleksandar MILOJKOVIĆ, Miroslav MILADINOVIĆ, Miloš MITROVIĆ, Milun J. BABIĆ

Fakultet inženjerskih nauka, Univerziteta u Kragujevcu

UDC:631.674

Projekat implementacije postrojenja za navodnjavanje poljoprivrednog zemljišta

ravnice ,,Stig“

REZIMEU ovom radu su predstavljeni rezultati studentskog akademskog projekta, rađenog u okviru re-

dovne nastave, čiji je cilj bio da razmotri mogućnost navodnjavanja obradivih površina u ravnici Stig kod Požarevca vodom koja se ispumpava sa površinskog ugljokopa Drmno. Iz ovog ugljokopa iskopava se lignit za potrebe Kostolačkih termolektrana, a po načinu eksploatacije je specifi čan i u ev-ropskim okvirima, jer se nalazi na terenu koji je izložen proticanju jakih podzemnih voda, pa kao takav poseduje jedinstveni sistem za zaštitu od površinskih i podzemnih voda prilikom eksploatacije. Pred-metni irigacioni sistem u toku rada ispumpava velike količine vode koja se, kasnije, nakon taloženja grubih nečistoća u taložnicima, ispušta u reke Dunav i Mlavu.

Ključne reči: poljoprivreda, biljka, zemljište, voda, akumulacija, fi ltriranje, navodnjavanje, cevo-vod, pumpa, energija.

SUMMARYThis paper presents the results of student academic project, developed within regular classes,

whose aim was to examine the possibility for irrigation farmland in the valley Stig near Pozarevac using water that is pumped from coal open pit Drmno. From this coal open pit, coal is mined for needs of Kostolac thermal power plants, and the way of its exploitation is special in the European framework, as it is located on the ground which is exposed to the fl ow of strong ground water, and as such has a unique system for the protection against surface and ground water during its operation. The mentioned irrigation system during its operation pumps large amounts of water which is, after the deposition of coarse impurities in the sedimentation, discharged into the rivers Danube and Mlava.

Keywords: agriculture, plants, soil, water, reservoirs, fi ltration, irrigation piping, pumps, energy.

1. UVOD

Zadatak istraživačko-razvojnog studentskog tima je bio, da nakon analize geomorfoloških i pedoloških

svojstava zemljišta u Stiškoj ravnici, i istraživanja kli-matskih faktora u ovoj geografskoj oblasti, istraži:

- potrebe za vodom poljoprivrednih kultura koje se uzgajaju u ovom kraju, i da utvrdi količine vode za njihovo navodnjavanje tokom vegetacionog perioda;

- izdašnost vodnih izvora u otkopnim poljima površinskog ugljokopa i hemijsko-bilološke kara-kteristike vode koja se produkuje u rudniku;

- oblike bio-hemijskog tretmana, ako se pokaže da je neophodan, da bi se voda koja se ispumpava iz

ugljokopa mogla koristiti za navodnjavanje pol-joprivrednih kultura koje se tradicionalno gaje u Stigu;

- optimalnu lokaciju i gabarite vodenog bafera (akumulacionog jezera) koji bi se snabdevao vo-dom iz postojećih vodosabirnika lociranih u ugl-jokopu, iz koga bi voda slobodnim padom snab-devala biljne kulture u Stiškoj ravnici;

- optimalni raspored i dimenzije cevovodnog vodo-distributivnog sistema na relaciji taložnik – bafer i bafer – korsnici zalivne vode i

- zainteresenovanost vlasnika poljoprivrednih par-cela u Stiškoj ravnici da uđu u neki vid partner-stva za izgradnju vodozalivnog sitema.

231


Veoma je bilo važno da uz pomoć savremenih soft-verskih proračunskih i projektantskih alata kompletnu ideju proverimo, ali i da izradimo 3D virtualne do-kumentacije svih vitalnih komponenti vodozalivnog sistema, ali i da utvrdimo ekonomsku opravdanost in-vesticije u izgradnju tog sistema.

2. LOKACIJA STIŠKE RAVNICE

Stig je ravnica u istočnoj Srbiji, koja predstavlja južni obod Panonske nizije. Nalazi se u donjem toku

reke Mlave, od ušća u Dunav do Homoljskih planina [1]. Veća naselja u ovoj oblasti su Požarevac i Petrovac na Mlavi. Zahvata površinu od oko 150 km² (Slika 1).

Zemljište ravnice Stig je veoma plodno i pogodno za gajenje gotovo svih biljnih kultura, jer je površinski sloj tipa černozem. Tradicionalne biljne kulture koje se gaje na ovoj plodnoj površini su u velikoj meri kukuruz, pšenica i suncokret, a u manjoj meri ostale žitarice.

3. KLIMATSKE KARAKTERISTIKE U OBLASTI STIGA

Klima ovog područja je umereno kontinentalna sa delimičnim uticajem stepsko-kontinentalnog klimata, koji dolazi iz južnog Banata. Odlike ove klime su topla leta i relativno hladne zime. Blizina Đerdapske klisure i izloženost područja udarima košave, odražava se na mikroklimu.

Na osnovu podataka sa klimatološke stanice Bradarac, srednja godišnja tem-peratura vazduha na osnovu raspoloživih podataka za period od 1959. do 1994. godine, iznosi +10,9°C, pri čemu je najhladniji mesec januar sa srednjom mesečnom temperaturom od -0,1°C, a najtopliji mesec jul sa srednjom mesečnom temperaturom od 21,2°C. Srednje mesečne temperature za period od 2001. do 2005. godine prikazane su na Slici 2.

Isparavanje je najintenzivnije u vegetacionom periodu i iznosi 76% godišnje, a u periodu jun-avgust 44,9%. Prosečna relativna vlažnost iznosi 66,7%, pa se ovo područje ubraja u um-ereno vlažno. Na osnovu višegodišnjeg osmatranja (za period 1959.-1999. go-dine) na najbližoj meteorološkoj stanici Bradarac, prosečne sume godišnjih pa-davina iznose 688,2 mm (Slika 3).

Najkišovitiji je mesec jun sa prosečnom sumom padavina od 91,3 mm, a mesec sa najmanjom visinom pa-davina je oktobar sa prosekom od 43,7 mm. U toku proleća se izluči najveća količina padavina, prosečno 214 mm, a godišnje doba sa najmanjom količinom padavina je zima u proseku 134,6 mm. Apsolutno maksimalna visina pada-vina za analizirani period, zabeležena je u avgustu 1975. godine od 233,2 mm vodenog stuba.

Prosečan broj kišnih dana u toku godine je 134 dana, što čini 36,75% od ukupnog broja dana u godini. Broj dana

Slika 1. - Ravnica ,,Stig”

19591960196119621963196419651966196719681969197019711972197319741975197619771978197919801981198219831984198519861987198819891990199119921993199419951996199719981999

vreme (god)

0

200

400

600

800

1000

visi

na p

ada v

ina

(mm

)

Slika 3. - Sume godišnjih padavina za kišomernu stanicu Bradarac

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

Mesec

t C s

tepe

n

2001 2002 2003 2004 2005

Slika 2. - (Srednje mesečne temperature za period 2001-2005)

232


sa padavinama preko 1 mm vodenog stuba ima 92,2 dana godišnje, a sa padavinama preko 10 mm, 22 dana godišnje. Maksimalna dnevna visina padavina izme-rena na kišomernoj stanici Bradarac je zabeležena 09.10.1963. godine, kada je palo 60,7 l/m².

U okviru površinskog kopa ,,Drmno“, od 1987. godine funkcioniše merna stanica za registrovanje pa-davina i temperature. Prema podacima sa ove stanice, prosečna godišnja količina vodenog taloga iznosi od 600 do 640 mm. Najbogatiji padavinama je mesec maj sa 120 l/m², a najsiromašniji septembar sa 40 l/m². Karakteristike podnevlja su i vrlo suve zime sa malo snežnih padavina. Maksimalne dnevne količine pada-vina izmerene na Drmnu tokom perioda 2001- 2007. godine (Slika 04), dok su mesečne količine padavina za isti period prikazane na Slici 5 [2a].

4. KOLIČINA VODE POTREBNA ZA NAVODNJAVANJE

Usev kukuruza je jedan od onih koji daje najveću vegetativnu masu, pa je razumljivo zašto i traži ve-like količine hraniva i vode. U ranim fazama razvića, vodni defi cit se manifestuje neujednačenim nicanjem i napredovanjem mladih biljaka, odnosno usporen-im porastom. Važno je istaći da najkritičniji period, počinje 14 do 21 dan pre metličenja.

Kukuruz u ovom periodu mora da dobije dovoljnu količinu vode. U suprotnom prinos će biti znatno redukovan. Ovaj period traje sve do početka mlečne zrelosti kukuruza. Primetno je da su zbog globalnog otopljavanja i promena klime u proizvodnom području

sve češće sušne godine sa manjim ili većim defi citom padavina potrebnih za nesmetan rast i razvoj biljaka. Stoga je i mera navodnjavanja zemljišta dobila na značaju i primetno je da se posledn-jih godina na proizvodnim poljima po-javljuje sve više mašina pomoću kojih se navodnjava iz postojeće kanalske mreže i reka.

Prvi znaci defi cita vode u zemljištu su izgled, boja lista koji se uvija (boja je često svetlo zelena), metlica se pre-vremeno pojavljuje, svila kasni ili se u nekim slučajevima u uslovima dug-otrajnog vodnog defi cita uopšte i ne pojavljuje. Na kraju dolazi do svenuća lišća. U toku toplih letnjih dana, obično u popodnevnim časovima, česta je po-java prevremenog uvenuća. Ovo je posledica toga što korenov sistem bil-jaka nije u stanju da nadoknadi vodu koja se gubi isparavanjem preko lisne površine i zemljišta.

Biljka prvo reaguje smanjenjem površine listova odnosno uvijanjem lišća. Kad se temperatura vazdu-ha tokom noći spusti, kada poraste

vazdušna vlažnost, a u zemljištu ima dovoljno vlage, kukuruz može brzo da povrati dobar izgled bez pos-ledica po prinos. Prvi simptomi potencijalnog sman-jenja prinosa su sparušeno i žuto lišće, koje počinje da se suši. Važno je istaći da ovo ne treba da bude i signal za početak navodnjavanja, jer tada je već kasno. Pravi trenutak navodnjavanja se određuje na osnovu stanja vodno-vazdušnih parametara u zemljištu.

U toku vegetacije potreba kukuruza za vodom iznosi od 450 do 600 mm u našim uslovima. Količina vode za navodnjavanje se može defi nisati kao razlika između potreba useva i količine vode koju je usev dobio putem atmosferskih padavina. Višegodišnja istraživanja i analize, kao i praćenje fi ziologije useva daje nam prosečne vrednosti mesečnih količina vode potrebne za pravilan rast useva. U mesecu aprilu use-vu treba oko 50 mm, maju - 75 mm, junu - 90 do 95 mm, julu - 100 mm, avgustu - 95 mm, septembru - 40 mm (1 mm = 1 l/m²) (Slika 06).

Razliku između ovih količina i količine efektivnih padavina treba nadoknaditi navodnjavanjem.

Trenutak izvođenja navodnjavanja u velikoj meri zavisi od stanja vlažnosti zemljišta kao i od tipa zemljišta. Kod srednje teških zemljišta (ilovastih) sa navodnjavanjem treba početi kada je vlažnost 16-18 masenih %, kod lakih (peskovitih) 13 do 15% i teških (teško ilovasta ili glinovita zemljišta) 18-20%. Norma zalivanja - količina vode koja se na polje dovede u jednom turnusu, zavisi od karakteristika zemljišta i njegove vlažnosti.

Ovo je od velike važnosti, jer prevelike i neadekvatne norme navodnjavanja mogu dovesti do

0

10

20

30

40

50

60

70

80


Mesec

mm

2001 2002 2003 2004 2005 2007

Slika 4. - Maksimalne dnevne padavine na Drmnu za period 2001-2007

0

50

100

150

200

250


Mesec

mm

2001 2002 2003 2004 2005 2007

Slika 5. - Mesečne padavine na Drmnu za period 2001-2007

233


erozije zemljišta i degradacije njegovih proizvodnih svojstava. Kod zemljišta srednjeg mehaničkog sastava (černozem, aluvijalna zemljišta) zalivna norma ne bi trebalo da prelazi 60 mm (60 l/m²), a kod ostalih one su manje i trebalo bi da se kreću u rasponu od 20 do 40 mm (20 do 40 l/m²). Takođe je potrebno voditi računa o intenzitetu navodnjavanja odnosno o vremenskom periodu u kome će predviđena norma biti plasirana na zemljište. Preveliki intenziteti, takođe, mogu dovesti do erozije zemljišta.

Proizvođači bi stalno trebalo da imaju u vidu da je količina poljoprivrednog zemljišta ograničena, a da je

brojnost stanovništva sve veća te da su potrebe za hranom i energentima sve veće. Stoga je-dini način za postizanje optimalnog nivoa proizvodnje je primena svih agrotehničkih mera, među kojima je i navodnjavanje. Povećanje prinosa i njihova stabilnost u uslo-vima navodnjavanja u svakom slučaju oprav-dava ulaganje u sisteme i opremu za navodn-javanje, pa se dilema oko primene ove mere i ne postavlja [3].

5. IDEJNO REŠENJE NAVODNJAVANJA

Pošto se u neposrednoj blizini ravnice Stig nalazi površinski kop ,,Drmno“ koji je pose-

ban u Evropi po eksploataciji na terenu koji je izuzet-no izložen površinskim i podzemnim vodama, pa se samim tim radi eksploatacije uglja crpi velika količina vode, a koja se potom ne koristi, došli smo na ideju da se upravo sva ta voda iskoristi na taj način što će adekvatno dimenzionisanim sistemom navodnjavanja poboljšati i olakšati poljoprivrednu proizvodnju.

5.1 Karakteristike sistema odvodnjavanja kopa Drmno (izvorišta)

Zaštita površinskog kopa ,,Drmno“ od priliva podzemnih i površinskih voda sprovodi se sa dva

nezavisna sistema odvodnjavanja: sistemom zaštite od podzemnih voda i sistemom zaštite od površinskih voda.

Za zaštitu kopa ,,Drmno“ od površinskih i isteklih podzemnih voda iz kosina etaža, pri-menjuju se standardni objekti zaštite: etažni kanali, vodosabirnici, pumpne stanice i po-tisni cevovodi.

Unutar površinskog kopa, na najnižoj koti trenutnog otkopa (oko +22 m) lociran je glavni vodosabirnik VS-1 koji predstavlja recipijent za sve površinske i podzemne vode istekle iz kosina etaža i vode prikupljene in-

Slika 6. - Količina padavina u toku vegetacije

Slika 7. - Izgled vodosabirnika VS-1

Slika 8. - Prikaz predviđene površine za navodnjavanje Slika 9. - (Prikaz odlagališta

234


terventnim vodosabirnicima, i do njega sprove-dene mrežom kanala (Slika 07). Vodosabirnici su dimenzionisani za prilive površinskih voda pedesetogodišnjeg povratnog perioda [2b].

Ukupna prosečna količina vode koja se sa površinskog kopa ,,Drmno“ sakupi pomoću oba sistema odvodnjavanja u toku jednog meseca iznosi 2300000 m³. Za godinu dana ova količina iznosi 27600000 m³, što je prema potrebama zemljišta i biljnih kultura i više nego dovoljna za navodnjavanje 60 km² od ukupne površine ravnice Stig (Slika 8) [4].

5.2 Opis sistema za navodnjavanjeSistem za navodnjavanje poljoprivred-

nog zemljišta u Stiškoj ravnici trebalo bi da funkcioniše tako što bi se voda iz vodosabirnika VS-1, pomoću pumpne stanice, potisnim cevo-vodom prepumpavala u akumulaciono jezero koje bi trebalo da bude izgrađeno na lokaciji starog odlagališta jalovine (Slika 9).

Akumulaciono jezero bi zahvatalo zapreminu od 28000000 m³ a idealizovane dimenzije (di-menzije kvadra) bi bile:

- dužina 4000 m,- širina 350 m,- dubina 20 m.Voda koja se akumulira u veštačkom jezeru

bi se, nakon taloženja, zagrevanja i tretmana u postrojenju za tretman vode, prirodnim pa-dom distribuirala kroz mrežu gravitacionog cevovoda svuda po Stiškoj ravnici cevovodima raspoređenim na način prikazan na Slici 11. Ukupna dužina mreže gravitacionog cevovoda je 170 km, a pritisak u cevovodu je minimalno 1bar.

Slika 10. - Prikaz terena od VS-1 do odlagališta

Slika 11. - Prikaz mreže gravitacionog cevovoda

Mesec Koli ina dostupne vode m³

Koli ina vode koja se akumulira m³

Koli ina vode koja se troši m³

Razlika m³

Januar 2300000 9200000 - -

Februar 2300000 11500000 - -

Mart 2300000 13800000 - -

April 2300000 13100000 3000000 700000

Maj 2300000 10900000 4500000 2200000

Jun 2300000 7800000 5400000 3100000

Jul 2300000 4100000 6000000 3700000

Avgust 2300000 700000 5700000 3400000

Septembar 2300000 600000 2400000 100000

Oktobar 2300000 2300000 - -

Novembar 2300000 4600000 - -

Decembar 2300000 6900000 - -

Tabela 1. -

235


Proračun potrebne količine vode realizovan je pod pretpostavkom da padavina uopšte nema ili da ih ima jako malo kao što je slučaj u izuzetno sušnim godi-nama. Ovakva pretpostavka je postavljena iz sigurn-osnih razloga, odnosno, da bi se sa sigurnošću postigla potrebna vlažnost zemljišta bez obzira na klimatske karakteristike godine (Tabela 1).

U Tabeli 1. prikazane su količine vode, raspoređene po mesecima, koja je dostupna sa izvorišta i vode koja je potrebna za navodnjavanje biljnih kultura. Boldira-ni broj u tabeli označava višak akumulirane vode koji se svake godine uvećava za istu količinu. Ova količina se prelivnim sistemom transportuje nazad do vodosa-birnika kako bi se sprečilo izlivanje akumulacionog jezera.

5.3 Virtuelna 3D forma idejnog rešenjaIz vodosabirnika VS-1 pomoću pumpe ranga

BPV8-3 (Slika 12, Tabela 2), čiju smo kostrukcijsku dokumentaciju uradili uz pomoć softverskog alata Catia V5, voda se transportuje, najpre do veštačkog jezera, a odatle, slobodnim padom prema sistemu za navodnjavanju Stiške ravice.

Prema uslovima eksploatacije geodezijska visina se menja: minimalna geodezijska visina je 15 m, dok je maksimalna 110 m. BPV je trgovačka oznaka za bunarske pumpe, koje se koriste za vodosnabdevanje naselja, u industriji i poljoprivredi, kao i za sniženje

nivoa podzemne vode u građevinarstvu, rudarstvu itd. U odnosu na ostale pumpe ove pumpe ostvaruju veće napore i relativno visoke protoke. Zbog toga se one, prvenstveno, upotrebljavaju tamo gde su velike crpne visine, kao npr. u kopanim bunarima, rezervoarima i bušenim bunarima većeg prečnika. Pogodne su za cr-pljenje čiste, ili lako prljave vode bez sadržaja peska ili drugih abrazivnih čestica temperature do 353K (800S) [5].

Projektnim rešenjem smo predvideli da se naša projektovana pumpa, ranga BPV8-3, postavi na pon-ton u vodosabirniku VS-1 (Slika13), i da se pomoću nje voda ispumpava do akumulacionog jezera koje se nalazi na odlagalištu.

Slika 12. - Prikaz pumpnog agregata BPV8-3

Kapacitet 140 l/s

Manometarska visina Hm 13 bar

Težina agregata 4340 kg

Elektromotor ZKFN160/4

Snaga elektromotora 315 kW

Napon 6000 V

Broj obrtaja 1450 o/min

Tabela 2. - Karakteristike BPV8-3 pumpe

Slika 13. - Prikaz pumpe na pontonu Slika 14. - Prikaz pumpe sa akumulacionim jezerom

236


Na slikama 13 i 14 prikazana je pumpa sa potisnim cevovodom do akumulacionog jezera koje se nalazi na odlagalištu (na nadmorskoj visini od 133 m). Voda se preliva iz jezera kroz postrojenje za tretman vode (Slika 15 i 16) i gravitaciono transportuje cevovodima do potrošača.

6. TEHNO-EKONOMSKA ANALIZA6.1 Cena izgradnje postrojenja Cena izgradnje postrojenja opisanog u ovom radu,

koje je predviđeno za navodnjavanje Stiške ravnice, prikazana je u Tabeli 3.

6.2 Perod otplateDo perioda otplate izgradnje postrojenja opisanog

u ovom radu došli smo na osnovu podataka koji su pokazuju porast prinosa kukuruza kao dominantne poljoprivredne kulture u tom području nakon us-postavljanja navodnjavanja. Ti podaci govore da bi prinosi po hektaru (kukuruza) za celu površinu Stiga po sezoni iznosili:

- 6,5 t/ha, kada nema navodnjavanja i- 12 t/ha po izgradnji opisanog sistema za navod-

njavanje,

odnosno u novčanom ekvivalentu (cena kukuruza 16,14 din/kg):

- 692406000 din/sezona kada nema navodnjavanja i- 1278288000 din/sezona po izgradnji opisanog

sistema za navodnjavanje.Dakle, nakon izgradnje projektovanog sistema za

navodnjavanje, prinos kukuruza po sezoni povećaće se za 585.882.000 din, odnosno za 5.139.315,789€ !

Troškovi koji opterećuju cenu vode za navodnja-vanje (uključeni troškovi pogonske energije, radne snage, održavanja, amortizacije, hemikalija i otplate kredita) uslovljavaju da ta cena iznosi oko 5 dinara/m3, što znači da se za godišnju proizvodnju od 28.000.000 m3 vode mora ulagati svake godine oko 140.000.000 dinara, odnosno 1217391 €.

Saglasno rečenom, rok za otplatu investicije iznos 9 godina.

7. LITERATURA[1] http://sh.wikipedia.org/wiki/Stig_(Srbija) internet,

11. 03. 2013. god.[2] Božo Kolonja, Dragan Ignjatović, Dinko Knežević,

Vladimir Pavlović, Nikola Lilić, Slavko Torbica, Aca Jovanović, Milorad Bogdanović, Tehnički projekat zaštite P.K. “Drmno” od podzemnih i površinskih voda, (str 4-6, 25), Rudarsko Geološki Fakultet, Beograd, januar 2009 god.

[3] KWS bilten br.12/2008, (str.8-9), dostupno na veb strani http://www.kws.de/global/show_document.asp?id=aaaaaaaaaaffgzc

[4] Boris Popović, Valentina Milićević, Aleksandar Avramović, Snežana Pešić, Izveštaj GEORAD-a, Drmno, avgust 2013 god.

[5] Jastrebac a.d. fabrika pumpi Niš, Uputstvo za upotrebu centrifugalne pumpe tipa BPV8-3, Niš, 1987 god.

Slika 15. - Postrojenje za tretman vode

Slika 16. - Prikaz terena odlagališta u odnosu na pol-joprivrednu površinu

Cena postrojenja za navodnjavanje Stiške ravnice (površina od 66 km²)

Naziv Cena u € Modifikacija postoje e akumulacije 1.500.000

Potisni cevovod 1600m 1669Gravitacioni cevovod 170km 177.392

Kanali 536250Pumpni agregati 3 kom 150.000Sistem “kap po kap” za (celu površinu) 5940000

Regulatori pritiska 198000Vodomeri sa Wireless pra enjem parametara 330000

Postrojenje za tretman vode 50000

Ukupno 8883311

Tabela 3. - Cena projektovanog postrojenja za navod-njavanje Stiške ravnice

237


Zoran POPOVIĆ, Ivan SOUČEK, Ozren OCIĆ, Nikolaj OSTROVSKI, Slobodan ADŽIĆ

UDC:656.6 : 665.71

Refi ning and Petrochemical Interface. Case Study: HIP Petrohemija - NIS

ABSTRACTArticle is evaluating current situation and possible development of regional refi neries and pet-

rochemical producers taking into account profi tability of particular production streams and market istuation. Indicativelly the aromatic stream and olefi nic stream are analysed in prospective of regional product availability and economy of scale of existing or possibly future production units. The interface between NIS (Refi nery Pančevo), HIPP (Pančevo and Elemir), HIPOL (Odžaci) is analysed identi-fying opportunities and options in pyrolic naphtha (py-gas) valorization (aromatics), in pyrolytic oil valorization (indene/indane, naphtalene), valorization of C4 stream and propylene. Sourcing of region in limited and/or wider approach is discussed.

Key words: oil refi nery, petrochemical complex, interface, aromatic and olefi nic stream, pygas, C4 stream, propylene.

REFINING AND PETROCHEMICAL INDUSTRY

During the last years (associated with fi nancial crisis that started in 2008/2009) both the refi n-

ing and petrochemical business are suffering from low margins, over-capacity in certain regions (especially in Europe), high competition between local and overseas players which results into necessity to re-consider ap-proaches of operation, management and development those business sectors independently from each other.

Specifi cs of petrochemical industry are that its profi tability is cyclic due to the combined effects of demand cycling and of supply cycling. Projected cy-cles in operating rates result in corresponding cycles in profi tability. Capacity expansions in the next years are known and factored into the projections. Beyond the short-term the outcome of the cycle is specula-tive since it depends on unforeseen events as well as economic performance. According to the Nextant’s forecast, the positive peak of petrochemical cycle is expected in 2015. In this period, the petrochemical producers will/should introduce or complete all the planned development projects in order to face the next recession, which analysts expect will occur in the pe-riod 2017-2020.

The profi tability has cyclic character with cycles that capture phase of prosperity and phase of reces-sion. The three traditional reasons are:

• The imbalance of supply and demand - introduc-tion of modern capacities;

• Disharmony in the vertical integration - primary products (crude, fuels, basic petrochemicals) to the fi nal materials (plastics, resins, fi bers);

• The infl uence of general economic trends - pros-perity or recession in the global or regional level

The difference between approaches in 90’s and now is shown in the Table 1.

PETROCHEMICAL INDUSTRY TRENDS

According to the CMAI, the demand of petrochemi-cal products will continue to grow but it seems that the global petrochemical industry is at a crossroads. Some recovery has taken place since the 2008-2009 years of recession but the extent of the growth depends on region. Many developed countries are seeing stagnant conditions and future forecasts are murky. That said that some trends appear to be emerging. Regionally observing, Asia-Pacifi c will remain the global growth leader, based on burgeoning economic strength from China and India (see Figure 1). Behind them, how-

238


ever, North America may challenge the Middle East in new projects. Within industry, naphtha olefi ns crackers remain disadvan-taged (esp. upon the shale gas development and its im-pact on pricing of all petro-chemical derivatives). How-ever, producers will seek to maximize production from available resources such as natural gas condensate and coal-to-liquids. Overall, petrochemical companies throughout the world are restructuring, consolidating and implementing domestic and global strategies to im-prove profi tability and con-tend with forecast economic changes, particularly in Eu-rope where growth is lag-ging. Survival in the com-ing years will involve tough decisions by petrochemical operators. Older, high-cost facilities are forecast to be idled or permanently shut down. New projects may be delayed or even cancelled as Western European and North American demand for petrochemicals returned in current period (pre-2014) to pre-2008 levels (see Figure 1).

One option for possible elimination of “poor” cycle of petrochemical business is its integration with refi ning

Table 1. - European petrochemical industry 1990-2015

Figure 1. - Demand trends for petrochemical products, worldwide, Asia Pacifi c, North America and Western Europe, 1990-201

Refineries Petrochemical Index

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Litvinov

Kralupi

Gdansk

Schwed

t

Leuna Sperg

au

Ingolstad

t

Vohburg

Neusta

dt

Ingolstad

t

Burghau

sen

Schwec

hat

Bratisl

ava

Szasz

halombath

a

Prod

ucts

ded

icat

ed to

Pet

roch

emic

al s

ite, %

tota

l pro

duct

s

Figure 2. - The current integration of European refi ning and petrochemical ca-pacities

239


business. Several players in the region are effectively integrated and gaining benefi ts of this, the level of in-tegration is described by Refi neries-Integration Index1 (see Figure 2). Recent declaration of OMV Strategy, for example, identifi es the OMV interest only in refi n-eries integrated with petrochemical business.

BENEFITS OF REFINERY - PETROCHEMICAL INTEGRATION (RPI)

Values of refi nery and petrochemical plant output streams differ even in the case of same products. For example, some aromatic hydrocarbon that is produced in refi nery is valued according to its usage-value as an octane-boosting additive, while that same aromatic compound produced in petrochemical complex not only has a different usage, but it also has a different commercial value. And one of the initial motives for entering of the oil companies into petrochemical busi-ness through the production of aromatics and their derivatives was just a fact that commercial value of an aromatic hydrocarbon in petrochemical complex is typically higher than in a refi nery.

In general, the synergistic effects of RPI are the increasing availability of feed stocks, higher possibili-ties for processing and re-processing of streams both from refi nery and petrochemical plant and lowering the costs per unit of fi nal product (mainly fi xed costs, but very often variable costs also).

Possibilities to increase the fl exibility in terms of valuation of certain material streams are diverse - for example, by adaptation of an ethylene plant to val-orize not only naphtha but also refi nery gases, LPG and some heavier refi nery streams. Economy of kero-sene’s fraction could be signifi cantly increased by ex-traction of n-paraffi ns. On the other hand, integrated petrochemical plants could provide cheaper chemical components to be used in economically justifi ed pro-duction of motor fuels under the new standards.

The advantages that this brings an integration of type “oil refi nery + petrochemical complex” in the fi eld of operating cost and investment expenditures are reduced needs for inventories (and thus also for working capital and investments in tank farms), the savings in transport costs, as well as the division of certain fi xed unit costs and infrastructure investment unit costs. Savings in logistics costs are particularly signifi cant. Some analyzes have shown that the reduc-tion of logistic costs by 10% within the supply chain of raw materials / intermediates in chemical production increases profi tability by 6-8% (for example, reduce of administration costs by 10% increases profi tability by only 2-4%).

The essential benefi ts of RPI could be summarized as follow [1]:

• Integrated refi ning-petrochemical plants balance one another;

• Extend the petrochemical feedstock to non-con-ventional hydrocarbon sources such as heavy oils and residues;

• By-products can be re-processed to increase more valuable products

• Reduction of variable costs (transport, utilities);• Reduction of fi xed costs per unit of fi nal products

(maintenance and other costs of logistics);• Working capital savings through lower invento-

ries;• Strategic advances (less primary and cheap

products to trading market, independence and supply security, possibility to adjust structure of fi nished products deliveries to current profi tabil-ity in two different markets, common business and investment strategy).

For example, Shell’s approach [3] is to run the entire hydrocarbon chain, from the refi nery through to the chemical crackers and derivative plants, as a single, optimised operation. This can help to maxim-ise the value to the overall enterprise, rather than just to an individual unit.

PRECONDITIONS FOR RPI RECOGNIZED BY MAJOR OIL COMPANIES

Practically almost all major global oil companies have entered into petrochemical business by the fol-lowing strategic order:

1. Entering the fi eld of production of aromatic hy-drocarbons in two steps: (a) production of indus-trial solvents (b) production of raw-materials for chemical intermediates;

2. Inclusion in the technological development of primary derivatives of aromatic hydrocarbons, and increasing contribution to the technological development in the fi eld of production of olefi ns and their primary derivatives, especially poly-olefi ns;

3. Recognizing the fact that aromatic hydrocarbons for a long time had been the least profi table busi-ness in the fi eld of hydrocarbon chemistry, in the third step the major oil companies entered into its own production of olefi ns and polyolefi ns.

The petrochemical business and contribution of major oil companies could be documented by their in-volvement in the technology development. The tech-nologies developed by ExxonMobil, Chevron-Phillips, BP Amoco, Shell and Total are available on the market and are widely recognized by petrochemical operators (and not only oil companies itself). For example, the Chevron-Phillips HDPE technology is installed in the several European production sites, incl. HIP-Petrohe-mija’s site in Pancevo with capacity currently 90 kt/y.

1 Refi nery-petrochemical Integration Index describes percen-tage of refi nery production being delivered to petrochemical processing

240


Specifi c topics for future integration options re-mains use of natural gas [4, 5] when use of natural gas as refi nery fuel unleashes a host of opportunities to make a refi ning and petrochemicals business more effi cient. It benefi ts an integrated complex in multiple ways:

• Use of natural gas releases a good quantity of naphtha, which is normally used as feed and fuel for steam reforming (production of hydrogen) and gas turbines. This naphtha can further be uti-lised for producing value-added petrochemical feedstock such as ethylene, propylene and par-axylene;

• Use of natural gas as fuel for the refi nery gives the opportunity to recover valuable components such as hydrogen, ethane, ethylene and propylene from off-gases;

• Replacement of fuel oil by natural gas enables a refi nery to process complete vacuum residue in the delayed coker to enhance distillate yield.

The price differential between natural gas and crude and, more importantly, the price differential be-tween natural gas and crude oil but as well between petrochemical feedstock such as ethylene, propylene, butadiene, benzene and para-xylene will be a key driver to consider natural gas as refi nery fuel for bet-ter integration with a petrochemicals complex.

WHAT MIGHT OFFER INTEGRATION OF REFINING AND PETROCHEMICAL BUSINESS?

According UOP, the integration of refi ning and petrochemicals production facilities can bring signifi -cant value:

• Stable, low cost feedstock supply – reducing risk and increasing project profi tability

• Opportunity to increase overall product revenues through the production of high quality transpor-tation fuels and high-value petrochemical inter-mediates and/or end-products. Achieve higher project ROI.

• Unique processing synergies that reduce the cost of production of both the fuels and petrochemical products.

Integration of Refi ning and Petrochemical busi-ness provides additionally a number of key synergistic opportunities:

1. Recycle of petrochem-ical by-product streams for fuels blending or reprocess-ing to petrochemical feed-stock, further reducing feed-stock cost and/or increasing

product revenue.2. Opportunities for hardware integration and en-

ergy optimization, reducing investment costs, operating costs, and carbon footprint.

3. Recovery and re-use of hydrogen through the integrated complex to reduce net hydrogen pro-duction costs, reducing cost of production

DOES INTEGRATION OF REFINING AND PETROCHEMICAL BUSINESS GUARANTEE MAXIMIZATION OF ECONOMIC PERFORMANCE?

If we exclude the foregoing subjective factors that limit the effectiveness of RPI, the question is how does a fi nancial bonus of such an interface or what degree of integration is economically optimal.

While some petrochemical analysts consider that backwards integration with an oil refi nery create the maximum economic and fi nancial benefi ts, others are of the opinion that much higher economic impact has availability of petrochemical production facilities of world-scale dimensions.

Few studies and real business cases demonstrated that there are no economic indicators to clearly confi rm high validity of integration for any type of refi nery-petrochemical complex. Each Refi ning-Petrochemical system is a case in itself and requires prior analysis of its economic feasibility.

The above conclusion does not apply to new-built integrated refi nery and petrochemical complex of world-scale. Relatively few refi neries have been designed to be operated as integrated petrochemical sites. “Reliance” in Jamnagar, “PetroRabigh” in Rab-igh and “Formosa Plastics” in Mai Liao are recent ex-amples of purpose designed integrated complexes.

This confi rms ChemSystems believes [2] on reach-ing the 3rd generation of possible Refi ning and Petro-chemical interface described as:

• Integration of production and marketing manage-ment

Chemicals Commercial ly avai lable l icenses

Polyethylene ExxonMobil-Union Carbide, Chevron Phillips, BP Amoco-Dow

Polypropylene Shell, BP Amoco, TotalFinaElf, ExxonMobil, Chevron Phillips

Alpha-olefins BP Amoco, Shell, Chevron Phillips

Para-xylene ExxonMobil, BP Amoco, Chevron Phillips-IFP

Other chemical products

BP Amoco (acetic acid/phenol/PTA), TotalFinaElf (PS/PVC/SBR), ExxonMobil (olefins/cumene), Chevron Phillips (olefins/PS), etc.

Table 2. - Petrochemical processes developed by Major Oil Companies

241


• Integration of services, reaching complete bench-merking integration

OPPORTUNITIES OFFERED BY INTRODUCTION OF RPI IN SERBIA

Possible „players” in the eventual integration of Refi ning and Petrochemical business in Serbia are NIS a.d., the national oil company operating oil refi nery near the town of Pancevo, and petrochemical compa-nies: the company HIP-PETROHEMIJA (or abbrevi-ated: HIPP) producing the large assortment of petro-chemical products (Ethylene, Propylene, Butadiene, Pyrogas, PFO, MTBE, Raffi nate II, HDPE, LDPE, SBR) at production sites in Pancevo and Elemir, then company HIPOL producing Polypropylene and LPG on production site near the town of Odžaci, and fi nally the company MSK with facilities to produce Metha-nol and Acetic Acid on production site near the town of Kikinda.

According to the ChemSystems approach [2], the Serbian petrochemical and refi ning operators are cur-rently integrated at level of 1st generation, e.g. only simple commercial relationships (feedstocks, utilities and possible logistic integration) are applied without additional considerations regarding optimal valori-zation of by-products, integration of hydrocarbon streams and/or introduction of new processes based on that potential.

The main exchanged streams are (or potentially could be):

HIPP-NIS: • Delivery of Pygas (source of Benzene and Tolu-

ene), MTBE (possibly converted into ETBE in future) and De-Methanolised Raffi nate II (for further up-grade in refi ning sector).

• Purchase of LPG (preferably n-butane), naphtha (preferably 70-105oC fraction), fuel oil

• Utilities and infrastructural services: existing HIP Energy plant capacity utilisation and NIS CAPEX optimisation; Waste Water Treatment plant

HIPP-HIPOL: • Delivery of light gasoline for pyrolysisHIPP-HIPOL-NIS:• Optimisation of propylene balance and market

value (through construction of facility to produce „polymer grade“ propylene)

MSK-HIPP: • Delivery of Methanol (for MTBE production)

and ethylene (possible future development option for VAM/PVAc production)

MSK-NIS: • Purchase of „sour gas“ as raw-material for pro-

duction of Methanol/Acetic acid (future option for use of gas rich in CO2 and produced by NIS on the gas fi elds nearby Kikinda)

• Delivery of DME for blending into LPG (possi-ble future development option upon construction of facility to produce DME from Methanol)

Figure 3. - Interfaces between Serbian petrochemical and refi ning players

242


The development programs of Refi nery and Petro-chemical Companies have already considered several possibilities to use signifi cant synergies which bring integration of refi ning and petrochemical business, but none of these development concepts has not yet been converted into industrial practice. These short-term and medium-term development concepts in-clude: (a) optimal valorization of all steam-cracker’s by-streams in Pancevo and Raffi nate II stream (by-product in production of MTBE) in Elemir, as well as an overall enlarging of pyrolysis effi ciency; (b) further expansion of propylene splitter in Odzaci or construction of a new one in Pancevo, associated with possible expansion of polypropylene production; and (c) partial replacement of imported natural gas (in role of feedstock for production of Methanol/Acetic Acid) with cheaper “sour gas“ (being produced on gas-fi elds nearby Kikinda which are operated by NIS). Should be mentioned that on the long-term basis there are a number of additional RPI development concepts to be analyzed and evaluated.

There is overall potential to identify synergies between Serbian “players” which may allow to convert current fi nancial and profi tability situa-tion into positive trend which requires closer co-operation between all respective parties and their shareholders.

LITERATURE

1. Souček I., Popović Z., Ocić O.: Refi nery and Pet-rochemical Interface, Refi ning and Petrochemical Round Table, WRA , Bucharest, 2012

2. ChemSystems’ Refi nery Petrochemical Interface (www.chemsystems.com), 1997

3. Exploiting refi nery and petrochemical integration, www.shell.com, 2014

4. Taraphadar T., Yadav P.: Natural gas fuels the in-tegration of refi ning and petrochemicals, PTQ, 3, 2012, www.digitalrefi ning.com/article/1000557

5. Ratan S, van Uffelen R, Curtailing refi nery CO2 through H2 plant, PTQ Gas, 2008.

243


Svjetlana DOKIĆ, Željko RATKOVIĆJP Srbijagas

UDC: 621.438:004.15

Alokacija gasnih elektrana prema tehničkim karakteristikama, prirodnim potencijalima

i energetskom konzumu

SAŽETAKPrema usvojenom „ Predlogu nacionalne strategije razvoja energetike Srbije do 2025. godine, sa

projekcijama do 2030. godine” projektovana promena u strukturi energenata za proizvodnju elek-trične energije podrazumeva značajniju inkorporaciju gasovodnog sistema u elektroenergetski sistem Republike Srbije. Opcija povećanog udela prirodnog gasa u zadovoljenju energetskih potreba, te ek-spanzija gasne infrastrukture, apsolutno je opravdana ako se uzmu u obzir svi aspekti gasa kao ener-genta kako u smislu postojećih klimatskih promena tako i postojećeg bilansa prirodnih resursa, te da je izgradnja kogenerativnih gasnih elektrana jedan od strateških ciljeva za prevazilaženje mogućih energetskih kriza.

Prilikom izbora lokacije za izgradnju gasne elektrane potrebno je voditi računa o više aspekata, pre svega na ekonomsku isplativost investicije, obzirom na potrebe tržišta i mogućnost plasmana raspoloživih količina električne i toplotne energije.

Prilikom planiranja lokacije gasne elektrane pažnju treba obratiti i na blizinu gasovoda visokog pritiska i raspoložive kapacitete gasovoda kao ulaznog energenta, blizinu daljinskog sistema toplo-vodnog grejanja, raspoloživu elektroenergetsku infrastrukturu, bilans snaga i potencijalne nestabil-nosti i uticaje na elektroenergetski sistem koje bi prouzrokovalo uključivanje jedne gasne elektrane veće instalisane snage. Na alokaciju gasne elektrane može uticati i izabrani sistem hlađenja gasnih turbina, odnosno potreba za prirodnim resursima (vodotokovi). Ne manje važni aspekti su i blizina komunalnoj i putnoj infrastrukturi, uticaj na životnu sredinu i prirodna staništa životinskog sveta.

Ključne reči: gasna elektrana, ekonomska isplativost, toplotna i električna energija, sistem hlađenja, sistem daljinskog grejanja, elektroenergetski sistem, prirodni resursi, komunalna infrastruk-tura, ekologija, životna sredina.

ALLOCATION OF GAS POWER PLANTS ACCORDING TO THE TECHNICALCHARACTERISTICS, NATURAL RESOURCES AND ENERGY CONSUMPTION

ABSTRACTAccording to the adopted “Draft Energy Sector Development Strategy of the Republic of Serbia for

the period by 2025 with projections by 2030” projected changes in the structure of energy sources for production of electricity involves a signifi cant incorporation of the gas pipeline system in the power system of the Republic of Serbia. Increased share of natural gas in meeting energy needs and expan-sion of gas infrastructure in the coming period is absolutely justifi ed if we take into consideration all aspects of gas as an energy source in terms of existing climate change and the current balance of natural resources.

When we choose a location for the construction of gas power plants it is necessary to take into consideration many aspects, especially the economic profi tability of the investment, considering the needs of the market and the ability to sell the available quantities of electricity and heat.

When planning the location of the gas plant attention should be paid to the proximity of high pressure gas pipeline and the available capacity of the pipeline as the input energy, the proximity of

244


district hot water heating system, the available power supply infrastructure, the balance of power and potential instability and impacts on the power system that would result in the inclusion of a gas power plant with larger installed capacity. The allocation of gas power plants could affect the chosen cool-ing system of gas turbine engines and the need for natural resources (water fl ows). No less important aspects are close to utility and road infrastructure, the impact on the environment and the natural habitat of animal world.

Keywords: gas power plants, cost-effectiveness, heat and electricity, cooling system, district heat-ing systems, electric power systems, natural resources, utilities, ecology, environment.

1. UVOD

Globalni problemi energetskog defi cita kao i prob-lemi zagađenja životne sredine danas se posma-

traju kao jedinstveni problemi dobijanja čiste energi-je. Uvažavajući činjenicu da cenu energije iz uglja u mnogome opterećuju visoki troškovi zaštite životne sredine, kao i strategiju smanjenja globalnog zagre-vanja atmosphere, jasno je opredeljenje EU da izgrad-nja objekata za generisanje “zelene” energije postaje ne samo potreba već i obaveza nacionalne energetske strategije zemalja EU. [1]

Osnovni problem proizvodnje el energije iz ovih vrsta resursa je njihova neravnomerna proizvodnja uslovljena brojem sunčanih dana odnosno brojem vetrovitih dana u godini, te je neophodno u ovakvim

sistemima predvideti i zamenske kapacitete pri sman-jenim kapacitetima proizvodnje “zelene” energije.

S tim u vezi, energetski planeri došli su do tehno-ekonomskih pokazatelja da su gasno – parni blokovi najadekvatniji kapaciteti za uravnotežavanje neravno-merne proizvodnje električne energije iz obnovljivih resursa. Ipak, u prvom redu, primena ovakvih elektra-na bazira se na njihovoj većoj energetskoj efi kasnosti nego što je postižu konvencionalne termoelektrane, što donosi znatnu uštedu u potrošnji primarne energi-je kao i smanjenje emisije ugljen dioksida. Pri tome ne treba zanemariti ni njihovu ulogu u održavanju frekvence u elektro energetskom prenosnom sistemu, kao i činjenicu da gasne elektrane ne unose veće nelin-earnosti u elektroenergetsku mrežu.

Slika 1. - Primer izgleda uže lokacije jedne gasne TE-TO

245


Kombinovanje gasnog i parnog ciklusa za proiz-vodnju električne energije povećava se snaga i ste-pen korisnosti postojećih termoelektrana. U Srbiji su to uglavnom termoelektrane koje kao gorivo koriste domaći ugalj – lignit. Pored povećanja snage i stepena korisnosti, ova kombinovana postrojenja dovode do smanjenja emisije štetnih gasova i pepela, odnosno poboljšanja ekološke situacije u regionu.

U ovom radu prikazaće se osnovni kriterijumi za izbor potencijalnih optimalnih lokacija za izgradnju gasnih elektrana. Osnovna energetska infrastruktura gasne termoelektrane-toplane na izabranoj lokaciji podrazumeva:

- priključak na gasni transportni sistem- polje za priključak na prenosnu elektroenergetsku

mrežu - priključak na toplovodnu mrežuOstalu infrastrukturu na izabranoj lokaciji čine:

sistem za snabdevanje rashladnom vodom i tehničkom vodom za potrebe tehnološkog procesa i zaštite od požara, sistem za sakupljanje atmosferskih voda, sistem za prečišćavanje tehnoloških i atmosferskih voda, sistem za ispuštanje tehnoloških otpadnih voda, priključak na vodovodnu mrežu, putna infrastruktura, vanjska hidratantska mreža i dr.

Osnovni kriterijumi za izbor lokacije za gradnju gasne elektrane razmatraju se u okviru:

- Glavnih kriterijuma na osnovu kojih se sprovodi eliminacija lokacije

- Dodatnih kriterijuma prema kojim se lokacije rangiraju

- Kriterijuma vezanih za uticaj elektrane na oko-linu koji se razmatraju za svaku lokaciju

2. GLAVNI KRITERIJUMI ZA IZBOR LOKACIJE

2.1. Kriterijum vezan za tlo

Značaj kriterijuma vezanih za tlo je znatno man-ji kod blokova sa gasnom turbinom i blokova sa kombinovanim postrojenjem gasne i parne turbine u odnosu na npr termoelektrane na ugalj. Razlog tome su znatno manji gabariti i težine postrojenja.

Pre započinjanja bilo kakve izrade projektne do-kumentacije neophodno je pribaviti detaljne studije i izveštaje o ispunjenosti kriterijuma. Pri tome su op-timalnije lokacije na kojima već postoje energetski objekti. Uvažavajući navedeni kriterij lokacije koje se mogu razmatrati za gradnju novog gasnog odnosno gasno-parnog postrojenja su: lokacije TE-TO Novi Sad, TE-TO Zrenjanin, TE-TO Sremska Mitrovica i sl.

a) Seizmički kriterijumi Pri izboru lokacije za gradnju gasne elektrane prednost imaju lokacije sa seizmičnošću ispod određenog stepena gde se ne predviđaju posebni

antiseizmički sistemi i mere, koji su obavezni za lokacije sa višim stepenom seizmičnosti. Na nekim lokacijama seizmička aktivnost može značajno zavisiti od lokalne geološke strukture tla i rastojanja od epicentra zemljotresa. Pri dubo-kim aluvijalnim slojevima oscilacije tla mogu biti i veće i mogu dovesti do većeg intenziteta na površini nego u slučaju slojeva veće gustine na istom rastojanju od epicentra i pri istom zem-ljotresu. Lokacije za izgradnju gasne elektrane ne smeju da se nalaze na aktivnom rasedu. Pri tome, analizom istorijske seizmološke karte označenog područja, procenom maksimalne akceleracije tla i poznavanjem postojećih raseda, moguć je uz ekonomsku evaulaciju izbor najpo-voljnije lokacije. Investiciona ulaganja rastu u opsegu vrednosti horizontalne akceleracije 0,25-0,5 g. Pri tome se podrazumeva da oprema predviđenog energetskog bloka mora biti projektovana za odgovarajući seizmički faktor.

b) Geološki kriterijum Geološka građa terena predviđene gasne elek-trane treba da je stabilna i pogodna za fundiran-je objekata elektrane, bez posebnih troškova za dreniranje. Pri tome treba da se ispuni osnovni zahtev da teren ima potrebnu nosivost ili da se fundiranjem ista obezbedi. Preporučljivo je da teren na lokaciji bude sa ravnomernim slojevi-ma, po mogućnosti da sadrži i vodonepropusni sloj. Neophodno je poznavati i korozivnost tla na podzemne konstrukcije (pH vrednost zem-lje).

c) Hidrogeološki kriterijum Povoljni tereni sa aspekta navedenog kriteri-juma su oni na kojima je nivo podzemnih voda nizak, a slojevi nepropustijivi jer je na njima lakše fundiranje i manja mogućnost zagađivanja podzemnih voda. Nivo podzemnih voda trebalo bi da bude sveden ispod predviđenog nivoa te-melja, da bi se zaštitile betonske konstrukcije i obezbedili posebni uslovi za snabdevanje pijaćom vodom na lokaciji.

2.2. Hidrološki kriterijumi

d) Snabdevanje rashladnom vodom Ovaj kriterijum je od značaja za kombinovana postrojenja gasne i parne turbine (s obzirom da kod gasnih turbina nije potrebna voda za hlađenje). Hidrološki kriterijumi su uključeni u rešenja snabdevanja rashladnom vodom i razblaživanje tečnih efl uenata koji se u sastavu otpadnih voda upuštaju u prirodni recipijent. Najekonomičnije rešenje je da se npr. kod gas-nih termoelektrana sa parnim turbinama obezbe-

246


di protočno hlađenje. U tom slučaju neophodno je poznavati maksimalne, srednje i minimalne protoke, kao i temperaturu vode. U slučaju kada nema dovoljno vode za protočno hlađenje primenjuje se samo povratno hlađenje (dry sistem hlađenja) ili kombinovano, koje uključuje povratno i protočno hlađenje. Ovakav način hlađenja zahteva više investicione troškove i daje slabiji stepen korisnosti bloka i treba ga kod blokova na gas izbegavati zbog vi-soke cene goriva i veće slobode u izboru lokaci-ja. Gas se može dovesti do lokacije sa protočnim hlađenjem. Sa aspekta navedenog kriterijuma povoljne lokacije za gasnu elektranu bila bi npr. lokacija TE-TO Novi Beograd i TE-TO Sremska Mitrovi-ca zbog blizine reke Save ili TE-TO Novi Sad zbog blizine reke Dunav.

e) Zaštita od poplava Lokacija treba da bude tako izabrana da je postrojenje u potpunosti zaštićeno od poplava - prirodno ili nasipima, sa najvišim stepenom sig-urnosti. Takođe, gasne elektrane treba locirati van zone visokih podzemnih voda, kao i planirati kanale za sakupljanje i odvođenje atmosferskih voda. Sakupljene atmosferske vode u bazenima moguće je koristiti kao tehničku vodu.

2.3. Toplotni konzumToplotni konzum je od presudnog značaja pri

donošenju odluka o gradnji postrojenja na gas pošto pri sadašnjim cenama energenata (gasa i el. energi-je) proizvodnja el energije bez korišćenja toplotne energije dobijene iz vodene pare i dimnih gasova je neekonomična. Dodatna proizvodnja toplotne energije uz proizvodnju električne energije znatno poboljšava ukupni stepen korisnosti elektrane, smanjuje potrošnju primarne energije i popravlja ekonomičnost.

Toplotni konzum se može svrstati u dve grupe:- toplota za grejanje naseljenih mesta- toplota za industriju (tehnološka para i voda).f) Veličina konzuma

Veća toplotna snaga konzuma doprinosi izgrad-nji energetskog bloka sa nižim specifi čnim investicionim troškovima, većim stepenom iskorišćenja i manjom specifi čnom potrošnjom goriva, kao i nižim specifi čnim troškovima pogona i održavanja. Ovo doprinosi kraćem periodu povraćaja uloženih sredstava i boljoj ekonomičnosti bloka. Sa aspekta veličine konzuma povoljne lokacije za izgradnju gasne elektrane su lokacija Novi Beograd, Novi Sad i Sremska Mitrovica

g) Profi l toplotnog konzuma Idealni slučaj toplotnog konzuma bi bio ako bi

imali konstantno toplotno opterećenje koje bi trajalo iznad 7000 h godišnje, jer bi tako blok ra-dio najekonomičnije na nominalnoj radnoj tački i uložena sredstva bi se vratila. Ovakvi slučajevi se mogu sresti kod procesne industrije. Kod proizvodnje toplote za grejanje naselja raz-likuju se dva perioda: grejna sezona u toku zime i letnji period kad nema grejanja. Veliki deo rad-nog veka blok radi van optimalnog nominalnog režima i samim tim smanjuje se ekonomičnost bloka. Iz tog razloga prednost imaju lokacije sa što ravnomernijim toplotnim konzumom i većim brojem radnih sati u toku godine.

h) Udaljenost lokacije od toplotnog konzuma Udaljenost konzuma od mesta gde se proizvodi toplota odnosno sa koga se centralno razvodi toplota za grejanje značajno povećava investi-cione troškove po pitanju izgradnje toplovoda i pumpnih postrojenja, povećavaju se i toplotni gubici kao i troškovi održavanja. Postojanje razvijenog toplotnog konzuma i čitave infrastrukture od glavnih toplovoda do lokalne mreže u znatnoj meri olakšava odluku o gradnji na predmetnoj lokaciji.

Snabdevanje prirodnim gasomi) Udaljenost od magistralnog gasovoda

Lokacija za gasnu elektranu mora imati obezbeđeno sigurno snabdevanje prirodnim gasom u dovoljnim količinama. Lokacija je optimalna ako već postoji izgrađena gasna in-frastruktura jer gradnja dugih gasovoda do lokacije povećava investicione troškove.Od značaja je i pritisak prirodnog gasa koji se dovodi na lokaciju. Ako se gasna turbina ili kombinovano postrojenje gradi van naseljenih mesta, pritisak gasa može biti kao u magis-tralnom gasovodu (30 bar). Ukoliko se gasna elektrana gradi unutar naseljenih mesta kao dis-tribuiran izvor, pritisak gasa se mora prethodno redukovati na maksimalnih 12 bar.Takođe treba uzeti u obzir i pritisak gasa na ulazu u grejnu komoru gasne turbine koja zavisi od ciklusa gasne turbine (pritiska iza kompre-sora). Tipična vrednost koja se zahteva je 25-26 bar. Ako je pritisak dovedenog gasa viši on se lako redukuje na potrebnu vrednost. Međutim ako je pritisak niži (npr 12 bar) mora se pred-videti kompresor za podizanje pritiska gasa do potrebne vrednosti.Izgradnja gasnog kompresora znatno:- povećava investiciju- povećava troškove pogona zbog porasta sop-

stvene potrošnje (gasni kompresor troši el. en-ergiju za pogon čime se smanjuje neto proizve-dena el.energije)

247


- povećava troškove održavanja

j) Sigurnost snabdevanja gasomLokacije se mogu, u zavisnosti od položaja ma-gistralnog gasovoda, isporučioca, drugih ve-likih potrošača u blizini razlikovati i po sigurn-osti u pogledu snabdevanja. Na ovaj kriterijum značajnu ulogu ima i razvojna perspektiva gaso-vodne infrastrukture Republike Srbije, izgradnja

Južnog toka kao i interkonekcija sa gasovodnom mrežom zemalja u okruženju.

2.5. Blizina centra potrošnje i priključka na elektromrežu

k) Blizina centra potrošnje S obzirom da gasne elektrane imaju veoma malu emisiju štetnih gasova one se mogu graditi

Tabela 1. - Primer izlazne veličine tehničkog modela jednog kombinovanog postrojenja sa aspekta toplotnog konzuma (Opcija: Comb - CST – 100 ) [2]

248


i veoma blizu centra potrošnje el. energije, pa i u samim velikim gradovima. Na ovaj način se smanjuju gubici i troškovi prenosa kao i investi-cioni troškovi u dogradnji i modifi kaciji mreže.

l) Priključak na mrežuRukovodeći se osnovnim ekonomskim zahtevi-ma elektrana se priključuje na električnu mrežu visokog napona da bi se obezbedili što manji gu-bici u prenosu električne energije od elektrane do potrošača. Pri tome se modifi kacija prenosne mreže u smislu povećanja propusne moći dalek-ovoda, broj dalekovodnih polja i sl, kao i izgrad-nja priključnih dalekovoda od termoelektrane direktno odražavaju na investiciona ulaganja. S tim u vezi povoljnije su one lokacije za koje su ove modifi kacije manje.

m) Gasne elektrane je optimalno graditi na onim lokacijama u zemlji gde će to najviše doprineti stabilnosti rada, održavanje napona i smanjiti troškove funkcionisanja prenosa.

3. DODATNI KRITERIJUMI

3.1. Postojanje energetskog objekta na lokaciji ili u njenoj blizini

Postojanje termoenergetskog objekta na samoj lokaciji u najvećoj meri povećava podobnost lokacije za gradnju novog objekta, s obzirom da:

- Urađene su sve potrebne prethodne studije što pojeftinjuje i ubrzava projektovanje i gradnju

- Uređeno zemljište i rešeni imovinsko pravni odnosi, urađeni pristupni putevi, priključak na visokonaponsku mrežu, odvod toplote, dovod goriva...

- Deo izgrađenih objekata i postrojenja se može koristiti za novu gasnu termoelektranu, što znat-no smanjuje investiciona ulaganja („brown fi eld investment“)

- Ukoliko se staro postrojenje gasi ili modernizuje dogradnjom novog dela objekata (dimnjak, pump-na stanica, kotao, turbopostrojenje i sl), u zavis-nosti od stanja i koncepcije novog postrojenja se mogu i dalje koristiti („repowering“)

3.2. Meteorološki kriterijumiMeteorološki uslovi od posebne važnosti pri izboru

i evaulaciji lokacija za gradnju gasnih elektrana su:- temperatura okoline- pritisak okoline- relativna vlažnost vazduha- brzina, pravac i učestanost duvanja vetrovaSnaga i stepen korisnosti gasnog bloka rastu sa

sniženjem temperature na ulazu u kompresor. Eks-tremno niske temperature okoline zahtevaju dodatne mere i investicione troškove da bi se omogućio nes-metan rad pri ovim uslovima (grejanje prirodnog

gasa i vazduha na ulazu radi sprečavanja zaleđivanja i sl.). S druge strane jako visoke temperature pored pada snage i ekonomičnosti gasne turbine mogu da dovedu i do problema u hlađenju parnog bloka i pada ekonomičnosti i snage parnog bloka.

Sa porastom nadmorske visine pritisak i gustina vazduha opadaju pa i snaga gasne turbine opada. Vlažnost utiče na gustinu vazduha a time i na maseni protok, odnosno snagu gasnog bloka. Prednost treba da imaju lokacije sa nižim prosečnim temperaturama, višim minimalnim i nižim maksimalnim projektnim temperaturama. Viši pritisak i manja prosečna vlažnost povećavaju snagu gasne turbine. Vetar dodatno utiče na opterećenje objekta i utiče na rasprostiranje dimnih gasova, a time i na visinu dimnjaka.

3.3. Pristupni puteviKriterijum izbora lokacije je i postojanje mreže

pristupnih puteva za transport opreme i ljudstva u fazi izgradnje i eksploatacije. Izbor najpovoljnije lokacije sa aspekta modifi kacije/dogradnje pristupnih puteva se vrši kroz ekonomsku procenu ulaganja sredstava i vremena potrebnog za sve predviđene izmene putne mreže.

Za rešenje problema prevoza vangabaritnih kom-ponenti potrebno je ispitati mogućnosti njihovog transporta železničkim, drumskim ili vodenim putem, te kakve eventualne modifi kacije je neophodno sprovesti.

3.4. Kriterijumi za izbor lokacijeZa otkup terena za gradnju elektrane trebalo bi

predvideti terene koji ne obuhvataju visoko kvalitetno zemljište, parkove, rekreativne centre i ostale površine predviđene za javnu upotrebu. Kriterijumi su pri tome što niža cena zemljišta i što jednostavniji postupak ot-kupa.

Pri izboru lokacije potrebno je voditi računa i o topografskim karakteristikama regiona. Nepovoljne su lokacije u kotlinama i sa složenim topografskim uslovima koji smanjuju mogućnost razblaživanja gas-ovitih efl uenata u vazduhu. Osim toga topografi ja bi trebala da omogući ekonomičnu izgradnju objekata, sa što manje zemljanih radova.

Zauzetost zemljišta zavisi od više faktora:- tipa postrojenja - instalisane snage postrojenja- tipa lokacije

3.5. Kriterijumi vezani za uticaj gasne elektrane na životnu sredinu

U okviru ove grupe kriterijuma neophodno je raz-motriti uticaje gasne elektrane na:

- kvalitet vazduha- kvalitet vode- promene nivoa zvuka- zagađenja zemljišta

249


- zauzetost zemljišta- vizuelnog nesklada sa okolinomNa bazi razmatranja ovih kriterijuma sledi vredno-

vanje sekundarnih efekata na lokaciji: uticaj na zdrav-lje ljudi, na vegetaciju, životinjski svet, akvatički sistem vodotoka, stepen degradacije materijalnih ob-jekata, uticaj na mikroklimu i sl.

3.6. Uticaj na kvalitet vazduhaPri izboru lokacije za gasne elektrane neophodno je

razmotriti emisiju NOx i promenu nivoa njegove kon-centracije u okolini lokacije. U gradskim područjima sa visokom zagađenošću vazduha dimnim gasovima iz transportnih sredstava i industrije, gradnja gasne turbine može da doprinese prekoračenju dozvoljenih koncentracija Nox. Zato je neophodno voditi računa da se novi objekat ne postavlja na pravcu najučestalijih vetrova ako se na tom pravcu u neposrednoj blizini nalaze drugi objekti – zagađivači.

U slučaju povratnog hlađenja elektrane neophodna analiza optimalnog postavljanja rashladnih tornjeva u odnosu na dimnjak kao i njihov uticaj na okolinu. Perjanica rashladnih tornjeva disperguje u atmosferi i postoji mogućnost superpozicije sa gasnim efl uena-tima koji se ispuštaju u sastavu dimnih gasova iz dim-njaka.

3.7. Uticaj na kvalitet vodaKod kombinovanih postrojenja sa protočnim ili

kombinovanim protočnim/povratnim hlađenjem rashladna voda se ispušta u reku sa povišenom tem-peraturom. Takvo opterećenje prirodnog recipijenta –

reke ograničeno je zakonom, s obzirom da se remeti ravnoteža između hidrosfere i živog sveta. Ovakvi uticaji mogu uticati na izbor lokacije, odnosno mesta ispuštanja. Ispuštanje otpadnih voda u prirodni recip-ijent je kontrolisan proces. Ukoliko se sva tehnička rešenja pri radu TE održavaju, ne očekuje se da one imaju značajne negativne posledice po okolinu.

3.8. Nivo bukeModerne gasne turbine su opremljene prigušivačima

buke i zvučnom izolacijom tako daje emisija buke ni-ska (najčešće od 80-85 dB na 1 m od objekta).

Kao kriterijum razmatra se nivo buke koji gas-na elektrana može da stvori u stambenim zonama u njenoj blizini.

ZAKLJUČAK

Iz prethodno navedenog vidimo da je sam postupak izbora adekvatne lokacije za izgradnju gasne elektrane kompleksan posao koji zahteva analizu mnogih as-pekata koji mogu pozitivno ili negativno uticati na rad elektrane, postizanje maksimalnih radnih parametara, visinu investicionih troškova, predstavljati opasnost za životnu sredinu i dr. Vidimo da je pre donošenja konačne odluke o izgradnji gasne elektrane neophod-no sprovesti detaljnu uporednu anazu mogućih lokaci-ja u pogledu ispunjenosti kriterijuma za izbor lokacija za postrojenje na gas. Ono što je na prvi pogled jasno jeste i činjenica da svi pokazatelji nemaju istu težinu.

U tom smislu, optimalna lokacija za izgradnju gasne elektrane je ona koja ima:

Slika 2. - Primer nivoa buke kogenerativnog gasnog postrojenja snage 600 MW [4]

250


- bazni toplotni konzum iznad 200 MW- ispunjava druge kriterijume za gradnju kombino-

vanog postrojenja velike snage, a pre svega:1. neposredna blizina reke sa dovoljnim protokom

vode za protočno hlađenje 2. poseduje mogućnost dovoda dovoljne količine

gasa3. prenos električne energije i blizina centra

potrošnje.

LITERATURA

[1] DIRECTIVE 2001/77/EC of the European Parlia-ment and of the Council of 27 September 2001

[2] „Studija izvodljivosti JKP Beogradske elektrane – projekat kogeneracije”, Parsons E&C i Ross South East, 2007

[3] Siemens Power Generation, www.powergenera-tion.siemens.com

[4] “Studija o utjecaju na okoliš za plinsku termoelek-tranu-toplanu Slavonski Brod”, Crodux energe-tika, 2013

[5] Zakon o energetici, „Sl.glasnik RS” br. 57/11, 80/11, 93/12 и 124/12)

[6] Zakon o planiranju i izgradnji , “Sl. glasnik RS”, br. 72/09, 81/09 - ispravka, 64/10 - US, 24/11121/2012, 42/2013 - US, 50/2013 - US i 98/2013 – US)

[7] “Issues in global gatural gas: a primer and analy-sis”, B. E. Okogu,2002

[8] 2002/0185 (COD) DIRECTIVE of the Europen Parlament and of the Council on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market

251


Željko RATKOVIĆJP ”Srbijagas” Novi Sad

UDC:621.311.243 : 620.9 : 662.7

Primena solarnih panela kao najoptimalnijeg rešenja za napajanje elektronskih korektora u cilju

njihovog telemetrisanja i uključivanja u mernu platformu JP Srbijagas-a

APSTRAKTRadi ispunjavanja uslova defi nisanih Uredbom za isporuku prirodnog gasa (“Sl. glasnik RS”,

br. 47/2006, 3/2010 i 48/2010) obaveze JP ’’Srbijagas’’, kao isporučioca prirodnog gasa, je da potrošačima omogući uvid u stanje potrošnje gasa, tj. obezbedi automatsko prikupljanje i obradu podataka o protocima prirodnog gasa, sa intervalom prikupljanja 24 časa ili kraćim. Ključnu ulogu na sistemu JP Srbijagas-a u cilju ispunjavanja ove obaveze imaju merilo potrošnje gasa i elektronski korektor, koji vrši korekciju i preračunavanje podataka dobijenih sa merila, shodno odgovarajućim AGA standardima.

Kao elektronski sklop, elektronski korektor je potrebno uključiti u Mernu platformu JP Srbijagas-a (Metering Platform), odnosno telemetrisati njegove podatke. Da bi se stvorili uslovi za telemetrisanje elektronskog korektora potrebno je obezbediti napajanje elektronskih uređaja neophodnih za real-izaciju ove aktivnosti.

Većina elektronskih korektora nalazi se na objektima koji nemaju rešeno pitanje napajan-ja električnom energijom, ne postoji tehnička mogućnost za priključenje na niskonaponsku mrežu elektrodistribucije ili takva vrsta priključka nije ekonomski opravdana. Obzirom da je za napajanje opreme neophodne za telemetrisanje podataka sa elektronskih korektora (elektronski korektor i 3G/GPRS modem) potrebna mala snaga (oko 60W), izgradnja niskonaponskog kablovskog priključka je u većini slučajeva (zbog velikih dužina napojnog kabla) ekonomski neisplativa, te se problem može rešiti instaliranjem solarnih panela odgovarajuće snage i akumulatorskih baterija potrebnog kapaciteta.

Ključne reči: elektronski korektori, telemetrija, merna platforma, solarne ćelije, solarni paneli, in-vertori, baterije, merno-regulacione stanice, napajanje električnom energijom, niskonaponska mreža

THE USE OF SOLAR PANELS AS OPTIMAL SOLUTIONS FOR POWER SUPPLY ELECTRONIC CORRECTORS IN ORDER OF THEIR TELEMEТЕRING AND

INCLUSION IN THE METERING PLATFORM OF JP ”SRBIJAGAS”

ABSTRACTIn order to meet the terms of the Decree for delivery of natural gas (“Off. Gazette of the RS”, no.

47/2006 , 3/2010 and 48/2010), JP ‘’Srbijagas’’, as a supplier of natural gas, has an obligation to provide consumers with insight into the consumption of gas, ie. to provide automatically collecting and processing data on the fl ow of natural gas, with an interval of collecting 24 hours or less. In order to meet these obligations a key role in the system JP “Srbijagas” have a meter of gas consumption and electronic corrector, which corrects and calculates data obtained from meter according to appropriate AGA standards.

As electronic equipment, electronic corrector should be included in the Metering platform of JP “Srbijagas” and therefore we need to telemetry its data. To create conditions for telemetry of elec-tronic corrector it is necessary to provide power for electronic devices necessary for the implementa-tion of these activities.

Most of the electronic correctors are located at facilities that have not resolved the issue of power

252


supply, or no technical possibility to connect to the low voltage power grid or that kind of connection is not economically justifi ed. Since the supply of equipment necessary for telemetry data from elec-tronic corrector (electronic corrector and 3G/GPRS modem) required low power (about 60W), the construction of low-voltage cable connection in most cases (because of the great length of the power cable) is economically unprofi table and problem can be solved by installing solar panels appropriate power and batteries required capacity.

Keywords: electronic correctors, telemetry, metering platform, solar cells, solar panels, inverters, batteries, metering and regulating stations, power supply, low voltage power grid

1. UVOD

Solarni paneli se sastoje od više međusobno pov-ezanih solarnih modula, koji su sastavljeni od ve-

likog broja solarnih ćelija. Solarne ćelije su uređaji koji pretvaraju energiju sunca u električnu energiju koristeći fotoelektrični efekat. Sunčevi zraci koji pada-ju na površinu solarne ćelije dovode do oslobađanja elektrona sa površine ćelije i stvaranja fotostruje. So-larni paneli daju jednosmerne napone, uglavnom 12V, 24V i 48V, zavisno od načina povezivanja panela. Upotrebom invertora ovako dobijeni jednosmerni na-pon može se pretvoriti u naizmenični napon 230VDC, potreban za napajanje naizmeničnih potrošača.

Upotreba solarnih panela je prihvatljiva za rešavanje pitanja napajanja potrošača malih snaga, posebno u aplikacijama kao što su akvizicija i prenos podataka o procesnim veličinama i protoku gasa, na-pajanje stanice katodne zaštite i prenos podataka ka-todne zaštite. Tema rada je primena solarnih panela za napajanje elektronskih korektora na gasnim stanicama, u cilju njihovog sistem telemetrisanja i uključivanja u mernu platformu JP Srbijagas-a. Elektronski kore-ktori predstavljaju komercijalna merenja potrošnje gasa i kao takvi imaju poseba značaj na gasovodnom sistemu. Merna mesta na gasovodnom sistemu su ug-lavnom udaljena od naseljenih mesta, a samim tim i od NN distributivne mreže. Za početak, primena so-larnih panela svoje mesto nalazi u slučajevima kada ne postoji optimalno i ekonomski isplativo rešenje za priključenje na elektroenergetsku mrežu nadležne elektrodistribucije, tj. kada u blizini ne postoji NN mreža. Napajanje preko dalekovoda i trafo stanice 20/0,4 kV zbog velikih troškova investicije nije pred-met razmatranja.

2. ZAKONSKA REGULATIVA

Svi energetski subjekti za transport i distribuc-iju prirodnog gasa dužni su da na svim postojećim mestima isporuke sa transportnog sistema, odnosno distributivnog sistema sa maksimalnom časovnom potrošnjom od najmanje 500 m3/čas obezbede au-tomatsko prikupljanje i obradu podataka o protocima prirodnog gasa, sa intervalom prikupljanja 24 časa ili kraćim. Ova obaveza se defi nisana Uredbom o uslo-vima za isporuku prirodnog gasa (“Sl. glasnik RS”, br. 47/2006, 3/2010 i 48/2010).Takođe, ista obaveza

važi i za na mesta isporuke prirodnog gasa na kojima je ostvaren godišnji protok prirodnog gasa od mini-malno 1.000.000 m3 u najmanje jednoj od tri kalen-darske godine pre stupanja na snagu navedene uredbe, kao i za kvalifi kovane kupce. [1]. Podaci o protoku i procesnim veličinama se prenose u Dispečerski centar i bitni su za Operatora sistema radi praćenja radnih parametra sistema i energetskog balansa, nominacije potrebnih količina gasa, kao i ispunjavanja obaveza defi nisanih Zakonom o energetici (“Sl. glasnik RS”, br. 57/2011, 80/2011 - ispr., 93/2012 i 124/2012). [2] Dakle, za navedene kategorije potrošača obaveza JP Srbijagas, kao javnog snabdevača prirodnim gasom tržišta u Republici Srbiji, je da im omogući uvid u potrošnju gasa, kako dnevnu tako i na mesečnom ni-vou.

3. TRENUTNO STANJE

Najveći broj elektronskih korektora na glavnim merno-regulacionim stanicama (GMRS) i merno-regulacionim stanicama (MRS) nije telemtrisan, postojeća oprema je stara i nema tehničke mogućnosti neophodne za prenos podataka u dispečerski centar (DC). To znači da ne postoji automatizovan način prikupljana podataka u DC odnosno SCADA-u JP Srbijagas-a sa ovih mernih stanica, već se podaci prikupljaju očitavanjem od strane manipulanata i kao takvi ručno unose u SCADA-u. Elektronski ko-rektori instalirani poslednjih par godina na nekim od najvažnijih objekata ispunjavaju sve zahteve po pitan-ju Merne platforme, povezani su na sistem telemetrije JP Srbijagas-a preko akvizicionih modula, RTU-a i komunikacione opreme. Telemetrisanje ovih korek-tora je izvršeno u sklopu ranije telemetrije pojedinih GMRS. Prenos podataka se odvija po Ethernet pro-tokolu preko L3VPN usluge Telekoma Srbija. Takođe, ovi elektronski korektori imaju i mogućnost direktne komunikacije sa Mernom platformom mimo RTU-a, preko drugog RS-485 porta i konvertera RS485/Ether-net. Dakle, u narednom period će biti potrebno najveći broj elektronskih korektora na sistemu zameniti no-vim, savremenijim i tehnički opremljenim korekto-rima, sposobnim za povezivanje preko OPC server sa budućom Mernom platformom. Da bi se krajnjim ko-risnicima omogućio uvid u stanje njihove potrošnje, potrebno je da elektronski korektori u mernim stanica-ma imaju mogućnost da se telemetrišu, te da se instali-

253


ra odgovarajuća akviziciona i komunikaciona oprema koja će preuzete podatke preneti, trenutno do SCADA sistema. Nakon instaliranja Merne platform akvizicija podataka sa elektronskih korektora će se vršiti direk-tno ka Mernoj platformi. Obaveza JP Srbijagas-a je da potrošačima koji su defi nisan navedenom Uredbom omogući da preko web servera i sopstvene pristupne šifre pristupaju svojim podacima o potrošnji gasa.

Najveći broj GMRS-ova koje trenutno nisu telem-etrisane nemaju obezbeđeno napajanje električnom en-ergijom. S druge strane ni jedna MRS nema izgrađen niskonaponski priključak. Da bi se realizovalo te-lemetrisanje elektronskih korektora (odnosno i ostale bitne opreme na stanicama, po zahtevu JP Srbijag-as-a), potrebno je obezbediti napajanje električnom energijom, potrebne snage. Nadzemni gasovodni ob-jekti na tipa GMRS i MRS se uglavnom grade van naseljenih mesta, ponekad udaljenih od najbližeg mesta priključenja na niskonaponsku mrežu ili dalek-ovod 20kV. Realizacijannapajanja niskonaponskim kablovskim priključkom iziskuje velika fi nansijska sredstva za investiciju, potrebu rešavanja imovinsko-pravnih odnosa sa vlasnicima parcela duž trase kabla,, pribavljanje saglasnosti i uslova, te dobijanje potreb-nih dozvola za izgradnju, shodno Zakonu o planiranju i izgradnji.[3]

4. FOTONAPONSKI SISTEMI I OPREMA

Fotonaponski sistemi funcionišu na principu pret-varanja svetlosne u električnu energiju. Jedan od načina rešavanja problema sa napajanjem opreme za akviziciju podataka sa elektronskih korektora, neo-

phodnih radi ispunjavanja zahteva iz Uredbe o uslovi-ma za isporuku prirodnog gasa, predstavlja instaliranje solarnih panela dovoljnog broja i potrebne snage, što se može proračunski odrediti.

Na tržištu su prisutne različite vrste solarnih panela, zavisno od tehnologije izrade poluprovodničkih struk-tura solarnih ćelija (kristalne i tankoslojne), odnosno načina izrade kristalnih struktura (monokristalne i polikristalne). Monokristalne solarne ćelije imaju veću efi kasnost (do 20%) u odnosu na polikristalne (do 14%), ali su i znatno skuplje zbog zahtevnijeg i složenijeg postupka izrade. Tankolojne solarne ćelije se izvode sa tankim slojem fi lma (Amorfni silicijum, Galijum selenid, Kadmijum telurid) i maju malu efi kas-nost (oko 6%), ali im je postupak izrade jednostavniji, te su jeftinije i sa aspekta povrata uloženih sredstava rentabilnije od monokristalnih i polikristalnih ćelija. Za specijalne programe kao što je svemirski gde se zahteva veća efi kasnost po jedinici površine panela, primenjuju se solarne ćelije su na principu višeslojnih fotonaponskih ćelija sa koncentratorima (efi kasnost do 43%), ali je njihova proizvodnja izuzetno skupa zbog komplikovanog postupka izrade, specijalnih ma-terijala i visoke zahtevane priciznosti izrade.

Za realizaciju napajanja putem solarnih panela potrebna je sledeća oprema:

Solarni paneli - na izlazu daju napon 12 VDC, 24 VDC ili 48 VDC.

Noseća konstrukcija panela i montažni ma-terijal za adekvatnu montažu na krov, zemlju ili metalne stubove. Za montažu na beton-sku ploču nosači imaju podešljive noge radi podešavanja ugla nagiba panela u odnosu na upadne sunčeve zrake i kretanje sunca. Kontroler punjenja kontroliše napon punjenja

baterija, reguliše ulazni napon u baterije da ne bi došlo do njihovog prepunjavanja i kontroliše napon prema priključenim uređajima. Kon-troler punjenja isključuje potrošače sa napa-janja kada napon na baterijama padne ispod vrednosti defi nisane za određeni tip baterije.

Punjač baterija (često je sastavni deo kontrol-era punjenja) Baterije se koriste za akumuliranje proizvedene

energije i napajanje potrošača električnom en-ergijom preko kontrolera punjenja, u noćnom periodu i kada je oblačno vreme. U primeni je nekoliko različitih tipova baterija: olovne ba-terije, AGM, suve gel baterije i gorive ćelije. Olovne baterije imaju dug vek trajanja, ali se sve koriste zbog štetnih dejstava po zdravlje ljudi i okolinu.

Obzirom na karakteristike baterija (nivo do kojeg je dozvoljeno njihovo pražnjenje) i njihov životni vek, za fotonaponske sisteme je najoptimalnija upotreba hloridnih i suvih gel baterija, kod kojih je dozvoljeni prag pražnjenja 80%, a životni vek od 7-10 godina. Poželjno je da akumulatorske baterije imaju što manji

Slika 1. – Solarni panel na stubuwww.solarelectricsupply.com

254


strujni prag osetljivosti punjenja, kako bi se punile i kada je oblačno, odnosno kada je intenzitet sunčevog zračenja manji. Akumulatorske baterije na izlazu daju napon 12 VDC, a ukoliko se dve baterije povežu u seriji dobija se napon 24 VDC.

Inverter pretvara napon koji na izlazu daju so-larni paneli (12 VDC, 24 VDC ili 48 VDC) u naizmenični (230 VAC) za napajanje potrošača kao što je ruter. Prilikom konverzije energije dolazi do izvesnih gubitaka koje treba uzeti u proračun (10-15%). Razvodni elektro orman sadrži strujne i na-

ponske zaštite, invertor, kontroler punjenja i punjač baterija, sabirnice i stezaljke i služi za razvod električne energije ka potrošačima. Može da bude samostojeći ili predviđen za montažu na zid ili na stub nosača panela. Or-man i kompletna fotonaponska oprema se izmeštaju van zone opasnosti od eksplozije i moraju biti u minimalnom stepenu mehaničke zaštite IP65 za spoljašnju montažu, odnosno IP43 za montažu unutar objekta. Kablovski i spojni materijal (koriste se va-

trootporni licnasti bakarni kablovi, sa UV zračenja) Brojilo aktivne energije koje služi za kontrolu

proizvedene, odnosno potrošene električne energije. Na osnovu podataka o potrošnji električne energije može se raditi procena is-plativosti investicije i opravdanosti ulaganja u solarne panele

Zavisno od potre-ba i zahteva inves-titora fotonaponski sistemi mogu da se opreme sa RS-485 k o m u n i k a c i o n i m portom i procesor-skom jedinicom, smeštenim u ormanu elektrike, kao i sen-zorom koji prati vre-menske prilike. Au-tomatika isporučena uz solarni panel može da prati radne parametre opreme i fi zičke veličine koje se odnose na rad fo-tonaponskog sistema.

Takođe, kao do-datna oprema može se ugraditi solarni tragač koji omogućava da se solarni paneli rotiraju oko stuba,

odnosno vertikalno pomeraju prema kretanju sunca. Upotrebom solarnih tragača ostvaruje se najveća efi kasnost solarnih panela, jer se tokom celog dana postiže najoptimalniji ugao pod kojim sunčevi zraci padaju na površinu panela, te se tako dobija najviše sunčeve energije na površinu panela. Upotreba so-larnih tragača nije u širokoj primeni zbog pokretnih delova, mogućnosti njihovog kvarenja, kao i pitanja nestabilnosti celog sistema usled izloženosti udarima vetra.

Ukoliko se želi postići veća struja napajanja potrošača više solarnih panela se međusobno povezu-je paralelno, čime se dobija struja jednaka zbiru struja svih panela, uz isti napon. S druge strane, ukoliko se želi dobiti veći napon pri istoj struji onda se solarni paneli vezuju serijski, pri čemu je dobijeni napon jed-nak zbiru napona panela povezanih u seriju.

Zavisno od njihove namene, tj. da li se koriste za prodaju električne energije (solarne elektrane) ili za sopstvenu potrošnju, solarni paneli (fotonaponski sistemi) se mogu povezati na elektroenergetsku mrežu i direktno joj isporučivati proizvedenu električnu en-ergiju (On-grid način rada) ili da rade kao nezavisni izvori koji direktno napajaju potrošače na određenoj lokaciji i skladište energiju u baterije, pri čemu nisu povezani sa elektroenergetskom mrežom (Off-grid način rada).

Snaga koju daju solarni paneli izražava se u vat pikovima (Wp), merena u optimalnim uslovima (u podne kada je sunčano). Izlazna snaga može da varira zavisno od vremenskih uslova, broja sunčanih sati u

Slika 2. – Polaganje baterija u zemlju

255


toku dana, debljine sloja oblaka i njihove prozornosti. Intenzitet sunčevog zračenja zavisi od geografskog područja, perioda dana, vremenskih uslova, broja sunčanih dana, doba godine i upadnog ugla sunčevog zračenja na površinu solarne ćelije. Najbolji efekat sunčevog zračenja se postiže kada su solarni paneli okrenuti pod određenim uglom ka jugu.

5. PRIMENA SOLARNIH PANELA ZA NAPAJANJE ELEKTRONSKIH KOREKTORA

Elektronski korektori se ugrađuju na mernim lini-jama na GMRS i MRS i povezuju sa merilima protoka gasa u cilju preračunavanja proteklih količina gasa na standardne m3 (pri standardnim uslovima T=15°C, p=1013,25 mbar). Da bi se ostvarilo telemetrisanje elektronskih korektora potrebno je pored komunikaci-je obezbediti i njihovo napajanje. Objekti tipa GMRS i MRS se uglavnom grade van naseljenih mesta, na lokacijama udaljenim od postojećih niskonaponskih distributivnih mreža, tako da je izgradnja priključka ekonomski neisplativa, a često i nemoguća zbog nepos-tojanja tehničkih mogućnosti za realizaciju priključka od strane nadležne Elektrodistribucije. U ovakvim situacijama moguća je primena solarnih panela koji bi se instalirali na lokaciji merne stanice u vlasništvu JP Srbijagas, što bi značajno skratilo proceduru pribav-ljanja potrebne dokumentacije za izvođenje radova i smanjilo troškove investicije za iznos tih troškova.

Instaliranje solarnih panela za potrebe napajanja elektronskih korektora na objektima kakvi su MRS pogodno je i sa aspekta male potrošnje uređaja koje treba napajati. Zavisno od zahteva JP Srbijagas, kao in-vestitora, širok je spektar uređaja koji se mogu telem-etrisati na mernim stanicama. Jedna od mogućnosti je preuzimanje podataka sa elektronskih korektora preko Ex barijere, device servera koji konvertuje RS-485 u Ethernet signal i rutera. Oprema kao što su invertor za napajanje rutera i baterije za napajanje DC uređaja,

svakako su deo opreme fotonaponskih sistema i pred-met ugradnje zajedno sa solarnim panelima. Druga op-cija je da se pored elektronskog korektora telemetrišu ulazni i izlazni pritisci i temperature u mernim stanica-ma, zaprljanost fi ltera za gas, statusi blok ventila i ak-tuator na ulaznoj protivpožarnoj slavini. Rad će se ba-zirati na dimenzionisanju solarnih panela za napajanje opreme i uređaja na mernim stanicama predviđenih prvom opcijom, tj. kada se telemetrišu podaci samo sa elektronskog korektora. Ukupna snaga koja je potreb-na za rad elektronskog korektora i pratećih telemetri-jskih uređaja (elektronski korektor, device server, Ex barijera, ruter), te fotonaponske opreme (kontroler punjenja i invertor) je oko 61W.

Ukoliko se solarni paneli i prateća oprema mora-ju postaviti u prostor deklarisan kao zona opasnosti od eksplozije, tada sva ugrađena oprema mora biti u odgovarajućem stepenu Ex zaštite (za montažu u zonu 2). Ukoliko je to moguće, ovu opremu treba ugrađivati van zone opasnosti zbog smanjenja troškova inves-ticije. Takođe, sva oprema mora biti u odgovarajućem stepenu mehaničke zaštite (za spoljašnju montažu IP65) i mora biti propisno uzemljena.

6. PRORAČUN POTREBNIH KAPACITETA SOLARNE OPREME

Za realizaciju napajanje elektronskih korektora predviđena je sledeća fotonaponska oprema: po-likristalni silicijumski solarni panel 24VDC, zakrenut za 44,8° u odnosu na horizontalnu ravan. [4]; fi ksiran za metalni stub 6’’ sa nosačima za montažu solarnih panela; kontroler punjenja baterija 20A; suve gel aku-mulatorske baterije, invertor 1000W/24VDC sa sopst-venom potrošnjom manjom od 100 mA; šemiran or-man elektrike sa ugrađenim odgovarajućim strujnim i naponskim zaštitama i brojilom aktivne energije; vatrootporni kablovi XLPO 4mm2 sa zaštitom od UV zračenja i kablovski materijal.

Potrebna izlazna snaga solarnog sistema određuje se kao zbir dnevnih potreba DC potrošača i AC potrošača. Posmatra se svaki pojedinačni potrošač, karakter njegove potrošnje (DC ili AC), broj sati rada u toku dana i dobija se potrebna dnevna snaga za napajanje DC, odnos-no AC potrošača, pri čemu se uzima u obzir 10-15% veća vrednost dnevne potrebne snage za AC potrošače zbog gubitaka u DC/AC konverziji. Takođe, defi niše se potrebna struja u Ah, dok je napon konstantan i prilagođen vrednosti na kojoj su predviđeni da rade uređaji (12V, 24V ili 48V). Pri-likom dimenzionisanja baterija dnevna potreba za energijom se množi brojem dana za koje baterije treba da obezbede napajanje, uzimajući u obzir izvesnu rezervu u snazi od 20-25%, pošto se

Šematski prikaz napajanja preko solarnih panela (modifikovano sa www.logo.rs)

Slika 3. – Šematski prikaz napajanja preko solarnih panela (modi-fi kovano sa www.logo.rs

256


baterije nikada ne prazne do kraja jer bi im se na taj način smanjio životni vek. Dnevna snaga koju proiz-vodi solarni panel dobija se kada se satna nominalna vrednost snage koju daje pomnoži sa brojem sunčanih dana za određeni lokalitet u najkritičnijem mesecu (meteorološki podatak koji se dobija usrednjavan-jem 10-to godišnjih vrednosti.[6] Deljenjem ukupne dnevne potrebne snage svih DC i AC uređaja i opreme sa snagom koju dnevno odaje jedan solarni panel do-bija se potreban broj solarnih panela.

U konkretnom slučaju potrošači koje treba napajati su: elektronski korektor (24VDC, 0.5A, 0.66W, 24h), Ex barijera (24VDC, 0.125A, 3W, 24h), Device Server EKI-2528 (24VDC, 0.25A, 5W, 6h), ruter 3G/GPRS (230VAC, 2.75A, 50W, 6h) i inverter 1000W/24VDC (24VDC/230VAC, 0.1A, 2.4W, 24h). Ukupna satna potreba za DC snagom je oko 11W, a dnevna oko 175,5W. Ukupna dnevna potreba za AC snagom je oko 300W, odnosno nakon uzetog faktora korekcije (15%) zbog gubitaka u DC/AC konverziji 345W. Dakle, ukupna snaga (DC+AC) izvora potrebna za na-pajanje instalisanih uređaja je oko 520W. Ukoliko bi se uzeo u razmatranje solarni panel snage 260W, broj sunčanih sati u toku dana u decembru u Beogradu (2), kao najkritičnijem mesecu po pitanju solarnih dobita-ka [5], ukupna dnevna snaga koju bi ovaj solarni panel mogao da proizvede iznosila bi 520W. Očigledno je da je dovoljan jedan solarni panel snage 260W, 24 VDC da bi se zadovoljile dnevne potrebe za napajan-jem instaliranih potrošača. Ugradnjom dva paralelno povezana solarna panela snage po 260W povećala bi se pouzdanost napajanja.

U ovom radu proračun i izbor opreme će se ba-zirati na jednom solarnom panelu snage 260W. Pri-likom dimenzionisanja akumulatorskih baterija uzeće se u proračun i rezerva od 25% kapaciteta, pošto se ne preporučuje da se suve gel baterije prazne ispod ove vrednosti, zbog povećanja njihovog životnog veka. Kada se podele dnevne potrebe za snagom svih uređaja (520W) sa naponom jedne baterije (12V) dobija se da su potrebne akumulatorske baterije od 43,34Ah. Uko-liko defi nišemo da skladišni kapacitet baterija treba da bude dovoljan za četiri dana napajanja predviđenih potrošača, proračunom dolazimo do podatka da su nam potrebne baterije kapaciteta 173,36Ah, odnosno 216,7Ah kada se uzme u obzir rezerva od 25%. Na os-novu ovih proračunskih vrednosti dovoljno je odabrati dve akumulatorske baterije snage po 120Ah, vezane u seriju da bi se postigao izlazni napon od 24 VDC, na kojem većina instaliranih uređaja radi. [6] Da bi se zaštitile od temperaturnih promena koje direktno utiču na životni vek baterija, akumulatorske baterije će se postaviti u odgovarajuće kutije i ukopati u zem-lju. [7] Ovo rešenje je bolje i isplativije od ugradnje solarnih baterija u samostojeći termoizolovani orman. Površina koju zauzima jedan solarni panel je 1,7 m2, dok je površina koju u zemlji zauzimaju dve akumula-

torske baterije oko 1,1 m2, sa uračunatim dozvoljenim rastojanjem između baterija.

7. PROCENA INVESTICIONIH TROŠKOVA I EKONOMSKA ISPLATIVOST

Primena solarnih sistema isplativa je tamo gde ne postoji drugi način rešavanja problema napajanja. Troškovi solarne opreme za daljinski nadzor i akvizic-iju podataka sa elektronskih korektora (solarni pan-eli, nosači za montažu solarnih panela, inverter, suve gel baterije kapaciteta četiri dana, kablovi, šemiran orman sa odgovarajućim strujnim i naponskim zaštitama, kontroler punjenja i akumultorske baterija sa kutijama) za jednu mernu stanicu iznose oko 2200 €. Troškovi građevinskih radova na izradi betonskog postolja za nosače i iskop za polaganje baterija u zem-lju iznose oko 200 €. Troškovi instaliranja, montiranja i podešavanja za jedan solarni panel snage 260W i ostalu opremu, izvršeni od strane stručnog osoblja su oko 400 €. U proračunu troškova nisu uzeti u obzir troškovi zakupa zemljišta za postavljanje solarnih panela, ormana elektrike i baterija, pod pretpostavkom da se oprema može smestiti na parceli merne stanice. Ukupni troškovi nabavke i ugradnje fotonaponskog solarnog sistema sa jednim Si polikristalnim solarnim panelom snage 260W i gore navedenom pretećom opremom, sa uzemljenjem nadzemne metalne insta-lacije i povezivanjem na centralni uzemljivač objekta, te građevinski radovi na izradi betonskog temelja za montažnu konstrukciju solarnih panela, iskop i za-trpavanje radne jame za postavljanje baterija u zem-lju, iznose oko 2800 €. Ukoliko bi se merna stanica

Slika 4. – Godišnji prosek dnevne energije sunčevog zračenja po m2 u Srbiji [9]

257


priključila na NN distributivnu mrežu troškovi za izdavanje rešenja i izgradnju priključka (Elektro-distribucija), izgradnju niskonaponskog kablovskog privoda (građevinski radovi i polaganje kabla), rešavanje imovinsko-pravnih odnosa sa vlasnicima parcela duž trase kabla (naknada štete), pribavljanje geodetskih podloga, saglasnosti i predprojektnih us-lova, iznosili bi oko 4700 €. Ova procena urađena je na bazi prosečne dužine kablovskog privoda 300 metara, sa vođenjem kabla kroz javnu površinu, bez ukrštanja i paralelnog vođenja sa regionalnim i državnim putevima u nadležnosti JP Putevi Srbije, železničkim prugama i vodoknalima, obzirom da do-bijanje saglasnosti vlasnika ovih infrastrukturnih ob-jekata zahteva mnogo vremena i fi nansijskim sredsta-va. Troškovi izrade projektno-tehničke dokumentacije (idejni, odnosno glavni projekti) su približno isti za oba slučaja i nisu razmatrani u ukupnim troškovima investicije u oba slučaja. Dakle, za napajanje elektron-skog korektora isplativije je instalirati solarne panele od polaganja NN kabla dužeg od 300 metara, kako zbog nižih investicionih troškova, tako i zbog even-tualne naknade štete koja može nastati trećim licima prilikom trasiranja, besplatne potrošene energije koja se plaća na mesečnom nivou, što predstavlja direktnu uštedu, kao i zbog brže realizacije same investicije. Priključenje na mrežu 20kV dalekovoda sa izgrad-njom trafo stanice nije predmet razmatranja, jer su samo troškovi izgradnje trafo stanice oko 30.000 €, sa rešavanjem administrativnih obaveza i imovinsko-pravnih odnosa za njenu lokaciju, uz izradu potrebne projektne dokumentacije.

Razvojem tehnologije i korišćenjem novih materi-jala efi kasnost solarnih panela je znatno povećana. Usled serijske proizvodnje i smanjenja troškova proizvodnje jedinična cena po 1W instalisane snage konstatno pada i trenutno iznosi oko 1,2÷1,6 €/W za solarni panel, odnosno 4÷8 €/W za ceo solarni sistem, zavisno od veličine sistema, vrste i količine instalirane prateće opreme (nosači panela, kontroler punjenja, in-vertor, baterije, orman elektrike...), građevinskih i in-stalaterskih radova.

8. ZAKLJUČAK

Napajanja elektronskih korektora na mernim stani-cama koje su udaljene od distributivnih niskonapon-skih mreža instaliranjem solarnih panela ima brojne prednosti i mane. Nije potrebno rešavanje imovinsko-pravnih odnosa jer bi se paneli instalirali na lokaciji merne stanice, nije potrebno obezbeđivati saglasnosti vlasnika parcela za prolazak napojnog kabla niti sa-glasnosti vlasnika drugih instalacija prilikom ukrštanja i paralelnog vođenja što iziskuje fi nansijska sredstva i vreme potrebno za ishodovanje saglasnosti, troškovi investicije su manji nego u slučaju priključenja na NN mrežu. Takođe, solarna energija predstavlja čistu en-ergiju, bez emisije štetnih gasova, koji stvaraju efekat staklene bašte (CO2), električna energija proizvedena

na ovaj način je besplatna, a održavanje jeftino i nije zahtevno. Vek trajanja solarnih panela je od 25-30 go-dina, a vek trajanja baterija od 7 -10 godina.

Ukoliko se u blizini merne stanice nalazi NN mreža, tada su troškovi investicije za solarni sistem su veći u odnosu na troškove izrade NN kablovskog priključka. Dalje, napajanje preko solarnih panela nije pouzdano u zimskom periodu zbog slabog intenziteta sunčevog zračenja usled dužeg oblačnog perioda i malih dobitaka od sunca. Temperature iznad sobnih smanjuju perfomanse solarnih sistema (karakteristika poluprovodničkih elemenata).[10] Kapacitet baterija je ograničen, a da bi se akumulirala veća količina električne energije i obezbedilo napajanje za duži vre-menski period potrebno je više baterija, što zahteva veliki prostor za njihov smeštaj. Zbog malog stepena korisnog dejstva solarnih panela potreban je veći broj panela i veliki prostor za njihovu instalaciju kada se zahteva veća snaga, pa nisu pogodni za napajanje ve-likih potrošača naizmenične struje.

Ovo rešenje se može smatrati prihvatljivim za sve aplikacije gde su merne stanice udaljene od elektro-energetske mreže, pa je priključenje na nju nemoguće ili neisplativo, kada se ne zahteva velika instalisana snaga potrošača i kada nije neophodno konstantno i pouzdano napajanje, odnosno kada, usled tehničkih karakteristika opreme (kakvi su elektronski korek-tori), kraći prekidi u napajanju ne utiču na funkcion-isanje sistema. Za daljinsku akviziciju telemetrijskih podataka ovo ne predstavlja problem pošto savremeni elektronski korektori imaju sopstvenu memoriju i mogu da pošalju podatke o protoku i nakon par dana kada se dopune baterije i uspostavi napajanje.

LITERATURA

[1] Zakon o energetici (“Sl. glasnik RS”, br. 57/11, 80/11 - ispr., 93/12 i 124/12)

[2] Uredba o uslovima za isporuku prirodnog gasa (“Sl. glasnik RS”, br. 47/06, 3/10 i 48/10)

[3] Zakon o planiranju i izgradnji (“Sl. glasnik RS”, br. 72/09, 81/09 - ispr., 64/10 - odluka US, 24/11, 121/12, 42/13 – odluka US, 50/13 – odluka US, 98/13 – odluka US)

[4] PVWATTS AC Energy and Cost Savings[5] www.beograd.rs[6] http://photovoltaics.sustainablesources.com/[7] www.solarni-paneli.co.rs – Telefon inženjering

Beograd[8] www.seia.org[9] Studija NPEE, br. EE704-1052A, Ministrastvo

nauke i zaštite životne sredine RS, Beograd 2004

[10] Effect of Panel Temperature on a Solar-Pv Ac Water Pumping System, Vick B.D., Clark R.N., 2005.

258


Tin ŠTULA-VUKUŠIĆ

UDC: 621.43.068

Opasnosti energetske zavisnosti – „gasna omča“

SAŽETAKPočetak radova na evropskom infrastrukturnom projektu Južni tok, nažalost, ne označava i početak

energetske nezavisnosti Srbije. Naprotiv, Južni tok samo je još jedan (gasni) „svileni gajtan“ oko vrata jedne već posrnule ekonomije. Iako je učešće u tom projektu jedini razuman izbor, on nikako ne smije ostati i jedini strateški izbor za gasnu energetiku Srbije. Ovaj rad je kratka analiza mogućih postupaka i ideja za prevazilaženje energetske zavisnosti i postizanje relativne energetske ravnoteže srpskog energetskog tržišta.

Ključne rječi : „Južni tok“, energetska infrastruktura, energetska strategija, gasne alternative.

DANGERS OF ENERGY DEPENDENCE – „GAS NOOSE“

ABSTRACTSouth Stream, European infrastructure project construction start, unfortunately, does not mark

the start of serbian energy independence. On the contrary, South Stream is just another (gas) “silk garotte” around the neck of an already ailing economy. Although participation in this project is the only reasonable choice, it must not remain the only strategic choice for serbian gas energy sector. This paper is a brief analysis of possible remedies and ideas for overcoming the energy dependence and achieving relative energy balance on serbian energy market.

Keywords: “South Stream”, energy infrastructure, energy strategy, gas alternatives.

Svaki organizirani sistem mora posjedovati paralelne tokove informacija/materije koji mu daju

osnove organiziranosti – strukturu. Posmatrano unutar društvene tehno-strukture lako je zaključiti da je jedan od najbitnijih infrastrukturnih tokova zaduženih za za-dovoljenje osnovnih potreba upravo onaj – energetski. Naše društvo je postalo tehnološki toliko zavisno od energetske infrastrukture da je posve nemoguće zamis-liti normalno funkcioniranje van energetske mreže. Tu se upravo vidi stratifi kacija globalnih društava – sva razvijena društva imaju relativno jednako razvijene energetske mreže. Naravno, to ne znači i da su sva obdarena istom količinom prirodnih resursa, stoga je viši stupanj neke regionalne integracije mreža prije pravilo nego izuzetak.

Energetske sisteme, stoga, moramo posmatrati u okviru šire slike razvoja određene države. Bilo da je u pitanju njezin unutrašnji nivo ekonomskog, industri-

jskog ili političkog razvoja, bilo da se fokusiramo na njezino mjesto u regionalnim političkim i energetskim asocijacijama. Slabosti jednog dijela ove klackalice mogu, uz malo truda, biti nadomještene na drugoj stra-ni. Problemi nastaju kada relativno nerazvijena zemlja istovremeno ne raspolaže bilo kakvim integracijskim mogućnostima – kao što je to u slučaju Srbije.

Energetski defi citarne privrede, koliko god težile ka poboljšanju svog stanja, moraju uvijek voditi računa i o balansu energenata. Ako balans ne pos-toji, to jest, ako nije moguće sopstvenim sredstvima ostvarivati samodovoljnost, onda se defi citarni ener-gent može koristiti kao sredstvo pritiska, kako nas i uči iskustvo naftnih kriza ’70ih godina dvadesetog stoljeća. Kontrola nad energentima nije tako efi kasna, ni tako potpuna kao politička, oružana ili ekonomska kontrola, ali svakako predstavlja značajno sredstvo za subjekte (zemlje ili kompanije) koje njime raspolažu.

259


Da bismo odgovorili na pitanje - „možemo li i „Južni tok“ ubrojiti u slične opasnosti?“ – prvo moramo up-oznati scenu na kojoj se ono postavlja.

Energetska slika Srbije nije ohrabrujuća. U njen energetski sistem možemo ubrojiti naftnu i gasnu privredu, rudnike uglja, elektroenergetiku, kao i, uv-jetno rečeno, sisteme gradskih toplana i industrijske energetike. Unutar energetskog sistema vrši se ek-sploatacija primarne energije iz domaćih izvora, uvoz primarne energije (najviše nafte i gasa), proizvodnja električne i toplotne energije, eksploatacija i sekun-darna prerada uglja, kao i transport i distribucija en-ergije i energenata do krajnjih potrošača fi nalne en-ergije1.

Naftni sektor se praktično u potpunosti sastoji od NIS-a i njegovih kapaciteta, sa ogradom da je uvoz derivata liberaliziran, što omogućuje i druge kom-panije koje posjeduju rafi nerije u vlasništvu (Lukoil, OMV, etc) da se uključe u tržišnu utakmicu. No, ek-sploatacija i prerade domaće nafte i njenih derivata u potpunosti pripada NIS-u. Ukupni domaći kapaciteti iznose oko 7.3 miliona tona godišnje2, a valjda prim-jetiti da je Srbija početkom 2013. prestigla Hrvatsku3, dosadašnjeg regionalnog lidera u proizvodnji nafte. Za dalji transport nafte planirana je izgradnja mreže naftovoda, neki u samostalnoj režiji, a neki u sklopu međudržavnih dogovora o energetskoj infrastrukturi.

Što se prirodnog gasa tiče, on je razbijen na kupovinu, transport i distribuciju uvoznog, uglavnom ruskog gasa, kao i na sistem eksploatacije domaćih rezervi i njihova primarne prerade. U eksploataciji je ponovo dominantan NIS, koji je jedini proizvođač domaćeg prirodnog gasa, dok se kod uvoza stvari kompliciraju postojanjem posrednika, kompanije „Yugorosgaz“ koja uvoz gas od Gazproma (koji drži 75% vlasništva „Yugorosgaz-a“), pa ga ponovo proda-je Srbijagasu, najvećem srpskom uvozniku, transport-eru i distributeru prirodnog gasa. Srbijagas raspolaže sa više od 2000 km gasovoda4, a glavni magistralni gasovod se proteže nekih 400 km od mađarske granice do Niša. Kako je uvoz prirodnog gasa liberaliziran, na tržištu postoji još jedna kompanija koja se bavi uvozom – RST. Međutim, najveći dio tržišta i dalje se snabdjeva preko Srbijagasa. Zbog povećane proizvod-nje, ali i pada potrošnje, udio domaćeg gasa na tržištu kreće se od 10 do 18%5, a sve ostale potrebe zado-voljavaju se isključivo ruskim gasom (uz eventualne rijetke interventne uvoze mađarskog). Jedino domaće

skladište prirodnog gasa – Banatski Dvor – prešlo je u većinsko vlasništvo ruskog Gazproma.

Jedan od najstarijih resursa srpske energetike – ugalj – i dalje je najbitniji za pokrivanje bazne ener-getske potrošnje Srbije. Eksploatacija i prerada uglja iz rudnika sa površinskom eksploatacijom vrši se u dva rudarska basena – Kolubarskom i Kostolačkom6. Na proizvodnju električne energije otpada preko 95% ukupne proizvodnje uglja. Za fi nalu potrošnju ug-lavnom se koristi ugalj iz osam rudnika sa podzem-nom eksploatacijom, u kojima se vrši eksploatacija kamenog i mrkog uglja, kao i kvalitetnog lignita (u odnosu na onaj dobijem površinskom eksplotacijom).

Elektroenergetski sektor možemo podijeliti na :- Elektroenergetske izvore – elektrane instalirane

snage 7120 MW7 (od toga čak 3936 MW u ter-moelektranama na lignit, 2831 MW u hidroelek-tranama i 353 u kogeneraciji na mazut i prirodni gas;

- Sistema za transfer električne energije, sa oko 10000 km dalekovoda 400, 220 i 110 kV;

- Elektrodistributivni sistemi, preko koji se vrši isporuka električne energije krajnjim potrošačima. Treba imati u vidu da je, liberal-izacijom tržišta, EPS izgubio neke od velikih potrošača električne energije, koji su se okrenuli drugim snabdjevačima.

U Srbiji postoji i sistem gradskih toplana u 58 gra-dova8, koji se sastoji iz decentraliziranih toplotnih iz-vora instalirane snage oko 6000 MWi odgovarajuće distributivne mreže. Većina ovih sistema ima velike gubitne prilikom transporta, a zbog nedostatka ko-generacionih alternativa, u toplom periodu generira isključivo gubitke.

Jedan često zanemaren resurs su i toplotni izvori u sistemu industrijske energetike, koji raspolažu sa oko 6300 MW instaliranih u brojnim industrijskim preduzećima širom Srbije. Oni se uglavnom koriste za proizvodnju tehnološke pare i toplotne energije za potrebe proizvodnih procesa i grijanje radnog prosto-ra. U 30ak industrijskih preduzeća postoje i energane koje omogućuju kogeneraciju toplotne i električne energije (kapaciteta od čak 250 MW9). Nažalost, pad ekonomskog standarda i potpuni raspad industrije dovelo je do toga da najveći broj ovih energetskih ob-jekata više nije u operativnom stanju, a nema naročitih izgleda da će se situacija išta dugoročno popraviti.

Osnovna karakteristika svih navedenih dijelova energetskog sistema je izrazita tehnološka zastarjelost

1Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine2 http://www.nis.rs/wp-content/uploads/2012/05/Godisnji_Izvestaj_o_poslovanju_2011_eng.pdf

3 h t t p : / / w w w . b 9 2 . n e t / b i z / v e s t i / s r b i j a .php?yyyy=2013&mm=01&dd=16&nav_id=678043

4 http://www.srbijagas.com/sites/default/files/informator%202013.pdf

5 http://www.sewea.rs/wp-content/themes/960bc/documents/Milos%20Banjac%20-%20Ministarstvo%20infrastrukture%20i%20energetike%20-

6 Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine7 http://www.eps.rs/Lat/Article.aspx?lista=Sitemap&id=418 http://www.sewea.rs/wp-content/themes/960bc/documents/

Milos%20Banjac%20-%20Ministarstvo%20infrastrukture%20i%20energetike%20-%20Buducnost%20energetskog%20sek-tora%20Srbije_2011_Banjac_1.pdf

9 Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine

260


i niska energetska efi kasnost, kao i trenutno zabrinjavajuće i dugoročno neprihvatljivo tehnološko stanje sa stanovišta zaštite životne sredine. Tehnološko stanje je, bez obzira na sve do sada učinjene sanaci-je, rehabilitacije i modernizacije – prilično loše – ne samo sa stanovišta operativne sigurnosti objekata, već i sa stanovišta energetske efi kanosti, a naročito uticaja na okolinu koji je na ispod donje granice evropskih standarda. Naročito je zabrinjavajuća starost elek-troenergeskih objekta (između 12 i 42 godine10) čija zamjena, jedino putem izgradnje novih energetskih iz-vora, mora imati najviši prioritet sa stanovišta sigurn-osti isporuke energenata, zbog povećanih energetskih potreba koje će samo biti sve izraženije.

Ni situacija sa resursne strane nije ništa bolja – sko-ro 99% ukupnih energetskih rezervi svodi se na ugalj. Bez obzira na povećanu eksploataciju nafte i gasa, nji-hov udio na ukupnom energetskom tržištu je skroman. Relativno velike rezerve uglja uglavnom se odnose na niskovalitetni lignit, koji čini više od polovine rezervi. To se naročito odnosi lignit iz eksploatacije u rudnici-ma sa površinskom eksploatacijom. Situacija bi bila nešto bolja kada bismo u analizu uključili i rezerve sa Kosova i Metohije, ali, one zbog političke situacije, nisu dostupne srpskom energetskom sistemu.

Jedini značajan obnovljivi energetski potencijal kojim Srbija raspolaže je – hidropotencijal. Prema istraživanjima on iznosi oko 17000 GWh11, od čega je do sada iskorišteno oko 10000 GWh. To nam os-tavlja potencijalnih 7000 GWh koji se mogu tehnički iskoristiti, što je skoro 10% potrošnje fi nalne energije Srbije. Najveće mogućnosti za unapređenje hidropo-tencijala nalaze se na slivu Morave, Drine, Lima i Du-nava, gdje je moguća gradnja pojedinačnih objekata snage veće od 10 MW i godišnjom proizvodnjom od oko 5200 GWh. Projekti malih hidroelektrana (do 10 MW) već se uveliko razvijaju12 na više od 800 poten-cijalnih lokacija na rijekama širom Srbije, a njihov proizvodni doprinos mogao bi iznositi i 1800 GWh na godišnjem nivou. Međutim, treba imati u vidu i sve duže i snažnije sušne periode, koji mogu značajno uti-cati na nivoe proizvodnje, što je, recimo, bio slučaj i 2012.. Kako neki dugoročni ostvarivi globalni dogo-vor u vezi ublažavanja klimatskih promjena nije izgle-dan, možemo očekivati pogoršanje stanja globalnih hidropotencijala, što će ugroziti sve regionalne, pa čak i lokalne projekte.

Posmatrajući ostale obnovljive izvore energije – biomasu, geotermalnu energiju, solarnu energiju i energiju vjetra - ne možemo primjetiti neko veliko učešće u energetskom bilansu. Razvojni potencijali svakako postoje, naročito za decentraliziranu proiz-vodnju toplotne (kroz sagorjevanje biomase i gen-

eriranje tople vode solarnim kolektorima), kao i za lokalnu proizvodnju električne energije (izgradnjom već spomenutih mini hidroelektrana snage do 10 MW i vjetro-parkova snage do 1 MW), koji bi mogli zado-voljavati lokalne potrebe i dopuniti kapacitete srpskog elektroenergetskog sistema.

Kada bi bio realiziran, energetskih potencijal ovih obnovljih izvora energije mogao bi biti vrlo značajan doprinos energetskoj proizvodnji Srbije. On se trenut-no procjenjuje na oko 3 miliona ten godišnje. Biomasa čini čak 80% ukupnog potencijala13, od čega je oko 1 milion ten potencijal drvne biomase (sječa drveta i otpaci prilikom primarne i/ili industrijske prerade drveta), a više od 1.5 miliona ten čini poljoprivredn biomasa (ostaci poljoprivrednih i ratarskih kultura, kao i tečni stajnjak). Geotermalni izvori čine oko 0.2 miliona ten, mahom na području Vojvodine, Pos-avine, Mačve, Podunavlja i centralne Srbije. Nažalost, ekonomska situacija i odsustvo subvencija glavni su razlog relativno niskog iskorišćenja energije tople vode iz postojećih bušotina (mahom niskim temper-atura – do 60°C i toplotne snage ispod 160 MJ/s14), mada istraživanja pokazuju znatno veće potencijale ovog aspekta energetske generacije. Isti je slučaj i sa solarnim kolektorima, bilo za toplotnu generaciju, bilo za generaciju električne energije. Mada je Srbija sa svojim relativno velikim brojem sunčanih dana (preko 2000 sati godišnje) jedna od najzahvalnijih ev-ropskih zemalja za ovaj tip generacije, visoki troškovi solarnih panela i prateće opreme, kao i prilično loše stanje transportne mreže, uz nerazumno državno sub-vencioniranje, otežavaju razvoj ovog sektora.

Nije, stoga, neobično što jedina nada za neki planirani boljitak leži u novim razvojnim programi-ma. Među planiranim projektima treba spomenuti ter-moelektrane Nikola Tesla B3 i Kolubara B, hidroelek-trane Velika Morava, Ibar, Đerdap 3, Gornja i Srednja Drina15. Međutim od svih projekata, jedan se najviše ističe, kako po opsegu potencijalne energetske dobiti, tako i po ekonomskom naporu potrebnom za njegovo dovršenje – u pitanju je „Južni tok“.

Projekat gasovoda „Južni tok“ najavljen je 2007. godine prilikom potpisivanja Sporazuma o razumjevanju o njegovoj izgradnju između talijan-ske energetske kompanije Eni i ruskog Gazproma. Međutim, ideja o njegovoj izgradnji je starija i dosta kompliciranija. Naime, Gazprom je, u strahu od po-tencijalne izgradnje europskog gasovoda Nabucco, osmislio strategiju koja će istovremeno onemogućiti potencijalne energetske krize (poput one 2006.) i učiniti poziciju Gazproma apsolutno dominantnom

10 www.eps.rs/test/STRAT_r.pdf11 Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine12 http://www.vreme.com/cms/view.php?id=1026297

13 Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine14 www.merz.gov.rs/lat/node/100015 http://www.sewea.rs/wp-content/themes/960bc/documents/

Milos%20Banjac%20-%20Ministarstvo%20infrastrukture%20i%20energetike%20-%20Buducnost%20energetskog%20sek-tora%20Srbije_2011_Banjac_1.pdf

261


na gasnom energetskom tržištu. Riječ je o projektima Sjeverno-europskog gasovoda (North European Gas Pipeline – NEGP) i Južno-europskog gasovoda (South European Gas Pipeline – SEGP). Prvi je promjenio ime u „Sjeverni tok“, dok je drugi nazvani „Plavi po-tok II“, pošto je trebao biti izgrađen uz postojeći gaso-vod prema Turskoj. Promjenom trase južnog gasovoda on je dobio i novo ime – „Južni tok“.

Gasne kompanije Rusije, Italije, Bugarske, Srbije i Grčke potpisale su 2009. sporazum o izgradnji gaso-voda „Južni tok“.Svečani početak izgradnje ruskih obalskih postrojenja održan je 7.12.2012. u kompre-sorskoj stanici Ruskaja kod Anapa.

Ruska kopnena dionica krenuće od kompresorske stanice Počinki do kompresorske stanice Anapa16. Pod-morska dionica duga 925 kilometara biće izgrađena do bugarskog grada Varna. Gasovod će prolaziti kroz tur-ske teritorijalne vode, kako bi se izbjeglo korišćenje voda ukrajinske isključive ekonomske zone. Dubina gasovoda će na nekim mjestima iznositi i preko 2000 metara, čime će se „Južni tok“ izjednačiti sa „Plavim tokom“ kao najdublji sagrađeni gasovod.

Kopnena dionica će, u Bugarskoj, biti građena od Varne do Plevena. Tu je trebalo doći do prvog granan-ja gasovoda na južni i sjeverni dio – prvi je trebao nastaviti do Grčke, a zatim, preko Jonskog mora sve do južne Italije, dok je drugi bio planiran da stigne do Zaječara u Srbiji. Međutim, cijeli južni krak je, za sada, napušten iz ekonomskih razloga. Međutim, 25.07.2013. potpisan je ugovor o izgradnji dijela „Južnog toka“ kroz Makedoniju. Za sada ne postoje detaljnije informacije kojim putem će se Makedoni-ja snabdjevati gasom – državna kompanija „MER“ („Makedonski Energetski Resursi“) trebala bi naprav-iti tehničko rješenje u saradnji sa Gazpromom.

„Južni tok“ će od Srbije (od Zaječara preko Paraćina, Čente i Gospođinaca sve do Bačkog Brega) biti građen do Mađarske. U Srbiji će se nalaziti dva grananja, jedno kod Čente do Zvornika, a drugo na-kon Gospođinaca odakle će biti građen odvojak do Vukovara. U Mađarskoj će gasovod od Hercegšanta biti građen preko Pecsa do Tornisentmikloša. „Južni tok“ će se u Sloveniji graditi od Lendave do Rateci, da bi u Italiji završio u Tarvisiju.

Zanimljivo je primjetiti da zemlje koje se nalaze na i oko planirane trase Južnog toka zadovoljavaju 63% svojih potreba uvozom ruskog gasa. Bez Italije, ova brojka skače na 85%, sa mnogim zemljama koje se u potpunosti oslanjaju na ruski gas17. Treba upamtiti da se ovdje ne radi o oslanjanju samo na jednu zemlju, već samo na jednu kompaniju – Gazprom.

Planirani kapacitet gasovoda je 63 milijarde kubnih metara (bcm) prirodnog gasa godišnje. Biće izgrađen u četiri paralelne linije, svake kapaciteta 15.75 bcm. Podmorski dionica koristiće cijevi promjera 32 inča, predviđene za radni pritisak od 27.73 megapaskala i debljine cijevi od 1.5 inč. Prva linija trebala bi biti spremna do kraja 2015., druga i treća do kraja 2016., a četvrta i konačna do kraja 2017. godine.Kopneni dio gasovoda imaće osam kompresorskih stanica.

Postojaće bar dva skladišta gasa – jedno u Mađarskoj, kapaciteta minimum milijardu kubnih metara, i drugo u Banatskom Dvoru u Srbiji, kapac-iteta 3.2 milijarde kubnih metara. Postoje planovi za još dva – MOLovo prazno gasno polje Pusztafold-var potencijalnog kapaciteta oko 9 milijardi kubika u Mađarskoj i prazna pomorska bušotina Galata u Bu-garskoj, kapaciteta 1.7 milijardi kubika, u vlasništvu britanskog Melrose Resources.

Trenutna procijenjena cijena projekta je oko 29 milijardi eura, mada postoji mogućnost daljih ko-rekcija, što zavisi kako od cijene čelika, tako i od nepredviđenih okolnosti prilikom izgradnje crnomor-ske dionice.

Posmatrano sa stanovišta Gazproma, izgradnja „Južnog toka“ je višestruko korisna. Naime, njegov-om izgradnjom ruši se ekonomska održivost izgradnje projekta Nabucco – čime se onemogućava potenci-jalni izazov u trgovini prirodnim gasom u području centralne Azije, čiji se proizvođači (Turkmenistan, Azerbejdžan, Kazahstan i Uzbekistan) usmjeravaju na jedini izvozni put – Gazprom. U prilog ove teze govori i predložena ideja o „pre-Kaspijskom gaso-vodu“ koji bi se trebao protezati duž zapadne obale Turkmenistana omogućavajući pristup tamošnjim (7 biliona kubnih metara18 – ekvivalent stogodišnje ruske proizvodnje) ležištima prirodnog gasa. Iako nema naznaka o početku realizacije tog projekta19, eventu-alna izgradnja „Južnog toka“ vjerojatno bi vratila u život ovu ideju, kako zarad potencijalnih izvora gasa, tako i u cilju čvršćeg vezivanja turkmenistanskog en-ergetskog sistema za Rusiju.

Glavni potrošači, naravno, nalaze se u Europi.Eu-ropska unija, kao cjelina, uvozi oko 25% gasa iz Rusi-je20, što, pak, čini više od 40% ukupnih uvoznih resur-sa. Njemačka zadovoljava skoro 40% svojih potreba za prirodnim gasom (najviše od svih zemalja zapadne Europe) - uvozom iz Rusije - i planira povećati ove cifre na preko 60% do 2020. Čak šest zemalja istočne Europe 100% zavise od ruskog gasa. Rusija je najveći pojedinačni snabdjevač EU prirodnim gasom, što je pozicija postignuta kako historijski (od sovjetske

16 Podaci vezani za „Južni tok“preuzeti sa http://www.south-stream-offshore.com/

17 Austrija, Bosna i Hercegovina, Bugarska, Hrvatska, Grčka, Italija, Mađarska, Makedonija, Rumunjska, Srbija, Sloveni-ja i Ukrajina - www.europarl.europa.eu/.../EXPO-AFET_NT(2008)388962_EN.pdf

18 http://www.indexmundi.com/map/?v=9819 http://uk.reuters.com/article/2010/10/23/russia-turkmenistan-

pipeline-idUKLDE69M02I2010102320 http://ec.europa.eu/energy/observatory/countries/doc/key_fi g-

ures.pdf

262


izgradnje gasovoda predviđene, ironično, njemačkim Ostpolitikom), tako i infrastrukturno – izgradnjom „Sjevernog toka“.

Strah da se energetska zavisnost ne odrazi u svojim ekonomskim i političkim parnjacima, potakla je Eu-ropsku komisiju da razmotri glavne ciljeve europske energetske politike. Kao glavne točke navedeni su povećanje environmentalne održivosti, liberaliziranje energetskih tržišta, kao i diverzifi kacija izvora snabd-jevanja.21

Međutim, bez obzira na ideju o formuliranju zajedničke spoljne energetske politike unutar Eu-ropske unije, kojom bi se diverzifi cirali izvori i trase snabdjevanja, zemlje članice nisu bile sposobne postići odgovarajući nivo konsensusa. Jednostavno rečeno, među zemljama postoje prevelike razlike kako u unutrašnjim, tako i spoljašnjim energetskim okolnostima – dok, recimo, Finska u potpunosti za-visi od uvoza ruskog gasa, Španjolska isti uopće ne uvozi. Kao i u ostalim slučajevima pokušaja formiran-ja nekog oblika kolektivnog odlučivanja, jasno je da, u većini slučajeva, unilateralne („sebične“) odluke uvijek imaju prioritet, bar sa stanovišta pojedinačnih država.

Naravno, što veća država, veća i njezina mogućnost da samovoljno sprovodi odluke za koje smatra da su za nju korisne. Lako se može primjetiti kako Njemačka, Francuska i Britanija vode energetske politike po svo-joj volji, te nije čudo da i Rusija koristi svoje ogromne energetske potencijale kako bi oblikovala lokalne i re-gionalne događaje u svoju korist.

Primarni fokus ruske energetske politike je, nara-vno, pored zadovoljavanja potreba domaćeg tržišta, bilo i uspostavljanje dominante pozicije u zemljama bivšeg sovjetskog saveza. Nakon propasti SSSR Rusi-ja je zadržala kontrolu nad većim dijelom ogromne gasovodne infrastrukture. Iako je najveći dio zemalja koje su bile u zoni uticaja SSSR-a zavisio od ruske mreže gasovoda, Rusija je također zavisila od tranzita kroz brojne države. Kako je glavni uvoznik ruskog gasa EU, do koje je gas morao biti dopreman preko Ukrajine, Bjelorusije i Moldavije, sa ruskog stanovišta bilo je posve prirodno pokušati učvrstiti i proširiti svoj uticaj u tim državama, kako bi se osigurao nesmetan promet jednog od dva (drugi je nafta) glavna izvozna artikla Rusije. Paralelno s tom politikom, kao njena dopuna i eventualna zamjena u slučaju neuspjeha, započeti su i projekti koji bi trebali smanjiti rusku za-visnost od tranzitnih država – gasovodi koji ih u pot-punosti zaobilaze.

Rusija je u cilju jačanja svoje pozicije osmislila ekonomsko-političku taktiku čija je glavna karakter-

istika bila konsolidacija infrastrukturne mreže, kroz zamjene nazvane „dug za imovinu“22 - povećanjem cijena prirodnog gasa u zemljama za koje je bilo jasno da ne mogu ispratiti povećanje troškova, efektivno dozvoljavajući stvaranje sve većeg duga koji bi, is-tovremeno, onemogućavao ulazak drugih strateških partnera na tržište, Rusija je (preko Gazproma), nu-dila mogućnosti da dug „isplati“ ulaskom u većinsko ili bar manjinsko vlasništvo gasovodne infrastrukture u dotadašnjem državnom vlasništvu.

Gas se može koristiti i za uticaj na politička i ekonomska neslaganja. Primjerice, dok je Ukrajina plaćala „interne“ cijene za ruski gas, ruski su partneri počeli zastupati stanovište neophodnisti „tržišnih ci-jena“ za izvoz gasa na tržišta bivšeg SSSR-a. To je ekonomski posve opravdan pristup, međutim, Rusija je zahtjevala reprogram cijene koji je poskupljivao gas skoro trostruko u odnosu na dotadašnje cijene. Nemogućnost većine zemalja bivšeg SSSR-a da plaća povećane iznose rezultirao je stvaranjem ogromnih dugova, među kojima je ukrajinski dug od 1.4 mili-jarde dolara bio najveći. Nakon nekoliko godina usi-jane rasprave, dogovoreno je smanjenje tog duga za 200 miliona dolara, uz reprogram otplate do 201323.

Međutim, odmah nakon „Narančaste revolucije“ 2004., Rusija je odbacila postignuti sporazum i jednos-trano uvela nove, povećane cijene gasa za Ukrajinu. Cijena je prvo povećana na 160 dolara, a zatim, dvije godine kasnije (krajem 2006.), na 230 dolara za 1000 kubnih metara gasa. Kako je Ukrajina odbila i rasprav-ljati o novim cijenama, Rusija joj je smanjila isporuke gasa, dok su tranzitne količine ostale iste24. Kada je utvrđeno da Ukrajina koristi tranzitni gas, namijenjen evropskim zemljama, za lokalnu potrošnju, Rusija je u potpunosti obustavila sve tranzitne isporuke. Ta obust-ava u trajanju od samo četiri dana gurnula je Evropu u energetsku krizu tokom hladne zime, kada je postalo jasno kolika je ruska moć nad cijim kontinentom.

Gas se pojavio ponovo kao poluga uticaja 2010. kada je Moskva Kijevu obećala smanjenje cijene gasa od 30%, pod uvjetom potpisivanja poseb-nog dugoročnog (desetogodišnjeg) sporazuma, koji predviđa povlačenje određenih (velikih) količina ruskog gasa, ali i penale kojima je dogovoreno da će te količine biti plaćene, bez obzira da li su povučene ili ne. Ugovor je, zanimljivo, istovremeno predviđao potpisivanje posebnog sporazuma kojim se ukrajinska crnomorska vojna baza u Sevastopolju, koju do tada koristila ruska vojska, iznajmi Rusiji na dodatnih 25 godina25. Treba primjetiti da je najveći dio „uštede“ na koju je Ukrajina vjerojatno računala nestao zbog

21 Communication from the Commission to the European Coun-cil and the European Parliament: An Energy Policy for Europe, COM (2007) 1, 10 January 2007; Presidency Conclusions of the Brussels European Council 8-9 March 2007, (REV 1), 2 May 2007.

22 www.gazprom.com/f/posts/88/439833/1report_eng.pdf23 euobserver.com/energy/2733624 http://www.iht.com/articles/2006/01/01/europe/web.0101gas.

php25 http://www.themoscowtimes.com/business/article/deal-struck-

on-gas-black-sea-fl eet/404501.html

263


rasta globalne cijene nafte, za koje je, ugovorno, bila vezana i cijena gasa.

Podređenost ekonomije politici može se vidjeti i u razlikama u cijenu gasa. Dok su Bjelorusija i Mol-davija uvozile relativno jeftin gas, zahvaljujući svom „prijateljstvu“ sa Rusijom, Ukrajina i Gruzija nisu im-ale takve benefi te.

Međutim, čak ni „prijateljstvo“ sa Moskvom nije bila apsolutna garancija cijene. Iako su dotadašnji odnosi Rusije i Bjelorusije bili vrlo dobri, 2007. Gaz-prom je najavio povećanje cijene ga sa 46 dolara, na više od 100 dolara (za 1000 kubnih metara). Nakon inicijalnog protivljenja i dugih pregovora, Bjelorusi-ja je na kraju pristala na novu cijenu gasa (mada je Gazprom u pregovorima zahtjevao 200 dolara), ali uz istovremeno povećanje tranzitnih provizija za 70%. Međutim, jedan od uslova bila je prodaja 50% Bel-transgaza (kompanije koja upravlja državnom gaso-vodnom mrežom) – Gazpromu – ali po cijeni ne većoj od 2.5 milijarde dolara26. Već 2010. Gazprom je pono-vo obustavio isporuku gasa Bjelorusijii,navodno zbog nagomilanog duga od 192 miliona dolara. Doduše, ta obustava se također poklopila sa bjeloruskim odbi-janjem da se pridruži carinskoj uniji Rusije i Kazah-stana27. Promjenom bjeloruskog stava došlo je i do reprograma duga i obnavljanja isporuka gasa.

Prirodni gas je postao globalna roba geopolitičke važnosti. Prirodno je očekivati manipulaciju njime, baš kao što se, u cilju dominacije, koriste i sve os-tale globalne robe i uticaji. Ne trebamo, ipak, gu-biti s uma činjenicu da svaka roba posjeduje snagu samo zahvaljujući tržištu i kupcima koji je ku-puju. Omogućavanjem pristupa alternativnom iz-voru onemogućuje se bilo koji snažniji uticaj na ne-ekonomske ose, zbog čisto tržišnih principa.

Realizacijom „Južnog toka“ Srbija će riješiti dio svojih gorućih energetskih problema. Pristupom snažnoj infrastrukturi, pod uvjetom da Gazprom bude u mogućnosti osigurati količine neophodne za nes-metanu trgovinu, olakšaće se adaptacija postojećih i izgradnja novih energetskih potencijala, te tako otvor-iti i široke mogućnosti novog ekonomskog razvitka zemlje.

Biće zanimljivo vidjeti poslijedice koristi od isporučenog gasa, a, još zanimljivije one od novca na ime transportnih troškova plaćenih Srbiji puštanjem „Južnog toka“ u rad. Uz dovoljno promišljeno uprav-ljanje i permanentan nadzor, korisni efekti sigurno će se moći osjetiti na nivou cijele države.

Ne treba zaboraviti da je Srbija već skoro u pot-putnosti predala svoj energetskih sistem pod kontrolu ruskih partnera. NIS i Banatski Dvor su u dominant-

nom Gazpromovom vlasništu, a jedina energetska infrastrukturna kompanija i dalje u isključivom vlasništvu države Srbije samo je – Srbijagas. Imajući u vidu gore navedene strategije, neće biti veliko iznenađenje ako Gazprom bude zatražio ućešće i u Srbijagasovoj vlasničkoj strukturi, čime će se njegov krug nafto-gasnog sektora – zatvoriti.

Najavom izgradnje novih kogeneracionih postrojenja28 koja bi se trebala snabdjevati ruskim gasom možemo očekivati prodor ruskog kapitala i u elektroprivredni sistem. Bilo da se radi o ukupnom kapacitetu od 950 MW29 ili većem, jasno je da će ti kapaciteti biti bar oko sedmine ukupne proizvodnje električne energije (možda i više, ako se uzme u obzir planirano gašenje deset elektrana30). Kako je Gazprom državno preduzeće, možemolako zaključiti da je u pitanju ruska državna politika u zaokruživanju ener-getske sfere u domenu koji smatra „svojim“.

Bez obzira na kvalitet veza između država, takav nivo potencijalnog uticaja može imati negativne posli-jedice po političku samostalnost Srbije, naročito ako uzmemo u obzir iskustva Ukrajine, Bjelorusije, Gruz-ije i Moldavije. Razlozi za takvu politiku nisu teški za pogađanje – dapače, javno ih je 2001. godine izjavio tadašnji predsjednik naftne kompanije Lukoil Vagit Alekperov – „Bugarska, čiji je naftni sektor skoro u potpnom vlasništvu ruskih kompanija, neće sprovoditi anti-rusku spoljnu politiku u doglednoj budućnosti“.31

Dakle, za nezavisnost Srbije, kako u energetskom, tako i u spoljnopolitičkom pogledu, bitno je uspostav-ljanje nekog nivoa ravnoteže na energetskom tržištu. Ta ravnoteža se može postići samo diverzifi kacijom izvora snabdjevanja. Neosporno je da će ulaskom veće količine jefi tnijeg gasa doći do uzleta korišćenja gasnih potrošača od energana do malih gasnih trošila kojima se mora osigurati snabdjevanje na slobodnom ekonomskom tržištu.

Za početak moraju se razmotriti mogućnosti povećanja broja interkonekcija srpskog gasovodnog sistema sa sistemima ostalih država. Već je spominjana mogućnost interkonekcije sa Bugarskom, van okvira „Južnog toka“32, a neophodno je razmotriti i izgrad-nju interkonekcija sa Hrvatskom i Rumunijom, koje posjeduju kako domaće izvore gasa, tako i (planirane) LNG terminale (na Krku33 i u Konstanci34) kojima se gas može po relativno povoljnim cijenama nabavljati sa Bliskog istoka i Sjeverne Afrike. Projekti tih gaso-voda već postoje, ali ono što nedostaje je ekonomska komponenta, koja bi mogla biti ispunjena kroz even-tualno privatno-javno partnerstvo.

26 http://news.bbc.co.uk/1/hi/world/europe/6221835.stm27 http://apsa2010.com.au/full-papers/pdf/APSA2010_0190.pdf

28 http://bsbiz.eu/sr/?p=80329 http://www.politika.rs/rubrike/Ekonomija/Ulazi-li-Rusija-u-

EPS-preko-Beogradskih-elektrana.lt.html30 http://www.eps.rs/SiteCollectionDocuments/Bela%20knji-

ga%20Elektroprivrede%20Srbije.pdf31 http://www.brookings.edu/papers/2005/07russia_hill.aspx32 http://www.dw.de/gasovod-između-srbije-i-bugarske/a-

1645439333 www.adria-lng.hr/34 http://www.agrilng.com/agrilng/Home/Istoric

264


Interkonekcije bi se, možda, mogle realizirati i kroz „New Europe Tranmission Systems“ (NETS), koncept koji je mađarski MOL predstavio još 2007. Godine35. On za cilj ima stvaranje gasovodne mreže među zemljama centralne i jugoistočne Evrope – što je od značaja za Srbiju. Čak je i Evropska Komisija pozdravila ovaj koncept, međutim podrška EU ostala je više verbalna nego realna – ukupna sredstva alocira-na iz fondova nisu veća od 20 miliona evra. NETS-u je do sada pristupila Rumunija, izgradnjom gasovoda Segedin – Arad, kao i Hrvatska, kroz gasovod Varos-fold – Slobodnica.

Već spomenuti LNG terminali također su jedan od dobrih, mada relativno skupih načina diverzi-fi kacije izvora prirodnog gasa. Porastom eksploat-acije škriljčanog gasa došlo je do velikog porasta ponude u ovom sektoru. Izgradnja LNG terminala na Dunavu omogućio bi ne samo snabdjevanje lokalnih potrošača cjenovno relativno pristupačnim gasom, već i uključivanje Srbije u LNG ponudu Evrope, kao jedne od zemalja sa povlašćenim položajem na Dunavu.

Kao ispomoć realizacije ovih projekata neophodna je i izgradnja skladišta prirodnog gasa. Već najavljeni projekat skladišta u Srpskom Itebeju36 bio bi idealna prilika da se oformi „balkansko čvorište“ za trgovinu gasom, analogno onom centralnoevropskom u Baum-gartenu. Iako su potencijalne prodajne količine manje od austrijskih, dobrim pristupom i formiranjem razno-like ponude moguće je ostvariti značajan uspjeh u trgovini gasom.

Konačno, ne treba zanemariti i eventualno obnov-ljive gasne resurse koje možemo dobiti kroz generaci-ju biogasa. Mada ovaj resurs ne može pokrivati baznu gasnu potrošnju, on može biti dovoljan za pokrivanje vršnje potrošnje i „peglanje“ razlika u potrošnji između ljeta i zime. Dobrom zakonodavnom i subvencionom strategijom, koja će onemogućiti transfer prljavih tehnologija ili generaciju isključivo zarad ubiranja subvencija, moguće je ne samo smanjiti uvoz stranog gasa (koliko god to malo bilo u apsolutnim iznosima), već i u velikoj mjeri smanjiti generaciju CO2na nivou cijele Srbije.

Tehnološki potencijali eksploatacije naročito nekonvencionalnih izvora prirodnog gasa također moraju biti razmotreni. Licenciranjem i drugih kom-panija za istraživanje gasa (poput Srbijagasa, EPS-a i privatnih konzorcijuma) otvaraju se mogućnosti za potencijalno dosezanja energetskog zasićenja. Mada se u nekim slučajevima (naročito kod hidrokrekinga gasnih škriljaca) moraju vrlo dobro istražiti eventu-alni problemi u očuvanju životne sredine, u cjelini gledano, šire istraživanje kako konvencionalnih, tako i nekonvencionalnih izvora gasa mora biti jedno od glavnih pitanja srpske energetike.

Učešće u izgradnji „Južnog toka“ jest, i mora biti, neupitno. Veličina takvog projekta je dovoljna da Sr-bija, prostim ubiranjem tranzitnih taksi, kolike god

one bile, višestruko profi tira njegovom izgradnjom. Posredno povećanje gasifi kacije države također pred-stavlja pozitivnu točku. Posmatrane odvojeno od svega ostalog, te dvije činjenice dovoljno su jak argument za „Južni tok“. Njegova izgradnja će, vjerojatno, bitii do-voljan zamajac za bar neku formu reindustrijalizacije. Uostalom, izgradnja kapitalnog infrastrukturnog ob-jekta te magnitude dovoljan je razlog i za promjene u zakonodavstvu i napuštanje neefi kasnih naslijeđenih procedura, čemu već možemo svjedočiti.

No, biti optimističan ne znači biti i kratkovid. Svijest o postojanju posebnih okolonosti vezanih za spregu politike i ekonomije u gasnoj privredi također je dovoljan argument da razmotrimo sve aspekte ovog (a, naravno, i drugih, ako ih bude) infrastrukturnog projekta. Imajući u vidu mogućnost da se dominacija stranog kapitala sa naftno-gasnog tržišta počne širiti i u druge dijelove energetskog sektora, moramo raz-motriti sve varijante koje će Srbiji u budućnosti garan-tirati ostvarenje siguranog, nesmetanog i ekonomski povoljnog energetskog tržišta.

Postoji li mogućnost stvaranja „gasne omče“ oko Srbije? Za sada ne. Gas kao energent nije toliko široko zastupljen u Srbiji, za razliku od zemalja bivšeg SSSR-a. Uz stvaranje (i očuvanje) diverzifi ciranih načina snabdjevanja, čak i višestruko povećenja potrošnje gasa, do koje će morati doći, bilo iz ekonom-sko/ekoloških (smanjenja količine CO2u cilju ispunja-vanja ekološkoh zahtjeva EU), bilo iz tehničkih razlo-ga (najveća brzina izgradnje energetskog postrojenja), ne mora dovesti do ozbiljne situacije. Čak, ako dođe do širenja poslovanja JP „Srbijagas“ van granica Sr-bije i planiranja razvojnih projekata za regionalno tržište, mogli bi se stvoriti idealni uslovi za redis-tribuiranje gasa (iz bilo kog izvora), što bi u znatnoj mjeri osnažilo i srpsku gasnu industriju

Međutim, zanemare li se mjere opreza, „gasna omča“ postaje realna mogućnost. Iako sam prirodni gas, kao energent, trenutno čini tek 6% energenata koji učestvuju u proizvodnji primarne energije37, sa 21% sirove nafte i poluproizvoda i 2 % derivata nafte, to je već trećina ukupnih energenata. Činjenica da je država manjinski partner u većini ovih preduzeća, nažalost, nije i dovoljan faktor sigurnosti, imajući u vidu čest nedostatak (pre)poznavanja interesa Republike Srbije čak i među državnim službenicima. Posvećivanjem veće pažnje dugoročnim strategijama i ekonomskim koristima može se maksimizirati dobit energetskog sektora, koji se, potom, u isti mora i reinvestirati zarad jačanja naše globalne pozicije.

U suprotnom, možemo se lako naći u situaciji u kojoj strani partneri budu kontrolori dobrog dijela naše energetske privrede. To, samo po sebi, ne mora biti loše, ali neumitno nosi i dodatno smanjenje (i tako okrnjene) suverenosti, što nikada ne može biti dobro, bar posmatrano sa stanovišta države. Mudri ljudi su već rekli, a historija dokazala, da se političke odluke uvijek plaćaju realnim vrijednostima.

35 http: / /www.jamestown.org/s ingle/?no_cache=1&tx_ttnews%5Btt_news%5D=34668

36 http://www.rtv.rs/sr_lat/ekonomija/novo-podzemno-skladiste-gasa-u-itebeju-do-2014._272216.html

37 Odluka o utvrđivanju energetskog bilansa Republike Srbije za 2013. godinu (“Sl. glasnik RS”, br. 122/2012)

265


Dušan R. GORDIĆ, Milan S. POPOVIĆ, Dušan R. CANOVIĆ, Nikola Ž. RAKIĆ, Mladen M. JOSIJEVIĆ

Fakultet inženjerskih nauka, Univerzitet Kragujevac, Srbija

UDC:621.43.68

Tehnologija sakupljanja i geološkog skladištenja CO2 – CCS1 tehnologija

RezimeU ovom radu iznet je pregled tehnologije sakupljanja i geološkog skladištenja CO2 u svetlu

mogućnosti ublažavanja klimatsko-energetskih promena. Pored kratkog osvrta na osnovne principe ove tehnologije, istaknut je značaj razvoja i komercijalizacije CCS tehnologije u budućnosti. De-taljnom analizom dosadašnjih rezultata istraživanja na ovu temu došlo se do značajnih odgovora, koji navode na činjenicu da je ova tehnologija ključna opcija za period u kome nas očekuje prelazak sa fosilnih na alternativne izvore energije i da je njenom primenom moguće obezbediti upotrebu fosilnih izvora energije bez štetnih efekata čime se znatno dobija na vremenu neophodnom za razvoj novih tehnologija i infrastrukture za korišćenje alternativnih izvora energije.

Ključne reči: CCS tehnologija, emisija CO2, klimatske promene.

ABSTRACTThis paper presents an overview of the technology of collecting and geological storage of CO2

in the light of opportunities to mitigate climate and energy changes. In addition to a brief review of the basic principles of this technology, importance of the development and commercialization of CCS technology in the future are highlighted. A detailed analysis of the existing research on this topic led to a signifi cant answers, which lead to the fact that this technology is a key option for the future period in which we expect the transition from fossil to alternative energy sources. Its application can provide the usage of fossil energy sources without damaging effects which signifi cantly buy us a time required for the development of new technologies and infrastructure for alternative energy sources.

Keywords: CCS technologies, CO2 emissions, climate change.

UVOD

Svet još od početka industrijskog doba zavisi od fosilnih goriva, tako da ne iznenađuje činjenica

da će pretvaranje našeg društva u društvo koje će se zasnivati na izvorima energije koji ne štete klimi zahtevati i vreme i novac. Uz to potražnja i upotreba fosilnih izvora energije (ugalj, nafta, gas) za proizvod-nju fi nalnih oblika energije neprekidno raste i istovre-meno povećava količinu CO2 koji se ispušta u atmos-feru. Procenjuje se da će učešće energetskog sektora u

ukupnoj emisiji CO2 porasti, sa 40% u 2002. na 44% u 2030. godini [1]. Oko polovine ukupno emitovanog CO2, nastalog čovekovom delatnošću, ponovo apsor-buje vegetacija ili se razgrađuje u okeanima, što dalje izaziva pojavu acidifi kaciju i prateće štetne efekte na morsku fl oru i faunu [2, 3]. Druga polovina se aku-mulira u atmosferi, izazivajući klimatske promene, pošto CO2 spada u grupu gasova staklene bašte, koji zadržavaju deo Sunčeve toplote i tako izazivaju zagre-vanje Zemljine površine [2, 3].

Koncentracija CO2 u atmosferi već je dostigla vrednost od 350 - 400 ppm i na taj način znatno se približila kritičnoj vrednosti od 450 ppm, iznad čije vrednosti ne bi bilo moguće sprečiti najdrastičnije promene na Zemlji [4]. U prilog ovoj tvrdnji idu i rezultati projekata modeliranja klimatskih promena

1 CCS tehnologija - skraćeni naziv za tehnologiju sakupljanja i geološkog skladištenja ugljenika preuzet od engleskog naziva „Carbon capture and storage (CCS) tehnology“.

266


preuzeti od strane IPCC-a, iz kojih se zaključuje da je u cilju stabilizacije globalnog zagrevanja Zemlje obavezna redukcija emisije CO2 od 50 - 85 % (u odno-su na nivo iz 2000. godine) [5], čime bi se sprečio porast globalne temperature za oko 2 °C [6].

Ono što je “svetu” neophodno jeste prelazno rešenje, koje će smanjiti zavisnost od fosilnih goriva. Prvi korak bi trebalo da bude korišćenje ovih sirovi-na, u meri da ne zagađujemo životnu sredinu. Na taj način osigurava se vreme koje je potrebno za razvoj tehnologije i infrastrukture za korišćenje alternativnih izvora energije. Jedna od takvih opcija je kreiranje zatvorenog kruga u sistemu proizvodnje energije, pomoću koga bi se ugljenik koji je izvorno izvađen iz zemlje u obliku gasa, nafte i uglja, ponovo vratio nazad u obliku CO2.

POTREBA ZA CCS TEHNOLOGIJOM

U okviru spektra mera koje hitno treba primeniti kako bi se ublažile klimatske promene i acidifi kacija okeana, CCS tehnologija može odigrati odlučujuću ulogu, jer bi mogla da doprinese znatnom smanjenju emitovanja CO2 od 33%, kao što je i potrebno sprove-sti do 2050. godine [2].

S obzirom na rastuću svetsku populaciju i povećanu potrebu za energijom u zemljama u razvo-ju, kao i nedostatka alternativnih (čistih) energetskih izvora, kratkoročno nije moguće izbeći kontinuiranu upotrebu fosilnh goriva. Međutim, primenom CCS tehnologije čovečanstvo bi moglo da napreduje tako da ne ugrožava životnu sredinu, dok bi istovremeno gradilo most prema svestkoj ekonomiji koja se zas-niva na održivoj proizvodnji energije.

Veliki istraživački programi sprovode se u Evropi, SAD, Kanadi, Australiji i Japanu od 1990.-ih godina. U Evropi je cilj da se pokrene i vodi čak 12 opsežnih demonstracionih projekata do 2015. godine, kako bi se omogućio sveobuhvatni komercijalni razvoj do 2020. godine [2]. U tu svrhu početkom 2008. godine Evropska komisija izdala je “Klimatsko-energetski paket” [7], koji je zatim inoviran 2013. godine [8], i kojim se predlaže Direktiva o geološkom skladištenju CO2 i druge mere koje bi promovisale razvoj i sigurnu upotrebu CCS tehnologije.

KONCEPT CCS TEHNOLOGIJE

CCS tehnologija u svoj osnovni koncept uključuje četiri osnovna koraka sa različitim tehnologijama za svaki od koraka: (a) sakupljanje (kaptiranje) CO2 u elektranama koje za pogonsko gorivo koriste ugalj ili gas i u industrijskim postrojenjima (čeličane, cemen-tare, rafi nerije itd.), zatim (b) transport izdvojenog CO2 cevovodom ili brodom od mesta sakupljanja do lokacije za skladištenje, (c) skladištenje (upumpavanje, injek-tiranje) CO2 kroz bušotinu u odgovarajuću geološku formaciju pogodnu za dugoročno skladištenje, i na kraju (d) monitoring ubrizganog CO2 i skladišta u du-bini i na površini terena [9] (slika 1).

POSTUPAK SAKUPLJANJA CO2

Postupak sakupljanja odnosno izdvajanja ili sepa-racije CO2 prvi je od koraka CCS tehnologije. On igra veoma bitnu ulogu iz razloga što sastav i čistoća izd-vojenog CO2 imaju značajan uticaj na sve naredne ko-rake projekta skladištenja CO2. Postojanje određenog procenta drugih materija, kao što su voda, vodonik-sulfi d (H2S), sumporni i azotni oksidi (SOx, NOx), azot (N2) i kiseonik (O2) delovaće na fi zička i hemi-jska svosjtva CO2 i u vezi s tim na odvijanje narednih procesa i njihov efekat. Takođe, ovaj postupak je bitan i iz fi nansijskog ugla, jer uz komprivanje CO2, iziskuje visoke investicione troškove [2].

U postupcima izdvajanja CO2 iz dimnih gasova efi kasnost sakupljanja dostiže i vrednosti između 85 - 95%. Ali je uz to važno istaći da je za funkcionisanje ovog postupka neophodno obezbiditi dodatnih 10 - 40% energije. Pa kada se u obzir uzme i emisija CO2 koje nastaje pri proizvodnji ove energije realni stepen efi kasnosti izdvajanja CO2 iz dimnih gasova kreće se u opsegu od 55 - 90%. Međutim, postupak sakupljanja CO2 ne mora biti takav da se CO2 izdvaja iz dimnih gasova. Naime, postupak sakupljanja CO2 može se realizovati na tri načina: (a) pre sagorevanja goriva, (b) posle sagorevanja goriva i (c) u sagorevanju “oxy-goriva” [11].

(a) U postupku skupljanja CO2 nakon sagorevan-ja, CO2 se odvaja od izduvnog gasa. Postoji nekoliko tehnologija. Dominantna tehnologija nakon sagorevanja je skupljanje CO2 apsorpci-jom u hemijskim rastvorima, kao što su vodeni amino rastvori, što je komercijalna tehnologija za određene industrijske svrhe. Nakon apsorp-cije, CO2 se oduzima od rastvora podizanjem temperature, isušuje se, komprimuje i transpor-tuje ka skladištu.

Slika 1. - Faze geološkog skladištenja CO2, izvor [10]

267


(b) Skupljanje pre sagorevanja podrazumeva da se CO2 uklanja pre pravog procesa sagorevanja u vezi sa gasifi kacijom uglja ili dekarbonizaci-jom prirodnog gasa, čime se u suštini proiz-vode vodonik i CO2. Vodonik se zatim koristi kao gorivo. Dok se uklonjeni CO2 komprimuje i transportuje ka skladištu.

(c) U sagorevanju oxy-goriva azot u vazduhu se uklanja pre sagorevanja a gorivo sagoreva u at-mosferi kiseonika i recikliranog CO2. Izduvni gas se tada sastoji samo iz vodenih isparenja i CO2. Vodena isparenja mogu lako da se kon-denzuju dajući visoko koncentrisani protok CO2, koji se može kompresovati, prečistiti i transportovati ka skladištu [11, 12].

POSTUPAK TRANSPORTA CO2

Nakon sakupljanja sledi faza transporta CO2. Za ovu fazu karakteristično je da prvo sledi proces pripreme sakupljenog CO2 za odgovarajući transport, što se vrši procesom kompresije. Naime, CO2 se kom-primuje u tečnost koja zauzima značajno manje mesta nego gas. Kada se CO2 u elektrani ili industrijskom postrojenju odvoji od dimnog gasa, taj se visokokon-centrisani CO2 dehidrira i komprimuje, da bi postupak transporta i kasnijeg skladištenja bio što efi kasniji. De-hidratacija je neophodna kako bi se izbegla pojava ko-rozije opreme i infrastrukture, kao i formiranje hidrata zbog visokog pritiska (čvrsti kristali nalik ledu, koji mogu začepiti opremu i cevi). Kompresija se sprovo-di istovremeno sa dehidratacijom u procesu koji ima više etapa: ponavljajući ciklus kompresije, hlađenje i odvajanje vode. Tehnologija kompresije je dostupna i koristi se u mnogim industrijskim oblastima [2].

Nakon pomenutih procesa CO2 je spreman za trans-port koji se može obaviti brodom ili putem cevovoda. Trenutno se brodovima transportuje vrlo malo količine CO2 za industrijske potrebe (10.000 - 15.000 m3), ali bi ovaj vid transporta u budućnosti mogao da postane atraktivna opcija za CCS projekte u koji-ma je izvor CO2 blizu obale, a udaljen je od mesta skladištenja. Brodovi koji se koriste za trans-port tečnog naftnog gasa (TNG) pogodni su i za transport CO2. Najmoderniji brodovi za trans-port TNG imaju zapreminu do 200.000 m3 i mogu transportovati 230.000 t CO2. Međutim, trans-port brodom ne osigurava logis-tiku na neprekidan protok, pa su potrebna posredna skladišta u luci, kako bi se obavio pretovar CO2. Kod trasnporta cevovodom trošak je manji nego pri trans-portu brodom, a prednost je što se osigurava neprekidan protok

od mesta sakupljanja do skladištenja. U cevovodima CO2 je pod velikim pritiskom u nadkritičnim uslovi-ma, pa se ponaša poput gasa ali ima gustinu tečnosti [2].

POSTUPAK GEOLOŠKOG SKLADIŠTENJA CO2

Postupak geološkog skladištenja počinje kada se CO2 nađe ispod površine zemlje. Sakupljen CO2 ne može biti upumpan bilo gde pod zemljom, već se prvo moraju odrediti odgovarajuće stene u kojima se mogu izgraditi podzemna skladišta. Postoje tri glavna načina skladištenja CO2 (Slika 2): (a) iscrpljena polja nafte i gasa, (b) slani akviferi i (c) duboki slojevi uglja (opcija za budućnost, kada se reši problem upumpavanja ve-like zapremine CO2 u ugalj niske propusnosti) [13].

Dakle, CO2 se upumpava u duboke geološke slojeve poroznih i propusnih stena iznad kojih se nal-aze nepropusne stene koje sprečvaju da CO2 izađe na površinu, kao što je prikazano na slici 2. Nakon upumpavanja pod zemlju u odgovarajuće rezervoar-stene, CO2 se akumulira u porama između zrna i u pu-kotinama, uklanjajući i pritom zamenjujući bilo koji postojeći fl uid (gas, vodu ili naftu). Odgovarajuće stene za geološko skladištenje CO2 zato treba da im-aju visoku poroznost i propusnost. Takve geološke formacije, rezultat taloženja sedimenata u geološkoj prošlosti, obično se nalaze u takozvanim sedimentnim basenima. Mestimično se propusne formacije smen-juju sa nepropusnim stenama koje deluju kao pov-latni izolator. U sedimentnim basenima se često nal-aze ležišta ugljovodonika i prirodna ležišta CO2 koja prirodno sadrže naftu, gas, čak i čisti CO2, milionima godina, pa je očigledno da mogu zadržavati fl uide tokom dugih vremenskih razdoblja.

Za sprovođenje procesa skladištenja CO2 neo-phodno je detaljno poznavanje građe terena i iskust-

Slika 2. - Opcije geološkog skladištenja CO2, izvor [13]

268


vo geologa, kako bi se ocenila pogodnost izabranih podzemnih struktura. Potencijalna veštačka ležišta CO2 moraju da ispune određene kriterijume, od kojih su najbitniji: (a) dovoljna poroznost, propusnost i kapacitet skladištenja, (b) postojanje nepropusnih stena iznad ležišta (tzv. povlatne stene, kao što su glina, glinovita stena, laporac, naslage soli itd.) koje onemogućavaju migraciju CO2 ka površini, (c) pos-tojanje struktrurnih zamki odnosno elemenata kao što su povlatne stene u obliku kupola koje mogu zadržati CO2 unutar skladišta i (d) postojanje lokacija dubljih od 800 m, gde su pritisak i temperatura dovoljno vi-soki, tako da je moguće skladištiti CO2 u komprivonaj tečnoj fazi, čime se znatno povećava kapacitet [2].

Pritisak upumpavanja mora biti dovoljno viši od pritiska u rezervoar-stenama kako bi se ležišni fl uid potisnuo od tačke upumpavanja ali ne bi trebalo da bude viši od pritiska loma stene, jer bi to moglo da ošteti ležište ili izolator ležišta. Za određivanje maksi-malnog pritiska upumpavanja koji neće prouzrokovati pukotine u formaciji koriste se geomehaničke analize i modeli. Kada se upumpa pod zemlju, CO2 postaje gust, nadkritičan fl uid2 na dubini od oko 0,8 km. Nje-gova zapremina se drastično smanjuje od 1.000 m3 na površini, do 2,7 m3 na dubini oko 2 km (slika 3). To je jedan od faktora zbog kojih je geološko skladištenje velikih količina CO2 toliko privlačno [2, 14].

Sedimentni baseni su česti u Evropi (u Severnom moru, područje oko alpskih planinskih venaca - slika 4.) i većina njih ispunjava kriterijume za geološko skladištenje. Trenutne globalne procene kapaciteta za geološko skladištenje ugljenika kreću se u rasponu od 1.000 - 10.000 Gt CO2, što u odnosu na trenutno stanje emisije predstavlja dovoljan kapacitet za skladištenje tokom celog narednog veka [15].

Primer područja u kome je moguće skladišti CO2 je južni permski basen, koji se poteže od Engleske do Poljske (na slici 4. predstavljen najvećom elipsom).

POSTUPAK MONITORINGA GEOLOŠKIH SKLADIŠTA CO2

Kada je reč o monitoringu kao analitičkom postupku/procesu postoje tri osnovna razloga zašto se on vrši: (a) Da se ustano-vi da li su i koliko su priroda i čovek ugroženi usled emisije zagađijućih supstanci, (b) Radi proveravanja da li se potencijalni

zagađivač pridržava zakonski dozvoljenih normi o dozvoljenom nivou zagađivanja i (c) radi obezbeđenja releveantnih podataka o nivou zagađenja koji se po-tom stavljaju na uvid zainteresovanima (državi i javnosti).

Osim za ove potrebe monitoring podaci se mogu koristiti i u druge svrhe sve dok su jasni i upotre-

Slika 3. Upumpavanje CO2, izvor [14]

Slika 4. - Geološka karta Evrope sedimentnih basena, izvor [14]

2 Nadkritično stanje fl uida - stanje fl uida pri pritisku i temperaturi iznad kritičnih vrednosti (31,03 °C i 7,38 MPa za CO2). Svojstva takvih fl uida su kontinuirano promenljiva, od pretežno gasovitih pri niskom pritisku, do pretežno tečnih pri vi-sokom pritisku.

269


bljivi na adekvatan način - da se ne zloupotrebljavaju ili pogrešno interpretiraju. Odgovornost za moni-toring je generalno podeljena između organa države zaduženih za životnu sredinu i izvođača monitoringa (ovlašćene ustanove) što podrazumeva stručna lica obučena da rade monitoring. S obzirom na navede činjenice, može se zaključiti da je neophodno vršiti monitoring svih skladišta CO2, kako iz operativnih i ekonomskih tako i iz razloga vezanih za zaštitu životne sredine. Monitoring skladišta veoma je bitan deo za sigurno postizanje glavnog cilja geološkog “čuvanja” CO2, odnosno za dugoročnu izolaciju CO2 od atmosfere. Pored toga, neophodni razlozi za pos-matranje postrojenja mogu se podeliti na operativne, sigurnosne, društvene i fi nansijske razloge. Operativ-ni razlozi su bitni za proces samog upumpavanja pre-thodno separiranog CO2. Sigurnosni razlozi odnose se na zaštitu životne sredine. Naime, u ovom segmentu praćenja procesa, radi se na smanjenju štetnog uticaja na čoveka i životnu sredinu uopšte, kao i minimizaciji globalnih klimatskih promena. Ono što je neophodno obezbediti za sam proces koji se odvija je i informi-sanost javnosti o dobitima koje se ostvaruju kao i sigurnom funkcionisanju postrojenja čime se dobija i poverenje društva, što se može svrstati u društvene i fi nansijske zahteve [16].

Za vršenje monitoringa, konkretno kod postrojenja za skladištenje CO2, postoje i određene metode koje se mogu svrstati u one koje direktno prate kretanje CO2 i one kojima se posredno prati njegov uticaj na stene, fl u-ide i životnu sredinu. Direktne metode praćenja se zas-nivaju na analizi količine CO2, u dubokim bušotinama, ili na samom merenju koncentracije gasa u zemljištu i atmosferi. Indirektne metode uključuju geofi zička istraživanja i praćenje promene pritiska u bušotinama. Za praćenje skladišta CO2 pod morem i pod zemljom, potrebno je, na osnovu tehničkih i geoloških karakter-istika izabrati najadekvatniju metodu. Većina metoda je razvijena za naftnu i gasnu industriju pa se u skladu sa novim zahtevima, ovde obrađivane tehnologije, prilagođavaju i za monitoring CO2. Naravno, uveliko se radi i na optimizaciji postojećih metoda i uvođenju inoviranih postupaka radi boljitka samih postrojenja, smanjenja troškova funkcionisanja, povećanja pouz-danosti, automatizacijii i slično [16].

Pored svega navedenog za praćenje funkcionisanja celokunog postrojenja, neophodno je napomenu-ti i značaj sigurnosnih kriterijuma koje defi nišu državne vlasti. Naime i pored činjenice da je geološko skladištenje CO2 u svetu prihvaćeno kao efi kasno rešenje za ublažavanje klimatskih promena, pre samog investiranja u postrojenje neophodno je jasno defi ni-sati odgovarajuće kriterijume koji se pre svega odnose na ljudsko zdravlje i životnu sredinu. S obzirom da geološko skladištenje treba da bude trajno, od kom-panija koje investiraju i projektuju postrojenje, neo-phodno je zahtevati da poštuju odgovarajuće odredbe koje sprečavaju bilo kakvo curenje CO2 u funkcion-

isanju samog skladištenja. Prema međunarodnom panelu o klimatskim promenama, CO2 se pod zeml-jom skladišti najmanje 1000 godina, što bi omogućilo da se atmosferske koncentracije CO2 stabilizuju a nje-gov uticaj na globalno zagrevanje svede na minimum [2]. Međutim, neophodno je obratiti pažnju na poten-cijalne lokalne uticaje, i prema njima defi nisati veoma bitne sigurnosne kriterijume za održivo funkcionisanje postrojenja. Dakle, sigurno funkcionisanje postrojenja se može ostvariti pažljivim izbrom i karakterizaci-jom lokacije, osiguravanjem i preciznim praćenjem CO2, ne bi li na bilo koji način napustio ležište, kao i čuvanjem integriteta bušotine i fi zičkih karakteristika ležišta, što jasno treba i defi nisati.

MOGUĆNOST ISTICANJA CO2 I EVENTUALNE POSLEDICE NA OKOLINU

Prisustvo nafte, prirodnog gasa i CO2 u geološkim područjima, ukazuje nam na to da odgovarajuća for-macija zemljišta ima osobinu nepropusnosti kako tečnih tako i gasovitih goriva. U određenim okolnostima, u zavisnosti od sastava i vrste zemljišta, prirodni sistemi su sposobni da ne dozvole isticanje fosilnih goriva i po milion godina. Međutim, kod veštačkog skladištenja CO2 može doći do njegovog curenja što se negativno može manifestovati na životnu sredinu [17].

Kako isticanje CO2 može imati neželjene ekološke i zdravstvene efekte po okolinu neophodno je dosta pažnje usmeriti ka tom segmentu projekta. Kao što je nepred navedeno, pre same implementacije postrojen-ja za skladištenje CO2, vrši se detaljna analiza samog prirodnog sistema te se isticanje CO2 u velikoj meri ne može očekivati. Uopšteno, mogući putevi propuštanja su ili tehnički (duboke bušotine) ili prirodni (sistemi pukotina i rasedi). Bušotine generalno, kako zbog direktne veze sa površinom tako i zbog materijala od kojih su pravljene, mogu predstavljati puteve isticanja CO2 (slika 5). Nove tehnike, koje se koriste za prav-ljenje bušotina u savremenim postrojenjima, su ste-pen isticanja CO2 ovim putem svele na minimum. U svakom slučaju, smatra se da je rizik gubitaka kroz bušotinu nizak, jer se i nove i stare bušotine mogu efi kasno pratiti korišćenjem preciznih geohemijskih i geofi zičkih metoda, i zato što u naftnoj industriji već postoji tehnologija remedijacije koja bi se mogla pri-meniti [18].

Kretanje CO2 duž prirodnih puteva, kao što su rase-di i pukotine koje postoje u nepropusnim slojevima stena, složenije je, jer se radi o nepravilnim isticanjima sa promenljivom propusnošću. Poznavanje prirodnih sistema, koji se u ovom slučaju odnose na ležišta CO2 nastala prirodnim putem, sa aspekta nauke i tehnike ima veliki značaj [2]. Naime, prirodni sistemi pred-stavljaju neprocenjiv izvor informacija za bolje ra-zumevanje dubokih migracija gasa i prirodne razmene gasova između Zemlje i atmosfere. Najvažnija otkrića koja proizilaze iz istraživanja brojnih ležišta prirod-nog gasa (od kojih neka propuštaju, a neka ne) su:

270


u povoljnim geološkim uslovima u dubini, prirodni gas može biti akumuliran stotinama hiljada godina, izolovana ležišta gasa postoje i u najnepovoljni-

jim geološkim uslovima kao što su vulkanska područja, migracija male količine gasa usmerena je pro-

tokom iz područja všeg u područje nižeg pritis-ka, sa velikim gubicima gasa možemo se sresti

samo u vulkanskim i geotermalnim područjima, jer se u ovakvim okolnostima gas sam generiše prirodnim procesima.

Iz napred navedenog proizilazi da je za veće gu-bitke potreban spoj određenog broja posebnih uslova, te je malo verovatno da bi dobro izabrano i pažljivo projektovano skladište CO2 dovelo do većeg isticanja. Sigurno je, da se za kvalitetno projektovanje i odabir lokacije moraju dobro poznavati ove karakteristike kao i sami procesi i mogući efekti vezani za funkcion-isanje postrojenja za skladištenje CO2.

Sagledavanje mogućnosti isticanja CO2 iz postrojenja za njegovo skladištenje je jako bitan seg-ment u celokupnom projektovanju sistema. S obzirom da je u novijim tehnologijama moguće detaljno praćenje bušotina kojima se transportuje CO2 nezaobi-lazan je i odabir odgovarajućeg kadra koji je nadležan za praćenje toka procesa [19].

U zavisnosti od toga da li je skladište na kopnu ili pod morem varira i potencijalni uticaj na eko sisteme. U morskim ekosistemima, glavni problem migracije CO2 je lokalno zagađivanje vode i za to vezane pos-ledice, prvenstveno na biljni i životinjski svet koji živi na dnu mora i ne može da se premesti. Međutim, čim se isticanje smanji, ekosistem u kratkom vremenskom periodu pokazuje znake oporavka. U kopnenim eko-

sistemima, isticanje CO2 može imati uticaj na vegetaciju, kvalitet podzemnih voda i integritet stena. Uticaj isticanja CO2 na vegetaciju može biti opasan samo za područje neposredno iznad otvora kroz koje gas migrira. Količine koje de-luju smrtonosno na određene biljke su iznad 30% CO2 od ukupne količine gasova u zemljištu. Interesantan podatak je da koncentracija CO2 u zemljištu do 20 % ima čak i pozitivne efekte na biljni sistem [2].

Hemijski sastav podzemnih voda, ukoliko dođe do isticanja CO2, biva promenjen u sa-mom okruženju. Voda postaje kiselija i dolazi do otpuštanja elemenata iz akvifera. Naravno, i u ovom slučaju, u zavisnosti od količine CO2 zavisi i stepen zagađenosti, te se u nekim slučajevima u Evropi vode obogaćene malom količinom prirod-nog CO2 fl aširaju i prodaju kao mineralne.

Acidifi kacija podzemne vode može izaz-vati rastvaranje stena, smanjivanje njihovih mehaničkih svojstava i formiranje šupljina.

Međutim, taj uticaj se javlja samo u vrlo specifi čnim geološkim i hidrogeološkim uslovima, ispod kojih ne bi trebalo graditi podzemna skladištenja ugljenika. Iz navedenog se može zaključiti da uticaj bilo kakvog pražnjenja CO2, u suštini, zavisi od određene geološke strukutre, a detaljno poznavanje geološkog sastava omogućiće nam da odredimo sve potencijalne puteve ispušanja CO2 a samim tim i odabir najpogodnije lokacije za postrojenje kako u pogledu gubitka tako i u pogledu uticaja na životnu sredinu [2].

ZAKLJUČAKKada je u pitanju korišćenje fosilnih goriva za do-

bijanje fi nalih oblika energije, sa ekoloških i zdravst-venih aspekata posmatrano, evidentni su negativni uticaji koji se iz godine u godinu povećavaju. Uzevši u obzir i to da se vremenski gledano ti negativni efekti uvećavaju, i da period prelaska na obnovljive izvore energije iziskuje dosta vremena, neophodno je prelazno rešenje u vidu tehnologije za sakupljanje i skladištenje CO2. Uz nemerljiv doprinos zaštite eko-sistema, koji se primenom ove tehnologije ostvaruje samim skladištenjem CO2 u postrojenjima sa tom namenom, dobija se i neophodno vreme potrebno za prelazak na obnovljive izvore energije. Uz poštovanje određenih direktiva i zahteva koje treba postaviti pre implementiranja CCS tehnologija, ovakva postrojenja gotovo da nemaju loše strane. Upravo u tom pogledu, tehnologija sakupljanja i skladištenja CO2 nalazi svo-ju, i više nego značajnu primenu.

LITERATURA

[1] N. Koukouzas, P. Klimantos, P. Stogiannis, E. Kakaras, “CO2 capture and storage in greece: a case study from komotini NGCC power plant”, Institute for Solid Fuel Technology & Applica-tions, Ptolemais, Greece, Thermal Science, 2006

Slika 5. - Moguće putanje kretanja CO2 u bušotini, izvor [18]; (kretanje duž granica dve sredine – a,b,f; kretanje kroz izmenjeni materijal – c,d,e)

271


[2] Intergovernmental Panel on Climate Change Special Report, “Carbon Dioxide Capture and Storage”, Prepared by Working Group III to the Fourth Assessment Report of the Intergovern-mental Panel on Climate Change (IPCC), Cam-bridge, UK, 2005

[3] Endri Garafulić, Branko Klarin, “Acceptable con-cept of carbon dioxide storage”, University of Split, Split, Tehnički vjesnik vol.20 no.1, 2013

[4] Climate Change 2007, “Mitigation Intergovern-mental Panel on Climate Change”, Contribution of Working Group III to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Cli-mate Change (IPCC), Cambridge, UK, 2007

[5] Filip Johnsson, Jan Kjarstad, And Mikael Oden-berger, “The importace of CO2 capture and stor-age - a geopolitical discussion”, Department of Energy and Environment, Chalmers University of Technology, Gothenburg, Sweden, Thermal Science, 2012

[6] Fee E., et al., Scientifi c Perspectives after Copen-hagen – Information Reference Document, Brus-sels, Belgium: European Union, 2010

[7] Europan Uninon - European Commission, “Cli-mate & Energy Package”, White & Case LLP, Brussels, Belgium, 2008

[8] Europan Uninon - European Commission, “A New Climate and Energy Package – Meeting Eu-rope’s economic, environmental and energy se-curity goals”, Climate Action Network, 2013

[9] Socolow R., “Can we bury global warming?” Sci-entifi c American 293(1): 49 - 55, 2005

[10] Bellona Fondacija i Organizacija za ekonomsku saradnju i razvoj (OECD)/Međunarodna agencija za energiju (IEA), (sajt: “Održivi razvoj ener-getskog sektora” - http://www.sudes.rs”)

[11] Conturie M., „Reduction of carbon dioxide emis-sions by capture and re-injection“, Total-TPA, Paris, France, 2007

[12] Artur T., et al., “CO2 capture – New challenge in refi nery industry”, Refi ning & Marketing Di-vision, DS Development, Százhalombatta, MOL Scientifi c Magazine - Mol group, 2008

[13] Šabovic A., et al., “Possibility of injecting CO2 into the Underground by boreholes on potential Locations in bosnia and herzegovina”, Mining institute Tuzla, Thermal Science, 2013

[14] Kraljić M., “Possibilities of geological CO2 stor-age in Depleted/partially depleted layers of Hy-drocarbons in north east Slovenia”, Nafta-Geo-term d.o.o., Lendava, Slovenia, Underground mining engineering - Faculty of mining and geol-ogy, Belgrade, 2012

[15] Jennie C. Stephens, Growing interest in carbon capture and storage (CCS) for climate change mitigation, Department of International Devel-

opment, Community, and Environment, Clark University, Sustainability: Science, Practice, & Policy, 2006

[16] Europan Uninon - European Commission - Eu-ropean Chemicals Bureau, “Technical Guidance Documenton Risk Assessment”, II edition, 2003

[17] Bob van der Zwaan, Reyer Gerlagh, “Economics of geological CO2 storage and leakage”, 2009

[18] Nelson C., et al., “Factors affecting the potential for CO2 leakage from geologic sinks”, Energy & Environmental Research Center, University of North Dakota, Plains CO2 Reduction Partnership, 2005

[19] Benham A., et al., “Potential environmental ef-fects of CO2 leakage in the marine and terrestrial environment: Understanding, monitoring, miti-gation”, Nottingham centre for carbon capture and storage - workshop, Nottingham University, 2012

272


Бојана РАСТОВИЋ, Драган ЛУКИЋ, Владимир МИЛОСАВЉЕВИЋРударски басен Колубара Лазаревац

Славиша ЂУКАНОВИЋВисока пословна школа струковних студија Нови Сад

UDC: 628.511 : 504.06 : 662.61

Последице загађивања ваздуха од ископа и сагоревања колубарског лигнита на подручју

општина Уб и Лазаревац

РЕЗИМЕЕлектроенергетика заснована на површинском ископу и сагоревању лигнита у

термоелектранама проузрокује бројне штетне последице по животну средину. У овом раду размотрено је стање загађености ваздуха у изабраним насељима општина Уб и Лазаревац. Приказани су резултати мерења имисија сумпор-диоксида, суспендованих честица и чађи у посматраном раздобљу 2006-2009. године. Сагледани су узроци претеране концентрације штетних материја у ваздуху и предложене техничке и економске мере за смањење будућих емисија аерополутаната.

Кључне речи: Уб, загађивање ваздуха, колубарски лигнит, чађ, оксиди сумпора, обновљиви извори енергије.

THE CONSEQUENCES OF AIR POLLUTING FROM KOLUBARA LIGNIT MINING AND BURNING IN THE AREA OF UB AND LAZAREVAC MUNICIPALITIES

ABSTRACTElectric Power Industry based upon open coalfi elds mining and burning in Thermal Power Plants

result with number of negative impact on Enviroment. In this paper the Air polluting in the area of Ub and Lazarevac municipalities are considered. In this sense, the results of sulfur-oxide and soot mea-suring, from the period 2006-2009 have been presented. The causes of over polluting concentration are considered and technical and economical measures for future emission reduction of air-pollutants are proposed.

Key words: Ub, Air polluting, Kolubara lignit, Soot, Sulfur-oxides, Renewable Energy Sources.

УВОД

Без ваздуха човек умире за неколико минута. Дишући затрован ваздух, то време се продужује

у зависности од врсте и концентрације загађења. Овај рад посвећен је најмлађим житељима

Србије, за чије нарушено стање здравља нису заслужни само њихови родитељи. Савесни лекари здушно помажу брижним родитељима у стресном поступку лечења болешљивих малишана. Нажалост, услед озбиљно загађене животне средине, све су чешћи случајеви када и најискуснији доктори остају беспомоћни.

Везано с тим, поучно је подсетити се неких страних оцена еколошке ситуације у Србији. На

пример, у нацрту документа Светске банке из 2002. године, који се односио на Environmental Sector Review, поменуте су тзв. еколошке «црне тачке», проузроковане индустријским загађењем и ратним дејствима током НАТО бомбардовања Србије. У том документу, између осталог, наведе-но је и следеће: «Дуж коридора Колубара-Обрено-вац, налазе се термоелектране које раде на лигнит, као и њихове депоније пепела и рудници лигнита. На подручју од 26 миља колико се протеже кори-дор, загађење озбиљно утиче на квалитет ваздуха, што за последицу има високу учесталост болести дисајних органа и дисајних путева у региону» [1].

Наши преци су имали право кад су опомињали: „Боље је спречити него лечити“! Данас, сто година

273


после незаборавне Колубарске битке време је да се прекине са неодговорним загађивањем просто-ра заливеног крвљу наших прадедова. То, за колу-барски крај значи хитну примену подесних мера за смањење постојећег и спречавање будућег аеро-загађења. Сагласно томе, потписници овог рада, полазећи од важећег еколошког законодавства, по-кушаће да препознају главне узроке досадашњег аерозагађења и последичног обољевања деце на примеру насељених места Уб, Радљево, Вреоци и Медошевац . Надаље, у раду ће бити представљени резултати мерења садржаја главних аерополутана-та, попут сумпор-диоксида и чађи. Посебна пажња биће посвећена теоријском приказу техничких ре-шења за смањење емисија штетних материја. На крају рада биће дати предлози примене мера и поступака за дугорочно ублажавање и смањивање уочених непожељних појава.

1. ЗАКОНСКИ ОСНОВИ ИЗ ОБЛАСТИ ЗАШТИТЕ ВАЗДУХА

Законом о Заштити ваздуха (“Сл.гласник РС”, бр.36/09), уређује се управљање квалитетом ваздуха, одређују се мере, начин организовања, контрола спровођења заштите и побољшање квалитета ваздуха као природне вредности од општег интереса која ужива посебну заштиту.

Оцењивање квалитета ваздуха врши се обавезно у погледу концентрација сумпор-диоксида, азот-диоксида и оксида азота, суспендованих честица (PM10, PM2.5), олова, бензена, угљен-моноксида, приземног озона, арсена, кадмијума, никла и бензо(а)пирена (у даљем тексту загађујућих материја).

На територији Републике Србије, са циљем управљања квалитетом ваздуха, Влада, на предлог Министарства, прописује захтеве квалитета ваздуха. Те захтеве чине нумеричке вредности нивоа загађујућих материја у ваздуху, доње и горње границе квалитета ваздуха, критични ниво, граница толеранције и толерантних вредности, концентрације опасне по здравље људи и концентрације о којима се извештава јавност.

При томе је наглашено да граничне и/или циљне вредности нивоа загађујућих материја у ваздуху не смеју бити прекорачене када се једном достигну. Дакле, ове вредности у будућем раздобљу морају бити смањиване.

Категорије квалитета ваздухаПрема нивоу загађености, полазећи од

прописаних граничних и толерантних вредности, а на основу резултата мерења, утврђене су следеће категорије квалитета ваздуха:

1) прва категорија – чист или незнатно загађен ваздух, где нису прекорачене граничне вредности ни за једну загађујућу материју;

2) друга категорија - умерено загађен ваздух, где су прекорачене граничне вредности за једну или више загађујућих материја, али нису прекорачене толерантне вредности ни једне загађујуће материје;

3) трећа категорија - прекомерено загађен ваздух, где су прекорачене толерантне вредности за једну или више загађујућих материја.

Категорије квалитета ваздуха утврђују се једном годишње за протеклу календарску годину.

Будући да предмет овог рада представља анализа загађености ваздуха која потиче првенствено из стационарних извора (термоелектрана и индивидуалних ложишта на угаљ), најпре ћемо се позвати на Уредбу о граничним вредностима загађујућих материја у ваздух (Сл.гл. РС. 71/2010) Овом уредбом прописани су:

• Граничне вредности емисије загађујућих материја у ваздух из стационарних извора.

• Начин, поступак, учесталост и методологија мерења емисијe загађујућих материја.

• Критеријуми за успостављање мерних места за мерење емисијe.

• Поступак вредновања резултата мерења емисијe и усклађеност са прописаним нормативима.

• Садржај извештаја о извршеним мерењима емисијe и билансу емисијe.

• Начин и рокови достављања података о емисијама за потребе информационог система.

• Дозвољена прекорачења граничних вредности емисија загађујућих материја за одређени период.

• Поступање у испуњавању обавеза које произлазе из утврђених националних емисија.

Емисија загађујућих материја у ваздух из стационарног извора утврђује се мерењем или израчунавањем емисионих параметара на основу резултата мерења. Мерење емисије загађујућих материја врши се мерним уређајима, на мерним местима, применом прописаних метода мерења. Резултати мерења емисије пореде се са граничним вредностима емисије. О извршеном мерењу емисије израђује се извештај.

Врсте емисија загађујућих материја у ваздух из стационарних извора загађивања, у смислу ове уредбе јесу:

1) укупне прашкасте материје;2) прашкасте неорганске материје;3) неорганске гасовите материје;4) органске материје;5) канцерогене материје.

274


Опште граничне вредности емисија за стационарне изворе

Граничне вредности емисије за укупне прашкасте материје у отпадном гасу јесу следеће:

- 20 mg/нормални m3 за масени проток већи или једнак 200 g/h

- 150 mg/нормални m3 за масени проток мањи од 200 g/h

Граничне вредности емисије за прашкасте неорганске материје у отпадном гасу, разврстане у класе штетности од I до III, износе:

1) за I класу штетности:- жива и њена једињења изражена као Hg- талијум и његова једињења изражена као Tl

0,05 mg/нормални m3 за масени проток од 0,25 g/h и већи.

2) за II класу штетности:- олово и његова једињења изражени као Pb- кобалт и његова једињења изражена као Co- никл и његова једињења изражена као Ni- селен и његова једињења изражена као Se- телур и његова једињења изражена као Te

0,5 mg/нормални m3 за масени проток од 2,5 g/h и већи.

3) за III материју примењује се гранична вредност емисије прописана, а укупна гранична вредност емисије износи:

- антимон и његова једињења изражени као Sb- хром и његова једињења изражени као Cr- цијаниди лако растворљиви (нпр. NaCn) изра-жени као CN

- флуориди лако растворљиви (нпр. NaF) изра-жени као F

- бакар и његова једињења изражени као Cu- манган и његова једињења изражени као Mn- ванадијум и његова једињења изражени као V- калај и његова једињења изражени као Sn 1

mg/нормални m3 за масени проток од 5 g/h и већи. [2]

Граничне вредности емисија за сумпор-диоксид (SO2) и прашкасте материје

Граничне вредности емисија за сумпор диоксид изражене у mg/нормални m3 (удео O2 6%), при-мењују се на постојећа постројења, oдносно за постројења топлотне снаге од 100 - 500 MWth пре-ма једначини:

y = –4x + 2400где су:x - топлотна снага постројења (MWth) y - гранична вредност емисије SO2 (mg SO2/нор-

мални m3) Претходни израз илустрован је дијаграмом 1.Граничне вредности емисија за прашкасте ма-

терије изражене у mg/нормални m3 (удео O2 6% за чврста горива, 3% за течна и гасовита горива) при-мењују се на постојећа постројења (табела 1).

2. ИЗВОРИ ЗАГАЂЕЊА ВАЗДУХА НА ТЕРИТОРИЈИ ОПШТИНЕ УБ

Процес добијања угља на отвореним коповима праћен је интензивним загађивањем животне сре-дине. [4] Градић Уб има ту (не)срећу да се нала-зи на ободу најпространијег налазишта лигнита

у средишњој Србији. Термоелектране ''Ни-кола Тесла“ (ТЕНТ) А и Б користе лигнит Колубарско-Тамнав-ског угљеног басена који се налази на око 50 км југозападно од Београда. Наглаша-вамо реч лигнит, зато што се, због ниске топлотне моћи лигнит и не сврстава у угаљ. На пример, доња топ-лотна моћ лигнита у површинским копови-ма: Тамнава – Западно поље износи свега 6,8 MJ/kg. Такође, енер-гетска вредност лиг-нита у будућем копу Радљево још је нижа - 6,5 MJ/kg! Будући да је за нормални рад

Дијаграм 1. - Одређивање граничне вредности емисија за сумпор диоксид у зависности од топлотне снаге постојећих постројења за сагоревање

275


термоелектрана у Обреновцу потребан угаљ од најмање 7,5 MJ/kg, нужно се прибегава разним поступцима мешања угљева са других поља (Ве-лики Црљени), што умногоме повећава трошкове копова и убрзава стањивање преосталих залиха, истовремено уништавајући све више плодног ко-лубарског земљишта. [5]

Последњих година, основне карактеристике ко-ришћеног лигнита, прилично су варирале:

- доња топлотна моћ 5,5 - 8 МЈ/kg - садржај влаге 42 - 52 %- садржај пепела 15 - 25 %- садржај укупног сумпора 0,4 - 0,6 %На квалитет ваздуха изнад територије општине

Уб пресудан утицај има рад површинског копа Тамнава-Западно поље, као и термоелектране „Колубара“ у Великим Црљенима и ТЕНТ код Обреновца. Притом обавезно треба нагласити да током грејне сезоне њима се придружују тзв. тачкасти извори (локалне котларнице и куће које доминантно користе угаљ) и који непосредно проузрокују изразито аерозагађење у самој вароши Уб. [6]

3. МЕРЕЊЕ АЕРОЗАГАЂЕЊА НА ТЕРИТОРИЈИ ОПШТИНЕ УБ

На основу правилника о граничним вредностима, методима мерења имисије и

критеријума за успостављања мерних места и евиденција података, на територији општине Уб, у раздобљу 2006-2009. године, мерени су следећи параметри:

1. Чађ2. Сумпор диоксид3. Укупне суспендоване честице и таложне материје

Чађ настаје непотпуним сагоревањем фосилних горива. Садржи полиароматичне угљеноводонике који су изразито канцерогени. Услед кондензације магле на честицама чађи повећава се растворљивост сумпор диоксида, а присуство метала катализује оксидацију у сумпорну киселину, која, ношена честицама чађи, дубље продире у плућа и штетно делује на бронхије.

Оксиди сумпора (сумпор диоксид) у ваздуху настају сагоревањем фосилних горива, при чему угаљ садржи највећу концентрацију сумпора у односу на остала фосилна горива. Сумпор-диоксид се приликом удисања раствара, дајући сумпорну киселину, која изузетно штетно делује на дисајне органе.

Мерења су вршена на два мерна места: Техничка школа (центар Уба) и МЗ Радљево (близина угљенокопа Тамнава-Западно поље).

(MWth) (mg/ m3)

500 < 500

50 (2) 100

(1) 50

5 ( ) 10 ( ) 50 (

)

Табела 1. - Граничне вредности емисија за прашкасте материје код постојећих великих постројења за сагоревање [3]

kJ/kg 6608 6018 % 18,5 26,9 % 49,2 44,5

% 20,1 18,2 % 0,42 0,47

0,9 0,9

% 19,8 18,2 % 9,6 7,4

% 2,1 2,0 % 0,6 0,7

Табела 2. - Елементарни састав горива “ТЕНТ”

276


Таложне материје су честице веће од 10 μм у пречнику. Значајне су ради сагледавања општег стања загађености ваздуха и депозиције штетних материја у земљи и води. У оквиру укупних таложних материја одређиване су нерастворене таложене материје и то:

- сагориве, које указују на присуство органских материја у ваздуху;

- несагориве, које садрже минералне материје (пепео);

- раствориве материје (pH, концентрација тешких метала Pb, Zn, Cd, kонцентрација анјона- хлорида и сулфата).

Концентрација цинка (Zn), била је изнад дозвољене вредности (400μг/м) 22 пута у току 2006. и 16 пута у току 2007. године и то више у летњем периоду него у зимском. Концентрација цинка у зони ширег обода копа била је изнад дозвољене граничне вредности 8 пута у току године и то 7 пута у летњем и једном у зимском периоду. Концентрација кадмијума (Cd), је виша у композитима нерастворених таложних материја и на три места прелази ГДВ(5μг/м дан).1

Збирни утицај свих мерених полутаната на квалитет ваздуха и здравље дефинисан је ИНДЕКСОМ КВАЛИТЕТА ВАЗДУХА (Аir Quality Index). To je релативна бездимензиона величина коју је дефинисала Америчка агенција за зашти-ту животне средине (ЕРА – Environment Protection Agency) поделивши квалитет у 6 категорија тачно одређеног утицаја на здравље. Користећи инструк-ције из ЕРА-454/К-03-002 за суспендоване честице и чађ добијени су следећи подаци:

Из табеле 7. видимо да у све четири посмат-ране године густина чађи у ваздуху изнад вароши Уб највећи број дана спада у најопаснију катего-рију (!!!!) са концентрацијом изнад 250 μg/m³ !!! Неславни рекорд је постигнут 2007. године, када је чак 320 дана концентрација чађи била изнад најнездравије. Насупрот томе, „најмање“ опасно било је 2009. године, када је „свега“ 100 дана било критично, док су „добрих“ 59 дана Убљани дисали ваздух без чађи. То је вероватно последица чиње-нице да све већи број становника вароши Уб, пос-ледњих година, током зимског периода, за ложење уместо угља користи огревно дрво.

Осим градске зоне вароши Уб, квалитет вазду-ха, са становишта концентрације чађи, мерен је и у насељу Радљево, које се налази у непосредној близини површинских копова лигнита „Тамнава-западно поље“. Резултати мерења приказани су у Табели 7

2006 2007 2008 2009 GVISO2( g/m³) 61,2 47,7 51,1 32,5 50

( g/m³) 196,3 569,4 389,0 185,4 50

Табела 3. - Измерене средње вредности концентрација сумпор-диоксида и чађи на мерном месту Техничка школа УБ

2006 2007 2008 2009 GVI SO2( g/m³) * * 41,0 32,3 50

( g/m³) * * 215,3 150,6 50

Табела 4. - Измерене средње вредности концентрација сумпор-диоксида на мерном месту МЗ Радљево

2006 2007 2008 2009 GVI (24 asovna)

SO2( g/m³) 4 4 2 0 150 SO2( g/m³)-EU 16 5 6 0 125

( g/m³) 323 326 359 282 50

Табела 5. - Број дана изнад граничне вредности имисије (ГВИ) на мерном месту Техничка школа УБ

2006 2007 2008 2009 GVI (24 asovna)

SO2( g/m³) * * / 1 150 SO2( g/m³)-EU * * 1 1 125

( g/m³) * * 168 279 50

Табела 6. - Број дана изнад граничне вредности имисије (ГВИ) на мерном месту МЗ Радљево

1 Кадмијум се дисањем уноси у плућа а затим распоређује по целом организму и депонује у јетри, бубрезима и слезини. Цинк узрокује промене метаболичких циклуса.

277


Посматрајући податке из Табеле 8. и упо-ређујући са подацима из Табеле 7, можемо за-кључити да су становници насеља Радљево током највећег дела посматраних година такође дисали нездрав ваздух. Ипак у поређењу са градском зо-

ном Уба, ситуација није толико алармантна. Раз-лог томе лежи у чињени-ци да је Радљево ретко насељено, тако да током зимског периода ваздух није превише оптерећен димом из индивидуалних котларница, као што је то случај у вароши Уб. Дру-ги, не мање важан разлог јесте тај што је Радљево географски окренуто ка долини Колубаре, где је утицај источних ветрова (кошаве и устоке) знатно израженији него у котли-ни вароши Уб.

4. МЕРЕЊЕ АЕРОЗАГАЂЕЊА НА ТЕРИТОРИЈИ ОПШТИНЕ ЛАЗАРЕВАЦ

Ради поређења са претходно описаним аероза-гађењем на западној (тамнавској) страни колубар-

( g/m³)

. 2006.

. 2007.

. 2008.

.

2009 0-25 22 1 4 59

26-50 6 7 3 23 51-75 13 3 1 33 76-100 13 2 2 40

101-150 48 4 13 60 151-250 89 28 89 50

!!!!! >250 156 320 254 100

Табела 7. - Квалитет ваздуха по годинама (2006-2009) на територији градске зоне Уба у погледу концентрације чађи

Дијаграм 2. - Зависност здравственог индекса квалитета ваздуха (концентрације чађи)на територији градске зоне Уба (број дана у годинама 2006-2009)

( g/m³)

. 2008.

. 2009

0-50 0-25 9 36 51-100 26-50 10 50 101-150 51-75 9 45151-200 76-100 17 48 201-300 101-150 32 61 301-500 151-250 38 61 !!!!! >250 67 63

Табела 8. - Здравствени индекс квалитета ваздуха по годинама (2008-2009) на територији МЗ Радљево

278


ских копова, навешћемо новије податке о загађе-ности ваздуха на источној (шумадијској) страни (насеља Вреоци и Медошевац).

На основу приказаних резултата континуалних мерења (вршених од стране Рударског института из Београда), у Табели 1, може се видети да:

- измерене дневне концентрације сумпордиок-сида и азотних оксида у области насеља Вре-оци и Медошевац, током 2013. године нису прелазиле граничне вредности;

- измерене дневне концентрације чађи у мањој мери, а концентрације суспендованих честица

ПМ10 у значајној мери прекорачују граничну вредност на оба мерна места у току године. При томе се уочава нешто лошије стање у насељу Вреоци него у насељу Медошевац.

5. ПОСТУПЦИ СМАЊЕЊА ЕМИСИЈА СУМПОРНИХ ОКСИДА И ЧАЂИ

5.1. Анализа процеса и опреме за смањење емисије сумпорних оксида

Примарне мере за смањење емисија сумпорних оксида

- Употреба горива са малим уделом сумпора или горива са компонентама пепела за самоодсумпоравање

Замена са горивом сиромашнијег садржаја сумпора представља меру која значајно може утицати на смањење емисије ЅО2. Ово може бити повољна опција у случајевима где је замена горива могућа.

Алтернативно, могу се укључити и горива са високим самоодсумпоравањем због кречњака или других активних компоненти које се јављају у пепелу. Код антрацита постоји 5% присуства кречњака. Код лигнита и тресета присуство може бити веће, са ефектом контроле Ѕ до 80% што зависи од горива и система сагоревања. Природним одсумпоравањем може се постићи ефекат одсумпоравања до високих 90%. У сваком случају, примена ових мера веома зависи од врсте горива и коришћене опреме.

- Употреба абсорбента у систему сагоревањаОвај поступак представља интегрисани

систем одсумпоравања, при чему се температура сагоревања ограничава на 850°С. Коришћени абсорбенти су углавном СаО,Са(ОН)2 или СаСО3. У реакцијама је потребан вишак абсорбента у стехиометријском односу (гориво /абсорбент) између 1,5-7 што зависи од врсте горива. Степен одсумпоравања је ограничен на 75%, због корозије изазване присуством хлора. Ова мера се углавном користи код постројења за сагоревање угља. [7]

Секундарне мере за смањење емисија окси-да сумпора

Преглед доступних техничких решења за смањење емисија сумпорних оксида (секундарне мере).

Дијаграм 3. - Зависност здравственог индекса квалитета ваздуха (концентрације чађи) на територији месне заједнице Радљево (број дана у годинама 2008-2009)

Табела 9. - Kвалитет амбијенталног ваздуха у зони насеља Вреоци и Медошевац током 2013. године

279


Процес одсумпоравања димних гасова се дели на:

1.) Регенеративни процесиа.)Мокри поступци:

- ˝Wellman Lord˝ процес- ˝DESONOX˝ процес

б.) Суви поступци: - процес са активним угљем

2.) Нерегенеративни процесиа.) Суви поступци: - процеси са убацивањем

реагенсаб.) Полу суви поступци:

- апсорпција са орошавањемц.)Мокри поступци:

- креч (кречњак) поступак- натријум (хидроксид) поступак- амонијачни поступак- водоник (пероксид) поступак- поступак са морском водом- остали поступци

5.1.1.Мокри креч/кречњак поступци пречи-шћавања (одсумпоравања димних гасова) за велика постројења (термоелектране, котларнице чија је инсталисана снага ≥ 50МW)

Са учешћем од 80%, данас мокри креч/кречњак поступци су најзаступљенији системи одсумпоравања димних гасова. Кречњак се

најчешће користи као реагенс у овим поступцима јер је заступљен у великим количинама код већине земаља и цена му је обично 3-4 пута повољнија од осталих реагенаса. Креч је коришћен као реагенс код старијих постројења јер боље реагује са ЅО2. Креч замењује кречњак као реагенс, како би се смањио ризик од оксидације креча, при чему се ослобађа велика количина енергије, што може оштетити опрему постројења. Такође, у складу са захтевима потражње гипса (степена белине гипса), у неким случајевима се уместо кречњака мора користити креч као реагенс. Употребом креча као реагенса, постиже се исти степен одсумпоравања као код случаја употребе кречњака. Реактивност кречњака представља важан фактор који утиче не ефикасност одсумпоравања димних гасова, али данас не постоје неки стандардни начини тестирања реактивности. Поред креча и кречњака, као реагенс, може се користити и креч побољшан магнезијумом. На Слици 4.1. дат је шематски приказ креч/кречњак мокрог поступка одсумпоравања димних гасова.

Након проласка кроз електрофилтарско постројење за уклањање чврстих честица, димни гасови се усмеравају најпре кроз размењивач топлоте, а потом у апсорбер за одсумпоравање. У апсорберу се ЅО2 из димних гасова уклања директним контактом са воденом мешавином фино млевеног кречњака, у коме кречњак мора имати више од 95% удела у саставу СаСо3. Свежа

мешавина кречњака се континуално уба-цује у апсорбер. Пре-чишћени димни гас пре одласка у димњак и атмосферу пролази кроз одстрањивач капљица у апсорберу. Продукти настали реакцијом се одводе из апсорбера и шаљу се на одводњавање и даљу обраду. [7]

5.1.2. Мокри амони-јачни поступци п р е ч и ш ћ а в а њ а (одсумпоравања димних гасова) за велика постројења (термо-електране, котларнице чија је инсталисана снага ≥ 50МW)

Мокри амонијачни систем одсумпоравања користи опрему од отворене куле са орошавањем и може се постићи исти степен одсумпоравања

Слика 4.1. - Шематски приказ креч/кречњак мокрог поступка одсумпоравања димних гасова

280


као код конвенционалних мокрих поступака одсумпоравања са кречњаком.

Настали амонијум сулфат, као ђубриво, представља нус-продукт у процесу, исплатив је и смањује проблеме складиштења као што је случај са гипсом. Додатно, овим процесом је смањен, ако не и потпуно елиминисан проблем уклањања отпадне воде из процеса у односу на конвенционалне методе одсумпоравања.

Систем апосрпције мокрог осумпоравања амонијаком је у многоме сличан кречњак/гипс систему одсумпоравања као што је приказано на Сл.4.1 и 4.2. а. У суштини, многи елементи су слични за ова два процеса: реакциона посуда (апсорбер), проточне пумпе, млазнице, итд.

Помоћни системи који се разликују су: начин управљања реагенсом и уклањање отпадних вода.

Опис техничко-техно-лошких процеса мокрог амонијачног поступка одсум-поравања димних гасова

Након уклањања чв-рстих честица, врели

димни гас одлази у АС мокри апсорбер за одсумпоравање, где је у контакту са засићеним амонијум суллфатом.

Амонијум сулфат настаје реакцијом апсо-рбованог ЅО2, амонијака, кисеоника и воде који се уводе у апсорбер. Амонијак (суви, влажни или течни ) се уводи у суд како би одржала жељена рН вредност мешавине у апсорберу.

Димни гасови се хладе до температуре адијабатског засићења, амонијум сулфат се кристализује испа-равањем воде из мешавине. Апсорбер је испаривач-кристализер, у коме се топлота димних гасова користи у процесу кристализације амонијум сулфата. Мешавина се са дна резервоара у апсорберу помоћу рециркулационих пумпи

уводи на појединачне подове. ЅО2 је контактом са мешавином на подовима апсорбера уклоњен из димних гасова. Пречишћен гас пролази кроз хоризонтални издвајач капљица на два нивоа и одлази преко димних канала у атмосферу. Употребом МЕТ технологије пројектовања и правилног управљања процесом апсорбције, излазна концентрација амонијака је мања од 10 ppmv.

Мешавина која излази из апсорбера садржи кристале амонијум сулфата одводи се из апсробера

Слика 4.2a. - Шематски приказ мокрог система ОДГ амонијаком

Слика 4.2b. - Приказ грануларног (са леве стране) и стандардног кристалног амонијум сулфат

281


на даље сушење и издвајање амонијум сулфата као крајњег производа.

Кристални и грануларни облик амонијум-суфата добијеног мокрим процесом одсумпоравања димних гасова су приказани на слици 4.2b Грануларни облик се може мешати са осталим врстама ђубрива како би се постигао што бољи квалитет ђубрива за оптималан раст усева. У сваком случају крајњи производ амонијум-сулфат се може лако управљати, транспотровати и складиштити у затвореним објектима. /13/

Примена система мокрог амонијачног поступка ОДГ у оквиру електропривреде- економски аспекти

Велике разлике у цени произведеног нус-производа амонијум сулфата и реагенса амонијака дају и велике економске предности у употреби овог процеса на великим термоелектранама. Ако се предпостави да се за један мегават генерисане снаге произведе 100 тона амонијум сулфата по години, за проценат (%) сумпора у гориву, постројење које генерише снагу од 600 MW при степену корисности од 85%, ће производити 50.000 тона годишње амонијум сулфата по утрошеном проценту (%) сумпора

Економске предности овог поступка у односу на конвенционалне поступке одсумпоравања димних гасова јесу вишеструке:

- Употреба горива са већим уделом сумпора доприноси већој производњи амонијум – сулфата и његовој економској исплативости;

- Проблеми/трошкови при уклањању течног отпада су смањени

- У процесу амонијум-сулфат одсумпоравања не долази до настанка СО2 гаса са ефектом стаклене баште за разлику од конвенционалног кречњачког поступка ( где долази до ослобађања 0,7 тона СО2 по једној абсорбованој тони ЅО2 ). /13/

- Хлориди настали у процесу се усмеравају у сушару, где се третирају заједно са амонијум-сулфатом, чиме се побољ-шавају својства крајњег производа.

Тржишне цене амонијум-сулфата и амонијака су међусобно зависне (као што је приказано на Сл.4.3.). Приближан однос релативних цена произведеног амонијум–сулфата, према утрошеном амонијаку износи 4 : 1, док количина апсорбованог сумпора као (ЅО2) одређује укупну вредност

произведеног амонијум сулфата. Амонијум сулфат је повољнији у односу на амонијак по цени, садржи и сумпор и амонијак, због чега има корисну употребу као вештачко ђубриво. /13/

Процес мокрог амонијум сулфат одсумпоравања димних гасова има исти и чак виши степен одсумпоравања у односу на конвенционални кречњак-гипс поступак. Разлике у степену одсумпоравања у зависности од удела сумпора у гориву (%) у систему константног односа течност-гас, за ова два поступка дата су на слици 4.4. Разлике у степену одсумпоравања амонијачног система и система кречњак-гипс расту са порастом удела сумпора у гориву, због растворљивости амонијака у води.

Примењеност употребе ове врсте технологије на различите типове постројења зависи од специфичних услова самог постројења.

Неки од главних услова су :- доступност и цена амонијака ;- инфраструктура самог постројења, тј. могућност складиштења и управљања амонијачним реагенсом;

- могућност употребе горива за сагоревање са високим уделом сумпора;

- пласирање амонијум сулфата на продајно тржиште;

Инвестициони трошкови овог мокрог одсумпоравања димних гасова амонијаком у просеку прелазе трошкове кречњачког поступка за око 30-40 % уколико је у пројекат укључено и постројење за производњу вештачког ђубрива. Уколико изградњу управљање и одржавање постројења за производњу вештачког ђубрива није могуће остварити, трошкови самог постројења за одусмпоравање су нижи него у случају мокрог кречњачког поступка, јер не постоји проблем уклањања отпадних вода. /13

Слика 4.3. - Историјски приказ тржишних цена амонијака и амонијак- сулфата

282


5.2. Анализа процеса и опреме за смањење емисије чађи

Поступци за издвајање чађи из димних гасова великих постројења за сагоревање се деле на следећи начин:

1.) Суви поступци издва-јања:

- Механички поступци (циклони, таложне коморе);

- Поступци филтрирања (користе природне и вештачке порозне материјале);

- е л е к т р о с т а т и ч ко издвајање (електофилтри);

2.) Влажни поступци:- механички поступци влажног издвајања;- електростатичко издвајање, влажно;

5.2.1. Електростатичко издвајање чврстих честица

Електрофилтри су уређаји за електростатичко издвајање честица.

За смањење емисије чађи из димних гасова великих постојећих постројења за сагоревање најпогоднија је употреба електрофилтра (electro-static precipitator ESP) или врећасти филтри (fabric fi lters FF).

Степен отпрашивања електрофилтра је 99,5% и већи, врећастог филтра 99%, употреба електрофилтра је економски исплативија од употребе врећастог филтра нарочито код великих постројења за сагоревање.

Кратак опис поступка: Електофилтри користе електро својства честица за њихово издвајање из димних гасова.На слици 4.5. шематски је приказан поступак уклањања чврстих честица димних гасова помоћу електрофилтра [7]

Предности примене електрофилтра за издвајање чврстих честица јесу следеће: издвајање у гасовима температуре 400-500 °C; примењиви су у гасним срединама са израженом корозијом; служе за издвајање свих пречника (укључујући и субмикронске); концен-трација честица на улазу може бити 50 g/m3 и више. Хидраулични отпор (пад

притиска ) не прелази 10-150 Pa, што је знатно ниже у односку на друге уређаје за пречишћавање. Потрошња енергије је 0,36-1,8 МЈ (0,1-0,5 kWh) по 1000 m3 гаса.

Предности употребе електрофилтра су :- врло ефикасно издвајање честица испод 0,1 μm;

- погодни за велике запреминске протоке гасова:

- могу се користити у широкој области температуре гаса и улазне концентрације праха:

- мали пад притиска и температуре у уређају:

- мањи трошкови опслуживања и одржавања у односу на друга решења:

Недостаци електрофилтера су:- високи инвестициони трошкови;- заузимају доста простора;- не могу се примењивати код експлозивних гасова и прахова; [8].

Слика 4.4. - Утицај удела сумпора у гориву на разлике у степену одсумпоравања код амонијачног и кречњачког поступка

Слика 4.5. - Шематски приказ поступка уклањања чврстих честица димних гасова помоћу електрофилтра

283


6. КОМБИНОВАНИ СУВИ ПОСТУПЦИ ПРЕЧИШЋАВАЊА ДИМНИХ ГАСОВА (УКЛАЊАЊЕ SO2 И ЧВРСТИХ ЧЕСТИЦА)

6.1. Суви поступци пречишћавања димних гасова са убацивањем реагенса

Код ових поступака реагенс се убацује директно у котао. У реагенсе спадају: спрашени кречњак (CaCO3) и доломит (CaCO3· MgCO3).

У котлу као последица високе температуре долази до оксидације убаченог реагенса и настајања реактивних СаО честица. Површина ових честица реагује са ЅО2 у димном гасу и формира калцијум-сулфит и калцијум-сулфат. Настале честице се потом заједно са летећим пепелом издвајају уређајима за издвајање чврстих честица, као сто су електро или врећасти филтри. Наталожена материја се одводи на депоније при чему се мора водити контрола због садржаја активног креча и калцијум-сулфита. . [7]

7. ПРЕДЛОГ МЕРА ЗА СМАЊЕЊЕ АЕРОЗАГАЂЕНОСТИ ВАРОШИ УБ

Мерењима је потврђено да варош Уб највећим делом године има претерано загађен ваздух. У том смислу, најпре треба увести примену тзв. „динамичких емисионих стандарда“, што није ништа друго до привремена забрана ложења угља у периодима највећег загађења (магловити дани без ветра, као и раздобља температурних инверзија). То значи да би сви објекти који поседују сопствена ложишта морали имати неку резервну, еколошки мање штетну опцију за грејање (огревно дрво, лож уље или електрична енергија), коју би силом при-лика активирали током поменутих критичних пе-риода.

Везано с тим, потребно је организовати посебне службе, које би вршиле периодичне контроле еми-сија и редовне инспекције исправности процесних уређаја код већих појединачних котларница. Добар пример представља случај Немачке, где је давних седамдесетих година прошлог века уведена ре-довна инспекција индивидуалних ложишта у до-

маћинствима, док су димничари били задужени да у току свога нормалног рада на стамбеним објек-тима врше и мерења емисија прашине и чађи. [9]

На тај начин, били би створени услови за при-мену ефикасних економских мера, које би, осим новчаног кажњавања највећих појединачних за-гађивача, као и домаћинстава са неисправним ло-жиштима, обухватале и селективну ценовну поли-тику за различите врсте тржишно расположивих горива. То значи да еколошки мање штетна горива (природни гас и обновљиви извори) морају поје-фтинити, док би тржишна цена угља и мазута мо-рала бити осетно повећана.

Тако би све више установа и домаћинстава на Убу одустајало од употребе нездравог угља и пре-лазило на коришћење биомасе (огревно дрво и от-паци из пољопривреде). Огревно дрво има доњу топлотну моћ од 8 до чак 20 MJ/kg (зависно од садржаја влаге) што је два и по пута више од колу-барског лигнита. Према домаћим истраживањима, 30 до 40% дрвне масе намењене даљој преради ос-таје као отпад. Процењено је да Западна Србија го-дишње располаже укупном топлотном енергијом отпадног дрвета у вредности од 88,2 GWh! [10]

Истовремено, повећано коришћење биомасе било би допуњено разборитом применом сунчеве енергије, напоредо са побољшаном термоизола-цијом зграда и смањеном потрошњом све скупље електричне струје. Према новијим јапанским ис-куствима, паметна комбинација примене сунчеве енергије и биомасе достиже топлотну ефикасност од високих 80%! [11]

Слично томе, ограничена сунчева енергија се може допуњавати увек расположивом геотермал-ном енергијом, применом топлотних пумпи. Од-личан пример представља чувена соларна кућа у оближњим Бољевцима, која годишње, путем топ-лотне пумпе вода-вода, обезбеђује недостајућих 7.000 kWh топлоте. [12]

У даљој перспективи, како у Србији буде напре-довало разграњавање гасовода «Јужни ток», у об-зир ће доћи широка примена природног гаса, као обилног и еколошки погодног извора.

Слика 5. - Шематски приказ поступка са убацивањем реагенса(33,Ciemat, 2000).

284



[1] Марковић, Г., Павловић, М. (2006): Здравствени ризик као последица емисије полутаната из мега термоенергетских објеката, Енергетске технологије, Научно-стручни часопис Друштва за сунчеву енергију: „Србија Солар“ Зрењанин, Бр. 4/2006, стр. 51-54

[2] Правилник о граничним вредностима емисије, начину и роковима мерења и евидентирања података, Службени гласник Републике Србије, број 69/09, Београд, 2009.

[3] Уредба о граничним вредностима емисија за-гађујућих компоненти, Службени гласник Ре-публике Србије,број 71/10,Београд, 2010.

[4] Коломејцева-Јовановић, Л. (2011): Принципи одрживог развоја у решавању глобалних еко-лошких проблема, Научно стручно друштва за заштиту животне средине Републике Србије „ECOLOGICA”, Београд, 2011.

[5] Миленковић, З. (2013): Сагледавање економ-ске оправданости увођења хомогенизације угља на тамнавским површинским коповима, Енергија, економија, екологија, Лист Савеза енергетичара, Београд, бр. 1-2/2013, стр. 273-276

[6] Геолошки институт Београд,˝Мерење аерозагађења на територији општине Уб у периоду 2006-2009. године ˝

[7] Institute for perspective technological studies, In-tegrated pollution prevention and control(IPPC),

draft reference document on best available tech-niques for large combustion plants, Seville 2004.

[8]. Кубуровић, М., Петров,А. (1994): Заштита животне средине, SMEITS и Машински факултет, Београд

[9] Гереке, З. (1982): Моделирање енергети-ке и животне средине, Привредна штампа, Београд

[10] Милуновић, С., Ћурчић, С. (2010): Анализа могућности комерцијалног коришћења от-падног дрвета у Западној Србији, Енергија, економија, екологија, Лист Савеза енергети-чара, Београд, бр. 3/XII, 2010., стр.105-110

[11] Yano, T., Suginome, S., Nino, M., Kisara, K., Su-zuki, K., Ishikawa, T., Takahashi, Y., (2011) Smart heat and power (SHP) against disaster by solar and biomass combination utilizing, Solar World Congress, August 28 – September 2, 2011, Kas-sel, Germany, Proceedings, Theme: Rural Energy Supply, pp. 85-94

[12] Милинковић, М. (2013): Изградња објеката од префабрикованих фероцементних елемената – одржива градња, Енергија, економија, екологија, Лист Савеза енергетичара, Београд, бр. 1-2/2013, стр. 277-292

[13] Evans P. A., Director of Technology, Marsulex Environmental Technologies Corporation: Op-erational experience of commercial full scale ammonia based Wet FGD system for a decade, Dacota, 2009.

285


Miloš GRUJIĆMeđunarodna akademija nauka za ekologiju i bezbednost

Ivica RISTOVIĆRudarsko-geološki fakultet Univerziteta u Beogradu

Miodrag GRUJIĆUprava za energetiku Grada Beograda

UDC: 622.332 : 502/504

Neke mogućnosti poboljšanja radne i životne sredine na sistemima za transport lignita

na površinskim kopovimaSAŽETAKNa površinskim kopovima lignita egzistira veliki broj transportera sa trakom. Veliki broj trans-

portera smanjuje pouzdanost sistema, negativno utiče na radnu i životnu sredinu i smanjuje sigurnost radnika. U ovom radu se govori o pozitivnom uticaju smanjenja broja transportera na sigurnost i pouzdanost transportnih sistema.

Ključne reči: transport uglja, transporteri sa trakom, sigurnost, pouzdanost.

SOME POSSIBILITIES FOR IMPROVING THE WORKING AND THE ENVIRONMENT AT THE SYSTEM FOR TRANSPORT OF LIGNITE OPEN PIT MINES

ABSTRACTIn lignite open pits exist a large number of belt conveyors. A large number of carriers reduces the

reliability of the system, adversely affect the working and living environment, and reducing the safety of the workers. This paper discusses the positive impact of reducing the number of carriers in the safety and reliability of transportation systems.

Key words: coal transportation, belt conveyors, reliability, safety.

1. UVOD

Sve veće potrebe za ugljem kao energentom prouzrokuje povećanu eksploataciju, naročito na

površinskim kopovima. Veliki proizvodni sistemi za ugalj imaju negativan uticaj na radnu i životnu sredinu u skoro svim fazama proizvodnje. Taj uticaj je propor-cionalan obimu proizvodnje i odlikuje se zagađenjem radne i životne sredine.

Transport materijala na površinskim kopovima lig-nita spada u procese koji najviše ugrožavaju okolinu, bez obzira da li se radi o transportu uglja ili jalovine. To ugrožavanje, bez obzira na sve moguće mere koje se preduzimaju, je uvek prisutno. Najbolji način da se zagađenje eliminiše ili drastično smanji je postavljan-je transportnih sistema sa što manje kritičnih tačaka.

Cilj ovog rada je da ukaže na neke mogućnosti poboljšanja radne i životne sredine na sistemim ima za transport lignita na površinskim kopovima. Tom pri-likom se analiziraju mogućnosti primene transportera sa trakom sa krivinama u horizontalnoj ravni.

2. NAJČEŠĆI NEGATIVNI UTICAJI TRANSPORTA UGLJA NA OKOLINU

Transport uglja i jalovine do udaljenih potrošača i odlagališta, prouzrokuje najčešće sledeće štetne po-jave: degradiranje terena, presecanje prirodnih toko-va, stvaranje buke i vibracija, povećanje zaprašenosti, ispuštanje goriva i maziva, prosipanje tereta, zagađivanje izduvnim gasovima i sl. Uticaj transport-nih sistema je različit i u svakom konkretnom slučaju se mora izdvojeno ocenjivati. Posebno treba uključiti faktor materijala koji se transportuje, kao i klimatske i druge prilike koje se nalaze u okruženju.

Ako se posmatraju sistemi sa trakama može se konstatovati da oni ne stvaraju štetne izduvne gasove, ispuštanje maziva je zanemarljivo, kao i stvaranje buke i vibracija. Prosipanje materijala duž trase može biti ozbiljan problem kod nepravilno postavljene staze transportera. Presecanje sredine i poremećaj prirodnih tokova, takođe mogu biti prisutni kod ovog načina transporta, ali značajno ne utiču na životnu sredinu.

286


Usled izloženosti kontaktu sa atmosferom, veliki negativni uticaj na okolinu ima materijal koji se trans-portuje. Materijal je duž trase izložen dejstvu vetra koji podiže sitne frakcije, stvarajući lebdeću prašinu koja se može prenositi i na veća rastojanja. Negativan uticaj ove prašine na biljni i životinjski svet, pa i na ljude, je evidentan i zbog toga se preduzimaju mere da bi se sprečilo njeno rasprostiranje. To se postiže, gde god je to moguće, kvašenjem, ili mehaničkom zaštitom okoline od dodira materijala, koja može biti većeg profi la (koridorska), ili se sastoji od nep-osredne pokrivke (metalne, plastične). Skoro potpuno sprečavanje dodira materijala sa atmosferom postig-nuto je kod primene cevastih i sendvič transportera. Međutim najbolji reyultati se postižu eliminacijom, ili smanjenja izvora zaprašenosti.

U pogledu zagađenja atmosfere na kontinualnim i kombinovanim transportnim sistemima najkritičnije tačke su presipna mesta. Količine prašine koje se pri tome stvaraju zavise od više faktora od kojih su najvažniji: brzina kretanja trake, granulacija materijala, visina presipa, klimatske prilike, vlažnost materijala i sl. Sprečavanje širenja prašine se u takvim slučajevima ostvaruje izolacijom presipnih mesta i usisavanjem i odvođenjem prašine. Za prečišćavanje vazduha koji se odvodi u atmosferu sa presipnih mesta koriste se otprašivači, posle kojih se vazduh sa količinom prašine ispod dozvoljene koncentracije ispušta u okolinu. Međutim, i pored stalnih usavršavanja otprašivača, uvek određene količine prašine dospevaju u okolinu. Dobri rezultati se postižu i primenom raznih hemi-jskih sredstava koji se u vidu rastvora primenjuju na presipnim mestima kao kvašljivci.

U jednom transportnom sistemu egzistira veći broj transportera, što je posledica velikih dužina, nagiba, a najčešće nepovoljne konfi guracije terena. Dužine i nagibi prouzrokuju velike zatezne sile u traci i povećanje snage motora, što se rešava uvođenjem tra-ka velike čvrstoće na kidanje (sa ulošcima od čelične užadi li aramida) i povećanjem instalisanih snaga mo-tora, koje se već mere u MW. Postojanje više trans-portera u sistemu negativno utiče i na propusnu spo-sobnost sistema.

Računska propusna sposobnost transportnog sistema sa direktnim povezivanjem zavisi od minimal-nog kapaciteta transportera u sistemu Qmin i računskog koefi cijenta vremenskog iskorišćenja svakog od trans-portera kbr [2]:

(1)

Pošto je kbr uvek manji od 1, to postaje jasno da povećanje broja transportnih jedinica u sistemu drastično smanjuje propusnu sposobnost i pouzdanost sistema.

Ukoliko na najkraćoj pravolinijskoj trasi transport-nog sistema postoje prirodne ili veštačke prepreke, pa zbog toga mora biti postavljeno više transportera, pored štetnog uticaja na životnu sredinu, ovaj sistem ima još sledeće nedostatke:

• potreba za više pogonskih stanica i izgradnja infrastrukture za njihovo opsluživanje (dovod energi-je, komunikacije za servisiranje, izgradnja objekata za smeštaj itd.);

• povećana radna snaga za rukovanje i održavanje pogonskih stanica, odnosno povećani troškovi za automatizaciju sistema;

• manje iskorišćenje instalisane snage pogon-skih motora u odnosu na jedan pogon;

• uticaj na kvalitet materijala koji se transpor-tuje - naročito kada je u pitanju drobljenje uglja na presipnim stanicama i dr.

Tendencije da se ovi problemi prevaziđu izgradn-jom transportera koji će savladati i horizontalne krivi-ne dovele su do proizvodnje čitavog niza specijalnih transportera koji mogu transportovati materijal po pu-tanji sa horizontalnim krivinama. Međutim, problem transporta iskopine na velikim rastojanjima, sa različi-tim deonicama se mogao rešiti samo izradom kom-pleksnih transportera sa trakom koja se prilagođava svojoj trasi.

3. TRANSPORTERI SA KRIVINAMA U HORIZONTALNOJ RAVNI

Pošto je poznato da su jedan od najvećih izvora zagađenja atmosfere kod kontinualnog transporta pre-sipna mesta, bez obzira na preduzete mere zaštite oko-line, zahtev savremenog rudarstva je da se drastično smanji ovaj negativni uticaj. Primenom trakastih transportera sa horizontalnim krivinama se ovaj važan nedostatak marginalizuje, a još se postižu i sledeće prednosti:

• smanjuju se troškovi transport za jedinicu pre-vezenog proizvoda;

• potrošnja energije je umanjena u odnosu na sistem sa više transportera;

• smanjene su potrebe za radnom snagom;• energetska postrojenja duž trase su smanjena na

najmanju moguću meru;• povećana je pouzdanost transportnog sistema;• omogućeno je obilaženje naselja, prirodnih

prepreka i objekata;• koristiće se delovi i sklopovi kao kod klasičnih

transportera sa trakom itd.Transporteri sa horizontalnim krivinamasu našli

veoma široku primenu u, skoro, svim granama in-dustrije. Njima se prevoze i komadni i rasuti tereti. Za transport mineralnih sirovina je izgrađeno više desetina sistema dužine od nekoliko stotina metara, do nekoliko desetina kilometara. Među najpoznatije transportere sa sa horizontalnim krivinama spadaju transporter Channar u Zapadnoj Australiji, ukupne dužine 20,4 km (od toga 9 km u krivini), sa kapac-itetom od 2200 t/h, kojii prevozi rudu od rudnika do metalurškog kompleksa, kao i tranpsorter fi rme Nick-el u Novoj Kladenoniji, gde se na dužin iod 11 km, od čega 5500 m u krivini, transportuje ruda nikla od rudnika do luke, sa kapacitetom od 520 t/h (slika 1)[1]. U poslednje vreme počela je sve veća primena

P Q ksr

brii

n

min1

287


trakastih transportera sa horizontalnim krivinama i za unutrašnji transport na površinskim kopovima, čak, i u rudnicima sa podzemnom eksploatacijom.

Pored navedenih prednosti, kod sistema sa jednim transporterom je izbegnuto dodatno drobljenje miner-alnih sirovina na presipnim mestima. To je, naročito, važno ako se transportuje ugalj, jer njegovo usitanja-vanje smanjuje kvalite u prodajnu cenu.

Da bi se traka u horizontalnoj krivini mogla normalno kretati i obavaljati svoju funkciju transporta moraju biti ispunjeni sledeći uslovi [6],[1]:

Za krajnji unutrašnji položaj trake:

Pn + Po + Pcu + Pz

u ≥ 0, (2)

Za krajnji spoljašnji položaj trake:

Pn + Po + Pcs + Pz

s ≥ 0, (3)

Sila koja deluje u unutrašnjosti krivine zavisi od zatezne sile Pz, poluprečnika kriv-ine R i rastojanja između valjaka lo:

(4)

Težišna sila se može odrediti preko sledećeg obras-ca:

(5)

gde su qk i qt masa korisnog tereta i sopstvena masa trake u kg/m.

Uticaji sile Pn koja deluje ka unutrašnjosti trake je dominantan kod transportera u krivini. Da bi se ovaj uticaj ublažio i obezbedilo zadovoljavajuće kretanje, uprkod radijalnih sila, potrebno je izvršiti naginjanje baterije valjaka za neki ugao β2, ili produžavanjem unutrašnjeg bočnog valjka (slika 3).

Sila izazvana težinom trake iznosi:

(6)

Komponenta od težine materijala:

(7)

Slika 1. - Trasa transportera sa trakom sa horizontalnim krivi-nama u Novoj Kaledoniji.

Slika 2. - Šema sila koje se javljaju u traci sa horizon-talnim krivinama [6]

Ako se analizira rad transport-era sa horizontalnim krivinama, onda se dolazi do zaključka da je raspored sila u krivini različitog od onog u horizontalnom delu. Na traku u krivini deluju sledeće sile (slika 2):

• sila Pz usled zatezanja trake,

• sila koja dejstvuje ka unutrašnjosti krivine Pn,

• sila koja je izazvana težinom trake Pc,

• težišna sila koja deluje od mase trake i materijala Po i

• sila trenja usled postavlja-nja valjaka pod uglom Pz.

PP l

RNn

z o ,

Pl g

Rq qo

ot k( ),

Slika 3. - Šema noseće konstrukcije sa nagnutim i produženim spoljnim valjkom: 1-traka u unutrašnjoj krivini; 2-traka u spoljašnjoj krivini

P q q l b b bct t o sr4 2 1 1( ) sin

P q l Fcm nt o b 4 2 1sin( )

b Ns 3 1( ) ,

F F Nsr bs1 3 1sin sin( ) ,

288


gde su:• b4 - dužina unutrašnjeg valjka;• β1 - ugao nagiba bočnih valjaka na ravnom delu

trase,• β2 - ugao nagiba bočnih valjaka sa unutrašnje

strane krivine, • β3 - ugao nagiba bočnih valjaka sa spoljašnje

strane krivine,• b4, bsr, bs - dužine unutrašnjeg, srednjeg i

spoljašnjeg valjka,• Fb4 - površina preseka materijala iznad unutrašnjeg

valjka koji se formira pomeranjem u krivini:

(8)

(9)

• lt - pomeranje trake u pravcu poluprečnika kriv-ine na posmatranom valjku,

• ku, ks - koefi cijenti koji defi nišu poprečno pomer-anje materijala na traci usled njenog pomeranja u krivini 90.5-0.75) i

• lun - dužina trake na bočnom valjku koja je pokrivena materijalom.

Sila trenja se javlja kao posledica postavljanja val-jaka sa usmeravanjem, kao i usled naginjanja nosača valjka. Za neopterćenu traku sila trenja iznosi:

(10)

a za opterećenu traku:

(11)

gde je μp-koefi cijent trenja između trake i čeličnog omotača valjka.

Prilikom određivanja sile trenja treba voditi računa da se koefi cijent trenja menja u zavisnosti od stanja trake i valjaka. Tako, naprimer, za vlažnu i zaprljanu traku, koefi cijent trenja se može smanjiti na polovinu, a kod primene valjaka sa gumenim omotačem, nje-gova vrednost se povećava za 20%.

Kod trakastih proračuna radi utvrđivanja uslova ravnoteže sila, obično se zanemaruju težišne sile, pošto su njihove vrednosti male. Takođe, ne uzima se u obzir ni uticaj krutosti trake pri savijanju trake u krivini.

Na osnovu sila koje deluju i uslova iz (2) i (3) određuju se geometrijski parmetri transportera i na osnovu njih, se vrši provera za različite uslove rada. Uslovi rvnoteže sila u traci se posmatraju za dva kra-jnja položaja trake.

Površinski kopovi uglja u Srbiji se odlikuju velikim brojem transportera sa trakom. Na 5 površinskih kopo-va uglja, proizvodnju od blizu 40 miliona tona uglja i 82 miliona tona jalovine transportuje 108 transportera ukupne dužine oko 95 km. Prosečan broj transportnih jedinica u sistemu iznosi približno 4,7. Ovako veliki broj transportera sa prosečnim dužinama manjim od 1000 m ukazuje na to postoje uslovi za racionalizaciju broja transportera uvođenjem dugačkih transportera sa horizontalnim krivinama. Jedan od primera gde je to moguće je transportni sistem za povezivanje trans-porterima sa trakom PK Drmno sa TE Kostolac A.

Površinski kopovi Kostolac (Ćirikovac, Klenovnik i Drmno) snabdevali su ugljem dve termoelektrane u Kostolcu (TEKO A i TEKO B) ukupne instalisa-ne snage 310 i 600 MW. Ukupne potrebne godišnje količine uglja za TEKO A iznosile su 2007. godine 2.676.000 t, a za TEKO B 4.960.000 t. Čitava proiz-vodnja je bila koncipirana tako da kopovi Ćirikovac i Klenovnik snabdevaju ugljem TEKO A, dok bi snab-devnje TEKO B preuzeo PK Drmno. Posle zatvaran-ja površinskih kopova Ćirikovac i Klenovnik nastaju problemi sa snabdevanjem TEKO A. Zbog toga je od razdelnog bunkera na transportnom sistemu PK Dr-mno TEKO B izgrađen transportni sistem za povezi-vanje sa TEKO A[5].

Ovaj transportni sistem ima 4 transportera ukupne dužine 3.973 m. Trasa prolazi pored dva naseljena mesta (sela Drmno i Stari Kostolac), što je bio jedan od razloga za prikazanu konfi guraciju sistema trans-porta. Od 4 presipna mesta dva se nalaze u nepos-rednoj blizini ovih naselja, što i pored svih peduze-tih mera zaštite, predstavlja kritičnu tačku zagađenja okoline ugljenom prašinom.

Preliminarne analize su pokazale da bi postojeći transportni sistem mogao bit zamenjen jednim trans-porterom sa krivinama u horizontalnoj ravni sledećih karakteristika [4]:

• - dužina transportera 3.860 m• - broj krivina 3• - radijus krivine B 1.200 m• - radijus krivine C 950 m• - radijus krivine D 2.300 m• - kapacitet transportera 1.200 t/hPored prvih rezultata dobijenih analizom tehničkih

mogućnosti za primenu transportera sa horizontalnim krivinama, analize pokazuju da postoji i ekonomsko opravdanje zamene postojećeg sistema jednim trans-porterom.

4. ZAKLJUČAK

Poboljšanje radne i životne sredine pri eksploata-ciji uglja je jedan od prioriteta koji se postavlja pred sve odgovorne u ovom procesu dobijanja energetskih sirovina. Prilikom transporta uglja i jalovina dolazi do znatnog stepena zagađenja bliže i dalje okoline. Pri-

F Fk l

lb bv t

un4 17 1. ( ),

F Fk llb bs t

un4 17 1. ( ),

P q q l btt p t o 4 2 1cos( )

b b Nsr s1 3 1) cos( ) ,

P q l F Ftn n o p b 4 2 1( )

F F Ns bs1 3 1cos cos( ) ,

289


menom transportera sa trakom sa horizontalnim kri-vinama postiže se znatno smanjenje, a na određenim mikrolokalitetima, i potpuna eliminacija zagađenja radne i životne sredine. Međutim, primena ove vr-ste transportera zahteva veoma preciznu analizu i utvrđivanje konstruktiktivnih parametara kako bi se postigla potpuna funkcionalnost sistema.

LITERATURA

1. Grujic, M.: Transport mineralnih sirovina kroz zivotnu sredinu (monografi ja). RGF, Beograd, 1998.

2. Grujić, M.: Possibilities for the curvilinear belt conveyors in underground coal mines. Proceedings Modern techniques and technologies in Mining, Ohrid, 2006.

3. Grujić, M.: General problems in the modernization of mine conveyance. International journal Transport & Logistics, No 15/08, RGF Belgrade, 2008.

4. Grujić, M., Ivković, M., Despodov, Z.: Ecologi-cal Advantages of the Application of Horizontal Curves Belt Conveyors in Coal Conveyance. Jour-nal Transport&Logistics, mim. č. Košice, 2006.

5. M. Ivkovic, V. Bulatovic, P. Makar: Haulage Sys-tem for Connecting OP Drmno and TE Kostolac A by Belt Conveyors. V International Symposium on Mine Haulage and Hoisting, Vrdnik, 2002.

6. Kessler, F., Hinterholzer, S., Grimmer, K.-J.: Non-positive guidance of conveyor belts through hori-zontal curves, Bulk Solids Handling No.2, 1998.

7. G. E. Tooker: Using horizontal curves to optimize alignment of belt conveyors, Bulk Solids Handling No. 4, 1984.

8. Žur, T., Hardygora, M.: Przenosniki tasmowe w gornictiwie.(monographie), Slask, Katowice, 1996.

ACKNOWLEDGEMENT

This paper was realized as a part of the project “Improvement of Lignite pencast Technology in Or-der to Increase Energy Effi ciency and Occupational Safety” (TR 33039) fi nanced by the Ministry of Edu-cation and Science of the Republic of Serbia within the framework of Programme of research in the fi eld of technological development for the period 2011-2014.

ZAHVALNICA

Ovaj rad je realizovan u okviru projekta „Unapređenje tehnologije površinske eksploatacije lignita u cilju povećanja energetske efi kasnosti, sig-urnosti i zaštite na radu“ (TR 33039) koji fi nansira Ministarstvo za prosvetu i nauku Republike Srbije u okviru programa istraživanja u oblasti Tehnološkog razvoja za period 2011-2014. godine.

290


Милош ЦОЈИЋ, Снежана ВУКОВИЋ, Надежда СТЕВАНОВИЋ ПЕТРОВИЋ ПДРБ „Колубара“

UDC: 622.647

Селективни рад багера на површинским коповима РБ „Колубара“

САЖЕТАКЛежишта угља на којима се врши површинска екплоатација често се налазе у сложеним

експлоатационим условима. Даљим развојем експлоатације лигнита ови услови постају сложенији укључујући и инжењерско- геолошке, хидрогеолошке карактеристике, повећање коефицијента откривке, услове заштите околине, услове безбедности и здравља на раду и потребе за селективним откопавањем. Селективна експлоатација угља се наметнула као потреба после оцене расположивих

ресурса која се неминовно кретала у правцу потребе и могућности искоришћења лежишта са сложеном структуром као техничко-економски најповољнија за експлоатацију.

Кључне речи: селективни рад, технологија, багер.

SELECTIVE RAD WHEELED OPEN PIT RB “KOLUBARA”

ABSTRACTCoal deposits meant for surface exploitation are in complex operating conditions. Further de-

velopment of lignite mining has made these conditions even more complex, including the follow-ing aspects: engineering geology, hydrogeology, the increasing ratio of overburden, environmental conditions, health and safety at work and fi re protection, as well as the need for selective mining.Selective mining of coal has become a necessity after the assessment of available resources, which clearly indicated that the need and possibilities of utilization of complex structure deposits are techni-cally and economically optimal.

Keywords: selective operation, technology, excavator.

1.0. УВОД

Селективни рад багера је често примењивана технолошка опција на површинским коповима

ПД РБ „Колубара“ која омогућава максимално искоришћење лежишта угља са неуједначеном и сложеном структуром. У раду је дат преглед остварења откривке и прослојака на површинским коповима РБ „Колубара“, са приказом основних технолошких шема примењених машина за откопавање. Из резултата приказаних применом ове методе откопавања, види се значајан утицај на квалитет угља и уједначеност квалитета који се директно одражава на смањење утрошка енергената за додатно сагоревање, а самим тим на емисију штетних гасова.

2.0. ТЕХНОЛОГИЈА РАДА И КАПАЦИТЕТ РОТОРНОГ БАГЕРА

Роторни багер је данас свакако најраспрострањенија машина на коповима лигнита. Током вишедеценијског развоја ових машина створене су конструкције које могу на задовољавајући начин да одговоре веома разноврсним захтевима откопавања, укључујући и селективни рад.

Величина, облик и конструкција багера зависи посебно од захтеваног капацитета, начина утовара материјала и специфичним условима рада на површинском копу. На облик и конструкцију битно утиче дозвољени нагиб косине етажа,

291


затим чврстоћа материјала који се откопава и дозвољени специфични притисак на тло. Облик и конструкција морају бити прилагођени условима доброг и лаког одржавања.

3.0. ТЕХНОЛОГИЈА РАДА И КАПАЦИТЕТ БАГЕРА ВЕДРИЧАРА

Багер ведричар представља самоходну машину континуираног дејства намењену за откопавање меких и сипких материјала на површинским коповима. Багер ведричар је једна од најстаријих конструкција машина за копање, првенствено намењена за копање у блоку испод нивоа стјања, али се израђују и багери за комбиновани дубински и висински рад.

Зависно од моћности откривке и угљене серије, геотехничких карактеристика откривке и угља, као и технолошких могућности заступљене опреме за масовну експлоатацију извршена је вертикална подела лежишта у завршним контурама површинског копа.

На откривци су пројектоване тре етаже, односно три БТО система. На сва три система биће ангажован по један роторни багер. На I БТО систему ће радити роторни багер SRs 2000 32/5 + VR. На II БТО систему ће радити роторни багер SchRs 1600 25/3 у тандему са самоходним транспортером BRs 1600 (28+50)x15. На III БТО систему истранспортован је роторни багер SchRs 630 25/6 са површинског копа Велики Црљени.

На откопавању угљене серије су пројектоване три етаже, односно, три БТД система. На I БТД систему ће радити роторни багер SchRs 630 25/6 са

BRs 1600 (28+50)x17. На II БТД систему ће радити роторни багер SchRs 630 25/6 са BRs 1600 (28+50)x15. На III БТД систему ће радити ведричар ERs 1000/20 са BRs 1400 (37+50)x16.

Одлагање откривке на I БТО систему ће се вршити одлагачем A2Rs-B 8500x60 у дубинском и висинском раду. У висинским блоковима ће се формирати касета за гипс и касете за шљаку, пепео и карбонатни муљ (нус производи будуће ТЕ Колубара Б).

Одлагање откривке на II БТО систему ће се вршити преко одлагача A2Rs-B 8500x60. Одлагање међуслојне јаловине ће се вршити преко одлагача ARs (BRs) 1600 (28+50)x17, у дубинском раду на подину у источном делу површинског копа. Одлагалишни транспортер за међуслојну јаловину ће се поставити на подину, а одлагач ће радити дубински и висински, и представљати потпору за одлагалишне етаже I и II БТО система

4.0. ОСТВАРЕЊЕ ОТКРИВКЕ И ПРОСЛОЈАКА ПО КОПОВИМА

У посматраном периоду за 2013.годину, количине међуслојне јаловине на четири површинска копа се крећу у различитим вредностима. На Пољу Б количина прослојака је 2.011.663 m3, на Пољу Д користи се систем директног пребацивања у откопани простор и те количине су 609.106 m3, на Великим Црљенима 259.094 m3, а на Тамнави –Западно поље 3.560.086 m3.

Оваквим системом откопавања и одлагања међуслојне јаловине и количине отписаног угља су мале и безначајне. На БТУ систему Поља Д

Слика 1.- Роторни багер: 1. роторни точак с ведрицама, који се налази на роторној стрели заједно са погоном; 2. стрела роторног точка (катарка), која се својим крајем ослања на окретну платформу (горњу градњу); 3. истоварна стрела или истоварни мост; 4. конзола противтега и противтег за уравнотежење конструкције роторног багера у односу на окретну платформу и транспортни механизам; 5. Надградња роторног багера, која служи као ослонац за вешање роторне стреле, конзоле противтега, истоварне стреле;6. окретна платформа, на којој се налази опрема роторног багера (уређаји, опрема, постројења, инсталација); 7. ослоно-окретни механизам на коме се налази окретна платформа; 8. доње постоље (доња градња); 9. транспортни механизам.

292


разлог је технолошка ситуација (појављивање већег прослојка, технолошка немогућност одвајања и те количине се крећу од 0,55 до 1,5% од укупно откопаног угља за годину дана. На БТС систему Поља Д, због неадекватне опреме за селективно

откопавање та вредност је нешто већа од 2,5-3,5%. На површинском копу Велики Црљени, где је завршавањем откопавања угљеног лежишта премештен на површински коп Тамнава-Западно поље багер (Глодар-1) SchRs 630 25/6, те количине

Слика 2.- Багер ведричар 1. Доња градња багера, 2. Уређај за кретање (гусенични), 3. Главни носач ведрица,4. Радни елемент (ланац ведрица), 5. Корито ведрица, 6. Систем ужади и витала за подизање и спуштање радног елемента (планирни сегменти за висинско и дубинско планирање), 7. Конзолни носач са пакетом ужетњача, 8.Обртно постоље, 9. Уређај за утовар, 10. Катарка са противтегом, 11. Машинска кућица (витла,погонске групе, електро ормани), 12. Истоварна стрела са гуменом траком, 13. Планирни комад за дубинско планирање

Слика 3.- Вертикална подела на етаже у складу са могућностима хомогенизације угља

293


се крећу од 0,04 до 0,06% и сведене су на минимум. То је резултат успешног коришћења угља са површинског копа Велики Црљени за поправљање квалитета угља са копа Тамнава-Западно поље.

4.1. Основна технолошка шема селективног рада роторног багера

Висински рад роторног багера у блоку са вертикалним резовима састоји се у откопавању целокупне висине блока у неколико резова. Низ резова по дубини блока чини појас који има висину и ширину као рез а дубину (дужину ) као блок. ВисинА резова откопавања по правилу треба да износе

0,5D < hi < 0,7D

Број резова по висини блока који треба да буде цео број може се добити из услова:

H/0,5D > N > H/0,7D

Основни конструкциони-кинематски параметри роторног багера су:

- висина, односно дубина копања, H (m),- радијус копања роторног багера, R (m),- пречник роторног точка, D (m),- запремина ведрице, q (m3),- број истресаја у минути, n (min-1),- брзина окретања горње градње багера (у оси и максимална брзина) Vb (m/min),

- брзина дизања и спуштања стреле, Vd (m/min),- брзина транспорта багера, Vt (m/min),- висина зглобне везе стреле од планума, y

(m),- хоризонтално растојање од вертикалне осе багера до зглобне везе стреле, e (m),

- хоризонтално растојање од обртне осе багера до предње ивице гусеница, F (m),

- угао слободног резања, ,(o) - хоризонтално растојање од бочне ивице гусеница до подужне осе багера, Е (m),

- одстојање доње ивице стреле од њене осе, d (m),

- гранична удаљеност прибли-жавања конструкције стреле горњој ивици ниже подетаже, , t (m),

.

1.110.000 1.850.000 1.900.000 0 4.860.000 0 4.860.000

1.312.607 2.180.736 2.825.224 49.400 6.144.834 223.133 6.367.967

% 118,25 117,88 148,70 0 126,44 0,00 131,03

202.607 330.736 925.224 49.400 1.284.834 223.133 1.507.967

13.500.000 23.000.000 25.150.000 2.200.000 63.850.000 0 63.850.000

10.025.265 24.508.904 33.119.838 1.691.174 65.087.389 4.257.792 69.345.181

% 74,26 106,56 131,69 76,87 101,94 0,00 108,61

-3.474.735 1.508.904 7.969.838 -508.826 1.237.389 4.257.792 5.495.181

Табела 1.- Остварење откривке и прослојака по коповима (m3 čm)

Слика 4.- Основна технолошка шема селективног рада роторног багера

294


Величину губитака у конкретним условима одређујемо графоаналитичком методом, приближне аналитичке прорачуне губитка можемо вршити само за једноставно и приближно хоризонтално залегање.

За вертикалне одреске откопни губутик је:

а за хоризонталне одреске губитак је:

где су:δ1; δ2 – моћности слоја у кровини и подини

које се одбацују ради спречавања осиромашења откривком (код тачног и израженог контакта δ = 10 cm).

M – моћност слоја (прослојка) минералне сировине (cm)

hgr – висина гребена (cm)

где је: D – пречник ротора (cm)P – дужина померања ротораГубици и осиромашења прогресивно расту са

повећањем пречника ротора и смањењем моћности слоја (прослојака). Према досадашњем искуству са роторним багерима средње величине могу се по одбитку заштитног слоја успешно добити слојеви угља са дебљином између 0,3 и 0,5 m.

Код багеровања сваког слоја (прослојка) угља, укупни губици су око 2,5 бочне висине кашике hg и то: једна висина у кровини код нормалног рада, пола висине код чишћења кровине и једна висина у подини. Овакав начин омогућава багеровање угља без осиромашења из подине и кровине.

Према томе откопни губитак ће по правилу бити:

Vog=2,5 hg(m)

Искоришћење угљеног слоја (прослојака) ће на основу тога бити:

h – моћност угљеног слоја (прослојака)Обично у фази рада површинског копа

рачунамо и са осиромашењем, па је предвиђено само делимично чишћење кровине и откопавање до подине, остврујући неравнине угља и кровине.

(%)100 21

MV

- сигурносно растојање, f ’ (m),- минимално растојање предње ивице гусеница до доње ивице косине, , f (m).

При откопавању, радни точак се окреће око своје осе, уз истовремено окретање роторне стреле око вертикалне осе багера. Овде се радни елемент, при пролазу кроз материјал, креће по резултанти ободне брзине при окретању радног точка око своје осе и ободне брзине окретања роторне стреле око вертикалне осе багера. При овоме се из масива откопавају резови српастог облика, који у зависности од начина рада могу бити вертикални и хоризонтални. У раду се примењују само вертикални, само хоризонтални или комбиновано и једни и други.

5.0. СЕЛЕКТИВНО КОПАЊЕ РОТОРНИМ БАГЕРОМ

Селективан рад са роторним багерима може се применити код разних експлоатационих услова, уколико слој чију селекцију треба вршити није тањи од 0,25 m, подизањем, спуштањем и обртањем у хоризонталној равни конзоле радног точка могу се селективно откопавати и непраивлни слојеви и прослојци.

Успешност селективног рада зависи, у првом реду, од услова добијања и техничких карактеристика роторног багера. Значајни су захтеви у погледу квалитета лигнита (топлотна вредност и садржај пепела), затим откопани губици лигнита и смањење капацитета багера при селективном раду.

Основне предности селективног копања хоризонталним резовима су смањење висине слоја до дебљине одреска и тачније праћење контакта слојева. Упоредо с тим копање хоризонталним резовима има и низ недостатака па је доста често копање комбинованим резовима када се већи део блока копа хоризонталним резовимаа само горњи и доњи слој са вертикалним резовима.

Избор начина селективног копања зависи од угла и правца пада лежишта у односу на косину етаже, броја и моћности прослојака у границама блока, напредовање блока у односу на пражњење типа багера и др.

Губици минералне сировине код селективног копања зависе од рударско-геолошких (угао пада слоја, број прослојака) и техничких услова (правац фронта и напредовања, ширина захвата, врста резова, угао косине откопа, дубина блока) као и од пречника ротора.

Код селективног рада са хоризонталним резовима, прослојци јаловине се откопавају заједно са заштитним слојевима, који се у повлати и подини јаловог прослојка остварују ради чистијег откопавања угљеног слоја при томе настају губици угљене супстанце.

%100 2

Mh

h gr

))((2)(2 22

22

cmDxPcmPDDhgr

hhhn E4,2

0

2 ;

295


h – полупречник ротораCmax – дебљина одреска

6.0. ЗАКЉУЧАК

Селективно откопавање угља, у сложеним експлоатационим условима, добија све већи значај и већ је доказано са аспекта искоришћења и валоризације расположивих резерви угља, са становишта потреба и могућности хомогенизације угља и такође, као једини начин експлоатације лежишта угља са изразито сложеном структуром угљоносне серије.

Када је реч о експлоатацији лигнита, доминира површинска експлоатација континуалним системима, која се углавном ослања на роторне багере и багере ведричаре као основне представнике опреме за масовну производњу угља великог капацитета.

7.0. ЛИТЕРАТУРА

1. Игњатовић, Д.:Машине за површинску експлоатацију, Скрипта, РГФ, Београд, 2009.

2. Лазић, А. Селективно откопавање роторним багерима на површинским коповима угља, РГФ, Београд, 1994.

3. Техничка документација површинских копова ПД РБ „Колубара“

296


Снежана ВУКОВИЋ, Бојан МИЛОВАНОВИЋ

UDC: 622.824

Специфичности заштите од пожара електро постројења на багерима

у РБ „Колубара“

САЖЕТАККонцепт заштите од пожара на коповима „Колубаре“ заснован је на потреби сталне

погонске спремности, уз континуирану производњу и максималну расположивост људи и средстава. Пожари на багерима, одвојеним и тешко приступачним јединицама, високог пожарног оптерећења, захтевају посебну анализу у циљу потпуног елиминисања сваке пожарне опасности. Ипак, има примера да се и поред свих спроведених мера заштите, деси пожар.У раду је дат преглед примењених метода и активности у циљу заштите од пожара удаљених

објеката, као и доступних чињеница о конкретном пожару електро постројења на багеру Одлагач, на једном од копова „Колубаре“. Циљ рада је размена информација о негативним и позитивним искуствима уорганизовању превентивних активностикако би се дошло до бољих, квалитетнијих и ефикаснијих решења са посебним акцентом на значај квалитета уграђене електро опреме и њено одржавање приликом експлоатације на прописан начин.

Кључне речи: пожар, заштита, одржавање.

SPECIFIC FEATURES OFFIRE PROTECTIONPOWER PLANTSON THE EXCAVATORINMB “KOLUBARA”

ABSTRACTThe concept of fi re safety in mines “ Kolubara “ is based on the need for constant readiness for

the continuous production and maximum availability of people and resources. Fires on еxcavators, separate and inaccessible units, high fi re load, require special analysis in order to avoid any fi re risk. However, there are instances where, despite all the protection measures implemented, fi re happens.This paper provides an overview of the applied methods and activities in order to protect remote ob-jects against fi re, as well as it provides available facts about a specifi c fi re of one of the excavators, on one of the excavation sites of Kolubara. The aim is to exchange information about the negative and positive experiences in organizing prevention activities in order to come up with better , higher qual-ity and more effi cient solutions with special emphasis on the importance of quality built-in electrical equipment and its maintenance during operation in the prescribed manner .

Keywords: fi re, protection , maintenance.

1. УВОД

На површинским коповима РБ «Колубара» врши се откопавање угља и јаловине. Откопана

јаловинска маса се тракама транспортује до одлагача, а транспорт угља се врши до локомотива или сепарације. Овај систем преноса, са великим бројем ротирајућих делова у присуству велике

концентрације угљене прашине као гориве материје представља посебно пожарно угрожено место на локацијама копова. С обзиром да је електрична енергија главна покретачка снага скоро свих рударских машина и да се ради у врло тешким условима, рад на отвореном, изложеност атмосферским утицајима, јако велике вибрације, разноврсност уграђене опреме и тешкоће у

297


набавци резервних делова, одржавање електро опреме скопчано је са низом тешкоћа. Пропусти који се јављају при одржавању и манипулацијама, доводе и до пожара.

Овај рад се бави пожарима чији је узрок електро квар у било ком виду и облику. Таквих кварова квантитативно нема много, али последице могу бити фаталне по имовину и лица, а често су и са великом материјалном штетом, чиме заслужују посебну пажњу.

Предмет анализе су пожари који су се десили на површинским коповима „Колубаре“ и од којих је изузета прерада угља са свим специфичностима процеса сепарације и сушења угља. У анализи се неће ићи даље од претходне, 2013. године, која је просечна година са аспекта штетних догађаја, показатељ стања одржавања опреме и уређаја, као и стања ЗОП у РБ „Колубара“.

2. ОРГАНИЗАЦИЈА СЛУЖБЕ ЗОП

У циљу утврђивања одговарајуће организације и предузимања мера потребних за успешно функционисање и спровођење заштите од пожара, а на основу Закона о заштити од пожара, Министарство врши категоризацију објеката, делатности и земљишта према угрожености од пожара у зависности од технолошког процеса, значаја и величине објекта. Посебним Решењем о категоризацији, Министарство је сврстало ПД РБ „Колубара“ у прву категорију угрожености од

пожара, оцењујући делатност и објекте привредног друштва као објекте са високим ризиком од избијања пожара.

Привредно друштво односно друго правно лице разврстано у прву категорију угрожености од пожара тј. субјекат у првој категорији обавезно је да обезбеди технички опремљену и обучену ватрогасну јединицу са потребним бројем ватрогасаца. У том смислу је организована Служба заштите од пожара у оквиру Сектора за Безбедност и здравље на раду и Заштиту од пожара (БЗР и ЗОП) - Центар за стручне послове и логистику РБ „Колубара“.

Заштита од пожара на коповима се спроводи и контролише плански и организовано путем Службе ЗОП са два одељења заштите од пожара:

− Одељење заштите од пожара Рудовци, база Рудовци и 2 истурена пункта, Медошевац и Волујак, укупно око 80 ватрогасаца,

− Одељење заштите од пожара Тамнава, база Каленић и истурени пункт Радљево, укупно око 50 ватрогасаца

Ватрогасна јединица ради у четири смене због процеса производње. Командир јединице ЗОП-а је одговаран за спремност људи и опреме и заједно са вођама смене, организује распоред ватрогасне опреме и људи на терену у превентивном дејству, а по потреби и акције у оперативном дејству.

И поред високоорганизоване заштите од пожара, инциденти се дешавају скоро свакодневно, не

Слика 1. - Карта колубарског басена

298


само због специфичне делатности и технолошког процеса, већ и због велике површине коју захвата рудник и разноврсности послова који се у разним деловима рудника истовремено обављају.

Да би се приказала слика стања и потреба за оваквим организовањем службе, треба споменути неке податке из делокруга рада Службе ЗОП. Карта терена дата на слици 1, приказује географски положај копова и даје слику територије и делокруга рада запослених у области ЗОП, али се на карти не види да је понекад потребно утрошити 20-так минута да се пређе 2-3 километра, у зависности од временских услова.

Осим посебно наведене електро опреме, на коповима се налазе две интерне бензинске станице и један магацин експлозива. На простору Тамнаве, постоји Постројење за припрему угља, посебно значајно са аспекта опасности од пожара, у којем се угаљ меље, дроби, прерађује и товари у железничке вагоне за потребе ТЕ “Никола Тесла“ Обреновац. Радионице су груписане у оквиру сваког погона, на једној, две или три локације, тако да таквих локација, на којима се налази велики број објеката, а које припадају огранку, има десетак, укључујући и контејнерска насеља за особље која се периодично измештају у зависности од померања копа. Таква мини насеља се штите ручним и превозним апаратима, и најчешће имају инсталирану хидрантску мрежу, која такође подлеже периодичној провери. На локацијама копова се налази 306 хидрантских ормара на којима се врши провера притиска и протока воде. Ту нису урачунати ормарићи у хидрантским мрежама багера.

На више објеката и локација, на Западном пољу, Постројењу за припрему угља, као и на два багера постављене су стабилне инсталације за рано откривање и дојаву пожара, тј. аутоматски системи за дојаву пожара. На делу транспортера Постројења (за припрему угља) постављени су системи за аутоматско гашење пожара тзв. Дренчер систем за аутоматско гашење воденим млазом, а на неколико багера су постављени уређаји за аутоматско гашење пожара аеросолом.

На коповима се спроводи шестомесечна замена свих ватрогасних апарата, тако да око 3000 апарата у редовној замени, буде скинуто са објекта, а на објекте се постављају контролисани исправни апарати. Годишње се за сопствене потребе укупно сервисира око 5000 апарата типа CO2 и S и постави на објекте у редовним и ванредним заменама.

3. ПРЕГЛЕД ЕЛЕКТРО ОПРЕМЕ У ДП “КОЛУБАРА - ПОВРШИНСКИ КОПОВИ”

− Рударске машине као погонску енергију користе електричну енергију високог напона 6000 V и ниског напона 380 V и 220 V.

− На четири активна површинска копа Поље «Б +Ц», Поље «Д», ПК «Велики Црљени» и “Тамнава-Западно поље”користи се :

− 15 великих багера глодара инсталисане снаге од 1 до 3,5 МW

− 2 багера ведричара − 10 багера одлагача инсталисане снаге преко

1,5 МW − 19 багера дреглајна − Око 50 km транспортних трака− Транспорт се обавља и железничким вагонима

(електрична вуча)− За систем одвоњавања користе се пумпе које покрећу електро мотори.

− Постројење за припрему угља - Дробилана Осим рударских машина електро служба

одржава и велике дужине кабловске и надземне напојне мреже као и трафо станице:

− Трафо станице 110/35 kV − Трафо станица 35/6 kV - 8 објеката− Трафо станица 35/6 kV са исправљачким постројењем за електричну вучу.

− Стационарне и покретне трафостанице 6/0,4kV.

(изнети подаци су оквирно дати и мењају се у складу са напредовањем копа).

4. ПОЖАРИ

У евиденцији ватрогасних интервенција која се води у „Колубари“ користе се термини велики, средњи и мали пожар. У општем смислу под пожаром се подразумевају све врсте интервенција у циљу спречавања развоја пожара као и интервенције на сузбијању директне и непосредне пожарне опасности. Под интервенцијом се подразумева сваки долазак ватрогасне јединице по позиву, па и онај где је ватрогасна јединица дошла на место догађаја а није било интервенције јер је пожар угасило особље и запослени на објекту, тј. на машини. Дакле ова дефиниција је шира од оне прописане законом којом је пожар дефинисан као процес неконтролисаног сагоревања којим се угрожавају живот и здравље људи, материјална добра и животна средина.

Овде су узете у разматрање и интервенције код пожара у почетном стадијуму, тзв. малих пожара, код којих у појединим случајевима сам процес горења заправо није ни започео или је угашен у зачетку, приручним средствима. Средњи пожари су они са значајном материјалном штетом, а велики су катастрофални пожари а на основу опште прихваћене класификације.

4.1. Пожари у 2013. годиниУ току 2013. године на коповима и објектима

„Колубаре“, у Огранку “Површински копови”, се догодило 333 пожара, на које су позивани

299


и учествовали у интервенцији ватрогасци Ватрогасних јединица Рудовци и Тамнава. Из табеле 1 се види да су то углавном пожари мањег интезитета, тако да су 329 (98,87%) пожара почетни пожари без икакве материјалне штете.

Под пожаром се у овом прегледу подразумевају све врсте интервенција у циљу спречавања развоја пожарне опасности. Дакле, неке од тих почетних манифестација се не могу чак ни назвати пожаром, јер је често превентивна акција хлађења прегрејаног дела уређаја, који је почео да се дими. У неколико случајева се десило да је од стране посаде багера или погонске станице уз помоћ ватрогасних апарата на објекту, опасност отклоњена, али да су ватрогасци ипак позвани ради сваке сигурности. У извештајима ватрогасаца се често налази узрок пожара угљена прашина, што наравно не може бити узрок, али често није могуће утврдити прави узрок, тј. извор паљења прашине, поготово што се због недостатка времена ради само анализа већих пожара код којих постоји значајнија материјална штета.

Као што је приказано у табели, највећи број пожара се десио због непознатог узрока (угљена прашина), затим се као узрок наводи ролна која је део кретног механизма транспортне траке, електро квар, а један број интервенција се десио због неправилног одлагања смећа на дивљој депонији у близини копа.

С обзиром да је доста чест случај да се пријави потрошња апарата и да се са објекта тражи замена празних за пуне, веома је важно са аспекта анализе и унапређења ЗОП инсистирати да се тачно утврди разлог утрошка апарата.

4.2. Анализа узрока пожараЈедан од битних предуслова за праћење,

анализу, побољшање и унапређење квалитета у овој области је тачан и прецизан податак, у смислу прецизно дате (писане) информације о узроцима пожара или другим запажањима у вези догађаја.

У табели 2 дат је преглед најчешћих узрока на основу података забележених у књигу дежурстава. Интервенције су вршене из различитих разлога као што су: појачано трење због неисправности ролне, лежајева, кочнице, електро кварови, неисправност каблова, варничење или прегрејавање на електро уређајима, угљена прашина услед спољних фактора као што су опушци, самоупала угља у блоку.

Један од најчешћих узрока пожара је отказивање лежаја ролне. Од почетка године 124 пута (37%) је прегрејана ролна узроковала ватрогасну интервенцију. То је један од узрочника на који се може превентивно деловати. Оштећени ваљци (ролне) и ваљци чији се лежајеви при раду прегревају морају се заменити исправним ваљцима или привремено избацити из функције, како утврђени квар не би изазвао пожар (члан.296 ПТЗ за површинску експлоатацију лежишта минералних сировина, Сл.лист бр.96/2010).

Служба машинског и електро одржавања у процесу превентивног одржавања и сервисирања уређаја и опреме, врши редовне прегледе у току смене, врши 15-то дневне сервисне замене и замене оштећених и дотрајалих делова на основу уочене потребе у оквиру редовног одржавања и годишње инвестиционе оправке система када се врши детаљни преглед, санација и превентивна замена потрошних материјала и похабаних елемената система.

Интервенција на гашењу упала угља у блоку на БТУ систему је било чак 80 пута. Ови пожари који су десили услед самоупале угља на етажи, није могуће угасити конвенционалним средствима за гашење пожара. Да се изврши адекватна локализација на пожаром захваћеној локацији, било је потребно да се запаљив материјал покрије одговарајућим материјалом (земљом) који спречава оксидационе процесе.

Некада најзначајнији узрок заваривачи радови у потпуности је стављен под контролу доношењем

%

„ “ 47 - - 47 14%

„ “ 83 - - 83 25%

91 3 - 94 28%

73 1 - 74 22%

35 - - 35 11%

329 4 - 333 100%

Табела 1. - Број пожара по величини и погонима 01.01.2013. - 31.12.2013.год

300


и применом квалитетних прописа и мера, како на нивоу дрћаве тако и на нивоу предузећа.

4.3. Кратак преглед пожара чији је узрок електрична струја

Сва четири средња пожара који су се догодила у току 2013. године за знатном материјалном штетом настали су због електро квара. Чињеница да је материјална штета значајна говори о важности анализе пожара са узроком квара електро инсталије и превентивном дејству потребном да се сузбије ова пожарна опасност.

У посматраном периоду догодила су се четири пожара средње величине и то:

- 07.06.2013 пожар на багеру, - 16.06.2013. пожар на багеру,- 14.05.2013. године пожар у контејнеру припремних радова у Контејнерском насељу „Вреоци“

- 02.12.2013. пожар на кућици повратног бубња I-1

● Дана 07.06.2013. године у електро постројењу Одлагача 1 дошло је до активирања 6 аеросолних генератора.Радници су употребили 4 СО2-5 и 2 S ватрогасна апарата. По доласку ватрогасног возила пожар је био у почетној фази. Приступило се хлађењу (гашењу) и пожар је локализован.

Узрок пожара је кратак спој изазван кваром на прекидачу од 500V.

● Дана 16.06.2013. године, дошло је до запаљења електро постројење на Одлагачу 1.

Посада Одлагача је утрошила 5 СО2-5 и 1 S -6 ватрогасни апарат. При овој интервенцији потрошено је око 500 литара пене.

Узрок пожара: квар на електро инсталацији у електро постројењу на горњој градњи.

● Дана 14.05.2013. године догодио се пожар у контејнеру припремних радова у Контејнерском насељу „Вреоци“.

Домар је употребио 2 ватрогасна апарата типа „S“ и 1 втрогасни апарат типа СО2-5. По доласку ватрогасног возила радник електро службе искључио је напон и посада је приступила гашењу водом.

Узрок пожара је непознат. Материјална штета: клима уређај, компјутер,

канцеларијски намештај• Дана 02.12.2013 године, у 0525 трећа „Б“ смена, дошло је до пожара у кућици повратног бубња И-1. Запослени су са Г-1 исток искористили 4 CO2/5 ватрогасна апарата за почетно гашење пожара. По доласку ватрогасних возила 102 (0547h) и 103 (0555h) пожар је био у разбукталој фаци. Пожар је угашен у 0610.

Узрок пожара: Укључен грејач и електро инсталација

Материјална штета: Изгорела „кућица“ у потпуности

За сваки пожар са материјалном штетом се формира комисија, која утврђује материјалну штету, узроке пожара и евентуалну одговорност руковаоца или других лица задужених за

(,

)

26 21 - 18 1 1 1 15

27 2 4 8 - - - 6

- - - - - - - -

1 25 9 52 - - 4 3

- - 2 39 1 - 3 29

1 13 2 7 - - 4 8

: 55 61 17 124 2 1 12 61

: 333

Табела 2. - Преглед пожара по узроцима од 01.01.2013. до 31.12.2013.год

301


одражавање уређаја и опреме. О пожару се писмено обавештава осигуравајућа кућа са којом је закључен уговор о осигурању и која процењује потребу вођења сопствених истражних радњи и поступака. О истом пожару инспекцијски органи воде поступак у зависности од сопствене процене величине пожара и материјалне штете, како би утврдили да ли је до штетног догађаја дошло кршењем, непоштовањем или неспровођењем прописаних мера заштите од пожара. На основу спроведеног поступка утврђивања одговорности, уколико одговорност постоји, подносе се пријаве надлежним правосудним органима и спроводи поступак против одговорних лица.

4.4. Примери почетних пожара електро узрочника

Најчешћи узроци који се јављају код машина и опреме у употреби у Огранку «Површински копови» су:

• Експлозија осигурача која изазива паљење постоља

• Залепио погонски контактер услед прегревања осигурача и изазван почетни пожар,.

• Лабав спој кабла са шинама, довео је до прегревања и кабал је почео да гори.

• Постављање импровизованих (“лицновани”) уметак осигурача ради појачања осигурача доводило је до паљења инсталације.

• Заглављени контакти прекидача, упуштач је остао укључен и када је процес залетања мотора завршен. Дошло је до прегревања и пожара на упуштачу. Пожар је брзо угашен јер је благовремено откривен.

• Експлозија катодног одводника пренапона.• Кратки спојеви у електро ормарима • Пожари у ћелијама за компензацију реактивне енергије.

• Електро моторни погони су опремљени кочницама које служе за брже окончање процеса кретања. При укључењу погона откочник има функцију да отпусти кочницу. Догађали се пожари због пада кочнице на спојницу и великог трења. Узрок пада кочнице осим механичких кварова био је и електричне природе, неисправност уређаја који држи подигнуту кочницу

• Кварови на електро инсталацијама у радионицама

• Пробоји високонапонских каблова

5. МЕРЕ ЗАШТИТЕ ОД ПОЈАВЕ И ШИРЕЊА ПОЖАРА НА ЕЛЕКТРО ОПРЕМИ

При пројектовању електро опреме за електро енергетска постројења и инсталације на површинским коповима предвиђене су одређене мере за заштиту од појаве и ширења пожара. При

постављању (монтажи) електро опреме те мере заштите морају се извести и испоштовати.

Мере заштите од пожара састоје се у примени одређених техничких мера заштите и придржавању одређених правила при манипулацији и одржавању електро опреме.

Опасност од појаве пожара на електро опреми се смањује тако што се електричне ротационе машине, енергетски трансформатори и други електрични апарати и уређаји штите од кратких спојева, земљоспојева, опасних пренапона и недозвољених оптерећења одговарајућим заштитним релејима и осигурачима.

Сви апарати и уређаји се морају правилно користити и редовно одржавати.

Примењене мере заштите од ширења пожара састоје се у томе што се електро енергетска постројења постављају на погодне локације и извршен је адекватан размештај опреме и уређаја који садрже запаљиве течности. Предвиђене су и мере заштите за брзо одвођење запаљиве течности.

Електро опрема се групише у одређене пожарне секторе зависно од намене, значаја и пожарне опасности. Важно је и правовремено и поуздано откривање и јављање настанка пожара.

Примењују се мере за растерећење од прекомерног притиска и за безопасно усмеравање експлозивног таласа из уређаја, односно просторије који се могу појавити при експлозијама услед кратких спојева и других кварова у електро енергетском постројењу.

На пример постављају се сигурносне мембране на мерне трансформаторе и одушник на енергетске трансформаторе.

Електро енергетска постројења високог напона морају се обезбедити да се пожар са њих не пренесе на суседне објекте, а то се ради постављањем ватроотпорних зидова и постављањем постројења на одређеном растојању од других објеката.

Заштита од ширења пожара изведена је на следеће начине :

• Ручним преносним апаратима за гашење пожара, а према Плану заштите од пожара

• Хидрантском мрежом • Стабилним системима за дојаву пожара• Стабилним системима за гашење пожара

-аеросолним генераторимаВодећи рачуна о материјалној штети коју

проузрокују пожари на багерима , а и с обзиром на то да постоји опаасност од пожара на електро постројењима , дошло се до закључка да је исплативо улагати у стационарна средства за гашење са аутоматским деловањем као што су аеросоли . Ови системи се уграђени на багерима на којима је већ долазило до пожара ,

302


и то у затвореним разводним електро ормарима и кабловским каналима објеката , у којима је максимални напон 6 КВ . Аутономни систем заштите се састоји из аеросолних генератора типа МАГ и ПУРГА који су постављени непосредно у простор који се штити и термо-проводног штапина као уређаја за активирање генератора. При повишењу температуре простора који се штити до температуре паљења штапина (1700 С), или при његовом непосредном контакту са отвореним пламеном , долази до паљења штапина на било којој тачки његове дужине. Значај овог средства за гашење је што не дозвољава наставак процеса горења у трајању од 30 минута од активирања, што омогућује ватрогасној јединици да интервенише и стигне благовремено на обкејат и под најгорим метереолошким условима.

Сви изведени елементи заштите од појаве и ширења пожара, морају се одржавати у исправном стању, заштитни релеји се морају редовно прегледати и баждарити, а осигурачи се смеју мењати само оригиналним улошцима који су предвиђени техничком документацијом.

Наравно, неопходно је организовати беспрекорну превенцију. Организовати превенцију значи организовати следеће послове:

- перманентни мониторинг информација и параметара ЗОП,

- израда анализа на бази података и информација праћења, мерења и испитивања,

- правовремено отклањање уочених технолошких недостатака,

- одржавање одговарајуће технолошке и радне дисциплине особља,

- одржавање инсталација,

- организовање ватрогасних дежурстава при радовима заваривања, резања и лемљења (присуство ватрогасног возила са посадом)

- едукација и обука запослених из области заштите од пожара

- практична оспособљеност за руковање апаратима за гашење пожара

Осим превенције потребно је организовати непрекидан рад јединице, спремност и мобилност опреме, људи и средстава, као и способност за брзу и ефикасну интервенцију. Ово се спроводи одржавањем дисциплине и унутрашњег реда уз програм за одржавање психофизичке спремности, чему се не поклања довољно пажње због хроничног недостатка људи.

6. ЗАКЉУЧАК

Посматрајући комплетну рударску механизацију на површинским коповима на којој се као погонска енергија користи електрична енергија и број електричних машина и уређаја, каблова и командне, сигналне и сигурносне електро опреме, као и чињеницу да се један део те опреме налази на просторима где постоји угљена прашина као могућ узрочник пожара, број пожара изазваних електро опремом није велик. Ако се посматра укупан број пожара који су угашени као почетни пожари, као и број средњих и великих пожара (табеле 1 и 2) чији је узрок електро опрема није велики ( у 2013. години 5,1 % од укупног броја пожара).

Али, при детаљнијој анализи узрока пожара чији је узрок електро опрема, види се да је у позадини тих појава човек, било да је у питању лоше одржавање опреме, неправилно руковање, а често и очекивање немогућег по питању степена искоришћења опреме.

303


Miodrag KEZOVIĆPD RB “Kolubara” d.o.o. - Lazarevac

UDC: 622.031

Zona izraženog raslojavanja ugljonosne serije u ležištu „Tamnava-Zapadno polje“

APSTRAKTRaslojavanje ugljonosne serije je posledica složenih geoloških uslova koji su vladali u vremenu

tokom nastanka uglja. Tada je dolazilo do ciklične sedimentacije, kada su se periodi taloženja organske (biljne) materije od koje je postao ugalj smenjivali sa periodima nagomilavanja neorganskog (najčešće glinovitog) materijala. U svetlu novih saznanja dobijenih na osnovu rezultata obimnih kompleksnih geoloških istraživanja izvršeno je zoniranje ili okonturivanje prostora sa izraženim raslojavanjem, sa tendencijom pouzdanog prikaza koji odgovara stvarnom stanju na terenu. Dobro poznavanje geološke građe ležišta je od velikog značaja jer predstavlja osnovni preduslov za njegovu uspešnu eksploataciju, maksimalno iskorišćenje i isporuku uglja ujednačenog kvaliteta. Ovde posebno treba imati na umu da je u pitanju najperspektivnije ležište u okviru Kolubarskog ugljonosnog basena sa trenutno najvećom godišnjom proizvodnjom uglja.

Ključne reči: raslojavanje ugljonosne serije, kompleksna geološka istraživanja, okonturivanje pros-tora.

THE DISTINCTIVE STRATIFICATION ZONE OF THE “TAMNAVA-WEST FIELD” DEPOSIT COAL SERIES

ABSTRACTThe coal series stratifi cation had occurred as a consequence of complex geological conditions that

existed in the period of coal formation. At that time, the periods of organic (plant) materials deposi-tion cyclically alternated with the periods of inorganic (usually clayey) materials accumulation. In the light of new knowledge built upon the results of the large-scale complex geologic explorations, the zoning and contouring of the distinctive stratifi cation area was carried out with an objective to best demonstrate the on-site situation. Good knowledge of the deposit geological structure is a very impor-tant prerequisite for its maximum utilization and successful exploitation as well as for delivery of coal with uniform quality. It should be also pointed that this is the most promising deposit in the Kolubara coal basin and at the same time the one that already makes the greatest portion of the Kolubara an-nual coal production.

Key words: coal series stratifi cation, complex geologic explorations, contouring the area.

1. UVOD

Analiza geološke građe ugljonosne serije sa as-pekta njenog izraženijeg raslojavanja izvršena

je za preostali deo ležišta „Tamnava-Zapadno polje“, od stanja rudarskih radova na dan 01.01.2014. godine (severna granica) do „100“ profi lske linije (završna južna granica ležišta).

Na osnovu svih dostupnih/relevantnih podataka izvršena je geološka interpretacija uslova u ležištu, okonturen prostor intenzivnog raslojavanja, date de-bljine medjuslojne jalovine, debljine uglja i koefi cijent međuslojne jalovine kao njihov međusobni odnos.

Dobijeni rezultati slikovito su prikazani kartom intenzivnog raslojavanja složene ugljonosne serije

304


i odgovarajućim grafi konima sa pratećim tabelama. Grafi koni su pravca zapad-istok na međusobnim ras-tojanjima od 500 m.

2. ANALIZA ZONE IZRAŽENOG RASLOJAVANJA UGLJONOSNE SERIJE

2.1 Rezultati dosadašnjih istraživanja

Na prostoru ležišta „Tamnava-Zapadno polje“, od sredine prošlog veka pa do današnjih dana, sprovode se brojna kompleksna istraživanja na osnovu kojih se može dati solidan uvid u geološku građu ležišta. Osno-vu dobijenih rezultata geoloških istraživanja čine po-daci iz istražnih bušotina. Istražno bušenje se sprovodi od 1961. godine. Obim bušenja je prikazan u tabelama 1-5 sa odgovarajućim podacima (broj godina bušenja, broj bušotina, godina bušenja i ukupna dubina).

Na prostoru ležišta „Tamnava-Zapadno polje“ od 1961. do 2004. godine izbušena je 691 bušotina, ukupne dubine 45033 m’. U periodu od 2005. do 2013. godine izbušeno je 278 bušotina ukupne dubine 19991,37 m’, što je ukupno 969 bušotina i 65024,37 m’. Ovom broju treba dodati radove izvedene u peri-odu od 22. novembra i decembra 2013. godine do 02. januara 2014. godine (izbušeno je 40 bušotina ukupne dubine 4203,30 m’). Obrada podataka vezana za ove istražne radove je u toku. Osnovni podaci su prikazani u okviru slike 1. i tabele 6.

Broj godina bušenja

Broj bušotina

Godina bušenja

Ukupna dubina (m)

1. 36 1961 2637,502. 107 1962 8135,703. 11 1963 597,00

Ukupno: 154 1961-'63 11370,20

Tabela 1. - Obim bušenja u periodu 1961-’63.


Broj bušotina

Godina bušenja

Ukupna dubina (m)

1. 25 1974 1355,202. 57 1975 4068,203. 4 1976 114,604. 4 1979 322,905. 12 1980 2308,206. 8 1981 551,107. 3 1982 226,00

Ukupno: 113 1974-'82 8946,20



Broj bušotina

Godina bušenja

Ukupna dubina (m)

1. 81 1983 5138,202. 54 1984 6128,403. 3 1985 260,004. 4 1986 246,305. 18 1987 813,806. 4 1988 291,607. 6 1989 571,508. 2 1990 130,009. 5 1991 389,0010. 1 1992 55,0011. 1 1994 96,00

Ukupno: 179 1983-'94 14119,80



Broj bušotina

Godina bušenja

Ukupna dubina (m)

1. 14 1995 514,702. 4 1996 246,003. 54 1997 1725,604. 2 1998 162,005. 18 1999 1068,006. 22 2000 1295,207. 32 2001 1598,008. 40 2002 1890,509. 20 2003 707,10

10. 39 2004 1389,70Ukupno: 245 1995-2004 10596,80

Tabela 4. - Obim bušenja u periodu 1995-2004.


Broj bušotina

Godina bušenja

Ukupna dubina (m)

1. 42 2005 2369,402. 30 2006 1440,103. 69 2007 3520,704. 7 2008 510,805. 2 2009 213,306. 46 2010 4664,777. 44 2012 3651,108. 78 2013 7824,50

Ukupno: 318 2005-'13 24194,67


Slika 1. - Obim bušenja u periodu 1961-2004. i 2005-’13. godine

305


Na istražnom prostoru zastupljene su bušotine iz-vedene u periodu od 1961. do 2013. godine (podaci iz 26 godina istraživanja). Geološka istraživanja su u najvećoj meri realizovana tokom 1962, 1980, 1984, 2010, 2012. i 2013. godine - 201 bušotina ili 80,72% (Slika 2. i Tabela 7).

telji o geološkim uslovima u ležištu i vrše predviđene analize uzoraka.

Objedinjeni rezultati svih geoloških istraživanja su prikazani:

- kartama debljina, gde je dat horizontalni plan i vertikalna projekcija strukturnih oblika (rezultati debljine međuslojne jalovine); i

- grafi konima, izvršena je statistička obrada podataka i data grafi čka interpretacija debljine međuslojne jalovine, ukupnog uglja i koefi cijenta otkrivke.

Obrada podataka, dobijeni rezultati i njihova interpretacija prikazani su u programskim paketima (Surfer i Excel).

2.3 Primena metoda istraživanjaNa osnovu rezultata dobijenih geološkim istražnim

radovima, prvenstveno podacima dobijenim iz istražnih bušotina izdvojena je zona izraženog raslo-javanja ugljonosne serije na predmetnom području (Slika 3).

U okviru istražnog prostora analizirani su po-daci iz 249 geoloških istražnih bušotina (regionalno sagledavanje). Zona intenzivnog raslojavanja detalj-no je defi nisana na osnovu podataka iz 96 geoloških istražnih bušotina i na bazi tih podataka urađena je

Period istraživanja

Broj bušotina

Godina bušenja

Ukupna dubina

(m') I 691 1961-2004 45033,00II 318 2005-2013 24194,67

Ukupno: 1009 1961-2013 69227,67

Tabela 6. - Obim bušenja u periodu 1961-2004. i 2005-’13. godine

Slika 2. - Godine najobimnijeg bušenja na istražnom prostoru

Godina bušenja

Broj bušotina

1962 44 1980 10 1984 38 2010 28 2012 43 2013 38

Tabela 7. - Godine najobimnijeg bušenja na istražnom prostoru

2.2 Metode istraživanjaU cilju defi nisanja geološke građe ugljonosne seri-

je sa aspekta njenog izraženog raslojavanja korišćeni su sledeći metodološki postupci:

Geološko kartiranje etaža vrši se za prostor gde se odvija eksploatacija, saglasno napredovanju rudar-skih eksploatacionih radova. Na taj način se dolazi do relevantnih podataka na osnovu kojih se pristupa ažuriranju odgovarajućih geoloških podloga, u cilju poboljšanja njihove tačnosti [1].

Istražno bušenje, kao najzastupljeniji metod geoloških istraživanja vrši se u skladu sa odgovarajućim postupcima, sve sa ciljem dobijanja visokog procenta jezgra na osnovu koga se „izvode“ značajni pokaza-

3650

0

3675

0

3700

0

3725

0

3750

0

3775

0

3800

0

3825

0

3850

0

3875

0

3900

0

3925

0

3950

0

22000

22250

22500

22750

23000

23250

23500

23750

24000

24250

24500

24750

25000

25250

25500

25750

26000OE Ogh OJ Olm OO Oqr P Pbc PE Pgh PJ Plm PO

100

102.5

105

107.5

110

112.5

115

120

122.5

125

127.5

130

132.5

135

137.5

117.5

140

Slika 3. - Raspored istražnih geoloških bušotina (zabojeni kružići - bušotine u zoni izraženog raslo-javanja, prazni kružići - bušotine van zone izraženog raslojavanja)

306


karta intenzivnog raslojavanja ugljonosne serije. U pi-tanju je prostor površine P=5,96 km2, gde je srednja vrednost debljine ugljonosne serije 66,00 m, debljine međuslojne jalovine 40,03 m sa učešćem proslojaka uglja do 0,5 m, debljine uglja 26,00 m sa učešćem proslojaka jalovine do 0,5 m, dok je koefi cijent međuslojne jalovine Kmj=1,54.

Interpretacija grafi konima je urađena nakon formiranja osnovne baze koja obuhvata 96 istražnih bušotina prikazanih na 16 grafi kona. U radu je dato 8 grafi kona na međusobnom rastojanju od 500 m i je-dan reprezentativni grafi kon iz 2013. godine. Svaki grafi kon prati njemu pripadajuća tabela, odnosno po-daci iz tabela su sastavni deo grafi čkih priloga (naziv bušotine, debljina jalovine, debljina uglja i koefi cijent međuslojne jalovine kao odnos jalovina/ugalj).

Prilikom formiranja baze obrađen je znatno veći broj podataka koji zbog obimnosti nije moguće grafi čki prikazati u radu, ali će svakako biti sastavni deo prezentacije rada.

Saglasno odgovarajućim profi lskim linijama (od „100“ do „137,5“) obrađeni su podaci iz 231 bušotine, koje su omogućile defi nisanje zone izraženog rasloja-vanja ugljonosne serije u preostalom delu ležišta.

2.4 Rezultati metoda istraživanjaGranica intenzivnog raslojavanja je vezana za zonu

rasprostranjenja složene ugljonosne serije u zapadnom

delu ležišta (sa dva ugljonosna sloja i međuslojnim peskom). Raslojavanje je najvećim delom zastupljeno u zoni glavnog ugljenog sloja koji predstavlja osnovu ugljonosnosti, odnosno rezervi uglja u ležištu (Slika 4).

Na osnovu rasporeda izolinija debljine međuslojne jalovine jasno se zapaža trend povećanja vrednosti od istoka ka zapadu i od severa ka jugu, sa maksimalnih 75,00 m na „110“ profi lskoj liniji (bušotina OE-110). Takođe se jano izdvaja prostor sa veoma izraženim raslojavanjem između „125“ i „100“ profi lske linije (od severa ka jugu) i od „OE“ do „OO“ profi lske linije (od zapada ka istoku), površine P=2,5 km2.

Analizom navedenih podataka interpretiranih grafi konima zaključuje se sledeće:

- grafi kon po „100“ profi lskoj liniji predstavljen je sa 8 bušotina u kojima je debljina jalovine znatno veća od debljine uglja. Maksimalnu vrednost poka-zuje bušotina OO-100 sa koefi cijentom međuslojne jalovine Kmj=59,60/17,60=3,39. Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju svih 8 bušotina (Slika 5. i Ta-bela 8);

- grafi kon po „105“ profi lskoj liniji predstavljen je sa 8 bušotina kod kojih se jasno zapaža trend opa-danja vrednosti debljine jalovine na račun povećanja debljine uglja od zapada ka istoku, tako da poslednje 3 bušotine sa svojim uticajem nisu uzete u prostor sa izraženim raslojavanjem ugljonosne serije. Maksi-

malna razlika vrednosti jalovina/ugalj je u bušotini OE-105 sa koefi cijen-tom međuslojne jalovine Kmj=62,20/19,00=3,27. Zonu izraženog rasloja-vanja refl ektuju 5 bušotina (Slika 6. i Tabela 9);

- grafi kon po „110“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 9 bušotina koje takodje ukazuju na jasan trend smanjenja de-bljine jalovine na račun povećanja debljine uglja od zapada ka istoku. Mak-simalna razlika vrednosti je u najzapadnijoj bušotini OE-110 sa koefi cijen-tom međuslojne jalovine Kmj=75,00/26,50=2,93. Zonu izraženog rasloja-vanja refl ektuju 6 bušotina (Slika 7. i Tabela 10);

- grafi kon po „115“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 8 bušotina. Trend prisustva jalovine u ugljonosnoj seriji se smanjuje od zapada ka

3650

0

3700

0

3750

0

3800

0

3850

0

3900

0

3950

022000

22500

23000

23500

24000

24500

25000

25500

Stanje rudarskih radova 01.01.2014. godine

Granica intenzivnog raslojavanja

OE OJ OO P PE PJ PO

135

130

125

120

115

110

105

100

Slika 4. - Karta intenzivnog raslojavanja složene ugljonosne serije

307


istoku, a maksimalna razlika vrednosti je u bušotini OJ-115 sa koefi cijentom međuslojne jalovine Kmj=66,80/23,00=2,90. Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 5 bušotina (Slika 8. i Tabela 11);

- grafi kon po „120“ profi lskoj liniji predstavljen je sa 8 bušotina i pokazuje povoljniji odnos jalovina/ugalj u korist uglja. Trend opadanja debljine jalovine

je od zapada ka istoku i ovde se postepeno izlazi iz najraslojenije zone o čemu svedoči maksimalni koe-fi cijent međuslojne jalovine Kmj=48,80/35,20=1,39 na bušotini OJ-120. Zonu izraženog raslojavanja re-fl ektuju 3 bušotine (Slika 9. i Tabela 12);

- grafi kon po „125“ profi lskoj liniji predstavljen je sa 15 bušotina. Trend opadanja debljine jalovine

Slika 5. i Tabela 8. - Grafi kon i podaci za analizu raslojavanja po „100“ profi lskoj liniji

Oznaka Debljina jalovine

Debljina uglja

Koeficijent otkrivke

OE-100 39.40 12.50 3.15

OJ-100 41.40 �5.90 2.60

OO-100 59.60 17.60 3.39

P-100 44.20 19.30 2.29

PE-100 36.85 20.10 1.83

Pg�-1�0 32.12 15.48 2.07

PJ-100 28.30 12.00 2.36

PO-100 27.10 11.50 2.36



Debljina uglja


OE-105 62.20 19.00 3.27

OJ-105 70.23 24.77 2.84

OO-105 63.60 32.70 1.94

P-105 49.60 32.20 1.54

PE-105 29.90 36.90 0.81 PJ-105 27.90 35.61 0.78

Plm/PO-105 17.00 33.90 0.50

PO-105 18.90 23.10 0.82



Debljina uglja


OE-110 75.00 25.60 2.93

OJ-110 71.07 27.13 2.62

OO-1 0 48.90 35.50 1.38

P-110 35.20 39.40 0.89

P -110 26.80 34.20 0.78

PJ-110 20.90 32.40 0.65 Plm-110 6.30 35.00 0.18

Plm/PO-110 7.20 35.90 0.20

PO-110 11.70 27.30 0.43



Debljina uglja


OE-115 59.40 28.00 2.12

OJ-115 66.80 23.00 2.90

OO-115 39.60 36.50 1.08

P-115 33.00 32.60 1.01

PE-115 27.90 27.60 1.01 PJ-115 9.20 29.50 0.31

Plm/PO-115 5.80 29.30 0.20

PO-115 7.70 26.60 0.29

308


od zapada ka istoku je i dalje izražen. Karakteristična je zona sa relativno ujednačenim koefi cijentom međuslojne jalovine Kmj=1,7 do maksimalnog Ko=1,9 na bušotini Ogh-125. Zonu izraženog rasloja-vanja refl ektuju 6 bušotina (Slika 10. i Tabela 13);

- grafi kon po „130“ profi lskoj liniji predstav-ljen je sa 16 bušotina koje jasno ukazuju na trend opadanja debljine jalovine od zapada ka istoku, sa maksimalnim koefi cijentom međuslojne jalovine Kmj=57,00/22,10=2,58 na bušotini OE-130. Zonu



Debljina uglja


OE-120 38.80 35.80 1.08

OJ-120 48.80 35.20 1.39

OO-120 46.40 30.60 1.52 P-120 16.10 39.20 0.41

PE-120 10.20 24.10 0.42

PJ-120 6.90 27.00 0.26

Plm/PO-120 3.70 27.10 0.14

PO-120 4.00 27.00 0.15



Debljina uglja


OE-130 57.00 22.10 2.58

OE/Ogh-130 52.85 22.53 2.35

Ogh-130 43.50 24.00 1.81

OJ-130 37.60 28.20 1.33

Olm-130 39.45 27.15 1.45

OO-130 14.00 29.20 0.48

Oqr-130 12.80 26.70 0.48

P-130 3.30 30.00 0.11

Pbc-130 2.60 29.40 0.09

PE-130 7.50 23.30 0.32

Pgh-130 4.80 26.10 0.18

PJ-130 3.90 21.60 0.18

PJ/Plm-130 1.85 22.15 0.08

Plm-130 3.70 24.10 0.15

Plm/PO-130 0.60 22.90 0.03

PO-130 1.20 24.60 0.05



Debljina uglja


OE-125 38.10 33.40 1.14 Ogh-125 49.30 25.40 1.94 OJ-125 42.27 27.00 1.68 Olm-125 45.90 25.00 1.84 OO-125 43.94 29.15 1.82 OO/OO/Oqr-125 33.50 27.40 1.22 Oqr-125 16.00 33.70 0.47 Oqr/P-125 13.30 26.40 0.50 P-125 13.80 28.10 0.49 Pbc-125 6.90 28.60 0.24 PE-125 11.70 18.40 0.64 Pgh-125 5.20 26.20 0.20 PJ-125 10.00 21.70 0.46 Plm-125 3.80 27.70 0.14 Plm/PO-125 6.00 24.10 0.25

309


izraženog raslojavanja refl ektuju 5 bušotina (Slika 11. i Tabela 14);

- grafi kon po „135“ profi lskoj liniji predstavljen je sa 20 bušotinom, gde je generalno zadržan trend opadanja debljine jalovine od zapada ka istoku. Ovaj grafi kon zbog najvećeg broja podataka oslikava na-jrealnije stanje, ukazujući na oscilacije u odnosima posmatranih vrednosti, što je imalo za posledicu da je maksimalni koefi cijent međuslojne jalovine Kmj=42,10/20,50=2,50 (bušotina OJ/Olm-135) pom-eren na istok i predstavlja graničnu bušotinu u zoni izraženog raslojavanja. Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 6 bušotina (Slika 12. i Tabela 15);

Takođe je izvršena interpretacija na 8 grafi kona, od kojih 7 nisu grafi čki prikazani u radu zbog prostornog ograničenja:

- grafi kon po „117,5“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 8 bušotina, gde je generalno zadržan trend opadanja debljine jalovine od zapada ka is-toku. Maksimalni koefi cijent međuslojne jalovine Kmj=51,40/30,90=1,66 (bušotina OE-117,5). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 3 bušotine;

- grafi kon po „122,5“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 11 bušotina. Trend opadanja debljine jalovine je od zapada ka istoku. Maksimalni koefi ci-jent međuslojne jalovine je Kmj=53,30/25,50=2,17 (bušotina Ogh-122,5). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 4 bušotine;

- grafi kon po „127,5“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 15 bušotina, gde je generalno zadržan trend opadanja debljine jalovine od zapada ka istoku. U zoni raslojavanja odnos jalovina/ugalj varira tako da je maksimalni koefi cijent međuslojne jalovine Kmj=48,70/19,26=2,53 (bušotina Ogh-127,5), dok je maksimalna debljina jalovine u graničnoj bušotini Olm/OO-127,5. Zonu izraženog raslojavanja refl ek-tuju 5 bušotina;

- grafi kon po „131,25“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 23 bušotine, od kojih su 22 bušotine izbušene tokom 2013. godine (period istraživanja 04.03.-01.06.2013. godine). Generalno je zadržan trend opadanja debljine jalovine od zapada ka istoku. U zoni raslojavanja odnos jalovina/ugalj varira tako da je maksimalni koefi cijent međuslojne jalovine Kmj=46,80/20,20=2,42 (bušotina OO-131,25). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 9 bušotina (Slika 13. i Tabela 16);

- grafi kon po „132,5“ profi lskoj liniji predstav-ljen je sa 23 bušotine. Trend opadanja debljine jalovine na račun povećanja debljine uglja je od zapada ka is-toku. Maksimalni koefi cijent međuslojne jalovine je Kmj=52,30/17,40=3,01 (bušotina OJ-132,5). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 10 bušotina;

- grafi kon po „133,75“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 17 bušotina koje jasno ukazuju na trend opadanja debljine jalovine od zapada ka istoku, sa



Debljina uglja


OE-135 32.50 29.10 1.12

OE/Ogh-135 42.60 25.00 1.70

Ogh-135 34.00 29.00 1.17

Ogh/OJ-135 37.80 24.70 1.53

OJ-135 42.00 22.50 1.87

OJ/Olm-135 42.10 20.50 2.05 Olm-135 17.10 29.90 0.57

Olm/OO-135 17.10 23.00 0.74

OO-135 15.20 20.20 0.75

Oqr-135 15.90 23.00 0.69

P-135 7.10 27.40 0.26

Pbc-135 0.00 23.80 0.00

Pbc/PE-135 0.00 29.80 0.00

PE-135 7.90 21.90 0.36

PE/Pgh-135 0.00 26.00 0.00

Pgh-135 1.20 24.80 0.05

PJ-135 0.60 22.20 0.03

PJ/Plm-135 0.00 23.00 0.00

Plm-135 0.00 24.40 0.00

PO-135 0.70 22.10 0.03

Napomena: Zadati pravci po odgovarajućim profi lskim linijama su u saglasnosti geološkom interpretacijom ležišnih uslova.Napomena: Osenčene bušotine su u zoni intenzivnog raslojavanja ugljonosne serije (45 od ukupno 93 bušotine). Granična minimalna

vrednost za zonu izražene debljiine jalovine je 20 m.Napomena: Prilikom prikaza debljine međuslojne jalovine uračunati su i proslojci uglja do 0,5 m, a prilikom defi nisanja debljine

uglja proslojci jalovine do 0,5 m. Debljina od 0,5 m je granična vrednost za selektivnu eksploatacije raspoložive otkopne opreme.

310


maksimalnim koefi cijentom međuslojne jalovine Kmj=39,80/19,40=2,05 (bušotina Ogh/OJ-133,75). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 6 bušotina;

- grafi kon po „136,25“ profi lskoj liniji pred-stavljen je sa 23 bušotine koje ukazuju na identične karakteristike konstatovane na prethodnim grafi kon-ima, a maksimalni koefi cijent međuslojne jalovine je Kmj=40,20/17,80=2,26 (bušotina OE-136,25). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 7 bušotina; i

- grafi kon po „137,5“ profi lskoj liniji predstav-ljen je sa 23 bušotine. U pitanju je najseverniji deo istražnog prostora sa trendom opadanja vrednosti de-bljine jalovine od zapada ka istoku. U zoni raslojavanja odnos jalovina/ugalj varira tako da je maksimalni koe-fi cijent međuslojne jalovine Kmj=35,40/21,10=1,68 (bušotina OE-137,5). Zonu izraženog raslojavanja refl ektuju 5 bušotina;

3. ZAKLJUČAK

Rezultati detaljne analize istražnog prostora uka-zuju na vrlo nepovoljnu geološku građu ugljonosne serije u zapadnom, jugozapadnom i južnom delu ležišta.

U pitanju je prostor sa vrlo izraženim raslojavan-jem, posebno u okviru glavnog ugljenog sloja koji je nosilac ugljonosnosti.

Imajući u vidu činjenicu da su preostale geološke rezerve uglja u ležištu „Tamnava-Zapadno polje“ oko 400x106 t, a da su u zoni intenzivnog rasloja-vanja proračunate rezerve od oko 180x106 t ili 45%, ovaj prostor mora biti predmet detaljne geološke istraženosti.

Geološki uslovi u ležištu se ne mogu promeniti, ali se moraju:

• intenzivirati geološka istraživanja, u cilju što pre-ciznije interpretacije;

• primeniti savremene tehnologije otkopavanja sa-glasno uslovima u raslojenom delu ležišta; i

• obezbediti potrebne količine uglja za proizvod-nju toplotne i električne energije.

To su preduslovi za ekonomski opravdanu i efi kas-nu eksploataciju ležišta.

„Mi ne možemo usmeravati vetar, ali možemo podešavati jedra.“Narodna poslovica

LITERATURA

1. Dimitrijević, M. D.: Geološko kartiranje. „BIGZ“, str. 1-486, Beograd, 1978.

2. Nikolić, P. i Đorđević, S.: Osnovi rudničke geologi-je. Univerzitet u Beogradu, Tehnički fakultet - Bor, str. 1-55, Bor, 1980.

3. Stručna i fondovska dokumentacija RB “Kolubara”.

Slika 13. i Tabela 16. - Grafi kon i podaci za analizu raslojavanja po „131,25“ profi lskoj liniji


Debljina uglja

Koefici-jent

otkrivke OE-131.25 41.75 34.75 1.20 OE/Ogh-131.25 37.80 24.55 1.54 Ogh-131.25 39.00 26.80 1.46 Ogh/OJ-131.25 32.00 26.10 1.23 OJ-131.25 37.30 26.90 1.39 OJ/Olm-131.25 46.20 24.58 1.88 OO-131.25 48.80 20.20 2.42 Olm-131.25 33.55 21.85 1.54 Olm/OO-131,25 21.47 23.43 0.92 OO/Oqr-131.25 13.10 27.70 0.47 Oqr-131.25 12.40 25.00 0.50 Oqr/P-131.25 6.90 25.80 0.27 P-131.25 5.10 25.30 0.20 P/Pbc-131.25 6.15 24.25 0.25 Pbc-131.25 5.10 23.23 0.22 Pbc/PE-131.25 6.40 23.30 0.27 PE-131.25 4.90 26.20 0.19 PE/Pgh-131.25 7.10 23.60 0.30 Pgh-131.25 3.10 25.10 0.12 Pgh/PJ-131.25 2.10 23.80 0.09 PJ-131.25 2.70 18.10 0.15 PJ/Plm-131.25 2.80 20.50 0.14 Plm/PO-131.25 0.00 23.60 0.00

311


Miloljub GRBOVIĆ, Miroslav SPASOJEVIĆ, Vladan ŠKERO

UDC: 622.333 : 621.31 : 502/504

Čišćenje vanbilansnih rezervi uglja Kolubare omogućuje povećanje specifi čne toplotne moći celokupnog isporučenog goriva elektranama i

poboljšava ekološku zaštitu okoline

SAŽETAKTehnoloski postupak korišćenja vanbilasnih geoloških rezervi Kolubare omogućava povećanje či-

stoće i specifi čne toplotne moći celokupnog isporučenog goriva elektranama, uz ekološku zaštitu pri-rodnog okruženja prostora svih postrojenja

Sada se za proizvodnji elektroenergije u TENT- najviše koristi ugalj sa raslojenog ležišta Tamnava Zapad. (Tabela 1)

Otkopani kvalitetan (bilansni ugalj) sa ovog kopa isporučuje se TENT-u, dok se otkopani nedo-voljno kvalitetan (vanbilansni) ugalj odbacuje kao nekoristan na kopovsko unutrašnje odlagalište.

Godina Veliki Crljeni Tamnava Zapad Polje "D" Polje "B" 2010 4842099 11489358 11004453 2337124 2011 4912715 12663969 10409335 3074604 2012 5449474 13071139 7322353 3765979 2013 4529991 14661219 8806426 2712079

Tabela 1. - Proizvodn (production) bilansnog uglja na kopovima Kolubare od 2010. do 2013. godine

U ležistu Tamnavva Zapad rezerve vanbilansnog uglja učestvuju sa preko 30%.u ukupno overenim geološkim rezervama ovog ležišta.

Istraživanjima tehnologa fi rme BOROVAC u saradnji sa rudarima (Basen Kolubara) i energetiča-rima (TENT) uporno je traženo tehnološko rešenje za ekonomično korišćenje velikih rezervi vanbi-lansnog lignitskog uglja. Na industrijski dobijenom uglju iz redovne proizvodnje na Tamnavi BORO-VAC je obavio opite čišćenja uglja na poluindustrijskom postrojenju Rudarskog fakulteta u Beogradu. Dokazano je da se neorganska jalovina može uspešno odstraniti iz uglja.sa Tamnave.

U budućem radu može se iz mase otkopanog rovnog uglja čišćenjem odstranit jalovina i dobiti kvalitetan očišćen ugalj (Tabeli 2) sa preko 8000 kJ-kg,.

Kvalitet proizvedeno uglja u godini 2010 2011 2o12 2013 Rovni bilansni ugalj 11489358 12663969 13071139 14661219 Rovni vanbilansni ugalj 4924000 5427000 5602000 6283 Propuštena mogu nost proizvodnje ni visokokvalitetnog o iš enog uglja uglja 2462000 2713000 2800000 3142000

Tabela 2. - Moguća proizvodnja od 2010 - 2013 godine

ABSTRACTTechnological process of using the off-balance geological reserves at Kolubara to increase the pu-

rity and specifi c heat capacity of the entire fuel supplied to power plants, together with protection of the surriunding all plant facilities

TENT power plants predominantly use coal from multilayer deposits of Tamnava West, (Table 1). Balance reserves goes to TENT, while off-balancecoal is rejeceds to internal landfi ll as being unus-able.

312


The research performed by BOROVAC company in cooperation with the miners from Kolubara and utility companies (TENT) has persistently been performed to fi nd a solution for cost-effective use of large off-balance reserves of lignite coal.

BOROVAC has performed the experiments on industrial coal samples from regular production in Tamnava at the coal cleaning pilot plant facility at the Mining Faculty in Belgrade. It has been demon-strated that the inorganic waste can be successfully removed from the Tamnava coal.

Future operations would be able to clean the ROM coal and remove the waste from it, resulting in the cleaned coal (Table 2) with more than 8000 kJ/kg.

1. TEKUĆI TEHNIČKI PROBLEMI U PROIZVODNJI ELEKTROENERGIJE KADA SE KORISTI KAO GORIVO NISKOKVALITETNI ROVNI UGALJ SA RASLOJENOG LEŽIŠTA TAMNAVA ZAPAD

Nakon početka korišćenja uglja iz raslojenih delo-va Zapadnih polja Kolubare pogoršani su uslpvi

rada po celoj tehnološkoj liniji proizvodnje elektroen-ergije u elektranama TENT.

1.1 Povećana je godišnja količina rovnog uglja (ali ne i količina ukupne upotrebljive toplote u isporučenom uglju) koja se prevozi železnicom og rudnika do do elektrana TENT.

To zahteva maksimalnu mobilizaciju železničkog prevoza, rad postrojenja za istovar, odlaganje i interni transport trakama.

1.2. Povećano je habanje opreme peskom iz ra-slojenih delova ležišta

Redovni remonti mlinova se obavljaju na osnovu pohabanosti vitalnih delova. Usled velike abrazije mlinovi moraju u remont-odnosno zamenu delova pre isteka od 1000 sati rada. Isti tretman imaju gori-onici i transportni kanali, postrojenje za dogorevanje i odšljakivanje kao i postrjenja na odpepeljivanju.

1.3. Povećano je zagađenje okoline produktima sagorevanja zbog većeg udela balastnih neorganskih materija u uglju,

Prvenstveno se očituje u povećanoj količini pepela i naročito povećanom udelu nedovoljno usitnjenog i nesagorelog ksilitnog uglja u šljaki i pepelu. Nesag-oreli tamni ugalj na pepelištu, pod dejstvom sunca, ubrzava sušenje i zagrevanje povrine pepelišta. Pod dejstvom vetra diže se prašina i zagađuje okolina. Samo u prošloj 2013. godinni, ѕa odbranu od prasine pepela sa deponije TENT A mnogo je uloženo novca.

Povećana je abrazija ventilatora dimnog gasa, svih elemenata ložišta, rosta, cevnog sistema kotla, kao i postrojenja odšljakivanja i transporta pepela.

Zbog povećanog procenta neorganske balastne mase u rovnom uglju, sve je veća masa pepela i šljake koja se odlaže na pepelište Neke deponije pepela usko-ro dostižu maksimalno dozvoljenu visinu i sledi zauzi-manje novih površina plodnog posavskog zemljišta.

1.4. Velika je potrošnja mazuta za podršku vatre.

Temperatura lozišta je povremeno neodrživa bez pomoći mazutnih gorionika koji tako ostvaruju potreban nivo temperature samozapaljenja samlev-enog uglja.

1.5. Došlo je do pada iskorišćenja nominalno in-stalisane snage blokova TENT zbog sniženja toplot-ne moći uglja

Napred iѕneto potvrđuju detaljna industrijska sni-manja uticaja sнižene toplotne moći rovnog uglja na obim i troškove proizvodnje elektroenergije koja su obavili energetičari TENT.

2. ANALIZA UZROKA POGORŠANJA USLOVA U PROIZVODNJI I KORIŠĆENJU KOLUBARSKOG VANBILANSNOG UGLJA I ULOŽENI NAPORI DA SE PREVAЅIĐU TEŠKOĆE

2.1. Homogena istočna ležišta: D + E+ G+Veliki Crljeni + Tamnava Istok

Eksploatacija je počela na homogenim Istočnim poljima basena sa beznačajnim udelom vanbilansnog uglja u geološkim rezervama (Tabela 1). Otkopavan je ugalj visoke toplotne moći (VK) , amorfne struk-ture (Slika 1). Elektrane TENT su podizane na bazi visokokvalitetnog uglja. Blokovi su radili sa visokim korišćenjem angažovane snage, a troškovi proizvod-nje bili su niski..

Niska cena struje privlačila je investitore da ulažu kapital i grade nove fabrike u Srbiji

Niskokvalitetan ugalj (NKU) - Vanbilansni ugalj DTE<5,800 kJ/kg

Visoko kvalitetan ugalj Bilansni ugalj DTE >5800 kJ/kg do do 16000 kJ/kg

5.400.000 Tona Udeo u ležištu 0,43% 1.257.300.000 Tona Udeo u ležištu 99,57%

Tabela 1. - Rezerve i kvalitet uglja-Istočnih polja

313


2.2. Raslojena Zapadna ležišta: F + Tamnava Za-pad +Radljevo +Zvizdar +Šopić

Geoločke istrage (1988 godina) su pokazale da je u raslojenim delovima kolubarskih ležišta ugalj sa ni-skom DTE i ksilitskom strukturom(Tabela 2). Potreba je nastala da se traži tehnološka mogućnost podizanja kvaliteta ovakvog uglja.

2.3. Upozorenje energetičara o ograničenoj upo-trebi niskovalitetnog uglja sa Kolubare

• Funkcionalna zavisnost DTE od učešća pepela (P) i vlage (V) u rovnom uglju iznosi:DTE = 25.053 - 250,53 P - 273,56 V (kJ/kg)

• Donji granični kvalitet uglja koji plaćaju elek-trane je: DTE ≥ 5.280 kJ/kg.

2.4. Proces otkopavanja uglja na ležištu Tamnava Zapad (Slika 2) je prilagođen uslovima raslojenosti ugljenih naslaga i zahtevima energetičara (Donji granični kvalitet uglja od DTE ≥ 5.280 kJ/kg).

o Otkopani bilansni ugalje se [alje elaktranama TENT, a

o Otkopani vanbilansni ugalj na unutrašnje odlagalište-(jalovi[te) kopa (Slika 3).

3. Istražene tehnološke mogućnosti podizanja kvaliteta vanbilansnog uglja

• Razlike u fi zičkim svojstvima između čistog uglja, s jedne, i balastnih materija u naslagama vanbilansnog uglja, s druge strane, poslužile su istraživačima kao osnova hidrauličkog procesa čišćenja vanbilastnog uglja. Posle uspešnih de-taljnih labratorijskih istraživanja, završna prove-ra postupka čiđćenja uglja je obavljena na inu-strisjko–poluindustrrijskom nivou.

• Rudari Kolubare su, iz redovne dnevne proiz-vodnje izdvojili preko šest tona uglja i dopremili u Beograd na poluindustrijsko ispitivanje. Teh-nolozi fi rme BOROVAC su poluindustrijska ispi-tivanja obavili na postrojenju Rudarskog fakulte-ta uz pomoć saradnika sa katedre PMS. Ostvareni rezultati se daju u Tabeli 3.

Tehnološka istraživanja su pokazalao da se van-bilansne geološke rezerve uglja Kolubere mogu eksploatisati i koristiti kao bilansne rezerve. Udeo vanbilansnog uglja u ukupnim geološkim rezerva-ma Tamnave Zapad iznosi preko 30%. Čišćenjem se može proizvesti oko 180 miliona tona VK uglja sa preko 8.000 kJ/kg.

1 2 Gornja etaža

Donja etaža

Bager vedri-ar

Rotor-ni bager

Slika 1.- Otkopavanje uglja sa homogenih Istočnih polja Kolubare

Niskokvalitetan ugalj Vanbilansni ugalj DTE=5.231 kJ/kg (prosek)

Visoko kvalitetan ugalj Bilansni ugalj DTE=7.080 kJ/kg (Prosek)

335.000.000 Tona Udeoe u ležištu, 14,29 % 2.011.500.000Tona Udeoe u ležištu 85,71%

Tabela 2.- Rezerve i kvalitet uglja Zapadnih polja

Slika 2. - Proces otkopavanja uglja sa raslojenog ležišta na kopu Tamnava Zapad

314


Slika 4. - Buduće deponije pepela elektrana TENT

Slika 3. - Spoljašnje odlagalište pepela i jalovine čišćenja uglja

Slika 5. - Neiskorišćeni vanbilansni ugalj odložen sa raskrivkom na kopovsko odlagalište

315


4. DOSADAŠNJI URAĐENI POSLOVI I ULOŽENE INVESTICIJE KOJE POMAŽU DA SE, UZ MALA DODATNA ULAGANJA, REALIZUJE INDUSTRIJSKI PROCES ČIŠĆENJA UGLJA.

• U teškom perodu izolacije zemlje počela je država (Srbija i Crna Gora) da fi nansira istraživanja obogaćivanja vanbilansnog uglja i ostvareni su prvi uspesi.

• U još težem perodu sankcija Kolubara i TENT su operativno pomogli i omogućili da tehnolozi BOROVAC obave tehnološke opite čišćenja uglja na bazi kojih se može preći na zakonom obavezni rad u projektovanju i gradnji industri-jskog postrojenja za čišćenje uglja. Sa ostvaren-im rezultatima istraživanja upoznati su Kolubara i TENT.

• Rudnik Kolubara je projektovao i izgradio kvalitet-an sistem otkopavanja raslojenog ležišta Tamna-va Zapad, prilago]en sadašnjim mogućnostima TENT da koristi samo otkopani bilansni ugalj.ny. Ovaj postojeći sistem omogućuje da se otko-pani vanbilansni ugalj (koji se sada odbacuje na jalovište, Slika 3), bez daljeg ulaganja u opremu, može (umaesto sadašnjeg odbacivanja na kop-ovsko jalovište), transportovati vanbilansni ugalj na drobljenj i čišćenje.

• U postojećem sistemu drobljenja može se, bez dodatka nove opreme, obaviti usitnjavanje uglja za potrebe šišćenja.

• U prvim godinama rada, kada je kop Tamnava Istok zašao u neznatno raslojeni deo ležišta, ot-kopane su i posebno skladirane izvesne količine vanbilansnog uglja u otkopani prostor. Namera je bila da se će se kasnije ponovo otkopati i prodati elektrani mešanjem sa kvalitetnijim ugljem. Ovo kasnije nije nije realizovano, i pored toga što se kvalitetan ugalj sa Velikih Crljeni drobi u istom postrojenju sa ugljem (Slika 2). Ovaj odbačeni ugalj je kasnije zatrpan sa novom jalovinom.

• U elektrani TENT-A su uložene velike investicije u podizanju kapaciteta mlinova da bi se ugalj ni\e toplotne mo’i i ksilitske strukture efi kasnije us-itnio.

5. AKTUELNO STANJE PRIPREM-LJENOSTI TEHNIČKE DOKUMENTACIJE ZA DONOŠENJE ODLUKE O GRADNJI POSTROJENJA ČIŠĆENJA VANBILANSNIH REZERVI UGLJA

• Pozitivni rezultati Tehnoloških istraživanja čišćenja uglja na laboratorijskom i kombinova-nom industrijsko-poluindustrijskom nivou.

• Autori tehnološkog procesa Borovac, su zajedno sa saradnicima na istražvanju iz Basena Kol-ubare i Elektrana TENT, tokom nekoliko zadn-jih godina na stručnim skupovim u EPS-u, Ter-rmoelektrani TENT, Privrednoj komori Srbije i Ministarstvu rudarstva Srbije, izlagali postignute rezultate čišćenja kolubarskih lignita.

• Na bazi ostvarenih rezultata tehnoloških opi-ta doneta je Odluka Stručnog Saveta EPS od 04.10.2011 godine kojom se traži izrada Pre-thodne Studije opravdanosti čišćenja kolubar-skog lignita od jalovih primesa koje se ne mogu selektivno otkopavati. Objavljen je javni oglas za ponudu izrade “Prethodne studije podob-nosti čišćenja Kolubarskog lignita od jalovih primesa koje se ne mogu selektivno otkopavati”. Formirana je komisija koja je odabrala najpovo-ljniju ponudu Ponuđač je obavešten da je ponuda prosleđena Direkciji EPS na dalje pregovaranje. Još dva puta je ponavljan oglas, ali nije došlo do ugovaranja izrade Studije.

6. ZAKLJUČAK

Potrebno je što pre realizovati gradnju i pri-menu procesa čišćenja vanbilansnog uglja Kol-ubare jer se njome unapređuje :

6.1-Zašita okoline rudnika i elektranaU elektranama TENT A i TENT B odlagaće se pep-

eo na postojećim deponijama samo dok ne dostignu projektovanu visnu. Nakon toga pepeo sa svih elek-trana TENT odlaže se i bezbednoi skladišti u otkopani prostor kopova Kolubare. Nema zauzimanjannovih pvršina obradive zemlje za deponije.

• U nastavku gradnje nove termogelektrane Kol-ubare B neće biti potrebno investirati u deponiju pepela (Slike 4 i 5) jer se sav pepeo deponuje u otkopani prostor kopova (Slika 3).

• Zaštita vazduha od produkata sagorevanja

Produkt

Kvalitet R a s p o d e l a DTE, kJ.kg Pepeo, % Masa Toplota Pepeo

Rovni ugalj 4,960 30.1 100.0 100.0 100.0

O iš en ugalj 8,200 16.4 52.0 85.9 30.0

Jalovina 1,460 43.8 48.0 14.1 70.0

Tabela 3. -

316


čišćenjem proizvedenog kvalitetnog uglja, iz kojeg je u čišćenju smanjen veliki udeo sago-rivog sumpora, biće efi kasnija.

6.2 Povećanje iskorišćenja geolokih rezervi uglja donosi ekonomske koristi:

• U Tabeli 4 je prikazana proizvodnja ukupnog rovnog bilansnog (Poz. 1) ; vanbilansnog uglja (sračunatog na bazi 30% učešća u ležištu- Poz 2) i propuštena mogućnost proizvodnje očišćenog visokokvalitetnog uglja (Poz.3) Iz tabele se vidi koliko je očišćenog kvalitetnog uglja moglo da se dobije u poslednje 4 goine. Ostvarennje buduće proizvodnje kvalitetnog uglja pomoći će održivi razvoj Rudarsko energetskog privrednog kom-pleksa Kolubara –TENT i drugih naših lignitskih rudnika sa raslojenim ugljem..

• Mogućnost koriščenja kapitala Evrope jer čšćenjea smanjuje šire zagađenje okoline .

• Korist od uloženih dosadašnjih investicija opisanih u poglavlju 4.

• Elektranama TENT se omogućava da proizvide dovoljno elektroenegije uz niske troškove kakve su imali kada je korišćen samo kvalitetan ugalj sa istočnih polja kolubarskog basena.

LITERATURA

1. Zavisnost donje toplotne moći (DTE) lignita Ko-lubare od vlage i pepela: Slobodanka Maksimović Rudarski glasnik Br. 2 od 1982)

2. Environmental Issues and Management of Waste in Energy and Mineral Production M. Grbovć; B.Grbović; A.A.. BALKEMA / BROOKFIELD/ 1992

3. Postupak prerade rovnog niskokvalitetnog uglja iz raslojenih lignitskih ležišta i dobijanje kvalitet-nih proizvoda, Autori:M.Grbović, B. Grbović, B.Tasovac;, Patent P-2009/0342

4. Ash dispozall technology; Patent No. YU-P-1433/77: M.Grbovićč Lj. Košutić; V. Đanić, S. Zir-ing

Poz. Otkopavanje uglja sa Tamnave Zapad Perod od 2010 do 2013 g

Godina 2010

Godina 2011

Godina 2012

Godina2013

1 Rovni bilansni ugalj 11489358 12663969 13071139 14661212 Rovni (neiskoriš eni) vanbilansni ugalj 4924000 5427000 5602000 6253000

3 propuštena mogu nost proizvodnje o iš enog visokokvalitetnog uglja 2560000 2822000 2913000 3267000

Tabela 4. -

317


Darko NEMEC, Milan STOJSAVLJEVIĆ, Aleksandar MILKOVIĆInstitut za elektroprivredu i energetiku d.d., Zagreb, Hrvatska

Mijodrag ČITAKOVIĆPrivredno društvo Drinsko - Limske Hidroelektrane, Bajina Bašta, Srbija

UDC: 621.313.12/.314 : 621.3.072.2

Koordinacija opsega regulacije napona generatora i prenosnog odnosa bloktransformatora

SAŽETAKPri izgradnji novih i revitalizacije postojećih elektrana na agregate se postavljaju sistemski zahtje-

vi kako bi se osiguralo njihovo sudjelovanje u stvaranju uvjeta za siguran i stabilan rad sistema. Jedan od takvih zahteva je sposobnost regulacije napona i mogućnost proizvodnje reaktivne snage u određenim granicama u induktivnom i kapacitivnom području rada generatora. Takvi zahtevi redovito se u mrežnim pravilima specifi ciraju za stanje na sučelju, odnosno u tački visokonaponskog priključka agregata na mrežu.

Uobičajeni način priključka generatora na prenosnu mrežu je spoj preko bloktransformatora. Da bi se osiguralo ispunjavanje sistemskih zahtjeva po pitanju regulacije napona i proizvodnje reaktivne snage važno je uskladiti opseg regulacije napona generatora s prenosnim odnosom bloktransformato-ra te odrediti ima li potrebe za regulacijom prenosnog odnosa bloktransformatora pod opterećenjem. Pritom se mora uzeti u obzir uticaj stvarnih pogonskih ograničenja rada generatora, nenominalnog prenosnog odnosa i uzdužne impedancije bloktransfomatora te po potrebi i utjecaj vlastite potrošnje agregata.

U ovom radu razmatra se jedan pristup ovom problemu koji se zasniva na nizu simulacijskih proračuna stacionarnih stanja. Proračuni se izvode na pojednostavljenom modelu agregata priključenog na prenosni sistem, uz variranje relevantnih parametara generatora i bloktransforma-tora unutar određenih granica. Rezultati proračuna se fi ltriraju, sortiraju i prikazuju uporedno sa postavljenim zahtevima i kriterijima. Pristup je ilustriran na realnim primerima iz prakse.

COORDINATION OF GENERATOR VOLTAGE REGULATION RANGE AND UNIT TRANSFORMER TURNS RATIO

ABSTRACTDuring construction of new and rehabilitation of the existing power plants various requirements

are imposed to generating units in order to ensure their participation in creating the conditions for a safe and stable operation of the system . One such requirement is the ability of voltage control and providing reactive power support within certain limits in the overexcited and underexcited regions of generator operation. Such requirements are usually specifi ed in the Grid Code at the unit’s interface with the grid , ie at the high-voltage connection point to the grid.

The usual way of connecting generators to the transmission grid is via generator step-up trans-former (unit transformer). To ensure the fulfi llment of system requirements in terms of voltage control and reactive power production it is important to coordinate the generator voltage regulation range with choice of unit transformer turns ratio and to determine if there is need for use of under-load tap changer. In that process it is necessary to take into account the impact of the actual operating limits of generator, off-nominal turns ratio and series impedance of unit transformer and, where appropriate, the impact of unit auxiliary consumption.

This paper discusses one approach to this problem which is based on a series of power fl ow cal-culations performed on a simplifi ed model of single unit connected to the transmission system. In

318


those calculations, relevant parameters of the generator and unit transformer are being varied within certain limits. The power fl ow results are then fi ltered , sorted and suitably displayed along with the applied power system requirements and criteria. The approach is illustrated with a few examples from practice.

Keywords:voltage and reactive power control, generator, unit transformer, grid code

1. UVOD

Prilikom izgradnje novih ili revitalizacije postojećih proizvodnih jedinica / agregata sa sinhronim gen-

eratorima potrebno je između ostalog odabrati parame-tre generatora i bloktransformatora tako da se omogući rad agregata i predaja električne energije u sistem u svim mogućim uslovima koji se mogu očekivati u normalnom pogonu, uključujući i varijacije napona mreže na mestu priključka. Nadalje, svaki novi koris-nik mreže dužan je ispunjavati stanovite minimalne zahteve sistema kako bi se osigurao stabilan i siguran rad elektroenergetskog sistema u celini. Za generator to su opseg regulacije napona, odnosno granice odstu-panja napona od nominalne vrednosti unutar kojih je moguć trajni rad generatora s nominalnom prividnom snagom, nominalni faktor snage u induktivnom režimu i faktor snage u kapacitivnom režimu pri nominalnoj aktivnoj snazi. Za bloktransformator to je u osnovi iz-bor prenosnog odnosa, a to u prvom redu znači izbor nominalnog prenosnog odnosa te donošenje odluke o potrebi promenjljivog prenosnog odnosa. Ako se pokaže potreba za promenljivim prenosnim odnosom bloktransformatora, daljnji korak je izbor regulacion-og opsega i broja koraka regulacije te analiza potrebe za promenom prenosnog odnosa pod opterećenjem.

Standardni opseg regulacije napona generatora iznosi ±5%. Proširenje tog opsega poskupljuje gen-erator pa je jedan od ciljeva koordinacije opsega regulacije napona generatora s prenosnim odnosom i opsegom regulacije bloktransformatora da se, uko-liko je moguće, zadrži standardni opseg regulacije napona generatora. Idealno bi bilo da se postavljeni zahtevi mogu ispuniti sa standardnim regulacionim opsegom generatora i bloktransformatorom s fi ksnim, optimalno odabranim prenosnim odnosom. Kada to nije moguće i kad se mora koristiti transformator s promenljivim prenosnim odnosom, važno pitanje je treba li regulacija prenosnog odnosa pod teretom ili je dovoljna promena prenosnog odnosa u beznaponskom stanju. Bloktransformator s regulacijom pod teretom znači njegovu složeniju izvedbu, povećane investici-jske troškove i povećane zahteve na održavanje tokom eksploatacije. Izvedba s promenom prenosnog odnosa u beznaponskom stanju zahteva za svaku promenu prenosnog odnosa izlazak agregata iz pogona čime se gubi fl eksibilnost prilagodbe naponskim prilikama u sistemu. Zato u svakom konkretnom slučaju treba pažljivo razmotriti tehničke i ekonomske aspekte raznih varijanti izvedbe generatora i bloktransforma-tora da se u čim većoj meri ispune sistemski zahtevi uz minimalno povećanje troškova.

U ovom članku će se prvo razmotriti sistemski zahtevi defi nisani u mrežnim pravilima, zatim će se kratko opisati korištena metodologija i dati primeri za nekoliko konkretnih slučajeva koordinacije opse-ga regulacije napona generatora i prenosnog odnosa bloktransformatora.

2. ZAHTEVI ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA

Konvencionalne proizvodne jedinice / agregati sa sinhronim generatorima priključene na prenosni sistem u pravilu rade u režimu automatske regu-lacije napona generatora, pri čemu se redovito regu-lira napon na izvodima generatora. Doprinos gen-eratora održavanju napona u sistemu ovisi o mestu i načinu priključka, veličini odnosno nazivnoj snazi te mogućnostima proizvodnje i apsorpcije reaktivne snage, odnosno granicama dozvoljenog područja rada u nadpobudno (induktivnom) i podpobudnom (kapac-itivnom) režimu.

Sistemi automatske regulacije napona generatora opremaju se regulacijskim ograničenjima rada genera-tora u nadpobudi i podpobudi. Proradne karakteristike tih ograničenja postavljaju se tako da se iskoriste kon-strukcijske mogućnosti generatora s obzirom na reak-tivnu snagu, i one u redovnom pogonu defi nišu stvarne granice trajnog rada generatora s obzirom na reaktivnu snagu. Naime, u režimu automatske regulacije napona regulacijska ograničenja trajno prate karakteristične veličine i u slučaju prekoračenja granica prorade au-tomatski koriguju pobudu generatora tako da spreče njegov trajni rad u nedozvoljenom području.

Stvarne pogonske granice rada generatora u induk-tivnom i kapacitivnom režimu vrede za stanje na gen-eratorskim izvodima, no sa sistemskog aspekta važnije je stanje u priključnoj tački na elektroenergetski sistem (više naponska strana bloktransformatora). Ta “neto” karakteristika ovisi o stvarnim ograničenjima rada generatora, parametrima bloktransformatora i opsegu promene napona mreže na mestu priključka. Granice očekivanih promena napona u pojedinim čvorištima u mreži mogu se odrediti na temelju praćenja istorijskih podataka ili računski, iz niza proračuna tokova snaga i naponskih prilika za razna planska stanja sistema. Za valjanost takvih procena postavlja se pitanje u kojem su periodu uzeta merenja i koliko su prikupljeni is-torijski podaci reprezentativni za neka buduća stanja. Isto tako, za slučaj proračuna na planskim stanjima sistema postavlja se pitanje mogućnosti realnog sagle-davanja budućih stanja i razvoja sistema, pogotovo za neki dulji vremenski period.

319


Da bi se izbegle takve neodređenosti s obzirom na moguće devijacije napona u konkretnom čvorištu mreže gde se priključuje proizvodna jedinica, u mrežnim pravilima elektroenergetskih sistema re-dovito se defi nišu granice napona u redovnim i iz-vanrednim režimima koje onda vrede za sva čvorišta određene naponske razine u sistemu. Od proizvodnih jedinica se očekuje da unutar tih granica doprinose održavanju napona u sistemu u skladu s minimalnim zahtjevima koji se postavljaju u obliku Q-V karak-teristike, odnosno u obliku odnosa promene napona mreže i tražene reaktivne snage / faktora snage na mestu priključka. Primeri zahteva iz Mrežnih pravila hrvatskog elektronergetskog sistema (EES) za napon-sku razinu 110 kV i Pravila prenosnog sistema EES RS za naponske razine 110, 220 i 400 kV koji vrede u trajnom radu generatora na mreži dani su na slici 1. Ovde treba zapaziti da se karakteristika prikazuje s naponom mreže na osi ordinata a reaktivnom sna-gom (odnosno ekvivalentnom funkcijom kuta) na osi apscisa. Budući da su granice područja raspoložive reaktivne snage sinhronog generatora tipično najuže

pri nazivnoj radnoj snazi, Q-V karakteristika se zadaje upravo za to stanje. Za niže iznose radne snage odnos Q/P granične reaktivne snage prema radnoj snazi se povećava pa će se lako postići manji iznos cosϕ (zbog cosϕ=P/√(P²+Q²)), odnosno veći iznos sinφ ili tgφ.

Interesantno je usporediti navedene karakteristike sa zahtevom iz pravila priključenja za generatore EN-TSO-e interkonekcije koja su trenutno u fazi odobren-ja od strane Evropske komisije. Granice Q-V karak-teristike za sinhrone generatore kategorije C i D dane su na slici 2, pri čemu su u kategoriji C svi generatori veći od 50 MW, neovisno o naponskom nivou mreže na koji su priključeni, a u kategoriji D svi generatori, neovisno o snazi, priključeni na naponski nivo 110 kV ili viši. Granična karakteristika je pravougaonik u Q-V koordinatama, s naponom mreže na osi ordinata i odnosom reaktivne i maksimalne radne snage (Q/Pmax) na osi apscisa. Posebno se traži da i pri nižim radnim snagama budu raspoloživi najmanje isti iznosi reaktivne snage Q kao i kod Pmax, što znači da se sa smanjenjem radne snage P relativna vrednost Q/P povećava. Ovom karakteristikom propisane su maksi-

malne vanjske granice Q-V karakteristike za čitavu ENTSO-e interkonekciju („Fixed Outer Envelope“) unutar kojih se pozicionira manji pravougaonik unutarnjeg područja („Inner Envelope“). Za kon-tinentalnu Evropu granice dimenzija unutrašnjeg područja iznose: ΔUmr=0,225 pu i ΔQ/Pmax=0,95. Ovo unutrašnje područje defi niše maksimalne granice za pojedini deo interkonekcije, a unutar tih granica svaki operator sistema može za svoj sistem zadati karakteristiku proizvoljnog geometrijskog oblika. Posebno se naglašava da se od proizvodne jedinice ne očekuje da bude sposobna davati puni opseg reaktivne snage za čitav raspon varijacija mrežnog napona defi nisan tom karakteristikom.

Može se uočiti da se u zahtevima navedenih mrežnih pravila (MP) koriste različite veličine za

Slika 2. - Općenita Q-U karakteristika prema predlogu mrežnih pravila ENTSO-e za priključak proizvodnih jedinica[4] (skraćeno: RfG)

Q-U karakteristika za naponsku razinu 110 kV prema mrežnim pravilima EES RH, [1]

Zahtevi na cos na mestu priklju enja proizvodne jedinice na mrežu u ovisnosti o naponu mreže prema

mrežnim pravilima EES RS [3] Slika 1. - Primeri zahteva na Q-V karakteristiku generatora na mestu priključka

320


defi niciju zahteva na reaktivnu snagu: faktor snage (cosφ) u MP EES RS, sinus faznog pomaka napona i struje (sinφ) u MP EES RH te odnos reaktivne i mak-simalne radne snage (Q/Pmax) što je zapravo tangens kuta (tgφ) u MP ENTSO-e. Prevođenje iz jedne kara-kteristike u drugu osim promene skaliranja uvodi i de-formaciju linearnosti veze reaktivnog zahteva i napo-na mreže, kako je vidljivo sa slike 3, pa to treba uzeti u obzir kad se međusobno upoređuju odnosno pres-likavaju zahtevi iz različitih izvora / mrežnih pravila.

3. POSTUPAK PROVERE ZADOVOLJENJA SISTEMSKIH ZAHTEVA

Ovde predloženi postupak zasniva se na nizu proračuna stacionarnih stanja, odnosno tokova snaga i naponskih prilika, na pojednostavljenom modelu generatora priključenog preko bloktransformatora na mrežu odnosno na sabirnice beskonačne snage. Napon mreže na tim sabirnicama menja se u maksimalnom rasponu od neke minimalne do maksimalne vrednosti, prema relevantnim mrežnim pravilima. U model se po potrebi mogu uključiti i drugi uticajni elementi, npr. vlastita potrošnja na sabirnicama generatora ili do-datna serijska impedancija između visokonaponskih sabirnica i mrežnog ekvivalenta (npr. u slučaju da je kao mesto priključka defi nisano neko čvorištu mreže do kojega je elektrana vezana radijalnim vodom).

Polazno se zadaje standardni opseg regulacije na-pona generatora, a prenosni odnos bloktransformatora podesi se na iznos za nazivni napon mreže u točki

priključka (t=1, slika 4). Granice rada generatora s obzirom na reaktivnu snagu oslobađaju se, odnosno podešavaju dovoljno široko da ne utiču na proračun. Proračuni se izvode polazno za nazivnu radnu snagu generatora, a po potrebi se mogu ponoviti i za niže iznose radne snage, no kako je ranije obrazloženo (tačka 2) za to uglavnom nema potrebe. Vlastita potrošnja agregata koja se napaja sa izvoda generatora modeluje se, ukoliko je značajnijeg iznosa (npr. snage veće od 1% nazivne snage agregata), eksplicitno kao koncentrirani ekvivalentni teret na izvodima genera-tora. Posmatrani generator prikazan je kao standard-ni PV čvor a mreža kao balansni čvor („slack bus“). Prenosni odnos bloktransformatora zadržava se na po-lazno odabranom iznosu.

Na tako postavljenom modelu izvodi se za zadani napon mreže niz proračuna tokova snaga s naponom generatora koji se menja od donje do gornje granice opsega regulacije napona generatora i to je unutarnja, najdublja petlja proračuna. Postupak se zatim ponavlja u nadređenoj petlji za novu vrednost napona mreže, pri čemu se napon mreže povećava sa zadanim korakom od zadane minimalne do maksimalne vrednosti prema mrežnim pravilima. Želi li se u istom proračunu simu-lirati i uticaj promjene prenosnog odnosa bloktransfor-matora, formira se još jedan nivo cikličkog proračuna odnosno još jedna viša vanjska petlja po prenosnom odnosu bloktransformatora.

Izbor koraka promene kontinuiranih veličina - na-pona generatora i napona mreže - određuje gustoću rastera odnosno fi noću iscrtavanja karakteristika.

U ovde izloženim proračunima korišten je korak od 0,1% do 0,5% nazivnog napona. Korak promene prenosnog odnosa bloktransforma-tora kao diskretne veličine može se ograničiti na uobičajene iznose (npr. 1,25% ili 1,5 za slučaj regulacije pod opterećenjem odnosno 2,5% za slučaj promene prenosnog odnosa u beznaponskom stanju), ali se za potrebe proračuna također može

Ug Umr

ZBT

1:t

Ugmin Ug Ugmax

Qgmin Qg Qgmax Umr=Umr,min Umr,max

Slika 4. - Opšti pojednostavnjeni model sinhronog generatora u blok-spoju na mrežu korišten u analizama

-0.25 -0.2 -0.15 -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.250.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

funkcija kuta

Nap

on m

reze

(pu)

MREZNA PRAVILA HR EES - ZAHTJEVI NA FAKTOR SNAGE NA SUCELJU ZA TRAJNI RAD

Granice cosphi 0.975kap - 0.975ind"cosphi" translatiransinphitanphisinapr

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.60.8

0.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

funkcija kuta

Nap

on m

reze

(pu)

MREZNA PRAVILA EES RS - ZAHTJEVI NA FAKTOR SNAGE NA SUCELJU ZA TRAJNI RAD

Granice cosphi 0.90kap - 0.85ind"cosphi" translatiransinphitanphisinapr

Slika 3. - Poređenje različitih defi nicija Q-V karakteristike na mestu priključka generatora na prenosnu mrežu (levo -iz Mrežnih pravila EES RH [1], desno - iz Pravila prenosnog sistema RS za Un=110 i 220 kV [3])

321


tretirati i kao kvazikontinuirana veličina, dakle uzeti manji korak.

U programskom paketu za analizu mreža koji omogućuje korištenje upravljačkih (komandnih) skripti s programskim strukturama tipa petlji moguće je automatovati proračun tako da se koristi struktura sa nekoliko petlji. U svakom koraku proračuna zapisuju se u izlaznu datoteku sledeće veličine: napon genera-tora, napon mreže, prenosni odnos bloktransforma-tora, radna i reaktivna snaga na izvodima generatora, aktivna i reaktivna snaga na mestu priključka genera-tora /agregata na mrežu. Po potrebi mogu se ispisivati i druge veličine, npr. minimalna i maksimalna reak-tivna snaga ako su defi nisane u ovisnosti o nekom drugom parametru.

Izlazni rezultati se fi ltriraju, sortiraju i prikazuju grafi čki u odgovarajućim dijagramima. Za ocenu udo-voljavanja zahtjevima na mjestu priključka prikladan prikaz jeste crtanje tačaka faktora snage (cosϕ ili

ekvivalentnog sinϕ) u ovisnosti o naponu mreže, up-oredno sa zahtevima odnosno Q-V karakteristikama prema mrežnim pravilima. Napon generatora tretira se pritom kao parametar.

4. PRIMERI ANALIZE

U ovom poglavlju dani su rezultati za nekoliko primera primene opisanog postupka za ocjenu koor-diniranosti regulacionog opsega napona generatora i prenosnog omjera bloktransformatora, s ocjenom mogućnosti ispunjavanja sistemskih zahteva za reak-tivnom snagom u tački priključka.

U prvom slučaju razmatra se hidrogenerator u EES RH s regulacionim opsegom generatorskog napona Ugn±7,5% i faktorom snage 0,9 induktivno priključen na naponski nivo 110 kV preko bloktransformatora sa fi ksnim relativnim prenosnim odnosom 1,100 (odnosno 121 kV/Ugn). Granice reaktivne snage dane

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.60.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

sinfi_PCC

Um

r_P

CC

(pu)

Generator u blok-spoju, PF=0.900/0.991, dUg=+7.5/-7.5%, Pg=Pmaxblok-trafo: t=[121.00 121.00] kV / Ugn

granice podrucjapodrucjeENTSO-e RfG granice za CEENTSO-e RfG vanjske granicezahtjev Mrezna pravila HR EES

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.60.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

sinfi_PCC

Um

r_P

CC

(pu)

Generator u blok-spoju, PF=0.900/0.991, dUg=+7.5/-7.5%, Pg=Pmaxblok-trafo: t=[115.50 115.50] kV / Ugn

granice podrucjapodrucjeENTSO-e RfG granice za CEENTSO-e RfG vanjske granicezahtjev Mrezna pravila HR EES

Slika 5. - Primer 1: Postojeći hidrogenerator s fi ksnim stvarno izvedenim (levo) i nižim prenosnim odnosom bloktransformatora (desno)

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.80.8

0.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

Q/Pmax (tanfi)

Um

r (pu

)

Generator u blok-spoju, PF=0.950i/0.950k, dUg=+5.0/-5.0%, Pg=Pmax blok-trafo: t=[242.000 242.000]/Ugn

ENTSO-e vanjskiENTSO-e unutarnjiPravila RSt=242.00 kV/Ugnt=(235.00 - 242.00) kV/Ugn

0.95 1 1.05 1.1 1.150.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

1.08

1.1

Umr (pu)

Ug

(pu)

Generator u blok-spoju, Qmax=33.69/-33.69 Mvar, dUg=+5.0/-5.0%, Pg=102.50 MWblok-trafo: t=242.000 kV/Ugn

t=(235.00 - 242.00) kV/Ugnt=242.00 kV/Ugn

Slika 6. - Primer 2: Hidrogenerator sa cosφ=0.95 ind/kap, ∆Ug=±5% i fi ksnim prenosnim odnosom bloktrans-formatora, granice reaktivne snage u tački priključka (levo) i napon generatora u zavisnosti od napona mreže (desno)

322


su nazivnim faktorom snage u induktivnom području (cosϕ=0,90) i aktualnim podešenjem limitera rada generatora u podpobudi (cosϕ=0,991). Karakteristika limitera nije modelovana u ovisnosti o naponu gen-eratora iako je to u stvarnosti slučaj, no za svrhe ovde provedene provere to nije bilo potrebno.

Cilj provere bio je pokazati u kojoj meri konkretna proizvodna jedinica / agregat može zadovoljiti aktu-alno važeće zahteve iz mrežnih pravila. Rezultati pro-vere za nazivno radno opterećenje (Pg=Pn) dani su na slici 5 (levo).

Sa slike 5 (levo) vidi se da rad generatora s danim granicama reaktivne snage i napona nije moguć za na-pone mreže niže od 96% (105,6 kV). Pokriven je samo gornji dio tražene Q-V karakteristike na priključku prema MP EES HR. Za ilustraciju, prikazano je kako bi se izborom nešto nižeg prenosnog odnosa bloktrans-formatora (1.05odnosno 115,5 kV/Ugn) uz iste param-etre generatora (slika 5 desno) dobila šira mogućnost rada uz napone mreže od približno 92% naviše, a pokrivenost Q-V karakteristike iz mrežnih pravila bila bi znatno povećana. Preciznijim određivanjem prenos-nog odnosa moglo bi se postići još bolje zadovoljenje sistemskih zahtjeva, no kako se radi o već izgrađenom objektu to u praksi nije moguće realizovati. Vidi se da su, uprkos relativno uskim granicama stvarno raspoloživog faktora snage generatora, posebno u ka-pacitivnom (podpobuđenom) području, u oba slučaja ispunjeni minimalni zahtevi s obzirom na reaktivnu snagu (odnosno sinφ) iz aktualnih mrežnih pravila [1]. Zaključno, u ovom primeru mora se računati sa stano-vitim ograničenjima mogućnosti rada generatora pri niskim naponima mreže.

U sledećem primeru posmatra se slučaj hidroagre-gata u elektroenergetskom sistemu RS s nazivnim cosϕ=0.95 induktivno i opsegom regulacije napona ±5%. Pretpostavljen je isti iznos faktora snage i u kapacitivnom režimu. Bloktransformator ima fi ksni prenosni odnos, a razmatraju se iznosi u rasponu od 235/Ugn do 242/Ugn. Rezultati analize prikazani su na slici 6.

Prikazano je područje mogućeg rada s obzirom na reaktivnu snagu u tački priključka i područje mogućih napona mreže, i to za čitav razmatrani opseg prenos-nog odnosa bloktransformatora i posebno za najviši iznos tog odnosa (242 kV/Ugn). Vidi se da za zadani regulacioni opseg napona generatora ne može da se zadovolji zahtev iz pravila prenosnog sistema [3] ni sa kojim fi ksnim prenosnim odnosom u posmatranom opsegu 235/Ugn do 242/Ugn. Isto tako, rad genera-tora u zadanim granicama napona i reaktivne snage nije moguć za napone mreže niže od 0,97 pu (oko 213 kV) za bilo koji razmatrani prenosni odnos bloktrans-formatora, odnosno nije moguć čak za napone mreže niže od 1,01 pu (222 kV) ako bloktransformator ima fi ksni prenosni odnos t=242 kV/Ugn.

U trećem primeru posmatra se novi odnosno revi-talizovani hidrogenerator nazivne snage Pgn=22 MW za koji je potrebno odrediti opseg regulacije napona generatora, faktor snage u nadpobudi i podpobudi i prenosni odnos bloktransformatora. Proračuni se iz-vode za pretpostavljene maksimalne opsege mogućih promena parametara. Opseg regulacije napona gener-atora postavljen je na ±10% a opseg regulacije prenos-nog omjera bloktransformatora ±8x1,25%, dakle sa ukupno 17 stupnjeva, simetrično ±10% oko prenosnog omjera 110 kV/Ugn kV koji se postavlja u srednjem položaju. Granice za reaktivnu snagu generatora post-avljaju se u polaznom proračunu također simetrično, za faktor snage cosϕ=0,8 induktivno i kapacitivno. Time su postavljene dovoljno široke granice za kasniji odabir svih praktično mogućih i uobičajenih odnosno tehnoekonomski opravdanih kombinacija parametara. Napon kratkog spoja bloktransformatora iznosi 10%. Raster odnosno korak promene vrednosti postavljen je na 0,5% za napon generatora i 0,25% za napon mreže. Proračuni se izvode za nazivnu radnu snagu (22 MW) i za tehnički minimum za koji je ovdje pretpostavljeno da iznosi 10 MW. Svi rezultati spremaju se u datoteku za kasniju analizu.

U analizi rezultata zadaju se granice parametara za koje se žele posmatrati pojedine karakteristike i selek-

0.9 0.95 1 1.05 1.1 1.150.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

Umr (pu)

Ug

(pu)

Generator u blok-spoju, Qmax=10.66/-7.23 Mvar, dUg=+5.0/-5.0%, Pg= 22.00 MWblok-trafo: t=110.000 kV/Ugn

0.9 0.95 1 1.05 1.1 1.150.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

Umr (pu)

Ug

(pu)

Generator u blok-spoju, Qmax=11.87/-9.37 Mvar, dUg=+5.0/-5.0%, Pg= 22.00 MWblok-trafo: t=110.000 kV/Ugn

Slika 7. - Primer 3: Ovisnost napona generatora o naponu mreže na mestu priključka za rad u granicama dozvoljene reaktivne snage

323


tiraju se samo ona rešenja za koja su parametri unutar postavljenih granica. Tako se polazi od standardnog regulacionog opsega generatora ±5%, granica reak-tivne snage koje odgovaraju faktoru snage cosϕ=0,90 induktivno (sinϕ= 0,4359) i cosϕ=0,95 kapacitivno (sinϕ=-0,3122) te prenosnog odnosa bloktransforma-tora 110 kV/Ugn. Prvi kriterij za ocenu je mogućnost rada generatora za čitav opseg promene napona mreže u tački priključka prema mrežnim pravilima (96 do 123 kV, slika 1), i to neovisno o ispunjavanju zahtjeva za faktor snage na priključku. U tu svrhu prikazuje se napon generatora u ovisnosti o naponu mreže (slika 7).

Rad generatora s polaznim parametrima moguć je uz napon mreže od iznosa 0,915 do 1,095 pu (100,65 do 120,45 kV) kako se vidi sa slike 7 (levo), dakle ne zadovoljava ni za standardni opseg promene na-pona na priključku od ±10%. Za taj minimalni zahtev potrebno je proširenje reaktivnih mogućnosti rada generatora na raspon faktora snage od 0,88 induk-tivno (sinϕ= 0,4750 odnosno Qmax=11,9 Mvar) do 0,92 kapacitivno (sinϕ=-0,3919 odnosno Qmin=-9,4 Mvar) kako je pokazano na slici 7 (desno). Uspored-ba sa zahtevom za reaktivnom snagom na priključku prema mrežnim pravilima (slika 8) pokazuje da uz iste polazne pretpostavke nije zadovoljen ni zahtev na mogućnost apsorpcije reaktivne snage (rada u pot-pobudi) niti reaktivne proizvodnje kad se napon mreže snižava ispod cca 95%. Ovde ipak treba zapaziti da se prema Mrežnim pravilima hrvatskog sistema [1] traži sposobnost rada pri većem opsegu promene mrežnog napona ali uz uže granice reaktivne snage nego u pred-logu pravila za priključenje proizvodnih jedinica EN-TSO-e interkonekcije [4], ako se posmatraju granice unutrašnje karakteristike za kontinentalnu Evropu (CE) prikazane punom crnom linijom na slici 8.

Polazno je razmatran fi ksni prenosni odnos blok-transformatora 110 kV /Ugn. Za druge iznose fi ksnog prenosnog odnosa bloktransformatora uz zadržani

opseg regulacije napona generatora područje mogućeg rada s gornje slike može se samo pomerati naviše ili naniže, ali u svakom će slučaju pokrivati tek jedan deo Q-V karakteristike. Bez proširenja mogućnosti regu-lacije napona, bilo na generatoru bilo na bloktransfor-matoru, nije moguće pokriti značajnije veću površinu zahtevanog područja. To je ilustrovano za slučaj da se prenosni odnos promeni na 1,05 odnosno 115,5 kV/Ugn čime se u većoj meri pokriva gornji dio karakter-istike za napon mreže iznad nazivnog iznosa (Umr>1 pu). Problem je u tom slučaju što uz zadane granice napona i mogućnosti davanja reaktivne snage gen-eratora više nije moguć trajni rad pri naponu mreže nižem od 94% (kako se može očitati iz donjeg desnog ugla plavo iscrtane površine na slici 8 desno).

Proširenjem opsega regulacije bloktransformatora na ±2x2,5% (tipično za izvedbe u beznaponskom stan-ju) oko srednjeg položaja 115,5 kV/Ugn uz zadržan standardni opseg regulacije napona generatora od ±5% pokriven je najveći dio donjeg dela tražene kara-kteristike, kako se vidi dole na slici 9 (desno). Ako je bloktransformator s promenom prenosnog odnosa u beznaponskom stanju, jasno je da su moguće samo povremene – npr. sezonske - prilagodbe naponskim prilikama u mreži. Za kontinuirano osiguranje opsega regulacije bilo bi u tom slučaju neophodno imati ili šire granice regulacije napona generatora ∆Ug ili blok-transformator s regulacijom prenosnog odnosa pod opterećenjem. Uz maksimalni pretpostavljeni opseg ∆Ug=±10% i fi ksni prenosni odnos bloktransforma-tora od 114.1 kV /Ugn pokriva se traženo područje praktično u potpunosti (slika 9, levo). Jasno, takav zahtev značajno poskupljuje generator, a efekti za ispunjenje sistemskih zahteva tek su nešto bolji u odnosu na varijantu s mogućim opsegom promene prenosnog odnosa bloktransformatora od ±5% i ∆Ug=±5%, i to u relativno manje značajnom području za induktivni režim pri povišenom naponu mreže, (slika 9 desno).

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.60.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

sinfi_PCC

Um

r_P

CC

(pu)

Generator u blok-spoju, PF=0.880/0.920, dUg=+5.0/-5.0%, Pg=Pmaxblok-trafo: t=[110.00 110.00] [kV]/Ugn

granice podrucjapodrucjeENTSO-e RfG vanjske graniceENTSO-e RfG granice za CEzahtjev Mrezna pravila HR EES

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.60.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

sinfi_PCC

Um

r_P

CC

(pu)



Slika 8. - Primer 3: Provera mogućnosti zadovoljenja sistemskih zahteva uz standardni regulacioni opseg na-pona generatora i različite iznose fi ksnog prenosnog odnosa bloktransformatora

324


5 OSVRT NA PRIMENJIVOST POSTUPKA

U razmatranim slučajevima postupak je primi-jenjen na najjednostavniji slučaj sinhronog gen-eratora u direktnom blok spoju na mrežu. Postupak se može poopćiti i na analizu drugih konfi guracija priključka, npr. blok radijalno priključen na udaljeno čvorište mreže preko prenosnog voda, više genera-tora priključenih direktno na generatorske sabirnice i povezanih na mrežu preko zajedničkog transforma-tora, više različitih proizvodnih blokova vezanih na zajedničke visokonaponske sabirnice ako se elektrana tretira kao elektranski ekvivalent i slično.

Postupak također omogućuje da se uzme u obzir lokalna potrošnja (npr. vlastita potrošnja termo bloka). Isto tako moguće je defi nisati i drugačije granice na-pona mreže na mestu priključka, npr. ako bi se u ne-kim specijalnim slučajevima, uz odobrenje operatora sistema, odstupilo od zahteva propisanih mrežnim pravilima. Takav slučaj mogao bi se temeljiti na određivanju realnih granica napona mreže na mestu priključka bloka dobivenih nizom proračuna stacio-narnih stanja (tokova snaga i naponskih prilika) za realne predvidive scenarije, ili na temelju statistike merenih vrednosti napona u tački priključka u nekom duljem, reprezentativnom vremenskom periodu.

6 ZAKLJUČAK

Koordinacija opsega regulacije napona genera-tora i prenosnog odnosa bloktransformatora uslov-ljeni su tehničkim zahtevima iz mrežnih pravila na mogućnost proizvodnje i apsorpcije reaktivne snage na mestu priključka proizvodne jedinice na mrežu, odnosno zahtevima sistema za reaktivnom podrškom u stanovitim granicama u ovisnosti o varijacijama na-pona mreže na mestu priključka. Iako bi se u specijal-nim slučajevima ti zahtjevi mogli relaksirati tako da se uzmu u obzir realne očekivane stvarne varijacije

napona na mestu priključka (koje se mogu odrediti iz dodatnih numeričkih analiza ili iz statističkih nizova merenih vrednosti napona), radi ujednačenosti pristu-pa prema svim korisnicima mreže generalno se u svim slučajevima priključka proizvodnih jedinica na sistem očekuje da se ispoštuju minimalni (temeljni) zahtevi.

Granice mogućnosti regulacije napona i reaktivne snage na sučelju mogu se u tu svrhu utvrditi jednos-tavnim postupkom u kojem se provodi niz izračuna stacionarnih stanja pri čemu se varira napon mreže na mestu priključka u zadanim granicama. Za te potrebe dovoljno je postaviti model elektrane do mesta priključka, a na mestu priključka postaviti ekviva-lent mreže koji će diktirati naponske prilike. Model elektrane pritom može biti po potrebi detaljan, ali u najvećem broju slučajeva s agregatom u blok-spoju bit će dovoljan model agregata priključenog na sabir-nice beskonačne snage. Ključni korak je fi ltriranje i prikaz odnosno vizualizacija rezultata proračuna na pregledan i informativan način.

Ovaj postupak može dati polazni uvid u odnose za-visnih veličina na mestu priključka (napona i reaktivnih snaga) i njihovu zavisnost o parametrima opreme. Brza i pregledna prezentacija tih odnosa može da bude od pomoći pri eliminisanju polazno neprihvatljivih kombinacija regulacionih opsega napona generatora i bloktransformatora za nove i revitalizovane agregate. Daljnja moguća primena ovog postupka jeste provera mogućnosti rada za postojeće generatore u granicama traženim mrežnim pravilima.

Kompletan odgovor o optimalnom izboru regu-lacionog opsega generatora i bloktransformatora konačno će se dobiti iz tehno-ekonomske analize mogućih rešenja. Generalno, sa standardnim opsegom regulacije napona generatora i fi ksnim prenosnim odnosom bloktransformatora u pravilu nije moguće zadovoljiti zahteve sistema kako su defi nisani u mrežnim pravilima, no ovde se svakako postavlja

-0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.60.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

sinfi_PCC

Um

r_P

CC

(pu)



Slika 9. - Primer 3: Usporedba zadovoljenja sistemskih zahteva za prenosni odnos bloktransformatora 112,75 kV/Ugn ±5% uz ∆Ug=±5% (desno) i za fi ksni prenosni odnos 114.13 kV/Ugn uz ∆Ug=±10% (levo)

325


i pitanje defi nisanja zahteva u mrežnim pravilima i njihovog harmoniziranja s relevantnom evropskom regulativom [4], [5]. Jednaki pristup svim korisnicima sistema vodi na obavezno zadovoljenje tih zahteva, pa treba imati u vidu da se u mrežnim pravilima treba-ju kao obaveza propisivati samo minimalni tehnički opravdani zahtevi, a sve izvan tih minimalnih zahteva tretirati u smislu dodatnih sposobnosti za pružanje sistemskih usluga na tržišnom principu.

7 LITERATURA

[1] Mrežna pravila elektroenergetskog sustava, „Nar-odne novine“ 36/06

[2] Pravila o radu prenosnog sistema, verzija 1.0, 15. 04. 2008., Službeni glasnik RS“ /842008.

[3] Izmene i dopune pravila o radu prenosnog sistema, 12. 2011.

[4] Network Code for Requirements for grid Con-nection Applicable to all Generators, ENTSO-e 8 March 2013 (skraćeno: RfG) https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/requirements-for-generators/

[5] Implementation Guideline for Network Code „Re-quirements for grid Connection Applicable to all Generators,“ ENTSO-e 16 October 2013 https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/resources/RfG/131016_-_NC_RfG_implementa-tion_guideline.pdf

326


Miodrag KEZOVIĆPD RB “Kolubara” d.o.o. - Lazarevac

UDC: 622.333

Ugljevi niske toplotne moći u ležištu „Tamnava-Zapadno polje“

APSTRAKTNapredovanjem rudarskih radova u okviru ležišta „Tamnava-Zapadno polje“ ulazi se u prostor

sve složenije geološke građe ugljonosne serije sa veoma izraženim raslojavanjem. Ležište se prirodno razdvaja na zapadni deo (složena ugljonosna serija sa dva ugljonosna sloja i međuslojnim peskom) i istočni deo (jedinstvena ugljonosna serija, gde izostaje međuslojni pesak). Tako je u zapadnom delu izvršena obrada i proračun rezervi niskokaloričnog uglja za prvi i drugi ugljonosni sloj, dok je u istočnom delu to urađeno za jedinstvenu ugljonosnu seriju. Da bi postojeće rezerve uglja iskoristili na što efi kasniji način i da bi imali što realniju sliku o elektroenergetskom kapacitetu ležišta veoma je važno izdvojiti ugljeve niske toplotne moći. U ovom radu su izračunate i prikazane rezerve uglja donje toplotne moći između 4000 kJ/kg i 6030 kJ/kg. Donja granica od 4000 kJ/kg je zapravo prelaz ugljevita glina/glinoviti ugalj, dok granica od 6030 kJ/kg predstavlja umanjenje za 10% od zahtevanog kvaliteta uglja koji ide put termoelektrana i iznosi 6700 kJ/kg.

Ključne reči: složena ugljonosna serija, ugalj niske toplotne moći, proračun rezervi.

THE COALS OF LOW CALORIFIC VALUE IN THE DEPOSIT “TAMNAVA-WEST FIELD“

ABSTRACTWith the advancement of mining operations at the “Tamnava-West Field” deposit, the area of coal

series characterized with more complex geological structure and very distinct stratifi cation has been entered. The deposit is naturally separated into the western part (complex coal series with two coal seams and interlayer sand) and the eastern part (a single coal series not accompanied with interlayer sand). Therefore, the western part was analyzed and calculation made for the coal of low-calorifi c value contained inside the both coal seams, which was also done for the single coal series of the eastern part. The isolation of the low calorifi c value coals is considered a major step on the way of fi nding the most effi cient exploitation mode for the existing coal reserves and obtaining the most re-alistic picture of the deposit capacity for power generation. This paper also provides the calculation and overview of reserves of coal with low calorifi c values ranging between 4000 kJ/kg and 6030 kJ/kg. The lower limit, 4000 kJ/kg, actually represents a transition from coaly clay to clayey coal, while the limit of 6030 kJ/kg is obtained when the value 6700 kJ/kg for required quality of coal intended for use in thermal power plants is reduced by 10%.

Key words: complex coal series, coal of low calorifi c value, coal reserves calculation.

1. UVOD

Analiza i proračun rezervi niskokaloričnog uglja urađeni su za preostali deo ležišta „Tamnava-

Zapadno polje“, isključivo na osnovu podataka iz istražnih bušotina.

Dobijeni rezultati su urađeni u skladu sa geološkim uslovima u ležištu, odnosno saglasno karakteristikama ugljonosne serije.

Tako je formirana jedna celovita baza sa sistemati-zovanim podacima za glavni, povlatni i jedinstveni

327


ugljonosni sloj. U bazi su dati podaci po bušotinama (broj proba sa zadatim opse-gom vrednosti donje toplotne moći, dužine intervala i parametri skraćene tehničke an-alize - sadržaj ukupne vlage - W, sadržaj pepela - A i donja toplotna moć - Qdv).

Utvrđene su granice prostiranja ugljeva niskokalorične vrednosti, izvršen proračun rezervi, a dobijeni rezultati su prikazani odgovarajućim strukturnim kartama, pratećim blok-dijagramima i grafi konima.

2. ANALIZA RASPROSTRANJEN-JA UGLJEVA NISKE TOPLOTNE MOĆI U LEŽIŠTU

2.1 Rezultati dosadašnjih istraživanja

Za pravilno sagledavanje geološke građe ovih prostora najznačajniji su re-gionalni radovi P. Stevanovića (1951) i I. Filipovića (1973 i 1978).

Na osnovu prospekcijskih, detaljnih i sistematskih istraživanja istraživanja iz 1959/60. godine, urađena je geološka karta produktivnog dela Kolubarskog basena u razmeri 1:50 000, koja je poslužila za pro-jektovanje geoloških istraživanja, odnosno istražnog bušenja.

Realizacija istražnog bušenja, u peri-odu od 1961. do 2013. godine, može se podeliti u pet perioda:

I. period (1961-’63. godina) – izbušeno je 154 bušotine, ukupne dubine 11370,20 m’. Maksimum geoloških istraživanja ostvaren je tokom 1962. godine (107 bušotina=8135,70 m’) – Slika 1;

II. period (1974-’82. godina) – izbušeno je 113 bušotina, ukupne dubine 8946,20 m’. Najznačajnija istraživanja su ostvarena 1974, 1975. i 1980. godine. Maksi-mum geoloških istraživanja ost-varen je tokom 1975. godine (54 bušotine=4068,20 m’) – Slika 2;

III. period (1983-’94. godina) – izbušeno je 179 bušotina, ukupne dubine 14119,80 m’. Najznačajnija istraživanja su ostvarena 1983. i 1984. godine. Maksimum geoloških istraživanja ostvaren je tokom 1984. godine (54 bušotine=6128,40 m’) – Slika 3;

IV. period (1995-2004. godina) – izbušeno je 245 bušotina, ukupne dubine 10596,80 m’. Značajan obim istraživanja ostvaren je tokom

Slika 1. - Grafi kon bušenja za period 1961-’63. godina



Slika 4. - Grafi kon bušenja za period 1995-2004. godina

328


1997, 1999, 2000, 2001, 2002. i 2004. godine. Maksimum geoloških istraživanja ostvaren je tokom 2002. godine (40 bušotina=1890,50 m’) – Slika 4; i

V. period (2005-’13. godina) – izbušeno je 318 bušotina, ukupne dubine 24194,67 m’. Značajan obim istraživanja ostvaren je tokom 2005, 2007, 2010, 2012. i 2013. godine. Maksimum geoloških istraživanja ostvaren je tokom 2013. godine (78 bušotina=7824,50 m’) – Slika 5.

U periodu od 1961. do kraja 2013. godine (geološka istraživanja su u većem ili manjem obimu sprovedena tokom 39 godina) izbušeno je 1009 bušotina ukupne dubine 69227,67 m’.

Bušotine su imale različitu namenu i koristile su se za: utvrđivanje prostiranja i kvaliteta uglja, sanaciju klizišta, pojašnjenje geotehničkih uslova, preciziranje položaja i prostiranja proslojaka glina u uglju, sagle-davanje strukturno-tektonskih odnosa u ležištu, preka-tegorizaciju rezervi i rešavanje operativnih problema u eksploataciji.

Realizacija navedenih istraživanja je uslovila iz-radu, pre svega Elaborata o rezervama uglja u ležištu. Do sada su urađena četiri Elaborata sa stanjem radova - kraj 1976, 1984, 2004. i 2009. godine).

2.2 Metode istraživanjaPrilikom analize rasprostranjenja ugljeva niske

toplotne moći u ležištu primenjene su sledeće terenske i kabinetske metode istraživanja:

a) Istražno bušenje. Ova vrsta geoloških istražnih radova ima najzastupljeniju primenu pri istraživanju ležišta uglja Kolubarskog basena. U pitanju je bušenje sa jezgrovanjem, odnosno dobijanje materijala/jezgra iz čitavog profi la uglja i pratećih sedimenata. Prednost ovih radova je u tome što se može izvoditi u svim tipo-vima stena, u svim pravcima i do znatnih dubina.

Istraživanje ležišta se vrši sa površine terena i najveći tehničko-ekonomski efekti se dobijaju u kom-binaciji bušenja sa rudarskim radovima.

Lociranje i međusobno rastojanje između bušotina mora biti u funkciji upoznavanja kvalitativno-kvanti-

tativnih osobina složene ugljonosne seri-je i pratećih mineralnih sirovina u svim pravcima.

Režim bušenja mora biti takav da omogući dobijanje odgovarajućeg procen-ta jezgra iz svih litoloških članova.

Konkretno, u okviru Kolubarskog ba-sena vrši se bušenje metodom rotacionog mašinskog bušenja sržnim cevima uz upotrebu bentonitske isplake. Bušenje je vertikalno. Buši se kroz različite sre-dine (gline, šljunkovi, peskovi, peskovite gline i ugalj). Bušotine su reda veličine i do par stotina metara. Kod konvencional-nog bušenja početni prečnik je Ø146 mm,

a završni prečnik Ø101 mm. Kod Wire line sistema bušenja koriste se PQ pribor (spoljašnji prečnik Ø 122,6 mm/unutrašnji prečnik Ø85 mm) i HQ pribor (spoljašnji prečnik Ø96 mm/unutrašnji prečnik Ø63,5 mm). Minimalni procenat jezgra za ukupnu debljinu litološkog člana u nevezanim sedimentima (šljunak, pesak) je >85%, a za vezane sedimente (gline, pesko-vite gline) i ugalj je >95%.

b) Metoda proračuna rezervi. Imajući u vidu geološke karakteristike ležišta, primenjeni sistem istraživanja i sistem postojeće i buduće eksploat-acije, za proračun rezervi uglja primenjena je me-toda paralelnih vertikalnih profi la. Proračun rezervi metodom paralelnih vertikalnih profi la rađen je na obračunskim profi lima kao proizvod dužine profi la i srednje debljine, koja je određena kao aritmetička sre-dina svih debljina u bušotinama na tom profi lu.

Rezerve se dobijaju množenjem zapremine sa odgovarajućom zapreminskom masom.

v) Metoda interpolacije geoloških podataka. U cilju što slikovitijeg prikaza prostiranja i debljine ug-ljeva niskokalorične vrednosti primenjena je Metoda interpolacije geoloških podataka i njena grafi čka inter-pretacija u programskom paketu SURFER uz primenu Gridding Method (Radial Basis Functions). Grafi čka interpretacija je data u vidu strukturnih karti i blok-dijagrama debljina.

g) Statistička obrada podataka. Objedinjeni re-zultati istraživanja statistički su obrađeni i prikazani različitim tipovima grafi kona u programu Excel.

2.3 Primena metoda istraživanjaU istražnom prostoru, sa severa ograničenog stan-

jem rudarskih radova na dan 01.01.2014. godine, izd-vojeno je 224 istražne bušotine u kojima sa različitim učešćem i brojem proba egzistuje ugalj niske toplotne moći u intervalu od 4000 kJ/kg do 6030 kJ/kg (Slika 6).

Za podinski, glavni i jedinstveni ugljeni sloj obra-zovana je baza podataka sa odgovarajućim paramet-rima zaključno sa 2012. godinom i dopunjena baza sa rezultatima iz 2013. godine (period od 04.03. do


329


01.06.2013. godine). Ovo je urađeno iz razloga da bi se na jednostavan način ukazalo na značaj geoloških istraživanja i njegov neposredan uticaj na tačniji i ce-lovitiji prikaz geoloških uslova u ležištu sa svih as-pekata. Tako je u okviru:

- podinskog ugljenog sloja izvršen proračun rezervi niskokaloričnog ug-lja na površini P=5,04 km2 (Slika 7).

1. varijanta – kraj 2012. go-dine – obrađeni su rezultati iz 59 istražnih bušotina na osnovu 79 pro-ba, utvrđena je srednja vrednost de-bljine uglja od 1,28 m u predmetnim bušotinama i izvršen proračun rezervi niskokaloričnog uglja od 7,58x106 t;

2. varijanta – kraj 2013. godine – obrađeni su podaci iz 72 istražne bušotine (13 iz 2013. godine), na osno-vu 96 proba utvrđena je srednja vred-nost debljine uglja od 1,14 m i izvršen proračun rezervi niskokaloričnog ug-lja od 6,76x106 t;

- glavnog ugljenog sloja izvršen proračun rezervi niskokaloričnog ug-lja na površini P=7,16 km2 (Slika 8).

1. varijanta – kraj 2012. godine – obrađeni su podaci iz 102 istražne bušotine na osnovu 336 intervalnih proba, utvrđena je srednja vrednost debljine uglja od 4,29 m i izvršen proračun rezervi niskokaloričnog ug-lja od 36,51x106 t;

2. varijanta – kraj 2013. godine – obrađeni su podaci iz 121 istražne bušotine (19 iz 2013. godine), na os-novu 422 intervalne probe određena je srednja vrednost debljine uglja od 3,89 m i izvršen proračun rezervi niskokaloričnog uglja od 33,14x106 t; i

- jedinstvenog ugljenog sloja izvršen proračun rezervi niskokaloričnog uglja na površini P=2,11 km2. Obrada podataka je urađena za dve varijante (Slika 9):

1. varijanta – kraj 2012. godine – obrađeni su po-daci iz 39 istražnih bušotina na osnovu 82 in-

3650

0

3700

0

3750

0

3800

0

3850

0

3900

0

3950

0

22000

22500

23000

23500

24000

24500

25000

25500

OE OJ OO P PE PJ PO

135

130

125

120

115

110

105

100

Stanje rudarskih radova - 01.01.2014.

Granica rasloj avanja

u gljono sne serije

Slika 6. Raspored istražnih geoloških bušotina (prazni kružići - bušotine podinskog ugljenog sloja, krstići - bušotine glavnog ugljenog sloja, zabojeni kružići - bušotine jedinstvenog ugljenog sloja)

Slika 7. - Grafi kon podinskog ugljenog sloja (slika levo - 1. varijanta, slika desno - 2. varijanta)

330


tervalne probe, utvrđena je srednja vrednost de-bljine uglja od 3,85 m i izvršen proračun rezervi niskokaloričnog uglja od 9,70 x106 t;

2. varijanta – kraj 2013. godine – obrađeni su po-daci iz 57 istražnih bušotina (18 iz 2013. go-

dine), na osnovu 128 intervalnih proba određena je srednja vrednost debljine uglja od 3,04 m i izvršen proračun rezervi niskokaloričnog uglja od 7,68x106 t;

Karte debljina niskokaloričnog uglja su urađene za

Slika 8. Grafi kon glavnog ugljenog sloja (slika levo - 1. varijanta, slika desno - 2. varijanta)

Slika 9. Grafi kon jedinstvenog ugljenog sloja (slika levo - 1. varijanta, slika desno - 2. varijanta)

Slika 10. - Grafi kon rezervi niskokaloričnog uglja po ugljenim slojevima i ukupna vrednost (slika levo - 1. varijanta, slika desno - 2. varijanta)

331


Slika 11. Karte debljina niskokaloričnog uglja za podinski (karta dole), glavni (karta u sredini) i jedinstveni ugljeni sloj (karta gore)

332


podinski, glavni i jedinstveni ugljeni sloj (Slika 11). Interpretacija je izvršena preko izolinija debljina. Izo-linije sa vrednošću “0” su okonturene površine u koji-ma se na sadašnjem nivou saznanja ne može tvrditi egzistovanje niskokaloričnih ugljeva. Ovo je značajno za precizan proračun rezervi uglja na određenom pros-toru.

Blok-dijagrami podinskog, glavnog i jedinstvenog ugljenog sloja (Slika 12) su urađeni u cilju što sliko-vitijeg prikaza podataka datih na kartama debljina niskokaloričnih ugljeva. Prikazani su u određenoj razmeri i projekciji da bi vizuelni utisak bio što efek-

tniji i da bi se ukazalo na nimalo zanemarljiv uticaj svake bušotine (vidi blok-dijagram jedinstvenog ug-ljenog sloja).

Izrađeni su u razmeri/Scale 1:25000 i projekciji/Projection - Perspective. U okruženju View imaju Field of View 45°, Tilt: 30° and Rotation 45°.

2.4 Prikaz rezultata istraživanja

Podinski i glavni ugljeni sloj egzistuju na površini od P=7,55 km2. Rasprostranjenost uglja niskokalorične moći obuhvata površinu od P=5,04 km2 (66,75%) kod podinskog ugljenog sloja i 7,16 km2 (94,83%) kod

Slika 12. Blok-dijagrami debljine niskokaloričnog uglja za podinski (blok-djagram dole), glavni (blok-djagram u sredini) i jedinstveni ugljeni sloj (blok-djagram gore)

333


glavnog ugljenog sloja. Jedinstveni ugljeni sloj obuh-vata površinu od P=3,64 km2, a niskokalorični ugalj je prisutan na površini od P=2,11 km2 (57,97%).

Analizirajući proračunate rezerve uglja (dve vari-jante) za podinski, glavni i jedinstveni ugljeni sloj, kao i ukupne rezerve u ležištu uočava se direktan uti-caj istražnih radova na izračunate rezerve uglja. Tako je, razlika kod podinskog ugljenog sloja 10,85%, kod glavnog ugljenog sloja 9,22%, kod jedinstvenog ugljenog sloja 20,79%, a na ukupne rezerve iznosi 11,54%.

Uporedni prikaz proračunatih rezervi nisko-kaloričnog uglja dat je na slici 10.

Karta i blok-dijagram debljine niskokaloričnog uglja kod podinskog ugljenog sloja ukazuje na najznačajnije prisustvo u južnom i jugozapadnom delu ležišta. De-bljina se kreće u intervalu od 0 do maksimalnih 5,4 m, srednja vrednost je 1,14 m (Slika 11. i 12).

Karta debljine niskokaloričnog uglja kod glavnog ugljenog sloja ukazuje na njegovo rasprostranjenje go-tovo po čitavoj površini prostiranja sa najznačajnijim prisustvom u središnjem i južnom delu ležišta. Deblji-na se kreće u intervalu od 0 do maksimalnih 17,80 m, srednja vrednost je 3,89 m (Slika 11. i 12).

Karta debljine niskokaloričnog uglja kod jedinst-venog ugljenog sloja ukazuje na neujednačeno prisus-tvo sa izraženim/dominantnim uticajem pojedinačnih bušotina. Kontinuitet u pružanju vezan je za središnji deo njegovog prostiranja. Debljina se kreće u inter-valu od 0 do maksimalnih 12,4 m, srednja vrednost je 3,04 m (Slika 11. i 12).

Parametri skraćene tehničke analize niskokaloričnih ugljeva za podinski, glavni i jedinstveni ugljeni sloj (Tabela 1. i Slika13) su sledeći:

Podinski ugljeni sloj. Sadržaj vlage se kreće u intervalu od 36,30 do 56,20%, srednja vrednost je 44,54%. Sadržaj pepela je od 16,90 do 35,90%, sred-nja vrednost je 25,56%. Donja toplotna moć (Qdv) je u intervalu od 4121 do 6030 kJ/kg, srednja vrednost je 5133 kJ/kg;

Glavni ugljeni sloj. Sadržaj vlage se kreće u inter-valu od 35,00 do 58,88%, srednja vrednost je 46,88%. Sadržaj pepela je od 14,60 do 35,75%, srednja vred-nost je 24,80%. Donja toplotna moć (Qdv) je u inter-valu od 4111 do 5987 kJ/kg, srednja vrednost je 5219 kJ/kg; i

Jedinstveni ugljeni sloj. Sadržaj vlage se kreće u intervalu od 27,00 do 53,90%, srednja vrednost je 44,50%. Sadržaj pepela je od 15,69 do 37,80%, sred-nja vrednost je 26,21%. Donja toplotna moć (Qdv) je u intervalu od 4340 do 6023 kJ/kg, srednja vrednost je 5263 kJ/kg.

3. ZAKLJUČAK

Najznačajnije prisustvo uglja niskokalorične vred-nosti je u okviru glavnog ugljenog sloja (69,66%), dok je znatno manje u okviru jedinstvenog (16,14%) i po-dinskog (14,20%) ugljenog sloja. Ovo je nepovoljna okolnost jer je glavni ugljeni sloj nosilac ugljonos-nosti u ležištu.

Proračunate rezerve niskokaloričnih ugljeva su u direktnoj zavisnosti od obima raspoloživih podataka.

Ugljeni sloj

Vlaga (%) Pepeo (%) Qdv (kJ/kg) min max sr min max sr min max sr

podinski 36.30 56.20 44.54 16.90 35.90 25.56 4121 6030 5133 glavni 35.00 58.88 46.88 14.60 35.75 24.80 4111 5987 5219 jedinstveni 27.00 53.90 44.50 15.69 37.80 26.21 4340 6023 5263

Tabela 1. Vrednosti skraćene tehničke analize za ugljonosnu seriju istražnog prostora

Slika 13. - Grafi kon minimalne, maksimalne i srednje vrednosti vlage i pepela (grafi k levo) i donje toplotne moći (grafi k desno) za podinski, glavni i jedinstveni ugljeni sloj

334


U konkretnom slučaju, dostupnost i obrada većeg broja podataka odrazila se na korekciju proračunatih rezervi niskokaloričnih ugljeva (ukupno umanjenje za 6,21 miliona tona uglja).

Rezultati iz 2013. godine su u celovitoj bazi učestvovali sa 17%, a njihov uticaj na proračun ukup-nih rezervi niskokaloričnih ugljeva je 11,54%.

U cilju što preciznijeg proračuna rezervi neophod-na su detaljna geološka istraživanja, posebno u južnom delu ležišta gde je najniži stepen istraženosti.

Dobro poznavanje ležišnih uslova jasno ukazuje na energetski potencijal i u direktnoj je vezi sa ener-getskom efi kasnošću i optimalnim energetskim raz-vojem.

“Informacija je moć”R. Tagore

LITERATURA

1. Stevanović, P.: Donji pliocen Srbije i susednih oblasti. Posebna izdanja SANU, str. 1-187, Geološki institut, knj. 2, Beograd, 1951.

2. Filipović, I. i gr.: Tumač i OGK SFRJ, list Vladi-mirci 1:100.000. Savezni Geološki Zavod/SGZ, str. 1-64, Beograd, 1973.

3. Filipović, I. i gr.: Tumač i OGK SFRJ, list Obreno-vac 1:100.000. Savezni Geološki Zavod/SGZ, str. 1- 58, Beograd, 1978.

4. Stručna i fondovska dokumentacija RB “Koluba-ra”.

335


Ivica RISTOVIĆRudarsko-geološki fakultet Univerziteta u Beogradu

Miodrag GRUJIĆUprava za energetiku Grada Beograda

UDC: 622.6 : 622.8

Uticaj dopreme repromaterijala na izbor načina podgrađivanja

podzemnih prostorija u rudnicima uglja

SAŽETAKIzbor načina podgrađivanja podzemnih prostorija je složen zadatak i zavisi od mnogo faktora.

Transport materijala i priprema podgrade, takođe, utiču na donošenje odluke o načinu podgrađivanja. U ovom radu se razmatra uticaj dopreme repro materijala na izbor načina podgrađivanja u rudnicima uglja.

Ključne reči: rudnici uglja, doprema repromaterijala, podgrađivanje.

IMPACT TRANSPORTATION OF REPROMATERIALS ON SELECTION OF METHODS OF SUPPORTING THE UNDERGROUND ROOMS IN THE COAL MINES

ABSTRACTSelection of supporting the underground space is a complex task and depends on many factors.

Transport materials and preparation of support also affect the decision on the method of supporting. This paper discusses the impact of delivery of repromaterials to choose ways of supporting the coal mines.

Keywords: coal mining, transport materials, drainage and.

1. UVOD

Podzemne prostorije u rudnicima uglja se izrađuju u različitim sredinama: jalovinskim stenama, uglju

ili kombinovano. Za razliku od rudnika metaličnih i nemetaličnih mineralnih sirovina, pri eksploataciji ug-lja podzemnim putem, stepen podgrađenosti podzem-nih prostorija je znatno viši i ponekad prelazi 90% svih rudničkih prostorija.

Potrebe rudnika uglja za repromaterijalom prouz-rokovale su neophodnost za izradom sistema za do-premu repromaterijala. S obzirom na činjenicu da su u eksploataciji uglja dominantne kontinualne teh-nologije transporta, to je dovelo do potrebe da dopre-ma repromaterijala bude organizovana nezavisno od glavnog transporta. Povezanost načina podgrađivanja podzemnih prostorija i dopreme materijala može se videti u dva osnovna slučaja:

- Zavisnost načina podgrađivanja od planira-nog sistema za dopremu repromaterijala kroz podzemne prostorije,

- Uticaj načina dopreme podgradnog repromateri-jala na podgrađivanje podzemnih prostorija.

Cilj ovog rada je da analizira uticaj dopreme repro-materijala na izbor načina podgrađivanja podzemnih prostorija u rudnicima uglja. Pri tome će biti prika-zana iskustva u razvijenim rudarskim zemljama i dat prikaz stanja u našim rudnicima uglja.

2. NAČIN PODGRAĐIVANJA U ZAVIS-NOSTI OD POTREBNIH SISTEMA ZA DOPRE-MU REPROMATERIJALA

U rudnicima uglja se sreću podzemne prostorije različitih namena. Međutim, sve one imaju zajedničku opštu funkciju: da omoguće efi kasnu, pouzdanu i sig-urnu eksploataciju uglja. Najvažnije njihove posebne funkcije mogu biti:

- Omogućavanje glavnog transporta (transporta iskopine),

- Ventilacija rudnika,

336


- Servisiranje rudnika (doprema repromaterijala),- Prevoz radnika itd.Najčešće je slučaj da jedna podzemna prostorija

ima dve ili više namena (transport iskopine i doprema repromaterijala, transport iskopine i prevoz radnika, doprema repromaterijala i prevoz radnika i sl.). Pri-likom njenog dimenzionisanja, izrade i podgrađivanja moraju biti defi nisani svi parametri, a naročito vrsta stena, ispucalost, njihove geomehaničke karakteris-tike, vrsta podgrade, vrste i dimenzije transportnih sredstava sa teretom, vreme eksploatacije, pojava pritisaka, vode i sl.

U podzemnim rudnicima uglja se teži da se rudničke prostorije iskoriste za više namena gde god je to moguće. Na slici 1 je data šema prostorija za transport osnovnih tereta i dopreme repromaterijala [1].

U evropskom rudarstvu dominacija kontinualnih tehnologija eksploatacije uglja dovela je i do pretežne primene kontinualnih transportnih sredstava za trans-port iskopine. To je prouzrokovalo drastično sman-jenje primene klasičnih šinskih sredstava za osnovni

transport, a samim tim i za dopremu repromaterijala. Transporteri sa trakom nisu pogodni za dopremu repro-materijala, naročito oštrih i negabaritnih delova. Gde prirodni uslovi dozvoljavaju i gde postoje ekonomska opravdanost izrađuju se posebne prostorije za dopre-mu repromaterijala, ali najveći broj rudnika koristi rudničke prostorije za više namena, uz prilagođavanje sistema za dopremu repromaterijala i prostorija novim funkcijama.

Na osnovu toga je poslednjih 40 godina došlo do naglog razvoja i primene jednošinskih visećih sred-stava za dopremu repromaterijala u rudnicima ug-lja. Prednosti jednošinskih visećih sredstava, pored mogućnosti primene u transportnim prostorijama za-jedno sa sredstvima za transport iskopine, ogledaju se i u sposobnosti da savladaju nagibe koje lokomotive ne mogu, prihvatanju svih vrsta tereta, brzoj i lakoj montaži i mogućnosti premeštanja na druge lokacije po završetku funkcije na prethodnom lokalitetu.

Rudnici uglja u Srbiji nisu poznati po kontinualnim tehnologijama eksploatacije, ali su uvedeni sistemi sa trakama i grabuljastim transporterima koji predstavl-jaju kontinualni transport. To je dovelo i do masovnije primene jednošinskih visećih sredstava, uglavnom žičara, a ređe jednošinskih lokomotiva.

Kompleksnost rudnika uglja sve više zahteva pri-menu kombinovane dopreme repromaterijala sa pre-tovarnim punktovima. Jednošinska viseća doprema repromaterijala je posebno podesna za takvu vrstu transporta. Zbog toga se izrađuju specijalne platforme i kontejneri koji se mogu lako prebacivati sa šinskih i bezšinskih vozila na jednošinska viseća sredstva.

Organizacija dopreme repromaterijala predstavlja dosta složen proces i punu sinhronizaciju svih oper-acija, kao i usklađivanje sa drugim tehnološkim celi-nama. Bez obzira na postavljanje jednošinskih visećih sredstava tako da ne ometaju trasportna sredstva za transport iskopine, doprema repromaterijala se, po pravilu, vrši na početku smene iz dva razloga:

- blagovremeno snabdevanje radilišta repromateri-jalom i

- neometanje glavnog transporta.

Organizacija dopreme repromaterijala zahteva i utvrđivanje vremena u kome treba da se izvrši doprema re-promaterijala i ono se može prikazati na sledeći način:

Trp = Tsm – (Tt + Tr), h, (1)

gde su:Tsm – trajanje jedne radne

smene,Tt – vreme potrebno za trans-

port smenske iskopine,

Slika 1. - Šema poprečnog preseka prostorija sa sred-stvima za transport osnovnog tereta i dopremu repro-materijala

Slika 2. - Vešanje šine za dopremu repromaterijala o čeličnu lučnu podgradu

337


Tr – vreme potrebno za prevoz radnika.Stvarno vreme za dopremu repromaterijala zavisi

od količine potrebnog repromaterijala, dužine trans-portne trase, pojave negabaritnih i dugačkih elemena-ta u repromaterijalu itd. Postoji više načina na kojima se obračunavaju potrebni repromaterijali u toku jedne smene ili dana, ali svi oni predstavljaju kombinaciju računskih i iskustvenih metoda.

Pored izvoznih postrojenja koja se koriste za do-premanje repromaterijala u jamu u slučajevima kada je rudnik otvoren oknom, za dopremu podgradnog repromaterijala se koriste, uglavnom, dve grupe trans-portnih sredstava:

- transportna sredstva koja se kreću po podu pros-torije i

- viseća transportna sredstva.Kao uobičajena transportna sredstva za dopremu

repromaterijala po podu prostorija su sredstva šinskog

transporta sa standardnim kolosekom (sa lokomo-tivskom vučom vagona ili vučom vitlovima), sredstva transporta specijalnim kolosecima (donjom šinom) i bezšinskim vozilima (jamskim kamionima). Viseća transportna sredstva koja se primenjuju u rudnicima uglja su jednošinske viseće žičare, jednošinske viseće lokomotive, kontejneri i platforme koji se kreću po gornjoj šini uz pomoć vitlova.

Sistemi za dopremu repromaterijala imaju različit vek eksploatacije od nekoliko meseci pa do više go-dina (ponekad dostiže i 20 godina). Jedan od uslova za nesmetano i pouzdano snabdevanje rudnika reproma-terijalom je i stabilnost prostorija kroz koje se postav-lja sistem za dopremu. Stabilnost podzemnih prosto-rija zavisi od mnogo faktora: strukturne karakteristike stenske mase, čvrstoće, deformabilnosti i ispucalosti stena, pojava raseda, oblika poprečnog preseka pros-torije, vrsta podgrade, veličina profi la, nagiba prosto-rije itd.

Slika 3. - Šema dopreme repromaterijala jednošinskim visećim lokomotivama

Doprema repromaterijala po podu prostorije

Doprema standardnim kolosekom

Drvena podgrada c,d eli na lu na podgrada b,c,d

Betonska podgrada a,b Podgrada ankerima c,d

Doprema specijalnim kolosekom (donja šina)

Drvena podgrada c,d eli na lu na podgrada b,c

Betonska podgrada a,b Podgrada ankerima c,d

Doprema bezšinskim vozilima

Drvena podgrada d eli na lu na podgrada c,d

Betonska podgrada a,b Podgrada ankerima b,c

Doprema repromaterijala vise im sredstvima

Doprema jednošinskom vise om ži arom

Drvena podgrada d eli na lu na podgrada b,c,d

Betonska podgrada b,c Podgrada ankerima c,d

Doprema jednošinskom vise om lokomotivom

Drvena podgrada - eli na lu na podgrada c,d

Betonska podgrada b,c Podgrada ankerima d

Doprema jednošinskim vitlovima

Drvena podgrada b,c,d, eli na lu na podgrada a,b,c,

Betonska podgrada a,b,c Podgrada ankerima c,d

Tabela 1. -

338


Sistemi za dopremu repromaterijala su postavljeni kroz različito podgrađene prostorije. U rudnicima ug-lja su zastupljene sve vrste podgrađivanja, odnosno sreću se prostorije bez podgrade, podgrađene anker-ima, kao i drvenom, čeličnom, betonskom, armira-no betonskom, zidanom, kombinovanom i drugom podgradom. U evropskim rudnicima je najzastupljeni-ja čelična podgrada (75 – 95%), a u rudnicima uglja Srbije čelična podgrada je zastupljena sa oko 56%, drvena sa 20% i betonska sa približno 16%, uz oko 8% nepodgrađenih prostorija [4].

U tabeli 1 su dati rezultati analize odnosa podgrađivanja podzemnih prostorija i načina do-preme repromaterijala kroz te prostorije. Ova analiza je urađena u okviru rada na projektu TR 33025 koji se radi u periodu od 2011 do 2014. godine, a koji je fi nansiran od strane Ministarstva za prosvetu i nauku Srbije. U ovoj tabeli simboli a,b,c,d,e označavaju ste-pen pouzdanosti podgrade u odnosu na način dopreme repromaterijala (symbol a označava najviši stepen).

Putevi dopreme repromaterijala u podzemnim rud-nicima uglja Srbije su dugački i često neprilagođeni u potpunosti svojoj nameni. Doprema repromaterijala jednošinskim visećim sredstvima u rudnicima uglja Srbije je veoma zastupljena i predstavlja oko 75% od svih načina mehanizovane dopreme. Međutim, još uvek je veoma prisutan manuelni način dopreme re-promaterijala, naročito u blizini radilišta.

Usled jamskih pritisaka, naročito izraženih u rud-nicima uglja, dolazi do deformacija i smanjivanja poprečnog preseka podzemnih prostorija. Vremenom to smanjenje može biti toliko da ugrožava osnovne funkcije podzemne prostorije. Smanjenje preseka, po pravilu, treba predvideti još u fazi projektovanja, a njegova procena treba da odredi za koliku površinu poprečni presek treba povećati kako u toku eksploat-acije ne bi bila ugrožena njegova funkcija.

Prilikom defi nisanja parametara podzemnih pros-torija, a samim tim i parametara podgrade, važno je utvrditi količine repromaterijala koje se dopremaju u rudnik u jedinici vremena (najčešće u smeni). Za određivanje prosečnih količina repromaterijala polazi se od

Potrebne količine drvenog repromaterijala u jednoj smeni se mogu odrediti preko sledećeg izraza [1],[3]:

(2)

gde su: qd – normativ drvene građe i ostalog drve-nog repromaterijala po toni uglja za primenjenu me-todu otkopavanja

Qsm- smenska proizvodnja uglja, Kg - koefi cijent rezerve koji uzima u obzir gubitke

jamske građe pri upotrebi, qd

’- potrebna količina drvene građe i materijala za zalaganje pri izradi m3 podzemnih prostorija,

L – dužina prostorije koja se izradi u toku smene.

Rudnici uglja koriste značajne količine metalnog repromaterijala. Kao i u prethodnom slučaju i kod ove vrste tereta smenske količine se određuju uz pomoć normativa, ali i iskustva na sličnim rudnicima i sa slič-nom opremom. Približne količine ovog repromaterija-la se određuju preko sledeđeg obrasca:

(3)

U prethodnom izrazu simboli označavaju:q1 – količina metalne podgrade po m1 prostorije

koja je u izradi, L – dužina prostorije koja se izradi u jednoj smeni

i osigura metalnom podgradom,q2 – normativ potrošnje metalnih elemenata po ot-

kopanoj toni, q3 – normativ potrošnje metalnih delova i uređaja

po toni otkopanog uglja,q4, q5…qi – ostali normativi potrošnje metalnih re-

promaterijala po otkopanoj toni uglja.Za izradu podzemnih prostorija potrebe za repro-

materijalom se u 95% slučajeva odnose na podgradni materijal. Potrebne količine ovog materijala se utvrđu-ju u zavisnosti od više faktora i usko su povezane sa tehnologijom izrade i podgrađivanja prostorija. Opšti izraz za utvrđivanje potrebnih količina podgradnog materijala za izradu podzemnih prostorija je:

Qp = (1 +kg’ ) . qd

’ . L . Ύ n + L1

. (1 + kg1 )

. (q1 + qv + qo), t (4)

gde su: Ύn – zapreminska masa drveta za podgrađivanje,L1 – dužina prostorije koja se podgrađuje metal-

nom podgradom, kg1 – koefi cijent gubitaka metala pri podgrađivan-

ju, količine vezivnog metalnog pribora koji se koristi pri podgrađivanju po m’, ostali metalni materijali potrebni pri podgrađivanju.

U rudnicima uglja sa podzemnom eksploatacijom u Srbiji karakteristične su transportne i servisne prosto-rije velike dužine. Zbog teških prirodnih uslova i ne-dostatka sredstava za održavanje, ove prostorije nisu u zadovoljavajućem stanju, uprkos značajnim količina-ma podgradnog materijala koji se troši za njihovu izra-du i održavanje. Jedan od načina da se ovakvo stanje popravi je utvrđivanje povezanosti njihove namene i tehnologije izrade. To se naročito odnosi na prostorije za dopremu repromaterijala, koja u uslovima podzem-nih rudnika predstavlja jednu od najznačajnijih faza eksploatacije.

3. ZAKLJUČAK

Rudnici uglja sa podzemnom eksploatacijom zahtevaju blagovremeno snabdevanje reproma-

3'dgsmdd m,Lq)k1(QqQ

)q...qq(QLqQ i32sm11g , t.

339


terijalom svojih radilišta. Da bi se to ostvarilo neo-phodno je da sistemi za dopremu repromaterijala uvek budu u funkciji. Pored samih sistema, potrebno je i da podzemne prostorije budu u takvom stanju da omogućavaju nesmetan transport materijala i opreme. U fazi izrade transportnih puteva je jedan od najvažnijih zadataka uzimanje u obzir veze između dopreme repromaterijala i načina podgrađivanja podzemnih prostorija.

LITERATURA

1. Grujić, M.: Doprema repromaterijala i prevoz radnika u rudnicima. (monografi ja), izd. RGF, Beograd, 1995.

2. Grujić, M., Ristović, I., Grujić, Miodrag: Infl uence of Anchor Support of Underground Transporta-tional Chambers on the Effi ciency of the Supply of Intermediate Goods. Proceedings Conference RADMI, Vrnjačka Banja, 2012.

3. Jovanović, P.: Projektovanje i proračun podgrade horizontalnih podzemnih prostorija. (monografi ja), izd. RGF, Beograd, 1994.

4. Ristović, I., Grujić, Miodrag: Reciprocal Infl uence of Monorail Delivery of Row and Processed Mate-

rials and Cross Section of Supported Underground Chambers at Coal Mines. Journal Underground Mining Engineering, No 22, Faculty of Mining and Geology, Belgrade, 2013.

ACKNOWLEDGEMENT

This paper was realized as a part of the project “Research on possibility for AT (Advanced Technol-ogy) rockbolting application in mines for the purpose of increasing work safety and production effi ciency” (TR 33025) fi nanced by the Ministry of Education and Science of the Republic of Serbia within the frame-work of Programme of research in the fi eld of techno-logical development for the period 2011-2014.

ZAHVALNICA

Ovaj rad je realizovan u okviru projekta „Istraživanje mogućnosti primene AT (Advanced Technology) viseće podgrade u rudnicima u cilju povećanja bezbednosti rada i efi kasnosti proizvod-nje“ (TR 33025) koji fi nansira Ministarstvo za pros-vetu i nauku Republike Srbije u okviru programa istraživanja u oblasti Tehnološkog razvoja za period 2011-2014. godine.

340


Milanko KORUGA, Milorad VEMIĆ, Radmilo JELOVAC, Radomir DŽARIĆEPCG AD Nikšić, Direkcija za Poslovni i Tehnički razvoj, Rudnik uglja AD Pljevlja

UDC: 622.6 : 621.311.22

Uticaj karakteristika pljevaljskog uglja na izbor sistema za pripremu ugljenog praha na bloku II

Termoelektrane Pljevlja snage (220÷300)MW

REZIMEU radu su razmatrane karakteristike uglja i njihov uticaj na izbor mlinova tj. sistema za pripremu

ugljenog praha na bloku II termoelektane Pljevlja.Za proces pripreme ugljenog praha veoma su bitne genetske, petrološke, minerološke i neke

mehaničke osobine uglja. To su prije svega sadržaj vlage u radnom gorivu, sadržaj mineralnih ma-terija, meljivost, abrazivnost, donja toplotna moć, sadržaj isparljivih sagorljivih materija (volatila), specifi čna površina ugljenog praha, gustina ugljenog praha kao i sklonost ugljenog praha ka ek-spoloziji.

Na osnovu navedenih karakteristika za pljevaljski ugalj najbolje je izabrati individualni modifi ko-vani sistem sa direktnim uduvavanjem u ložište sa ventilatorskim mlinovima na bloku II termoelek-trane Pljevlja snage (220÷300)MW.

Ključne riječi: termoelektrana, ugalj, ugljeni prah, ventilatorski mlin.

ABSTRACTCharacteristics of coal and their impact on selection of mills i.e. system of preparation of pulver-

ized coal for new Unit of TPP Pljevlja were analyzed within work.Genetic, petrologic, mineralogical and some mechanical characteristics are very important for

the process of preparation of pulverized coal. These are primarily the content of moisture in the fuel, content of mineral matter, grindability, abrasiveness, lower heating value/LHV, the content of volatile combustible matter (volatile), the specifi c surface area of pulverized coal, density of pulverized coal and tendency of pulverized coal toward explosion.

Based on stated characteristics for coal from pljevlja basin, it is best to select individual modifi ed system with direct insuffl ation to furnace with fan mills for TPP Pljevlja Unit II with installed capacity between 220÷300MW.

Key words: thermal power plant, coal, pulverized coal, fan mill.

1.0 UVOD

Analiza količina i kvaliteta uglja pokazuje da je na području pljevaljskog basena potvrđeno 81

milion tona geoloških rezervi uglja, od toga je u kat-egoriju bilansnih rezervi svrstano 74 miliona tona, dok je ekspolatacionih rezervi 65 miliona tona koje se mogu iskoristiti otkopavanjem na površinskim ko-povima: Potrlica, Cementara, Kalušići, Grevo, Ra-bitlje, Komine, Bakrenjače, Otilovići i Glisnica. Pored pljevaljskog basena u neposrednoj blizini je maočki basen u kome se nalazi 135 miliona geoloških rezervi,

od toga je u kategoriju bilansnih svrstano 118 miliona tona, dok je eksploatacionih rezervi 98 miliona tona.

Postojeći blok I i planirani blok II kroz cio životni vijek snabdijevaće se ugljem iz pljevaljskog basena. Rezultati analize pokazuju da neosiromašeni ugalj pljevaljskog basena ima donju toplotnu moć 10.518 kJ/kg, prosječan sadržaj pepela 23,91%, prosječan sadržaj vlage 29,96% i prosječan sadržaj sumpora 1,29%. Prilikom otkopavanja uglja realno je očekivati osiromašenje uglja zbog miješanja kvalitetnog uglja slojem stijena, podine i tanjih proslojaka jalovine i

341


ugljevite gline u ugljonosnim slojevima. Kod zadatog osiromašenja uglja za 10% očekivana prosječna donja toplotna moć iznosi 9561 kJ/kg, prosječan sadržaj pepela 28,78%, a prosječan sadržaj vlage 29,29%.

Za proces pripreme uglja najvažnije su njegove genetske, petrološke, minerološke i neke mehaničke osobine. Pored sadržaja vlage i mineralnih materija to su prije svega: meljivost, abrazivnost kao i njegov sortiman.

Na pravilan izbor tipa gorionika, kao i za nesmeta-no odvijanje procesa sagorijevanja ugljenog praha u ložištu od značaja je pored vrste goriva i njegove don-je toplotne moći sadržaj isparljivih sagorivih materija (volatila).

Priprema ugljenog praha vrši se izvan kotla u posebnim postrojenjima koja čine sistem za pripremu ugljenog praha. U njemu se odvija čitav niz procesa koji se ne mogu posmatrati nezavisno jedan od drugog. Osnovni procesi su mljevenje i sušenje uglja, kao i habanje radnih elemenata postrojenja. Pored toga, od posebnog su značaja aerodinamički procesi u mlinu i separatoru ugljenog praha, kao i procesi vezani za transport aerosmješe do gorionika.

Najsloženiji uređaj sistema za pripremu ugljenog praha je mlin i u njemu se obavlja proces mljevenja.

U daljem dijelu rada biće razmotren uticaj nave-denih karakteristika uglja i ugljenog praha na proces mljevenja i izbor sistema za pripremu za slučaj sago-rijevanja uglja iz pljevaljskog basena.

2.0 KARAKTERISTIKE UGLJA I UGLJENOG PRAHA I NJIHOV UTICAJ NA IZBOR SISTEMA

Domaći ugljevi prema JUS.B.HO.001 se dijele na:

• lignite,• mrko-lignitske,• mrke i• kamene ugljeve.

Ugalj iz pljevaljskog basena spada u grupu mrko-lignitskih ugljeva.

2.1 Karakteristike uglja pljevaljskog basenaNajznačajnije karakteristike domaćih ugljeva su

prije svega vlažnost uglja, sadržaj mineralnih materija u uglju, sadržaj volatila, meljivost i abrazivnost. One pored pravilnog izbora tipa mlina i njegovog kapacite-ta mljevenja, bitno utiču na proces mljevenja i sušenja, kao i proces habanja njegovih radnih elemenata.

2.1.1 Sadržaj vlage u radnom gorivuPljevaljski ugalj ima sadržaj vlage u radnom gorivu

27,08÷39,99% u zavisnosti od ležišta, najmanji je u ležištu Kalušiće, a najveći u ležištu Bakrenjače, što se vidi iz tabele 1.

Poznato je da procenat vlage u radnom gorivu za-visi od vrste uglja i to:

• za lignite >40%• za mrko-lignitske (30÷40)%• za mrke (10÷30)%• za kamene ugljeve <10%Vlaga predstavlja štetnu komponentu goriva, jer

smanjuje udeo sagorljivih sastojaka, smanjuje sipkost goriva, otežava manipulaciju i poskupljuje transport, potpomaže samozapaljenje uglja pri skladištenju u debljem sloju, povećava zapreminu produkata sago-rijevanja i utiče na kapacitet mljevenja, što je veoma bitno pri izboru tipa mlina. Za mljevenje ovakvih ug-ljeva najpogodniji su brzohodni mlinovi.

2.1.2 Sadržaj mineralnih materijaMineralne materije (A) predstavljaju balast u

gorivu, njihovo prisustvo smanjuje sadržaj sagorljivih sastojaka smanjujući tako i njegovu toplotnu moć. One otežavaju proces mljevenja, intezifi kuju proces habanja radnih elemenata postrojenja i pogoršavaju uslove paljenja ugljenog praha u ložištu. Poslije sagorijevanja pepeo može da izazove šljakovanje za-grevnih površina kotla. Sadržaj mineralnih materija

Zalihe (t) Kvalitet uglja Geološke Bilansne Eksploatacione Hu [kJ/kg] Ar [%] Wr [%] Su [%]

Cementara 6.258.190 5.545.895 5.268.600 11.550 19,29 32,19 1,84Šumani 2.251.127 791.564 687.528 6.612 36,19 31,90 1,31Potrlica 35.860.827 35.837.797 31.589.766 10.813 23,76 28,44 1,17Kaluši i 15.136.920 15.136.920 12.866.382 7.973 36,44 27,08 1,43Grevo 2.640.215 2.282.700 2.054.430 12.812 18,86 29,33 1,43Komini 6.996.074 3.016.566 2.714.909 11.515 16,57 34,00 -Rabitlje 5.358.361 5.358.361 4.822.525 13.663 10,93 34,00 -Bakrenja e 1.339.040 1.332.313 1.199.082 10.194 15,14 39,99 0,96Otilovi i 3.421.000 3.421.000 3.078.900 10.510 13,70 37,42 0,80Glisnica 1.666.667 1.666.667 1.500.000 9.500 20,00 35,00 1,78Ukupno 80.928.420 74.389.783 65.782.122 10.518 23,91 29,96 1,29

Tabela 1. - Zalihe i srednje vrijednosti kvaliteta uglja u pljevaljskom basenu

342


(A) u uglju pljevaljskog basena kreće se 10,93% u ležištu Rabitlje do 36,44% u ležištu Kalušići, što je prikazano u tabeli 1.

U procesu sagorijevanja mineralne materije iz goriva trpe niz složenih transformacija, razlažu se i djelimično oksidišu stvarajući pepeo koji predstavlja mješavinu oksida nastalu od mineralnih materija.

Ispitivanjima je utvrđeno da se u gorivu oko 95% mineralnih materija sastoji od silikata, sulfi da kao i karbonata kalcijuma, magnezijuma, a donekle i gvožđa.

2.1.3 Sadržaj volatilaKada se ugalj zagreva bez prisustva vazduha, na

temperaturi nešto višoj od temperature sušenja, iz nje-ga počinje izdvajanje isparljivih sagorljivih materija (volatila) i završava se pri temperaturi 1000÷1100°C. Količina volatila se svodi na sagorljivu masu i naziva se sadržajem volatila (Vg). Poslije isparavanja vola-tila iz uglja ostaje koksni ostatak, koji može da bude sinterovan, slabo sinterovan ili praškast. Ugljenik u koksu naziva se fi ksni (Cfi x).

U sastav volatila ulaze vodonik, ugljovodonici, ug-ljen-dioksid, ugljenmonoksid, nešto sumpora, katran i tome slično. Što je gorivo geološki mlađe time je u njemu sadržaj volatila veći. Za lignite on iznosi od 50÷60%, za mrke ugljeve od 35÷50%, a za kamene ugljeve od 12÷45%. Ugalj iz pljevaljskog basena ima sadržaj volatila od 40÷50%. Na jednom uzorku uglja iz ležišta Potrlica određen je sadržaj volatila 52,19%.

2.1.4 Meljivost ugljevaMeljivost ugljeva je jedna od važnih karakteris-

tika, bitna za projektovanje i eksploataciju postrojenja za njihov mehanički tretman usitnjavanjem. Defi niše se preko kojefi cijenta meljivosti, a to je sklonost poje-dinih ugljeva ka mljevenju i za njegovo određivanje postoji više metoda. Najpoznatije su:

• Hardgrover (američka),• VTI – savezni termotehnički Institut (Ruska),• ASTM – američko udruženje za ispitivanje ma-

terijala,• CKTI – centralni kotlovsko – turbinski institut i

druge.Navedene metode su po principu slične i sastoje

se u upoređivanju fi noća mljevenja ispitivanog i etal-onskog uglja uz uslov jednakosti radova utrošenih za mljevenje.

Ispitivanje po metodi Hardgrove vrši se u labo-ratorijskom mlinu sa osam čeličnih kugli prečnika 25,4mm. Kojefi cijent meljivosti se određuje na bazi prosejavanja 50gr uzorka suvog uglja na vazduhu sorti-mana (590÷1190) μm kroz sito dimenzija 0,075mm korišćenjem izraza:

KH=13+6,93 (50-m1)(1)m1[gr] – masa dijela uzorka za ispitivanje koja je

ostala na situ veličine otvora 75μm

Za određivanje koefi cijenta meljivosti po metodi VTI koristi se porculanski dobošasti mlin, unutrašnjeg prečnika doboša 270mm i dužine 210mm.

Kao uzorak se koristi masa od 500gr uglja su-vog na vazduhu, sortimana (1250÷3200) μm. Poslije mljevenja uzorak se sije na situ od 90 μm. Kojefi cijent meljivosti se određuje po obrascu:

(2)

gdje je R90 [%] – ostatak na situ od 90μm.Određivanje kojefi cijenta meljivosti po CKTI me-

todi vrši se u porculanskom dobošastom mlinu zapr-emine 1,66dm3 ispunjenom sa 44 porculanske kugle prečnika 25,4mm. Kao uzorak se koristi 230cm3 ug-lja sortimana (90÷950) μm. Kojefi cijent meljivosti se dobija kao odnos kapaciteta laboratorijskog mlina sa ispitivanim gorivom u jednom ciklusu BC [gr/s] i ka-paciteta mlina sa etalonskim ugljem (0,13 gr/s) tj:

(3)

Za određivanje kojefi cijenta meljivosti pri projek-tovanju bloka I korišćena je metoda Hardgrove čiji su rezultati u dovoljnoj mjeri vjerodostojni i koja po jed-nom uzorku uglja relativno kratko traje. Za pljevaljski ugalj iz ležišta Ljuće – Šumane na osnovu uzorka određen je kojefi cijent meljivosti KH=40. Za uzorke uglja iz najvećeg ležišta Potrlica određena je srednja vrijednost koefi cijenta meljivosti KH=59,85. Na isti način treba odrediti srednje kojefi cijente meljivosti za ugalj iz ostalih ležišta pljevaljskog basena koji će se koristiti za sagorijevanje na bloku II TE “Pljevlja“.

2.1.5 Abrazivnost ugljevaAbrazivnost uglja pored fi zičkih svojstava, zavisi

od njegove tvrdoće i čvrstoće, sastava mineralnih ma-terija, dimenzija i oblika čestica uglja (okrugle, kock-aste, oštrih ivica), prisustva različitih primjesa koje povećavaju njegovu abrazivnost (SiO2, Al2O3 i sl).

Za ispitivanje abrazivnosti ugljeva, kao i otpornosti materijala na habanje, CKTI je razvio metodu prema kojoj se ovi pokazatelji određuju na laboratorijskom modelu brzohodnog mlina pri mljevenju predhodno osušenog uglja (suvog na vazduhu) sortimana (0÷2)mm utvrđivanjem pohabanosti etalon uzorka, materi-jala od koga su izrađeni radni elementi mlina u toku jednog istog vremenskog intervala. Abrazivna svojst-va ispitivanog uglja defi niše vrijednost kojefi cijenta habanja, etalon materijala čelika Č.0362 tj. gubitak njegove mase sveden na jedinicu dovedene energije za mljevenje:

(4)

Prema vrijednosti koefi cijenta habanja ugljevi se dijele u četiri grupe:

KCKTI =

Kh =

343


• prva grupa su ugljevi niske abrazivnosti Kh<170• druga grupa su ugljevi srednje abrazivnosti

Kh=170÷340• treća grupa su ugljevi povećane abrazivnosti

Kh=341÷510• četvrta grupa su ugljevi visoke abrazivnosti

Kh>510Ugalj iz pljevaljskog basena može se svrstati u

treću grupu tj. u ugljeve povećane abrazivnosti.Podaci o abrazivnosti ugljeva se koriste pri izboru

tipa mlina, dok se podaci o otpornosti materijala na habanje koriste prilikom procjene vijeka trajanja rad-nih elemenata mlina.

2.2 Karakteristike ugljenog prahaUgljeni prah predstavlja fi ni polidisperzni materijal

sa veoma malim dimenzijama čestica. Njegov kvalitet se defi niše sledećim karakteristikama:

• fi noća mljevenja i granulometrijska karakteris-tika,

• gustina i spcifi čna površina ugljenog praha,• vlažnost i• sklonost ka eksploziji.

2.2.1 Finoća mljevenja i granulometrijska ka-rakteristika ugljenog praha

Finoća mljevenja ugljenog praha određuje se sejan-jem uzorka praha mase M = 25÷50gr tokom 20 minuta u uređaju za sejanje. Analiza se vrši pomoću kompleta sita čije su karakteristike defi nisane različitim nacio-nalnim standardima (slika 1).

Rezultati sitovne analize defi nišu se ostacima na pojedinim sitima, pa je ostatak na situ 90μm:

R90 = F90/200 + F200/500 + F500/1000 + F1000 [%] (5)

Propad kroz sito 90μm je:

D90 = F50/90 + D50 [%] (6)

Prema rezultatima sitovne analize nalazi se zavis-nost ostataka na pojedinim sitima od dimenzija čestica koja se naziva granulometrijskom karakteristikom. Da bi se znalo koliko u uzorku ugljenog praha ima čestica datih dimenzija koristi se kriva raspodjele frakcija koja se radi na osnovu granulometrijske karakteristike ugljenog praha.

2.2.2 Gustina i specifi čna površina ugljenog praha

Razlikujemo stvarnu (ρs), prividnu (ρpr) i nasipnu gustinu (ρn), ugljenog praha.

Kod proračuna bunkera uglja, dozatora uglja se koristi nasipna gustina koja zavisi od granulacijskog sastava, vlažnosti praha, stepena njegove sabijenosti kao i dužine vremena skladištenja.

Za proračun ciklona, separatora i pneumotranspor-tnih uređaja koristi se prividna gustina. Stvarna gusti-na ugljenog praha zavisi prije svega od vrste uglja. Za lignite ona iznosi 1380÷1500 kg/m3, pa se za proračun uzima srednja vrijednost.

Specifi čna površina polidisperznog ugljenog praha koji se sastoji od čestica različitih dimenzija i oblika može se odrediti kao zbir površina pojedinih frakci-ja. Za praktične proračune uvodi se uslovna površina ugljenog praha Su [m2/kg] za prah koji se sastoji od čestica loptastog oblika različitih dimenzija koji ima prividnu gustinu ρpr = 1000 kg/m3

2.2.3 Vlažnost ugljenog prahaProces sušenja ugljenog praha odvija se simultano

sa procesom mljevenja pri relativno visokim temper-aturama i to najčešće vrelim dimnim gasovima i za-grejanim vazduhom. Sam proces sušenja je brz i traje kratko vrijeme. Vlažnost ugljenog praha za kamene ugljeve je: Wp=(0,5÷1,0) Wh (%), a za mrke ugljeve i lignite Wp=(1,0÷1,8) Wh (%), gdje je Wh (%) hi-groskopska vlaga.

Ako ugljeni prah nije dovoljno osušen dolazi do naglog pogoršavanja procesa mljevenja, smanjenja kapaciteta mljevenja, porasta potrošnje energije za mljevenje i otežanog transporta ugljenog praha kroz kanale aerosmješe do gorionika.

Ugljeni prah se dobro transportuje pomoću za-grijanog vazduha ili produkata sagorijevanja. Aero smješa predstavlja vrlo pokretnu dvokomponentnu mješavinu koja ima svojstva tečnosti i lako se kreće kroz kanale mlinskog trakta.

2.2.4 Sklonost ugljenog praha ka eksplozijiUgljeni prah skoro svih ugljeva ima sklonost ka

stvaranju eksplozivne smješe. Najopasnije su čestice Slika 1. - Komplet od pet sita za sitovnu analizu

344


sitnije od 150μm (za mrki ugalj i lignit) i čestice sit-nije od 120μm (kameni ugalj). Eksplozija ugljenog praha se javlja zbog paljenja volatila koji se izdva-jaju pri njegovom zagrijavanju stupajući u reakciju sa kiseonikom iz gasne smješe u kojoj se prah nalazi. Na sklonost ugljenog praha ka eksploziji utiču:

• kiseonik,• sadržaj volatila,• temperatura transportnog fl uida na izlazu iz mli-

na,• sadržaj vlage i pepela u radnom gorivu,• vlažnost i fi noća ugljenog praha, i• koncentracija praha u aerosmješi.U praksi se pokazalo da do eksplozije ugljenog

praha neće doći ako je sadržaj CO2 u suvom trans-portnom fl uidu (CO2)S > 4%. Novija ispitivanja su pokazala da se kao sigurnosna oblast može smatrati zapreminski sadržaj kiseonika u suvim gasovima

i to pri temperaturama aerosmješe do t ≤ 190°C, a prema ruskim podacima ova vrijednost iznosi čak .

3.0 IZBOR TIPA MLINA I SISTEMA ZA PRIPREMU UGLJENOG PRAHA

Za pripremu ugljenog praha koriste se mlinovi koji se u osnovi razlikuju po mehanizmu mljevenja, odnosno po konstrukciji. Mlinovi su rotacione mašine, način mljevenja je defi nisan njihovim brojem obrtaja. Prema vrijednosti broja obrtaja mlinovi se dijele na:

• sporohodne, kod kojih je broj obrtaja manji od 75 o/min,

• srednjohodne sa brojem obrtaja od 75÷225 o/min, i

• brzohodne kod kojih je broj obrtaja veći od 225 o/min.

Kod sporohodnih mlinova sušenje i mljevenje uglja se vrši u samom mlinu, pa je radni kapacitet ograničen uslovima sušenja, odnosno mljevenja.

Kod srednjohodnih mlinova mljevenje se ug-lavnom vrši gnječenjem uglja. Glavni nedostatak srednjohodnih mlinova je slaba organizacija sušenja goriva. Za vrijeme procesa mljevenja nema kon-takta između goriva i toplog vazduha, usled čega se povećava specifi čna potrošnja energije za mljeven-je. Iz toga proizilazi da gorivo koje se melje u ovim mlinovima treba da ima malu početnu vlagu. Sredn-johodni mlinovi se, dakle, najčešće primijenjuju za mljevenje ugljeva koji sadrže malu količinu vlage, Wr≤16% i malu količinu volatila, V=10÷30% tj. ka-menih ugljeva. Ugalj Pljevaljskog basena spada u gru-pu mrko-lignitskih ugljeva sa sadržajem vlage Wr = 27,08÷39,99% u zavisnosti od ležišta i sadržajem vol-atila V=40÷50% pa se ne može uspješno mljeti sredn-johodnim već u brzohodnim mlinovima. Predstavnici brzohodnih mlinova su mlinovi čekićari i ventilator-ski mlinovi. Proces mljevenja se odvija uglavnom su-darom i trenjem, a kod mlinova čekićara i djelimičnim gnječenjem. Ugalj iz pljevaljskog basena spada u grupu veoma vlažnih ugljeva relativno visokog koje-fi cijenta meljivosti (KH=40), pa se najuspešnije može mljeti u ventilatorskim mlinovima.

3.1 Konstrukcije ventilatorskih mlinova, izbor tipa mlina

Kod ventilatorskih mlinova proces mljevenja se odvija sudarom i trenjem. Ventilatorski mlinovi su po konstrukciji slični radijalnim ventilatorima, stim što su elementi koji ušestvuju u procesu mljevenja ojačani. Pogodni su za mljevenje lignita i mrkolig-nitskih ugljeva sa velikim sadržajem valge. Postoje dva osnovna tipa S i N mlinovi. Za mljevenje kvalitet-nih ugljeva pored mlinova čekićara koriste se venti-

1. ulaz uglja i suše eg fluid 2. udarno kolo 3. udarne plo e 4. ku ište mlina 5. separator mlina 6. regulacione klapne 7. povratni kanali 8. izlaz aerosmješe 9. šaht mlina 10. dvostruki ležaj

Slika 2. - Ventilatorski mlin

345


latorski mlinovi tipa S dok se za mljevenje vlažnih ugljeva lignita i mrkolignitskih najčešće koriste venti-latorski mlinovi tipa N. Prema karakteristikama uglja iz različitih ležišta pljevaljskog basena za mljevenje je najpogodnija konstrukcija ventilatorskog mlina je prikazana na slici 2.

Ugalj se melje sudarom sa masivnim udarnim pločama postavljenim na udarnom kolu kao kod radi-jalnog ventilatora i prilikom prolaska kroz udarno kolo trenjem o udarne lopatice. Prilikom mljevenja dolazi do naglog hlađenja sušećeg fl uida, prouzrokovanog intezivnim sušenjem koje se odvija simultano sa pro-cesom mljevenja. Aerosmješa se iz mlina preko sepa-ratorskih klapni uvodi u inercijalni separator u kome zbog sile inercije, pri skretanju struje dolazi do izdva-janja krupnijih čestica nedovoljno samljevenih. Ove čestice se preko povratnog kanala vraćaju na ponovno mljevenje kako bi se postigla zadovoljavajuća fi noća ugljenog praha na izlazu iz separatora. Iz separatora se u mlin vraća znatna količina ohlađenih produkata sušenja, zbog čega se smanjuje ventilaciono dejstvo mlina i povećava energija za mljevenje. Ugalj se u udarno kolo ventilatorskog mlina uvodi po malom dijelu njegovog obima, na dve do tri udarne ploče koje se nalaze u najnižoj tački spirale kućišta mlina. Vreme zadržavanja u mlinu se skraćuje, povećava se količina recilkulisanih čestica uglja iz separatora i ne ostvaruje se ravnomjerno miješanje uglja sa vre-lim recilkulisanim gasovima sa vrha ložišta, pa se pogoršava fi noća mljevenja ugljenog praha i uslovi njegovog sušenja. Ovi nedostaci su otklonjeni kon-strukcijom kombinovanih mlinova koji mogu biti sa separatorom i bez separatora. Kombinovani mlin predstavlja kombinaciju mlina čekićara i ventilator-skog mlina. Kod kombinovanog mlina su udarna tijela (čekići) postavljeni po toku ugljene mase u jednom ili više redova ispred udarnog kola sa ciljem da izvrše primarno mljevenje uglja. Na taj način je povećano vrijeme zadržavanja u mlinu i postignuto ravnomjerno miješanje sušećeg fl uida i ugljenog praha sa tendenci-jom daljeg snižavanja njegove vlažnosti.

3.2 Izbor sistema za pripremu ugljenog prahaSistemi za pripremu ugljenog praha se dijele na:• centralne i• individualne.Kod centarlnih sistema priprema ugljenog praha se

obavlja izvan kotlovskog postrojenja, u kome se na-jprije vrši sušenje u sušari, a zatim mljevenje u mlino-vima. Ugljeni prah pripremljen u ovim sistemima je ujednačenog i visokog kvaliteta, međutim za njegovo sušenje potrebno je izraditi posebne sušare i ložišta, kao i bunkere za skladištenje ugljenog praha. Kod ovih sistema postoji opasnost od ekspolozije sušenog ugljenog praha, pa se zbog dodatnih mjera sigurnosti ovi sistemi rijetko primijenjuju.

Kod individualnih sistema priprema ugljenog praha se vrši u okviru kotlovskog postrojenja u mlinovima.

Proces sušenja kod ovih sistema može da bude: otvo-ren, poluotvoren ili zatvoren, a kao sušeći agens se ko-risti zagrejani vazduh, vreli produkti sagorijevanja iz kotla ili mješavina vazduha i produkata sagorijevanja. Postoje individualni međubunkerski sistemi i individ-ualni sistemi sa direktnim uduvavanjem u ložište.

Individualni sistemi sa direktnim uduvavanjem mogu biti sa zatvorenim procesom sušenja, sa poluot-vorenim procesom sušenja i modifi kovani individualni sistemi. Individualni sistemi sa zatvorenim procesom sušenja koriste se za kvalitetnije lignite Hu ≥ 10.000 kJ/kg i dijelom za normalne lignite Hu=6000÷10.000 kJ/kg. Za pripremu lignita donje toplotne moći Hu ≤ 6000 kJ/kg sa ekstremno visokim sadržajem vlage koriste se individualni sistemi čiji je proces sušenja djelimično otvoren. Ligniti male toplotne moći Hu ≤ 6000 kJ/kg i velikim sadržajem vlage kao i mrko-lignitski ugljevi sa većom toplotnom moći koji imaju povećan procenat volatila sa visokom temperaturom razlaganja najuspešnije se pripremaju u individualnim modifi kovanim sistemima.

Za pripremu ugljenog praha za sagorijevanje uglja iz različitih ležišta pljevaljskog basena najoptimalnije je koristiti modifi kovani sistem sa direktnim uduva-vanjem u ložište.

Po ovom sistemu ugalj se iz bunkera preko doza-tora i dodavača dovodi u recilkulacioni vod, a odatale u mlin gdje se suši i melje, a samljeven ugalj dovodi u separator. Iza separatora po toku aerosmješe postav-ljen je razdvajač aerosmješe pomoću koga se vrši pod-jela ugljenog praha na krupnije i sitnije frakcije. Krup-nije se uduvavaju u donji, a sitnije u gornji deo ložišta pošto im je vrijeme sagorijevanja kraće. Znači kod ovih sistema struja aerosmješe se pomoću razdvajača razdvaja i na različitim visinama uduvava u ložište.

Prikaz ovakvog sistema je dat na slici 3.

4.0 ZAKLJUČAK

Pljevaljski basen uglja čini deset odvojenih ležišta uglja različite toplotne moći, različitog minerološkog sastava i različitog sadržaja vlage. Najmanja količina uglja se nalazi u ležištu Šumane, a najveća u ležištu Potrlica. Ležište Šumane ima i najmanju toplotnu moć oko 6612 kJ/kg, dok najveću toplotnu moć ima ležište Rabitlje 13.663 kJ/kg. Za sagorijevanje na bloku II koristiće se mješavina uglja koji će se eksploatisati is-tovremeno iz najmanje dva ležišta navedena u tabeli 1.

Srednja vrijednost sadržaja vlage u radnom gorivu se kreće od 27,08÷39,99%, najmanja je u ležištu Kalušići, a najveća u ležištu Bakrenjače, mada stvar-na vrijednost u pojedinim ležištima se kreće i preko 50%.

Sadržaj lako isparljivih materija (volatila) u pljevaljskom uglju računata na sagorljivu masu se kreće od 40÷50%. Znači da je ugljena prašina pljevaljskog uglja u kontaktu sa kiseonikom pri povišenoj tempera-turi eksplozivna, ugalj je reaktivan.

346


Mineralne materije otežavaju proces mljevenja i pogoršavaju uslove paljenja ugljenog praha u ložištu. Sadržaj mineralnih materija je različit u pojedinim ležištima uglja pljevaljskog basena, najmanji je u ležištu Rabitlje (10,93%), a najveći u ležištu Kalušići (36,64%). U procesu sagorijevanja mineralne ma-terije trpe niz složenih transformacija, razlažu se i djelimično oksidišu stvarajući pepeo koji predstavlja mješavinu oksida SiO2, Al2O3, CaO, MgO, Fe2O3 i dr. koji predstavljaju veoma abrazivne materijale. Zato se pri izboru sistema za pripremu ugljenog praha vodi računa o geometriji i materijalu kanala aerosmješe, teži se da trase kanala budu što kraće, jer je abrazija funkcija brzine čestica uglja na kub (v3).

Za projektovanje i izbor sistema za pripremu ug-ljenog praha meljivost uglja je jedna od veoma bit-nih karakteristika, a defi nisana je kojefi cijentom meljivosti. Za određivanje ovog kojefi cijenta potreb-no je pravilno odabrati uzorke iz svih ležišta uglja pljevaljskog basena i isti odrediti po jednoj od poza-natih metoda. Pojedini autori koefi cijent meljivosti analiziraju u funkciji petrološkog sastava uglja.

Finoća mljevenja ugljenog praha određena pomoću sitovne analize pokazala je da je na jednom uzorku uglja pljevaljskog basena ostatak na situ 90μm, R90 = 55%, ostatak na situ 1mm R1000 = 4% i ostatak na situ 5mm R5000 = 20%.

Prema navedenim karakteristikama uglja pljevaljskog basena za pripremu ugljenog praha odabran je modifi kovani sistem sa ventilatorskim mlinovima i direktnim uduvavanjem u ložište. U ovakvom sistemu omogućeno je dobro sušenje uglja prije mljevenja. Sušenje se vrši mješavinom dimnog gasa i vrućeg vazduha temperature 750 ÷ 800°C, tako da se u izabranom ventilatorskom mlinu ugalj lako melje, ugljeni prah ima zadovoljavajuću vlažnost na

gorionicima, pa će i plamen u ložištu biti stabilan. U mješavini ugljenog praha nalazi se inertni gas, CO2 koji sprečava eksploziju ugljenog praha u mlinu i ka-nalima aerosmješe.

LITERATURA1) Miloš Gulič - Generatori pare - parni kotlovi, Novi

Sad 1967.2) M. Gulič, Lj. Brkić, T. Živanović, B. Petković –

Proračuni ventilatorskih mlinova, Beograd, 1982.3) А.Н. Лебедев – Подготовка и размол топлива на

электростанциях,Энергия, Москва, 1969.4) T. Živanović, Lj. Brkić, D. Tucaković – Proračun

postrojenja za pripremu ugljenog praha, Beograd, 2005.

5) М.И Резников – Парогенераторные установки электростанций, Энергия, Москва, 1974.

6) Idejni projekat i studija opravdanosti izgradnje termoelektrane Pljevlja II, Velenje, Esotech, 2012.

7) Г. Т. Левит – Пылесистемы с мельницами - вен-тиляторами мощных зарубежных энергобло-ков, Москва, 1981.

8) Milanko Koruga – Istraživanje mogućnosti primjene metoda tehničke dijagnostike u preventivnom održavanju sistema za pripremu ugljene prašine u termoelektranama, magistarski rad, Novi Sad, 1996.

9) R. Stanić, M. Gomilanović – Proizvodnja uglja u pljevaljskom ugljenom basenu i razvojne mogućnosti, Zbornik radova, Žabljak, 2003.

10) Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина – Ко-тельные установки и парогенераторы (Выбор и расчет систем пылеприготовления и горелоч-ных устройств котельных агрегатов), Красно-ярск, 2006.

1. Bunker za ugalj; 2. Recilkulacioni vod; 3. Ventilatorski mlin; 4. Separator; 5. Razdvaja aerosmješe; 6. Gorionik za primarnu struju

aerosmješe - glavni gorionik; 7. Gorionik za sekundarnu

struju aerosmješe - gorionik za otparke;

8. Ventilator za svjež vazduh; 9. Zagreja vazduha; 10. Kanal za zagrejani vazduh; 11. Kanal za primarni vazduh; 12. Kanal za sekundarni vazduh; 13. Kanal za hladni vazduh

Slika 3. - Modifi kovani sistem pripreme ugljenog praha sa direktnim uduvavanjem u ložište

347


Stanislav RUŽIĆBrodarski Institut d.o.o., Zagreb, HRVATSKA

UDC: 621.224.004

Mjerenja energetskih značajki i ispitivanja prijelaznih pojava hidrauličkih turbina

SAŽETAKU ovom radu prikazan je postupak izvođenja mjerenja energetskih značajki i isptivanja prijelaznih

pojava na hidrauličkim turbinama u skladu s međunarodnim standardom IEC 60041. Mjerenja en-ergetskih značajki služe kao osnova za određivanje stupnja korisnosti turbina i postrojenja u svim kombinacijama rada, gubitaka u hidrauličkom sustavu, ocjene stanja podešenosti i rada turbinske regulacije, itd. Ispitivanjima prijelaznih pojava prate se reakcije u hidrauličkom sustavu hidroelek-trane prilikom naglog zaustavljanja ili pokretanja agregata, čime se dobivaju iznosi varijacija tlaka i broja okretaja uzrokovanih promjenom režima rada.

Ključne riječi: IEC 60041, energetske značajke turbina, prijelazne pojave.

FIELD ACCEPTANCE TESTS FOR DETERMINATION OF STEADY STATE PERFORMANCE AND TRANSITIONAL CHARACTERISTICS

OF HYDRULIC TURBINES

SUMMARYThis paper presents procedure for conduction of fi eld acceptance test for determination of steady

state and transient operation of hydraulic machines in accordance with International standard IEC 60041. Determination of steady state performance of the machine is conducted in order to as-certain effi ciency of the machines and plant for all possible exploitation condition, determine loses in hydraulic system, check for proper adjustment and operation and governor, etc. Transient characteris-tics of the machine are performed in order to monitor reaction in hydraulic system of the plant during sudden load rejection or acceptation, which gives insight to pressure and rotational speed variation caused by change of operating condition.

Keywords: IEC 60041, steady state performance of the machine, transient characteristics.

1. UVOD

Mjerenja energetskih značajki i ispitivanja pri-jelaznih pojava hidrauličkih turbina u naravi,

služe kao osnova za određivanje:1. stupnja djelovanja turbina i agregata u

pojedinačnom, paralelnom i zajedničkom načinu rada,

2. stupnja djelovanja hidroenergetskog postroje-nja,

3. parametara neophodnih za određivanje protoka relativnim metodama (koefi cijenta i eksponenta metode Winter-Kennedy za reaktivne turbine, odnosno pomaka igle za impulsne turbine),

4. gubitaka u hidrauličkom sustavu,5. otvora privodnih lopatica ili pomaka igli kao

funkcije hoda klipa servomotora,6. reakcija u hidrauličkom sustavu hidroener-

getskog postrojenja prilikom naglog zaustavl-janja ili pokretanja agregata,

7. značajki i podešenosti turbinske regulacije ti-jekom stacionarnih uvjeta odnosno prilikom promjene režima rada.

Međunarodnim standardom IEC 60041 propisana su pravila o izvođenju mjerenja, kao i postupci koje treba poduzeti u slučaju spora oko bilo koje faze provođenja ispitivanja, odnosno naknadne analize re-

348


zultata. Predmet sadržaja ovog standarda je opis meto-da mjerenja i načina proračuna dobivenih rezultata, na osnovu kojih se određuju glavne hidrauličke značajke kao što su:

1. snaga turbina pri sinkronom broju okretaja i iznosu specifi čne hidrauličke energije svojst-vene određenom hidroenergetskom postrojenju,

2. protok u hidrauličkom sustavu pri nominalnim uvjetima rada,

3. stupanj djelovanja koji turbina mora postići pri jednoj ili više dogovorenih snaga ili protoka, odnosno kao krivulju preko područja specifi čnih hidrauličkih energija,

4. maksimalna brzina vrtnje prilikom nagle promjene režima rada,

5. maksimalni i minimalni tlak na referentnim presjecima visokog i niskog tlaka prilikom nagle promjene režima rada,

6. maksimalna brzina vrtnje pobjega.Pored navedenog standardom su defi nirani opseg,

sadržaj i stil konačnog izvještaja. Mjerenja u skladu s propisima ovog standarda u pravilu moraju biti pov-jerena mjernoj ekipi koja je, sukladno svrsi mjerenja (primopredajna ispitivanja ili utvrđivanje trenutnog stanja), neovisna u odnosu na naručitelja i dobavljača hidrauličkih turbina. Izbor mjerne ekipe, metoda, pro-cedura i opsega mjerenja stvar je dogovora naručitelja i dobavljača. Navedene strane pored toga imaju pra-vo na imenovanje svojih predstavnika koji će nadzi-rati sve faze pripreme i izvođenja mjerenja, te biti uključeni u naknadnu analizu i proračun rezultata mjerenja. Mjernu ekipu predvodi voditelj mjerenja koji je odgovoran za:

1. pripremu i baždarenje svih mjernih instrumenata prije i nakon mjerenja,

2. pripremu i izvođenje mjerenja primjenom me-toda i postupaka propisanih odgovarajućim međunarodnim standardima,

3. analizu i proračun rezultata mjerenja,4. pripremu i izradu konačnog izvještaja.Svi članovi mjerne ekipe moraju biti adekvatno

osposobljeni za ispravnu montažu mjerne opreme, uređaja i instrumenata, te prikupljanje podataka ti-jekom mjerenja.

2. TIJEK IZVOĐENJA MJERENJA

Mjerenja u skladu s međunarodnim standardom IEC 60041 mogu biti podijeljena u dvije, međusobno neovisne, grupe:

1. mjerenja energetskih značajki hidrauličkih tur-bina u stacionarnim uvjetima rada,

2. ispitivanja prijelaznih pojava tijekom promjene režima rada.

Kao što je već navedeno, mjerenja energetskih značajki hidrauličkih turbina provode se sa svrhom određivanja glavnih hidrauličkih značajki (protok, snaga, stupanj djelovanja), ali i određivanja gubitaka u pojedinim segmentima hidrauličkog sustava, stupnja djelovanja postrojenja, itd. Ova se mjerenja odvijaju u stacionarnim uvjetima rada za koje je pomak kontrol-nih veličina minimalan i uvjetovan održavanjem post-avljenog stanja (protoka ili električne snage).

Ispitivanjima prijelaznih pojava dobivaju se infor-macije o ponašanju hidrauličkih strojeva u uvjetima naglog rasterećenja ili prihvata tereta s električne mreže. Ovim se ispitivanjima također stječe uvid o reakcijama u hidrauličkom sustavu hidroenergetskog postrojenja u pogledu varijacija tlakova u dovodnom tunelu i tlačnom vodu, oscilacijama vodnih masa u vodnoj komori i sl..

2.1. Mjerenja energetskih značajkiPreporučene su dvije metode izvođenja mjerenja

energetskih značajki:

0,75

0,76

0,77

0,78

0,79

0,80

0,81

0,82

0,83

0,84

0,85

0,86

0,87

0,88

0,89

0,90

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Stup

anj d

jelo

vanj

a po

stro

jenj

a

Protok (m3/s)

AgregatEfikasnost postrojenja Protok

- m3/s

A2 0,865 8,4856

A1+A2 0,849 16,489

Slika 1. - Rezultati mjerenja stupnja djelovanja postrojenja u ovisnosti o protoku.

349


1. Metoda A – koja se sastoji od mjerenja energetskih značajki za više točaka šireg područja rada, kroz koje se naknadno konstruira odgovarajuća kriv-ulja,

2. Metoda B – koja se sastoji od uzastopnog mjerenja energetskih značajki za jednu ili više radnih točaka.

Metoda A se koristi u slučajevima kada je potreb-no odrediti krivulju za čitavo radno područje ili kada stacionarno, nepromijenjeno, stanje u hidrauličkom sustavu nije moguće održavati duže vrijeme. Za kon-struiranje krivulje potrebno je minimalno šest točaka, a preporuča se osam do deset. Metoda B koristi se samo u onim slučajevima kada je moguće održati sta-

cionarno, nepromijenjeno, stanje tijekom čitavog pe-rioda mjerenja, te na taj način odrediti značajke za odabrane mjerne točke. Za svaku radnu točku potreb-no je izmjeriti najmanje pet prolaza radi kasnije statističke analize. Struk-turu mjerenja energetskih značajki primjenom Me-tode A moguće je grafi čki prikazati slikom 3.

U praktičnim uvjeti-ma prolaz se smatra is-

pravnim ukoliko su zadovoljeni sljedeći uvjeti tijekom izvođenja pokusa:

1. fl uktuacije i varijacije pojedinih mjernih veličina moraju se nalaziti unutar određenih granica u odnosu na srednje vrijednosti,

2. devijacije srednjih vrijednosti specifi čne hidrauličke energije i broja okretaja moraju se nalaziti unutar određenih granica u odnosu na specifi cirane vrijednosti.

Prije početka službenih mjerenja preporuča se iz-vesti probna mjerenja sa svrhom provjere ispravnosti rada ugrađenih mjernih instrumenata i sustava za prikupljanje podataka, uspostavljanja potrebne koor-dinacije između pojedinih mjernih mjesta i vodstva

20,0

20,5

21,0

21,5

22,0

22,5

23,0

23,5

24,0

24,5

25,0

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

[]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

Start Stacionarno stanje

Vrijeme (s)

Bro

j okr

etaj

a (m

in-1

)

Tlak

(bar

)

Broj okretaja A1

Tla ni vod

A1 Referentni presjek

Naglo zatvaranje privodnih lopatica

Slika 2. - Rezultati mjerenja prijelaznih pojava prilikom naglog pokretanja i zaustavljanja agregata

Specifi na hidrauli naenergija

Snaga

Protok

PROLAZ

O itanja ili snimke TO KA

Jedan ili više prolaza

MJERENJE

Šest do deset to aka za konstruiranje krivulje

Nepromjenjeni uvjeti rada

Slika 3. - Struktura mjerenja energetskih značajki.

Predmet ispitivanja

Broj mjerne to ke

Po etak i trajanje ispitivanja

Optere enje agregata HKSM Agregat Stanje

akumulacije Dan Po etak Trajanje MW % % - m

Stati ka provjera

tlaka 0

18. l

ipan

j 20

04 17:50 20 - - - - 229.77

Pokusno mjerenje

P1 18:50 20 5.072 30 30 A1 229.53 P2 19:55 20 6.897 30 30 A2 229.40

Kona no stanje 20:15 Završetak probnih mjerenja energetskih zna ajki na agregatima A1 i A2.

Tablica 1. - Rezultati probnih mjerenja.

350


mjerenja, te upućivanja svih sudionika mjerenja u nji-hove obaveze i aktivnosti. Probna mjerenja obično se sastoje od jednog prolaza na svakom agregatu. Tabli-com 1 prikazani su rezultati takvih probnih mjerenja.

Iz tablice 1 je vidljiva velika razlika u direktno mjerenoj mehaničkoj snazi na vratilima agregata. Ra-zlog ovakvoj razlici bio je neispravan spoj s masom mjernog sustava na vratilu agregatu A1, koji je do početka službenih mjerenja otklonjen.

Privremeni rezultati mjerenja trebaju biti izračunati i prikazani odmah nakon prikupljanja izmjerenih po-dataka. Dijagrami ovisnosti protoka i hidrauličke, mehaničke ili električne snage o otvoru privodnih lopatica mogu ukazati na nepravilnosti rada mjerne opreme ili postavljanja stanja na agregatu, što prije nastavka izvođenja programa mjerenja treba ukloniti.

Nakon mjerenja potrebno je provesti proračun i analizu rezultata mjerenja prema proceduri prikazanoj slikom 5.

Proračun točke sastoji se od određivanja srednje vrijednosti očitanih ili snimljenih podataka tijekom prolaza za svaku mjernu veličinu (broj okretaja, pro-tok, tlak, snaga, itd.). U slučaju više prolaza, točka se određuje kao srednja vrijednost rezultata svakog pro-laza.

Obzirom da se mjerenja u pravilu provode u uv-jetima različitim od specifi ciranih, potrebno je izvesti konverziju i/ili korekciju izmjerenih veličina prema zakonima sličnosti, ukoliko su zadovoljeni određeni uvjeti ovisni o vrsti hidrauličkog stroja. U nastavku

ćemo samo navesti izraze za konverziju rezultata mjerenja protoka, snage i stupnja djelovanja u slučaju reguliranih turbina:

(1)

pri čemu mora biti zadovoljen sljedeći uvjet:

(2)

Greška mjerenja je odstupanje izmjerenog rezul-tata od stvarnog iznosa mjere. Svako mjerenje fi zikal-nih veličina u sebi sadrži grešku mjerenja uzrokovanu sistematskim i slučajnim utjecajima. Pored toga, pri-likom mjerenja mogu se pojaviti i grube greške koje je potrebno eliminirati.

Grube greške su uzrokovane nepažnjom prilikom mjerenja, neispravnim radom mjernih instrumenata i sustava za prikupljanje podataka, neprimjereno izabranom opremom, itd. Ukoliko gruba greška nije dovoljno velika, čime direktno diskreditira izmjerenu veličinu, potrebno je primijeniti prikladni kriterij provjere, na osnovu kojeg je moguće donijeti odluku o prihvaćanju ili odbacivanju izmjerenog rezultata. Prema IEC 60041 primjenjuje se Grubbsov kriterij provjere:

(3)

gdje je:

5

6

7

8

9

10

11

12

40 45 50 55 60 65 70 75 80 85

Prot

ok (

m3 /s

)

Otvor privodnih lopatica (%)

10

12

14

16

18

20

22

24

26

40 45 50 55 60 65 70 75 80 85

Snag

a (M

W)

Otvor privodnih lopatica (%)

Hidrauli ka snaga

Mehani ka snaga

Slika 4. - Dijagrami ovisnosti protoka i snage o otvoru privodnih lopatica.

Prora un i analiza rezultata mjerenja

Prora un rezultata

Prora un to ke

Konverzija i korekcija rezultata

Prora un greške mjerenja

Grube greške

Slu ajne greške

Sistematske greške

Slika 5. - Procedura proračuna i analize rezultata mjerenja.

21 /sp

E EE

QQ

Esp 23 /

sp

E

E

EE

PP

sp n,En,E spsp

011990 .E/nE/n.

spsp

syy

T i

351


yi – izmjerena ili proračunata veličina,y – srednja vrijednost svih izmjerenih ili

proračunatih veličina,s – procijenjena standardna devijacija (ovisna o

načinu izvođenja mjerenja).Preostale mjerne točke predstavljaju osnovu za

proračun ukupne greške mjerenja:

(4)

gdje je:fs – sistematska greška izmjerene ili proračunate

veličine,fr – slučajna greška izmjerene ili proračunate

veličine.Sistematske greške mjerenja uzrokovane su

značajkama mjerne opreme, njene ugradnje i uvjetima rada. Slučajne greške su uzrokovane brojnim malim, međusobno neovisnim, utjecajima koji sprječavaju mjerni sustav u jednoznačnoj interpretaciji rezultata pri uzastopnom mjerenju fi zikalne veličine istog iznosa. Slučajnu grešku moguće je smanjiti povećanjem broja mjerenja, pošto je slučajna greška srednje vrijednosti fi zikalne veličine određene iz n neovisnih mjerenja za n manja od greške individualnog mjerenja. Slučajna greška mjerenja određuje se različito u ovis-nosti o odabranoj metodi određivanja energetskih značajki. Opći izraz za proračun apsolutnog iznosa slučajne greške er je u oba slučaja isti i glasi:

(5)

no proračun standardne devijacije je različit. U slučaju Metode B standardna devijacija računa se prema izrazu:

(6)

dok u slučaju primjene Metode A standardna devi-jacija glasi:

(7)

gdje je:n – broj preostalih mjernih točaka nakon primjene

Grubsovog kriterija,y – iznos promatrane veličine određen pomoću in-

terpolacijske krivulje,m – stupanj interpolacijskog polinoma.Obzirom da je proračun apsolutnog iznosa slučajne

greške izveden na malom uzorku izmjerenih točaka, potrebno je korigirati dobivene statističke vrijednosti zasnovane na normalnoj raspodjeli pomoću Studento-vog t faktora:

(8)

Proračunom ukupne greške mjerenja prema izrazu (4) dobivamo pojas povjerenja u kojem se, sa odab-ranim postotkom vjerojatnosti, nalazi prava vrijednost mjerene fi zikalne veličine. Prema međunarodnom standardu IEC 60041 usvojena je vjerojatnost od 95%. Obzirom na navedeno, svaka izmjerena ili proračunata točaka trebala bi u dijagramu biti prikazana pomoću elipse. Mala i velika poluos ove elipse predstavljaju apsolutne iznose ukupne greške mjerenja za veličine odabrane na koordinatnim osima. Stoga je svaka točka unutar elipse jednako vrijedna i može predstavljati pravu vrijednost mjerne veličine uz vjerojatnost od 95%.

2.2. Određivanje gubitaka u hidrauličkom sustavuNa osnovu izmjerenih tlakova, protoka i ustanov-

ljenih geodetskih visina pojedinih mjerenih mjesta, moguće je izračunati ukupne gubitke na pojedinim segmentima hidrauličkog sustava prema izrazu:

(9)

gdje je:pabs – apsolutni tlak na mjernim

mjestima,ρw – gustoća vode na mjernim

mjestima,Q – protok kroz hidraulički sus-

tav,A – površina poprečnog presje-

ka hidrauličkog sustava na mjernim mjestima,

g – ubrzanje zemljine sile teže na pojedinim mjernim mjestima,

z – geodetska visina mjernih mjesta.

Ukupne gubitke hidrauličkog sustava moguće je razložiti na gu-

22rs fff

Mjerne to ke

Interpolacijska krivulja

Garantna krivulja

Pojas povjerenja

Slika 6. - Prikaz rezultata mjerenja.

nst

e yr

1

2

nyys i

y

1

2

mnyys i

y

8432 125

123

1362961 .n

.n

.n..t

jiji

jiww

absabsji zz

ggAA

QppE

ji

ji

211

22

22

2

352


bitke trenja i lokalne gubitke. Gubitke trenja računamo prema izrazu:

(10)

gdje je:λ – faktor trenja za potpuno razvijeno turbulentno

strujanje (kojeg je moguće izračunati prema Nikuradse-u),

D – promjer dovodnog tunela ili tlačnog voda,L – duljina segmenta hidrauličkog sustava za kojeg

se računa otpor trenja.

2.3. Ispitivanja prijelaznih pojavaPromjene režima rada (pokretanje ili zaustavljanje

rada agregata, odbacivanje tereta i sl.) uzrokuju vari-jacije tlaka i broja okretaja ovisno o vrsti hidrauličke turbine i pomaku regulatora protoka (lopatica privod-nog kola reaktivnih turbina, igli u sapnicama impulsnih turbina i dr.). Pored dobivanja uvida u maksimalne i minimalne iznose tlakova u hidrauličkom sustavu pri-likom promjene režima rada, te određivanja brzine reakcije turbinske regulacije, ispitivanja prijelaznih pojava igraju važnu ulogu u procesu revitalizacije postrojenja koji se, u početnoj fazi, uvelike oslanja na matematičke modele. Ispitivanjima prijelaznih pojava dobivaju se eksperimentalni iznosi parametra neo-phodnih za pouzdaniju razradu matematičkih mod-ela oscilacija, odnosno ponašanja hidrauličkog sus-tava u slučaju promijenjenih uvjeta rada, primjerice povećanja protoka i time snage hidroenergetskog postrojenja. Varijacije tlaka u pravilu se mjere na referentnim presjecima visokog i niskog tlaka, na tlačnom vodu prije grananja u strojarnici, te u vod-noj komori. Najveći i najmanji iznosi tlakova na ref-erentnom presjeku visokog tlaka hidrauličkih turbina nastaju prilikom naglog zaustavljanja, odnosno pokre-tanja agregata. Suprotno vrijedi za referentni presjek niskog tlaka.

U nekim su slučajevima od posebnog interesa os-cilacije vode u vodnoj komori, čijim je mjerenjima moguće procijeniti eventualnu opasnosti od ozračenja hidrauličkog sustava. Analizom oscilacija razine vode u vodnoj komori moguće je propisati postupak pokre-tanja i zaustavljanja agregata, odnosno način uprav-ljanja hidroenergetskim postrojenjem sa stanovišta sigurnosti.

Obzirom da su varijacije tlaka i broja okretaja direktno uzrokovane pomakom uređaja za regulaciju protoka sve tri veličine moraju biti snimljene istovre-meno. Za mjerenje varijacija tlaka obično se koriste električni pretvornici tlaka, neosjetljivi na vibracije i direktno montirani na stjenke tlačnog voda. Ukoliko pretvornike tlaka nije moguće direktno postaviti na stjenke tlačnog voda, priključni vodovi moraju biti ravni i što je moguće kraći. Iz svih priključnih mjes-ta i vodova potrebno je odstraniti zrak prije početka mjerenja. Najveća dozvoljena mjerna nesigurnost in-strumenata za mjerenje tlaka prilikom ispitivanja pri-jelaznih pojava određuje se prema izrazu:

(11)

gdje je p mjerni tlak izražen u Pa. Što se tiče instru-menata za mjerenje broja okretaja dozvoljena je uku-pna mjerna nesigurnost ±1.0%. U onim slučajevima kada nije moguće izvesti mjerenja prijelaznih po-java pri specifi ciranim vrijednostima potrebno je preračunati izmjerene vrijednosti. Preračun se izvodi ukoliko su zadovoljeni sljedeći uvjeti:

a. Za varijacije tlaka (12)

(13)b. Za varijacije

broja okretaja

(14)

c. Vrijeme zatvaranja privodnih lopatica 1.5 puta je veće od perioda širenja valova u tlačnom vodu,

d. Vrijeme otvaranja i zatvaranja privodnih lopatica ili igli približno je jednako onome pri specifi ciranim uvjetima.Ukoliko je prije početka mjerenja prijelaznih po-

java stanje u hidrauličkom sustavu opisano izrazima:

(15)

(16)

tada je varijacije tlaka ∆psp i broja okretaja ∆nsp, koje se mogu očekivati pri specifi ciranim uvjetima, moguće približno odrediti iz izmjerenih vrijednosti prema sljedećim izrazima:

LDQ.E trenje,ji 5

2

810

Po etno stanje

Kona no stanjeMaksimum

a. Zaustavljanje agregata.

Po etno stanje

Kona no stanje

Minimum

b. Pokretanje agregata.

Slika 7. - Varijacije tlakova na referentnom presjeku visokog tlaka regulirane turbine.

250100 .tp pf

spsp E.EE. 1190

spsp E.EE. 1190

spsp P.PP. 1190

spE EKE

spP PKP

353


(17)

(18)

3. METODE PRORAČUNA

Obrada rezultata mjerenja temelji se na sljedećim postavkama:

1. Tijekom proračuna uzeti su u obzir svi mjer-ljivi utjecaji na pojedine proračunate veličine u skladu s preporukama međunarodnog standarda IEC 60041,

2. Tijekom statističke obrade rezultata upotrije-bljen je Grubsov kriterij provjere netipičnih vri-jednosti i Studentova razdioba,

3. Sve greške mjerenja izračunate su u okviru područja povjerenja od 95%.

3.1. Proračun ubrzanja zemljine sile težeUbrzanje zemljine sile teže, u m2/s, računa se za

svako mjerno mjesto prema izrazu koji uzima u obzir utjecaj zemljopisne širine φ i geodetske visine z (IEC 60041):

(19)

3.2. Proračun gustoće vodeGustoća vode, u kg/m3, računa se za svako mjerno

mjesto prema izrazu kojim je uzet u obzir utjecaj tem-perature i tlaka (ISO 3413):

(20)

Esp K

pp

2

3

P

Esp K

Knn

z)sin.(.g 62 10300530178039

..

.w 551011368644

19729992

pk..

w11

11615587991289

Slika 8. - Rezultati mjerenja protoka i polja brzina strujanja pomoću hidrometrijskih krilaca.

gdje je ϑ temperatura vode u °C, p pretlak dan u barima, a kw konstanta kompresibilnosti vode koja, izražena u bar-1, iznosi:

(21)

3.3. Proračun protokaPrema IEC 60041 protok mora biti određenom

jednom od apsolutnih metoda, kao što je mjerenje hi-drometrijskim krilcima ili Pitot cijevima (grupa me-toda brzina-površina), Gibsonovom metodom (meto-da tlak-vrijeme), upotrebom standardiziranih uređaja za mjerenje razlike tlaka, volumetrijskom metodom, itd. Preporuča se primjena jedne od metoda iz grupe brzina-površina (obično je to metoda mjerenja hi-drometrijskim krilcima), pošto se njima, pored iznosa ukupnog protoka, dobiva i raspored brzina strujanja na mjernom presjeku.

Na osnovu izmjerenih brzina vode u pojedinim točkama tlačnog voda proračunavaju se protoci u skladu s preporukama IEC 60041, odnosno propisima standarda ISO 3354. Rezultati proračuna protoka ko-riste se za određivanje specifi čne hidrauličke energije turbina, neto pozitivne specifi čne energije usisa NPSE, te gubitaka strujanja.

3.4. Proračun specifi čne hidrauličke energijeSpecifi čna hidraulička energija turbine određuje se

na osnovu izmjerenih tlakova koji vladaju na njenom ulazu i izlazu (referentni presjeci visokog i niskog tlaka), proračunatog protoka te utvrđenih geodetskih kota referentnih presjeka prema izrazu:

(22)

Navedeni izraz poprima neki od alternativnih ob-lika obzirom na vrstu hidroenergetskog postrojenja prema raspoloživom padu (niskotlačno, srednjetlačno ili visokotlačno) i primijenjenu metodu mjerenja tla-kova (tlačna vaga, električni pretvornici tlaka, stupac tekućine, itd.).

610147.kw

21

22

2121

2zzgvvppHgE

w

absabs

354


3.5. Proračun stupnja djelovanja turbinaHidrauličku snagu vode koja struji kroz turbinu

računamo prema izrazu:

(23)

Mehaničku snagu turbine moguće je odrediti direktnom ili indirektnom metodom. Direktnom met-odom mehanička snaga turbina određuje se na osnovu izmjerenog momenta na vratilu M i broja okretaja:

(24)

Indirektnom metodom mehanička snaga određena je posredno putem izmjerene električne snage na stezaljkama generatora i svih gubitaka u pripadnim električnim i mehaničkim strojevima i uređajima od generatora do vratila turbine. Bez obzira na način kojim je određena mehanička snaga, proces pret-vorbe hidrauličke u mehaničku energiju opisan je jednadžbom stupnja djelovanja koja glasi:

(25)

i najčešće predstavlja konačni i najvažniji rezultat mjerenja značajki hidrauličkih turbina.

LITERATURA

1. Field acceptance tests to deterimne the hydraulic performance of hydraulic turbines, storage pumps and turbines, IEC 60041-third edition, Geneve, 1991. god.

2. ISO Standard 3354, 1998. god.3. H. Požar, Osnove energetike 2, Školska knjiga Za-

greb, 1992. god.

hh PQEP

30nMP

hPP

355


Ognjen KULJAČA, Krunoslav HORVAT, Dušan KALEMBERBrodarski institut d.o.o., Zagreb, Republika Hrvatska

UDC: 621.224 : 621.313.5 : 006

ENTSO-E Network Code zahtjevi za priključak na mrežu primjenljivi za sve generatore

i njihov utjecaj na parametre i arhitekturu turbinskih regulatora vodnih turbina

SAŽETAKU ovom radu je prikazan ENTSO-E Network Code - zahtjevi za priključak na mrežu primjenljivi za

sve generatore te utjecaj tih zahtjeva na parametre i arhitekturu turbinskih regulatora vodnih turbina. ENTSO-E Network Code defi nira nekoliko kategorija generatora u raznim ENTSO zonama prema nji-hovoj snazi te za svaku kategoriju postavlja drugačije zahtjeve na preciznost regulatora i oblik kara-kteristike neosjetljivosti turbinskih regulatora. Rad će prikazati ENTSO-E zahtjeve, objasniti njihov utjecaj na parametre i arhitekturu turbinskih regulatora te prikazati suvremenu arhitekturu turbinskog regulatora za vodne turbine.

Ključne riječi: ENTSO-E Network Code, turbinski regulator, vodna turbina

ENTSO-E NETWORK CODE FOR REQUIREMENTS FOR GRID CONNECTION APPLICABLE TO ALL GENERATORS AND CODE IMPACT ON PARAMETERS

AND ARCHITECTURE OF WATER TURBINE GOVERNORS

ABSTRACTThis paper presents ENTSO-E Network Code for requirements for grid connection applicable to

all generators and code impact on parameters and architecture of water turbine governors. ENTSO-E Network Code defi nes several categories of generators in ENTSO regions depending on generator power. There are different requirements for each area per turbine governor precision and dead zone characteristic. The paper will present ENTSO-E requirements, explain their effect on governor pa-rameters and architecture, and present a modern turbine governor architecture for water turbines.

Key words: ENTSO-E Network Code, turbine governor, water turbine

1. UVOD

Suvremeni sistem upravljanja vodnom turbinom je važan i složen podsistem u automatizaciji

hidroelektrane [1], [2], [3]. U njegovom središtu nal-azi se turbinski regulator čiji je zadatak regulacija pro-toka vode kroz turbinu, čime se ostvaruje regulacija brzine vrtnje agregata ili njegove električne snage. Suvremeni turbinski regulator pokriva sve postojeće načine upravljanja turbinom koji odražavaju moguće režime rada agregata: redovni rad na mreži i u otočnom režimu (tj. regulaciju snage i regulaciju brzine), pokretanje i zaustavljanje, ručno lokalno upravljanje za potrebe ispitivanja sistema, različita havarijska stanja. Regulator uključuje zaštitne funkcije i funkcije

detekcije kvara, automatski se podešava i prilagođava u skladu s tekućim režimom rada, te je tijesno povezan s ostalim podsistemima agregata i elektrane. U sistem turbinske regulacije povrh navedenog ulazi i mjerenje važnijih veličina potrebnih za rad sistema, njihov na-dzor i lokalni prikaz.

U suvremenim međusobno umreženim sustavima bitno je da turbinski regulatori odgovaraju zahtjevima priključenja na mrežu (grid code). ENTSO-E Network Code ([4]) defi nira nekoliko kategorija generatora u raznim ENTSO zonama prema njihovoj snazi te za svaku kategoriju postavlja drugačije zahtjeve na pre-ciznost regulatora i oblik karakteristike neosjetljivosti turbinskih regulatora.

356


1pe

2pe

Slika 1. - Osnovna hijerarhijska regulacijska struktura

2. MODERNI SUSTAV UPRAVLJANJA TURBINOM

Turbinski regulator kao najvažniji dio sustava upravljanja turbinom ima različite režime rada. Op-erativni režimi ili modovi rada su ručno upravljanje, regulacija brzine i regulacija snage. Prema normi IEC 61362 ([5]) ručno upravljanje je defi nirano kao

regulacija otvaranja u zatvorenoj petlji (postavljanjem reference) i upravljanje otvaranjem u otvorenoj petlji (regulator otvaranja u otvorenoj petlji). Ovaj se režim koristi samo kod testiranja i može se provesti samo lokalno, korištenjem operaterskog panela ili tipkala. Također, upravljanje otvaranjem u otvorenoj petlji je dio automatske regulacije.

357


Regulacija brzine mora održavati konstantnu frekvenciju i izvodi se adaptivnim proporcionalno-integralno-derivativnim (PID) regulatorom. Adaptivni regulator se prilagođava promjenama parametara i tri-ma glavnim modovima rada, u izoliranoj mreži, radu na beskonačnim sabirnicama te u praznom hodu.

Regulacija radne snage ima zadaću održavati izlaznu radnu snagu proizvodne jedinice na zadanoj vrijednosti snage bez obzira na varijacije pada ili pro-toka. Varijacije frekvencije mogu utjecati na izlaznu snagu preko stalno postavljene statike i neosjetljivosti turbinskog regulatora na promjenu frekvencije.

Ograničenje otvaranja odnosi se na regulator ot-varanja tako da se otvaranje provodi preko rampe kako bi se postigao rad bez udara.

Sam regulator je potrebno realizirati prema IEC 61362 ([5]) i IEC 60308:2005 ([6]) normama. Struk-tura regulacijskog algoritma ima dva odvojena regu-latora za regulaciju brzine (broja okretaja) i regulaciju radne snage te regulator otvaranja. Regulator otvaran-ja je uvijek aktivan dok se regulator brzine i regulator snage uključuju ovisno o stanju elektroenergetskog sustava na koji je proizvodna jedinca priključena. Neosjetni prijelaz (bumpless switch-over) između regulacije brzine i regulacije snage primjenjuje se na način da regulator koji nije aktivan prati izlaz aktivnog regulatora kako bi u trenutku uključenja zadržao tre-nutno otvorenje privodnog uređaja.

Osnovna hijerarhijska regulacijska struktura prika-zana je na slici 1.

Osnovna funkcija turbinskog regulatora je regu-lacija frekvencije (broja okretaja) i snage, te je sto-ga jasno da svaki zahtjev na generatore u vezi s promjenom frekvencije mreže ima utjecaj na dizajn i parametriranje turbinskog regulatora.

3. KATEGORIJE GENERATORA PREMA „ENTSO-E NETWORK CODE FOR REQUIREMENTS FOR GRID CONNECTION APPLICABLE TO ALL GENERATORS“

Entso-E Network Code For Requirements For Grid Connection Applicable To All Generators kategorizira proizvodne jedinice u četiri kategorije, ovisno o mak-simalnoj snazi, naponskom nivou priključenja sinkro-nizacijskom području. Proizvodne jedinice tipa A su proizvodne jedinice spojene na naponski nivo ispod

110 kV i maksimalnom snagom preko 8 kW, ali ispod razine dane za pojedino sinkronizacijsko područje u tabeli 1.

Jedinice tipa B i C su spojene na mrežu na napon-skom nivou ispod 110 kV i imaju donju razinu snage prema tabeli 1.

Jedinice tipa D su ili imaju razinu snage prema ta-beli 1 ([4]) ili su spojene na naponskom od 110 kV ili više.

Za različite tipove proizvodnih jedinica propisani su različiti zahtjevi. Kategorije i tipovi proizvodnih jedinica u pravilu ne ovise o tehnologiji proizvodnje električne energije, makar su dozvoljene pojedine izn-imke.

3.1. Zahtjevi za generatore tipa A

Generalni zahtjev je da proizvodna jedinica mora biti sposobna ostati spojena na mrežu i operirati unu-tar frekvencijskih promjena i perioda rada prema ta-beli 2 ([4]).

Proizvodna jedinica mora biti sposobna za odziv promjenom snage na povećanje frekvencije u području (primarna regulacija frekvencije) od 50.2 Hz do 50.5 Hz us statiku od 2 – 12%, prema slici 2. Točne vri-jednosti u ovome opsegu određuje pojedini operater prijenosnog sustava ([4], [7]). Primarna regulacija frekvencije se mora aktivirati u najkraćem mogućem vremenu nakon nastupanja uvjeta za aktiviranje pri-marne regulacije frekvencije, a preporučljivo u manje od 2 s.

where:Pref – nazivna radna snaga∆P – promjena radne snage u odnosu na Preffn – nazivna frekvencija mreže (50 Hz)∆f – promjena frekvencije mreže u odnosu na fns2 – statikaU slučaju pada frekvencije primarna regulacija

frekvencije mora djelovati prema slici 3 ([7]). Ispod 49 Hz statika je 2% nazivne snage kod 50 Hz po jed-nom Hz pada frekvencije, a ispod 49.5 Hz 10% na-zivne snage kod 50 Hz po jednom Hz pada frekven-cije. Između ove dvije granične vrijednosti pojedini operater prijenosnog sustava samostalno postavlja zahtjeve na statiku.

Sinkronizacijsko podru je

Minimalna snaga nakon koje jedinica

pripada tipu B


pripada tipu C


pripada tipu D Kontinentalna Evropa 1 MW 50 MW 75 MW Nordijske zemlje 1.5 MW 10 MW 30 MW Velika Britanija 1 MW 10 MW 30 MW Irska 0.1 MW 5 MW 10 MW Baltik 0.5 MW 10 MW 15 MW

Tabela 1. - Razine snage za proizvodne jedinice tipa B, C i D

358


Sinkronizacijsko podru je Frekvencijsko podru je (Hz) Period rada Kontinentalna Evropa 47.5 – 48.5 Prema odredbi pojedinog

operatera sustava (TSO), ali ne manje od 30 minuta

48.5 - 49 Prema odredbi pojedinog operatera sustava (TSO), ali ne manje perioda rada za 47.5 –

48.5 Hz 49.0 - 51 Neograni eno

51.0 – 51.5 30 minuta Nordijske zemlje 47.5 – 48.5 30 minuta

48.5 - 49 Prema odredbi pojedinog operatera sustava (TSO), ali ne

manje od 30 minuta 49.0 - 51 Neograni eno

51.0 – 51.5 30 minuta Velika Britanija 47.0 – 47.5 20 sekundi

47.5 – 48.5 90 minuta 48.5 - 49 Prema odredbi pojedinog


49.0 – 51.0 Neograni eno 51.0 – 51.5 90 minuta 51.5 – 52.0 15 minuta

Irska 47.5 – 48.5 90 minuta 48.5 - 49 Prema odredbi pojedinog


49.0 - 51 Neograni eno 51.0 – 51.5 90 minuta

Baltik 47.5 – 48.5 Prema odredbi pojedinog operatera sustava (TSO), ali ne

manje od 30 minuta 48.5 - 49 Prema odredbi pojedinog

operatera sustava (TSO), ali ne manje perioda rada za 47.5 –

48.5 Hz 49.0 - 51 Neograni eno

51.0 – 51.5 Prema odredbi pojedinog operatera sustava (TSO), ali ne

manje od 30 minuta

Tabela 2. - Minimalni periodi rada za različita područja odstupanja frekvencije prije isključivanja jedinice s mreže

Primarnu regulaciju frekvencije treba biti moguće prekinuti unutar 5 s nakon zahtjeva operatera pri-jenosnog sustava. Na slici 3 Pmax je maksimalna snaga na koju se odnosi ∆P.

3.2. Zahtjevi za generatore tipa B, C i D

Svi zahtjevi na generatore tipa A vrijede i za gen-eratore tipa B uz neke dodatne zahtjeve. Generalni dodatni zahtjev ENTSO mrežnih pravila ([4]) je da sve proizvodne jedinice tipa B budu osposobljeni sučeljem za smanjenje snage na zahtjev operatera pri-

jenosnog sustava. Jedinice tipa C trebaju zadovoljiti sve zahtjeve kao i jedinice tipa A i B uz neke do-datne zahtjeve. Jedinice tipa C trebaju biti sposobne podešavati referentnu snagu prema zahtjevu operatera prijenosnog sustava u vremenu određenom od operat-era prijenosnog sustava. U praksi, to znači da jedinice tipa C trebaju biti sposobne za sekundarnu regulaciju frekvencije i snage. Također, na granici frekvencije sustava između 49.8 i 49.5 Hz (granicu određuje loka-lni operater prijenosnog sustava) jedinica mora odgo-voriti na promjenu frekvencije sa statikom od 2-12% prema slici 4.

359


U primarnoj regulaciji frekvencije proizvodna jedi-nica tipa C treba biti sposobna imati odziv na promjenu frekvencije prema slici 5. Parametre određuje pojedini operater prijenosnog sustava.

Oznake na slikama 4 i 5 imaju slijedeće značenje:Pref – nazivna radna snaga∆P – promjena radne snage u odnosu na Preffn – nazivna frekvencija mreže (50 Hz)∆f – promjena frekvencije mreže u odnosu na fns2 – statikas1 – statikaPmax - maksimalna snaga na koju se odnosi ∆P

Vrijednosti parametara na slici 5 dani su u tabeli 3.Proizvodna jedinica tipa C također mora reagirati

na skokovitu promjenu frekvencije prema karakteris-tici prikazanoj na slici 6 ili iznad nje.

Parametre karakteristike određuje pojedini oper-ater sustava prema ograničenjima danim u tabeli 4.

Kod rada jedinice u primarnoj regulaciji frekvenci-je mora postojati mogućnost online transfera slijedeći podataka:

• Status primarne regulacije (on/off)• Referentna djelatna snaga

Slika 2. - Odziv na povećanje frekvencije Slika 3. - Odziv na smanjenje frekvencije

Slika 4. - Odziv na smanjenje frekvencije, tip C Slika 5. - Odziv na promjenu frekvencije, tip C

Parametar Podru je

1.5 – 10%

10 – 30 mHz

0.02 – 0.06 %

Neosjetljivost po promjeni frekvencije 0 – 500 mHz Statika s1 2 – 12 %

Tabela 3. - Parametri odziva na frekvenciju za tip C proizvodnih jedinica (slika 5)

360


• Stvarna djelatna snaga• Parametri željenog odziva na promjenu frekven-

cije• Statika i zona neosjetljivosti.Pojedini operater sustava može zahtijevati i do-

datne podatke za monitoring primarne regulacije frekvencije. Također se zahtijeva mogućnost rada u otočnom režimu.

Proizvodne jedinice tipa D moraju odgovorit svim zahtjevima za proizvodne jedinice tipa C. Dodatnih zahtjeva što se tiče regulacije snage i frekvencije nema..

4. UTJECAJ NA TURBINSKE REGULATORE

Iz slike 1 se vidi da je moderni turbinski regula-tor složeni upravljački uređaj s nekoliko režima rada. Zahtijevane različite karakteristike zone neosjetlji-vosti te različite vrijednosti statike znače da svi param-etri regulatora trebaju biti podesivi. Također, operater sustava može zatražiti izmjenu parametara u svakom trenutku. Kako svaka izmjena parametara regulatora prema karakteristikama danim u ENTSO kodu ima utjecaj na sve parametre turbinskog regulatora izmje-na traženih vrijednosti nije uvijek jednostavna. Uvijek je moguće promjenom parametara značajno utjecati na dinamičke karakteristike regulacijskog sustava. ENTSO kod se ne bavi dinamičkim karakteristikama regulacije vodnih turbina, ali svakako ima utjecaj na njih.

Slika 6. -

Parametar Podru je

1.5 – 10%

Maksimalni t1 2 s Maksimalni t1 za jedinice bez inercije Prema odluci operatera

Maksimalni t2 30 s

Tabela 4. - Parametri odziva na frekvenciju za tip C proizvodnih jedinica (slika 6)

6. ZAKLJUČAK

Rad je iznio ENTSO-E Network Code zahtjeve za priključak na mrežu primjenljive za sve generatore i njihov utjecaj na parametre i arhitekturu turbinskih regulatora vodnih turbina. Očito je da regulator mora imati arhitekturu sličnu arhitekturi iznesenoj na slici 1 kako bi mogao raditi u svim režimima rada koje se zahtijevaju (uključujući i otočni i rad u sekundarnoj regulaciji frekvencije). Također parametri moraju biti promjenljivi, a regulator ako je moguće adaptivni kako bi se dinamika odziva mogla prilagoditi promjeni parametara. Također, regulator mora imati mogućnost online parametriranja preko mreže i mogućnosti pri-jenosa podataka operateru prijenosnog sustava.

7. POPIS LITERATURE

[1] Anderson, P. M, Fouad, A. A. „Power System Control and Stability“, IEEE Press, 1994.

[2] Horvat, K., “Na kvarove tolerantan sustav turbin-ske regulacije vodne turbine”, doktorska disertaci-ja, Zagreb, Fakultet elektrotehnike i računarstva, 2006

[3] Horvat, K., Bakarić, V., Koroman, V., Kuljača, O., “Moderni sustav upravljanja vodnom turbinom”, Međunarodno savetovanje Energetika 2012, Zlat-ibor, Srbija, 27.-30. 3. 2012.

[4] ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators, Ožujak 2013, https://www.entsoe.eu/fi leadmin/user_upload/_library/resources/RfG/130308_Fi-nal_Version_NC_RfG.pdf

[5] IEC 61362:2012, edition 2 Guide to specifi cation of hydraulic turbine control systems, 2012

[6] IEC 60308:2005, edition 2 Hydraulic turbines – Testing of control systems, 2005.

[7] Implementation Guideline For Network Code “Requirements For Grid Connection Applica-ble To All Generators”, Listopad 2013, https://www.entsoe.eu/fi leadmin/user_upload/_library/resources/RfG/131016_-_NC_RfG_implementa-tion_guideline.pdf

361


Ognjen KULJAČA, Krunoslav HORVATBrodarski institut d.o.o., Zagreb, Republika Hrvatska

UDC: 621.221 : 62-5

Sistem automatskog upravljanja u energetskim postrojenjima prikazan na primjeru turbinske

regulacije na hidroelektranama

SAŽETAKČlanak opisuje suvremeni pristup automatskom upravljanju energetskim postrojenjima. Opisane

su osnovne značajke modernog sustava automatskog upravljanja energetskim postrojenjima, odnosno funkcionalni zahtjevi na takav sustav. Značajke modernog sustava automatskog upravljanja detaljnije su objašnjene na primjeru sustava upravljanja vodnom turbinom.

Ključne riječi: automatsko upravljanje, energetska postrojenja, turbinski regulator, vodna turbina

CONTROL SYSTEMS IN POWER PLANTS – WATER TURBINE CONTROL PRIMER

ABSTRACTThe paper presents modern approach to automatic control of power plants and energy systems.

Fundamental functions of modern control system are described. These functions are then explained in more detail on the example water turbine control system.

Key words: control system,power plant turbine governor, water turbine

1. UVOD

Energetski sustavi, bilo u elektroenergetici, naf-tnoj i plinskoj industriji ili rudarstvu uvijek su

bili složeni sustavi koji uključuju transfer i pretvor-bu energije između nekoliko stanja. Kao takvi, oni uvijek uključuju složene fi zikalne promjene te kom-pleksne tehničke sustave koji se često opisuju kao elektrohidraulički, elektromehanički, kemijski, elek-trokemijski i drugi komplicirani procesi.

Povijesno su takvi procesi uvijek uključivali kom-pleksna mjerenja kako bi se mogao voditi proizvodni proces i dobro obrazovano tehničko osoblje. Potreba za kompleksnim mjerenjem i dobro obrazovanim tehničkim osoblje postoji i dalje, no, moderne ener-getske sustave koji postaju sve kompleksniji postaje sve teže voditi bez sustava automatske regulacije koji su nadgradnja mjernih sustava. Nova paradigma u upravljanju energetskim sustavima je upotreba au-tomatskih kompleksnih sustava koji su sposobni za autonomni rad i kao takvi su velika pomoć tehničkom u vođenju procesa. Radi se u stvari o promjeni pristu-pa pomoćnim sustavima koji se još uvijek često zovu

instrumentacija i automatizacija u smjeru integralnog automatskog upravljanja energetskim postrojenjem.

Moderni sustavi automatskog upravljanja mogu omogućiti bolji uvid u stanje postrojenja i efi kas-nije upravljanje postrojenjem te time smanjiti sred-nje vrijeme između kvarova, poboljšati efi kasnost i povećati kvalitetu trenutnog i historijskog praćenja rada postrojenja.

2. MODERNI SUSTAV AUTOMATSKOG UPRAVLJANJA

Suvremeni energetski sustavi postavljaju posebne zahtjeve na sustave automatskog upravljanja. Budući da se radi o multivarijabilnim sustavima koji uključuju veliki broj komponenti i podsustava teško ih je defi ni-rati u tehničkom smislu. No, s obzirom da u energets-kim, a i u industrijskim sustavima, postoji veliki broj senzora i aktuatora različite prirode i dinamike, jasno je da je potrebno krenuti od slike cijelog sustava kod defi niranja zahtjeva na suvremeni sustav upravljanja. Osnovni funkcije takvog sustava su prikazane na slici 1. Osnovne funkcije na slici 1 ne uključuju čovjek-

362


stroj sučelje, SCADA funkcionalnost i dugoročni za-pis podataka.

Iz slike 1 je očito da moderni sustav automatskog upravljanja ima znatno više funkcija nego konvencio-nalni sustavi koji su se koncentrirali gotovo isključivo na praćenje referentne vrijednosti uz neke rudimen-tarne zaštitne funkcije.

Glavne funkcije suvremenih sustava su:• Regulacija i praćenje referentne veličine• Zaštitne funkcije i identifi kacija kvara• Automatizacija rada• AutonomnostAutomatizacija rada podrazumijeva potpunom

automatske START/STOP sekvence tako da se oso-blje koje vodi sustav može koncentrirati na praćenje ključnih parametara.

Autonomnost podrazumijeva postavljanje regula-tora i upravljanje bez intervencije operatera. Kako su energetski sustavi u pravilu viševarijabilni, nelinearni i imaju više režima rada jasno je da sistem automatske regulacije mora biti adaptivan.

Zaštitne funkcije u sustavu automatske regulacije trebaju reagirati preliminarno, dakle prije nego nor-

malne zaštitne funkcije reagiraju (npr. uobičajena rele-jna zaštita) kako bi se postrojenje zaustavilo bez pre-velikih šokova, a nikako nisu zamišljene kao zamjena za neovisne funkcije zaštite. Sustav automatske regulacije također mora biti sposoban odraditi sve sekvence zaustavljanja u slučaju prorade neovisnog zaštitnog sustava na način da se postrojenje zaustavi uz što manje opterećenje primarne opreme.

Očito je da sustav automatskog upravljanja mora biti izveden digitalno kako bi mogao odgovoriti svim nabrojanim zahtjevima. Obzirom da sustav upravljan-ja pojedinim postrojenjem, npr. vodnom turbinom tre-ba biti integriran u veće postrojenje (elektranu u ovom slučaju), on mora biti sposoban obavljati i funkcije koje zahtijeva takva integracija.

Osnovne dodatne funkcije prikazane su na slici 2.Sasvim općenito dodatne funkcije mogu se svesti

na:• Sučelje čovjek-stroj (HMI)• Funkcije zapisa događaja (kratkoročni i dugoročni

zapisi)• Komunikaciju s udaljenim operaterskim mjes-

tom i monitoring• Komunikaciju s drugim sustavima

AUTOMATSKI SUSTAV

UPRAVLJANJA

REGULACIJA I PRA ENJE

Regulacija pogreške i pra enje reference

AUTOMATIZACIJA RADA

AUTOMATSKI START

AUTOMATSKI STOP

AUTONOMNOST

Prepoznavanje stanja sustava Blokiranje pogrešnog koraka operatera Prepoznavanje režima rada Prilago avanje regulacijskih funkcija stanja sustavaAlarmiranje i zapis doga aja

ZAŠTITNE FUNKCIJE I IDENTIFIKACIJA KVARA

Samonadzor (elektroni ki hardver)Nadzor postrojenjaNadzor aktuatoraNadzor senzora

Slika 1. - Moderni sustav automatskog upravljanja

363


Kako bi sustav upravljanja bio sposoban obavljati sve ove funkcije mora biti opremljen komunikaci-jskom opremom (industrijski LAN), funkcijama zapi-sa događaja te odgovarajućim sučeljem čovjek-stroj koje može biti izvedeno putem jednog ili više operaci-jskih panela ili procesnih računala.

Prikupljanje podataka omogućava nadgradnju sus-tava automatskog upravljanja sustavima predikcije kvara i preliminarnog održvanja.

Kako su složena energetska, a u dobroj mjeri i in-dustrijska postrojenja, vrlo često jedinice građenje po mjeri kupca tako i njihovi upravljački sustavi moraju biti rađeni po mjeri kupca (custom built). Najčešći pristup u korištenju postojeće regulacijske oprem (of-the-shelf) kao što su moderni program-abilni logički kontroleri (PLC) i programabilni automatski kontroleri (PAC). Dakle, sustav mora biti izveden tako da omogućuje nadogradnju i modernizaciju, pora biti modularan i biti jednos-tavan za održavanje. To znači da sustav mora biti izveden koristeći hardver koji je lako dobavljiv na tržištu, lako izmjenljiv, i, vrlo važno, podržan od tima lokalnih stručnjaka koji mogu reagirati u slučaju kvara ili ubrzati eventualnu modernizaciju ili nadogradnju funkcio-nalnosti.

Za važnija postrojen-ja opisana arhitektura omogućuje i u uspostav-

ljanje automatskog sustava upravljanja otpornog na kvar (fault-tolerant).

2. SUSTAV UPRAVLJANJA VODNOM TURBINOM

Kako je već navedeno u uvodu, moderni sustavi au-tomatskog upravljanja imaju znatno proširene funkci-je u odnosu na konvencionalne regulatore. Takav je slučaj i s modernim sustavima turbinske regulacije kada se usporede s konvencionalnim regulatorima. Funkcije takvog suvremenog sustava turbinske regu-lacije prikazuju slika 3 slika 4.

Slika 2. - Dodatne funkcije sustava automatskog upravljanja

SUSTAV UPRAVLJANJA

TURBINOM

REGULACIJA

Broj okretajaDjelatna snagaPoložaj privodnog aparataProtok (dotok) vode

AUTOMATIZACIJA RADA TURBINE

AUTOMATSKI STARTOtvaranja predzatvara aOdabir algoritma regulacijeZalet na nazivni broj okretajaTere enje na zadanu djelatnu snagu ili regulacija broja okretaja

AUTOMATSKI STOPRastere enjeIsklju enje generatorskog prekida aZaustavljanje turbineZatvaranje predzatvara a

AUTONOMNOST

Prepoznavanje stanja sustava Blokiranje pogrešnog koraka operatera Prepoznavanje režima rada Prilago avanje regulacijskih funkcija stanja sustavaAlarmiranje i zapis doga aja

ZAŠTITNE FUNKCIJE I IDENTIFIKACIJA KVARA

Samonadzor (elektroni ki hardver)Nadzor turbine (pobjeg, stanje ležajeva itd.)Nadzor hidrauli nog aktuatorskog sustavaIdentifikacija kvara na mjernim ure ajimaIdentifikacija kvara na izvršnim organima

Slika 3. - Funkcije modernog sustava upravljanja turbinom

364


Može se uočiti da suvremena koncepcija upravl-janja turbinom obuhvaća znatno veći broj funkcija od klasične koncepcije koja se svodila samo na regulac-iju frekvencije i djelatne snage proizvodne jedinice, odnosno protoka vode i neke usko vezane upravljačke funkcije. Budući da su u sustavu upravljanja turbinom integrirane funkcije zaštite sustava i identifi kacije kvara povećava se sigurnost rada čitavog postrojenja. Također, funkcije identifi kacije kvara omogućavaju brže i jednostavnije popravke.

Povećani stupanj automatizacije kod pokretanja i zaustavljanja turbine i autonomne operacijske funkci-je sustava smanjuju mogućnost ljudske pogreške.

Povećani stupanja automatizacije i autonomni rad sustava upravljanja turbinom također poboljšavaju rad cijelog sustava tijekom prijelaza između raznih režima rada.

Kako bi se realizirale ove funkcije potrebno je mjeriti različite varijable i osmatrati razne komponen-te cijelog sustava turbine, uspostaviti komunikaciju s ostalim podsustavima proizvodne jedinice i hidroelek-trane i realizirati zaštitne funkcije i funkcije identi-fi kacije kvara u sustavu upravljanja turbinom.

Sasvim općenito, slika 4 predstavlja moderni sus-tav upravljanja turbinom.

UPRAVLJA KO-REGULACIJSKI DIO SUSTAVA UPRAVLJANJA TURBINOM

Mjerni pretvornici za pra enje rada turbine i izvršni ure aji

Mjerni pretvornici za pra enje rada generatora i izvršni ure aji

Hidrauli ni dio sustava turbinske

regulacije

Regulator napona,

sinkronizator i dr.

Turbina i privodni sustav turbine (predzatvara i i cjevovod) Uzbuidni krug, sabirnice i dr.

Udaljeno operatersko mjesto i monitoringZapis doga aja

Komunikacija s drugim sustavimaHMI

Slika 4. - Moderni sustav upravljanja turbinom

365


Na slici 4 se uočava da sustav upravljanja turbinom prati i rad regulatora napona, sinkronizatora, uzbude te stanje određenih prekidača i rastavljača na sabir-nicama (najčešće s generatorske strane). Ti podaci su potrebni kako bi se omogućila autonomnost rada, automatizacija pokretanja i zaustavljanja turbine, pre-poznavanje stanja sustava, prepoznavanje režima rada i blokiranje pogrešnog koraka operatera. Praćenje rada turbine i privodnog sustava (uključujući tlak u cjevo-vodu, stanje predzatvarača i regulatora tlaka, tempera-ture ležajeva i dr.) ključno je za realizaciju funkcija regulacije. automatizacije, autonomnosti, zaštite i identifi kacije kvara budući da se radi o reguliranom sustavu u užem smislu.

Praćenje svih podsustava proizvodne jedinice na-jbolje je realizirati direktnim mjerenjem gdje god je to moguće zbog povećanja sigurnosti i autonomnosti sustava. Unošenje dodatnih elemenata u mjerni krug povećava mogućnost kvara i smanjuje performanse sustava kod eventualnog rada u degradiranom stanju. Prema tome, suvremeni sustav turbinske regulacije neminovno preuzima na sebe i sve vitalne funkcije nadzora stanja i upravljanja proizvodnom jedinicom.

3. IZVEDBA MODERNOG SUSTAVA UPRAVLJANJA TURBINOM

Moderni sustav upravljanja turbinom, uključujući energetsko-hidraulični i elektrohidraulični sustav regulacije čine komponente iz serijske proizvodnje. Razlog je tome lakša zamjena dijelova i izbjegavanje ovisnosti o jednom proizvođaču. Sustav je izveden s višestruko povećanim tlakom u odnosu na neka star-ija rješenja čime su smanjene dimenzije kompone-nata i količine ulja, što je značajno kako sa stajališta troškova tako i s ekološkog stajališta, te su poboljšane i dinamičke karakteristike regulacije. Sustav uprav-ljanja turbinom može, ovisno o konkretnoj situaciji, kontrolirati različite signale kao npr. temperature ulja, razine ulja, tlakove ulja, prisutnost električnog napa-janja, detektiranje rada pumpi hidrauličnog sustava i stanje čistoće hidrauličnih fi ltara. Regulacijski dio hidrauličnog sustava je izveden s proporcionalnim ventilom koji služi za regulaciju položaja servomotora privodnog uređaja kao izvršnog organa. Raspoloživost elektromagnetskog ventila brzog zatvaranja se kontro-lira mjerenjem struje kroz namot ventila. Svi zaštitni elementi kod kojih je to moguće su izvedeni kao pa-sivni, dakle djeluju zaštitno u slučaju nestanka energi-je na elementu.

Upravljačko-regulacijski dio sustava turbinske regulacije je hardverski izveden s programabilnim logičkim kontrolerom (PLC-om). Osnovne funkcije turbinske regulacije su funkcije regulacije djelatne snage, regulacije broja okretaja, regulacije položaja privodnog aparata, zaštita od pobjega, automatski pri-jelaz s mrežnog režima rada agregata na otočni režim i identifi kacija kvara na sustavu regulacije glavnog ser-vomotora ili krugu mjerenja djelatne snage ili frekven-

cije. Ostale funkcije su integrirane u sustav i mogu biti funkcije praćenja stanja energetsko-hidrauličnog dijela sustava turbinske regulacije, funkcije automa-tizacije, funkcije autonomnosti i zaštitne funkcije. Re-aliziranje ovih funkcija zahtijeva postojanje ili ugrad-nju odgovarajućih davača djelatne snage, davača broja okretaja, sinkronizatora, davača temperature ležajeva i prilagodbu postojećih digitalnih signala (npr. sumarni signal zaštite, signalizacija stanja leptirastog zatvarača i dr.). Kako bi se povećala autonomnost i stupanj au-tomatizacije sustava, te omogućilo izvođenje funkci-ja blokade pogrešnog koraka, u sustav upravljanja turbinom može se uvesti mjerenje napona i struja gen-eratora i praćenje stanja sklopke za demagnetizaciju, te praćenje stanja generatorskog prekidača i pripadajućih rastavljača. Iz istog razloga se u okviru sustava uprav-ljanja turbinom realizira upravljanje predzatvaračima i praćenje njihovih energetsko-hidrauličnih sustava.

Komunikacija čovjek-stroj (HMI) se izvodi preko operacijskog panela i instrumenata i signalnih si-jalica na prednjoj ploči ormara sustava upravljanja turbinom. Uključenje u nadređene SCADA sustave nadzora postrojenja također je moguće.

Hidroelektrane često imaju složene dovodne sus-tave vode koji neposredno utječu na rad proizvodnih jedinica. Stoga je ponekad potrebno uključiti infor-macije o stanju dovodnog sustava u sustav upravljanja turbinom.

Ne postoje norme koje bi zahtijevale ili određivale funkcije sustava upravljanja turbinom, osim u području turbinske regulacije. Na osnovu iskustva iz mjerenja i remonta na hidroelektranama i više od dvadeset iz-vedenih sustava upravljanja turbinom na turbinama različitih tipova i veličina, svaki sustav upravljanja turbinom bi trebao imati slijedeće funkcije:

• adaptivna regulacija radne snage s podesivim parametrima

• adaptivna regulacija brzine vrtnje s podesivim parametrima

• regulacija otvora turbine (s mogućnošću regu-lacije frekvencije)

• automatski prijelaz s izoliranog na paralelni mrežni način rada bez njihanja opterećenja i obr-nuto

• automatski prijelaz iz automatskog u ručno up-ravljanje i obrnuto

• detekcija i prilagodba na kvar u sustavu regu-lacije otvora

• detekcija i prilagodba na kvarau sustavu regu-lacije radne snage

• detekcija kvara u sustavu mjerenja brzine vrtnje i automatska prilagodba na kvar

• kronološko zapisivanje događaja • funkcija povezivanja turbinskog regulatora i sin-

kronizatora• nadzor i upravljanje hidrauličnim agregatom• potpuno sinkronizirano automatsko upravljanje

predturbinskim zatvaračem

366


• monitor brzine vrtnje • daljinsko upravljanje preko procesnih mreža• lokalno upravljanje preko operaterskih panela i

tipki i sijalica• jednostavno proširivanje dodatnim funkcijamaAdaptivna regulacija radne snage i adaptivna

regulacija brzine vrtnje su potrebni kako bi se osig-urala kvalitetna izvedba regulacijskog kruga u slučaju promjena pada ili protoka. Promjena pada kod pri-branskih elektrana je čest slučaj.

Regulacija otvora je podređeni regulacijski krug regulaciji snage i regulaciji brzine vrtnje, a također je neophodan za upravljanje u ručnom testnom modu rada.

Automatski prijelazi između različitih operacijskih režima i potpuno sinkronizirano automatsko uprav-ljanje predturbinskim zatvaračem osiguravaju pre-ciznost rada i smanjuju mogućnost ljudske pogreške.

Lokalno i daljinsko upravljanje omogućava uprav-ljanje s više mjesta što je neophodno kod mjerenja i provjera sustava. Kronološko zapisivanje događaja omogućuje analize sustava, kako u normalnom radu tako i u slučaju izvanrednih situacija.

Sustav treba biti modularan kako bi se lako proširivao novim funkcijama. Tako se sustav lakše prilagođuje na buduće nadogradnje i modernizacije proizvodne jedinice.

Ovisno o potrebama, sustav upravljanja turbinom mora biti projektiran tako da je moguće izvesti i do-datne funkcije koje mogu biti potrebne u nekim susta-vima. Neke od najčešćih takvih funkcija su:

• registrator prijelaznih pojava• potpuna vruća stand-by duplex paralelna kon-

fi guracija• djelomična vruća stand-by duplex paralelna kon-

fi guracija• rad otporan na kvar u sustavu otvaranja loaptica• rad otporan na kvar u regulaciji snage• detekcija kvara u sustavu mjerenja brzine i au-

tomatsko prilagođavanje kvaru• WWW pristup• Podesivi statizam kod primarne regulacije

frekvencije• Daljinsko održavanje softvera preko telefonske

linije• Prikaz trendova na operaterskom panelu• Mjerenje i proračun protoka• Regulacija razine vode• Upravljanje regulatorom tlaka• Upravljanje hidrauličnim sustavom turbinske

regulacije• Upravljanje dovodnim predturbinskim

zatvaračima• Centralna sinkronizacija vremena preko komu-

nikacijske mreže NTP, Profi bus-DP, Profi net, MPI itd.

• Simulacijske funkcije

• Redundantno mjerenje brzine• Mjerenje tlakova u cjevovodu, vodnoj komori i

difuzoruOvisno o potrebama, sustav upravljanja turbinom

mora biti projektiran tako da je moguće izvesti i do-datne funkcije koje mogu biti potrebne u nekim susta-vima, kao npr.

• Upravljanje ferodnim kočenjem• Upravljanje drenažom turbine• Upravljanje rashladnom vodom turbine• Upravljanje rashladnom vodom proizvodne jed-

inice• Upravljanje fi ltracijskim sustavom turbine ili

proizvodne jedinice• Nadzor temperature ležajeva• Upravljanje sustavom podmazivanja, uključujući

upravljanje hidrauličnom jedinicom za podmazi-vanje i nadzor temperature i razine ulja za pod-mazivanje

Turbinski regulator kao najvažniji dio sustava upravljanja turbinom ima različite režime rada. Op-erativni režimi ili modovi rada su ručno upravljanje, regulacija brzine i regulacija snage. Prema normi IEC 61362 ručno upravljanje je defi nirano kao regulacija otvaranja u zatvorenoj petlji (postavljanjem reference) i upravljanje otvaranjem u otvorenoj petlji (regulator otvaranja u otvorenoj petlji). Ovaj se režim koristi samo kod testiranja i može se provesti samo lokalno, korištenjem operaterskog panela ili tipkala. Također, upravljanje otvaranjem u otvorenoj petlji je dio au-tomatske regulacije.

Regulacija brzine mora održavati konstantnu frekvenciju i izvodi se adaptivnim proporcionalno-integralno-derivativnim (PID) regulatorom. Adaptivni regulator se prilagođava promjenama parametara i tri-ma glavnim modovima rada, u izoliranoj mreži, radu na beskonačnim sabirnicama te u praznom hodu.

Regulacija radne snage ima zadaću održavati izlaznu radnu snagu proizvodne jedinice na zadanoj vrijednosti snage bez obzira na varijacije pada ili pro-toka. Varijacije frekvencije mogu utjecati na izlaznu snagu preko stalno postavljene statike.

Ograničenje otvaranja odnosi se na regulator ot-varanja tako da se otvaranje provodi preko rampe kako bi se postigao rad bez udara.

Struktura regulacijskog algoritma ima dva odvoje-na regulatora za regulaciju brzine (broja okretaja) i regulaciju radne snage te regulator otvaranja. Regu-lator otvaranja je uvijek aktivan dok se regulator br-zine i regulator snage uključuju ovisno o stanju elek-troenergetskog sustava na koji je proizvodna jedinca priključena. Neosjetni prijelaz (bumpless switch-over) između regulacije brzine i regulacije snage primjenju-je se na način da regulator koji nije aktivan prati izlaz aktivnog regulatora kako bi u trenutku uključenja zadržao trenutno otvorenje privodnog uređaja.

Osnovna hijerarhijska regulacijska struktura prika-zana je na slici 5.

367


svojstvima, modularne izvedbe i mogućnošću komu-nikacije kroz lokalnu mrežu.

Dobar primjer takvih sustava je moderni sustav upravljanja vodnom turbinom. Radi se o složenom multivarijabilnom sustavu koji uključuje mehaničke, elektromehaničke, hidraulične i elektrohidraulične komponente.

1pe

2pe

Slika 5. - Osnovna hijerarhijska regulacijska struktura

4. ZAKLJUČAK

Moderni sustavi automatskog upravljanja u ener-getici, ali i u industriji i drugim područjima prelaze konvencionalne funkcije regulacije u automatizaciji te postaju u pravom smislu riječi upravljački sustavi. Radi se o multivarijabilnim sustavima s adaptivnim

368


Funkcije takvog sustava automatskog upravljanja uvelike prelaze funkcije konvencionalnih regulatora i preuzimaju mnoge funkcije upravljanja proizvod-nom jedinicom, kao i funkcije kronološkog praćenja događaja. Razne funkcije su opisane u članku, a jasno je da takav pristup upravljanju postrojenjem zahti-jeva adaptivne regulatore, modularnost cijelog sus-tava i izvedbu iz off-the-shelf komponenti kako bi se omogućili jednostavni popravci i nadogradnja.

POPIS LITERATURE

[1] Kundur, P. Power System and Control, McGraw-Hill, 1994

[2] Tomiša, T. “Identifi kacija parametara dovodnog sustava visokotlačne hidroelektrane”, doktorska disertacija, FER Zagreb, 1995

[3] Tešnjak S., “Teorijska i eksperimentalna analiza dinamike hidroelektrane - doktorska disertacija”, Zagreb, Fakultet elektrotehnike i računarstva, 1984

[4] Pohl M., Digitale Regelung von Maschinensätzen einer Wasserkraftanlage mit robusten und ges-teuertparameteradaptiven Algorithmen, VDI Ver-lag, Düsseldorf, 1989

[5] Strah, B., Kuljača, O., Vukić, Z., “Speed and Ac-tive Power Control of Hydro Turbine Unit”, IEEE Transactions on Energy Conversion, Volume 20, No. 2, 2005

[6] Kuljača O., Strah B., Vukić Z., “Active Power Control of Hydroturbine Unit on Infi nite Bus”, Proceedings of 9th Mediterranean Conference on Control and Automation, MED01-053, Dubrovnik 2001

[7] Strah B., “Hydroturbine Control with Fault Detec-tion in the Positioning of Gate Regulating Ring” (in Croatian), magistarski rad, Zagreb, Fakultet elektrotehnike i računarstva, 2000

[8] Bakarić, V., Mišković, I., Horvat, K., Bojić, D., Šikić, D., Stojsavljević, M., “HIL ispitivanja sus-tava turbinske regulacije HE Lešće”, Zbornik 10. savjetovanja HRO CIGRÉ, Cavtat, Hrvatska, USB-key (10 strana), 6.-10. studeni 2011

[9] Horvat, K., “Primjena distribuirane periferije i inteligentnih senzora na hidroelektranama”, magistarski rad, Zagreb, Fakultet elektrotehnike i računarstva,2000

[10] Horvat, K., “Na kvarove tolerantan sustav turbinske regulacije vodne turbine”, doktorska disertacija, Zagreb, Fakultet elektrotehnike i računarstva, 2006

369


Đorđe NOVKOVIĆ, Nikola MARIČIĆ, Miroljub JEVTIĆFakultet tehničkih nauka u Kosovskoj Mitrovici

UDC: 629.224.001

Uticaj promene broja obrtaja radnog kola na regulaciju male cevne turbine sa

podešavajućim sprovodnim aparatom

SAŽETAKU radu su izvršene numeričke simulacije strujanja u maloj cevnoj turbini primenom programskog

paketa CFX. Turbina je ugrađena na jedan od bazena pastrmskog ribnjaka Jablanica na Radovan-skoj reci. Ugrađena mala cevna turbina je jednostruko regulisana zakretanjem lopatica sprovodnog aparata. U cilju poboljšanja stepena korisnosti ugrađene turbine, razmatran je uticaj promene broja obrtaja radnog kola na njen stepen korisnosti. Numeričkim simulacijama strujanja je najpre formira-na kriva promene stepena korisnosti ugrađene jednostruko regulisane turbine. Nakon toga je uzasto-pnim numeričkim simulacijama, za nekoliko različitih položajа lopatica sprovodnog aparata iz regu-lacionog opsega, tražen optimalan broj obrtaja radnog kola, za koji se dobija najveća snaga turbine. Na bazi ovih proračuna formirana je kriva stepena korisnosti dvostruko regulisane turbine, dobijena za različite uglove lopatica sprovodnog aparata i optimalne brojeve obrtaja radnog kola. Izvršeno je upoređivanje navedenih krivih stepena korisnosti jednostruko i dvostruko regulisane turbine. Uočena je mogućnost značajnog poboljšanja stepena korisnosti ugrađene jednostruko regulisane turbine pri-menom dodatne regulacije promenom broja obrtaja radnog kola.

Ključne reči: cevna turbina, simulacija strujanja, regulacija

THE IMPACT OF CHANGE IMPELLER SPEED ON REGULATION OF SMALL BULB TURBINE WITH ADJUSTABLE GUIDE VANES.

ABSTRACTThe work carried out numerical simulations of fl ow in a small bulb turbine using the software pack-

age CFX. The turbine was installed in one of the pools of a trout farm Jablanica in the Radovanska river. Built small pipe turbine has been regulated using adjustable guide vanes. In order to improve ef-fi ciency of built-in turbine, the impact of changes impeller speed has been discussed. The fi rst, numeri-cal simulations of fl ow had been performed and power effi ciency curve of single regulated turbine was obtained. Then repeated fl ow simulations were done for several different positions of inlet guide vanes demanding optimal impeller speed for maximum turbine power. On the basis of these calculations, the curve of turbine power effi ciency was formed for double regulated turbine, determined for differ-ent angles of the inlet guide vanes and optimal impeller speeds. Comparison of the curves of turbine power effi ciency of single- and double- regulated turbines were performed. There was a signifi cant improvement in the power effi ciency of the built-in single regulated turbine applying additional regu-lation, by changing impeller speed.

Keywords: bulb turbine, fl ow simulation, turbine regulation

1. UVOD

Primenom numeričkih simulacija strujanja, mogu se proceniti performanse hidrauličkih turbina u

različitim radnim režimima [1,2,3]. U ovom radu su

vršene simulacije strujanja u maloj cevnoj turbini, koja služi za izolovano napajanje pastrmskog ribnjaka elekričnom energijom. Prvobitno je na jedan od baze-na ribnjaka ugrađena cevna neregulisana turbina, kao je to prikazano na Slici 1.

370


Geometrija sprovodnog aparata i radnog kola pr-vobitno ugrađene turbine, dobijena je skaliranjem male cevne turbine poznate geometrije i karaktaristika [4,5]. Turbina je radila na padu H = 2,3 [m] sa brojem obrtaja n = 320 [o/min] i obezbeđivala je stabilno snabdevanje električnom energijom pri optimalnom protoku, i protocima većim od optimalnog protoka. U sušnim periodima godine, kada su protoci bili manji od optimalnog, ugrađena cevna neregulisana turbina nije mogla da obezbedi minimalnu snagu potrebnu za stabilan rad sistema. Elektronski regulator broja obrta-ja turbine, koji radi na principu deljenja snage između balast grejača i potrošača [6], je često u sušnom pe-riodu prekidao rad sistema usled nedostatka snage. Zbog toga je na postojećoj turbini, sprovodni aparat sa fi ksnim lopaticama prikazan na Slici 2, zamenjen podešavajućim sprovodnim aparatom, koji je prika-zanim na Slici 3.

Na taj način je obezbeđeno stabilno snabdevanje ribnjaka električnom energijom tokom cele godine, ali je usled promene geometrije sprovodog aparata došlo do smanjenja maksimalne snaga turbine, jer nije zamenjeno radno kolo turbine. Primenom dvostruke regulacije [7] može se povećati stepeni korisnosti kao i maksimalna snaga turbine. Kako bi se izbegla rekon-strukcija cele turbine, i primena dvostruke regulacije zakretanjem lopatica sprovodnog aparata i radnog

kola, u radu je numeričkim simulacijama analizirana mogućnost povećanja snage turbine promenljivim brojem obrtaja radnog kola i zakretanjem lopatica sprovodnog aparata [8]. Na taj način se dobija sličan efekat kao i kod dvostruke regulacije zakretanjem lo-patica radnog kola i sprovodnog aparata, ali je kon-stukcija turbine značajno jednostavnija.

2. GEMETRIJA TURBINE I MREŽA

Dimenzije radnog kola turbine dobijene su ska-liranjem radnog kola čija je geometrija određena na numeričkoj koordinatnoj mašini [4]. Sprovodni aparat je dimenzionisan i modeliran primenom programa SolidWorks, ima 12 pokretnih lopatica i prikazan je na Slici 4.

Ostale dimenzije ugrađene turbine su određene merenjima na turbini. Za numeričke simulacije stru-janja, korišćen je model turbine sa ugrađenim novim sprovodnim aparatom prikazan na Slici 5. Prečnik rad-nog kola turbine iznosi 300 [mm], a prečnik uvodne cevi je 430 [mm]. Izlazni prečnik difuzora iznosi 500 [mm] , dužina difuzora je 950 [mm], tako da je ugao difuzora 6° . Pri formiranju modela zanemaran je uticaj četiri fi ksna limena nosača debljine 5 [mm], koji nose glavčinu radnog kola. Ovi nosači se nalaze ispred sprovodnih lopatica i postavljeni su dužinom

Slika 1. - Šema postrojenja (dimenzije su u [m])

Slika 2. - Izgled turbine pre rekonstrukcije Slika 3. - Izrađen novi sprovodni aparat

371


upravno na osu turbine, a širinom paralalno izvod-nicama konusa sprovodnog aparata. Lopatice radog kola i sprovodnog aparata su izrađene od čeličnog lima konstante debljine. Debljina lopatica radnog kola iznosi 5 [mm], debljina lopatica sprovodnog aparata iznosi 3 [mm]. Ulazne i izlazne ivice svih lopatica su

polukružno zaobljene. Proračunska mreža je formirana primenom programa CFX-Mesh i Ansys TurboGrid. CFX-Mesh je korišćen za izradu nestrukturirane mreže uvodne cevi i difuzora. TurboGrid je korišćen za iz-radu blok strukturiane mreže radnog kola i pretkola. Mreža je prilagođena primeni zidnih funkcija. U pro-

Slika 4. - Model novog sprovodnog aparata Slika 5. - Model turbine sa novim sprovodnim aparatom

Slika 6. - Mreža difuzora Slika 7. - Mreža lopatice radnog kola

.

Slika 8. - Mreža sprovodnog aparata za α = 15◦ Slika 9. - Mreža sprovodnog aparata za α = 30◦

372


gramu Ansys CFX, pri korišćenju SST modela turbu-lencije, predviđen je automatski prelaz sa proračuna laminarnog podsloja na proračun primenom funkcija zidova, zavisno od bedimenzijske koordinate y+. Za izrađenu mrežu, bezdimenzijska debljina prvog sloja mreže iznosi prema procenama y+ < 2, što je u skladu sa preporukama za proračun laminarnog podsloja.

Proračun laminarnog podsloja kod hidrauličkih tur-bina je značajan, jer se na osnovu tog proračuna vrši procena viskoznog napona τw na zidu. Gubici u turbini usled molekularne viskoznosti zavise od viskoznog napona na zidu dobijenog proračunom laminarnog podsloja.

Numeričke simulacije su vršene za četiri različita položaja lopatica sprovodnog aparata, koji su defi nisani rotacijom lopatice oko sopstvene ose rot-acije za ugao α. Kada je ugao zakretanja lopatica α = 0◦ onda su lopatice paralelne osi sprovodnog aparata. Na sledećim slikama prikazana je proračunska mreža za uglove rotacije lopatica sprovodnog aparata α = 15◦, α = 30◦, α = 45◦ i α = 60◦ pri kojima su vršene numeriče simulacije strujanja. Modeliranje zakretanja lopatica sprovodnog aparata vršeno je primenom programa Ansys BladeGen. Broje elemenata mreže izdvojenog segmenta jedne lopatice sprovodnog aparata iznosi oko 50000.

3. GRANIČNI USLOVI I POVEZIVANJE MREŽE

Za izvođenje numeričkih simulacija na ulaznom preseku cevi postavljen je granični uslov srednjeg totalnog pritiska pt = 1,23 · 105 [Pa], a na izlaznom preseku difuzora postavljen je granični uslov sredn-jeg statičkog pritiska p = 1 · 105 [Pa]. Kako je srednja brzina strujanja na izlazu iz difuzora manja od sred-nje brzine strujanja na ulazu u turbinu, to je srednji totalni pritisak na izlazu iz difuzora približno jednak statičkom pritisku. Na taj način obezbeđeno je da se simulacije izvode pri približno konstantnoj razlici to-talnih pritisaka na ulazu i izlazu iz turbine, odnosno pri konstantom padu H = 2,3 [m]. Takvim postupkom

modelovanje pada turbine je pretvoreno u razliku to-talnih pritisaka na ulaznom i izlaznom preseku turbine. Za sve zidove, izuzev zida cevi na periferiji strujnog domena radnog kola turbine, primenjen je granični us-lov nulte brzine na zidu (No Slip Wall). Za zid cevi na periferiji strujnog domena radnog kola primenjen je granični uslov prema kome je brzina na zidu u obim-skom pravcu jednaka obimskoj brzini na periferiji radnog kola, dok je brzina na zidu u pravcu relativnih stujnica nulta (Counter Rotating Wall). Uticaj obr-tanja vratila turbine u zoni kolena ispred difuzora je zanemaren. Na zidovima vratila postavljen je granični uslov nulte brzine na zidu vratila. Kako su korišćene strukturirane i nestrukturirane mreže, to je za spajanje mreža pojedinih strujnih domena primenjen uopšteni spoj mreže (General Grid Interface). Za modeliranje transporta između radnog kola i pretkola korišćen je model stupnja (Stage model). Za modeliranje spoja mreže uvodne cevi i sprovodnog aparata primenjen je model zamrznutog rotora (Frozen Rotor). Isti model primenjen je za modeliranje spoja mreže radnog kola i difuzora.

4. UVEDENE PRETPOSTAVKE I STRATE-GIJA IZVOĐENJE SIMULACIJA

Analizirana turbina je rekonstruisana zamenom starog sprovodnog aparata novim sprovodim apara-tom, pri čemu je ostatak kontrukcije turbine ostao nepromenjen. Tako je ostao nepromenjen i prenosni odnos remenog prenosnika između turbine i gen-eratora, zbog čega rekonstruisana turbina radi na is-tom broju obrtaja n = 320 [o/min], kao i ranije. Iz tog razloga je predviđeno da se najpre izvedu četiri numeričke simulacije strujanja, za navedena četiri položaja sprovodnog aparata, pri fi ksnom broju obrtaja n = 320 [o/min]. Nakon toga je za svaki fi ksni položaj sprovodnog aparata, predviđeno izvođenje četiri numeričke simulacije sa četiri različita broja obrtaja, odnosno ukupno 16 simulacija. Dakle, ukupan broj planiranih simulacije iznosi 20, tako da je zbog sman-jenja CPU vremena odlučeno da se uvede pretpostav-

Slika 10. - Mreža sprovodnog aparata za α = 45◦ Slika 11. - Mreža sprovodnog aparata za α = 60◦

373


ka o stacionarnom strujanju u turbini. Pored toga, da bi se smanjilo CPU vreme pri simulaciji stacionarnih strujanja, pretpostavljeno je da je strujanje u domenu radnog kola i sprovodnog aparata osnosimetrično, što u stvarnosti nije slučaj, jer geometrija analizirane tur-bine nije osnosimetrična. Uvođenjem pretpostavke o osnosimetričnosti u radnom kolu i sprovodnom aparatu, drastično je smanjen broj elemenata mreže u domenu radnog kola i sprovodnog aparata, jer je sim-ulirano strujanje u samo jednom segmentu (oko jedne lopatice radnog kola i sprovodnog aparata). Strujanje u difuzoru je nesimerično, bez obzira što su na osnovu prethodno uvedene pretpostavke granični uslovi na izlazu iz radnog kola osnosimetrični.

5. MODEL TURBULENCIJE, DISKRETIZACIONE ŠEME I KONVERGENCIJA REŠENJA

Za sve izvedene simulacije strujanja primenjen je SST k – ω model turbulencije [1,2,9]. U blizini zido-va je vršen proračun laminarnog podsloja i primen-jivane su funkcije zidova, kao je to već opisano. Za diskretizaciju konvektivnih članova u Rejnoldsovim jednačinama i diskretizaciju konvektivnih članova u jednačinama modela turbulencije primenjena je

uzvodna diskretizaciona šema prvog reda, saglasno preporukama za strujanje u difuzorima [11]. Za sve simulacije ostvarena je zadovoljavajuća konvergen-cija rešenja, pri čemu je srednje kvadratno odstupanje u jednačima dostiglo vrednost RMS = 10–4. Na Slici 12 i Slici 13 je dat prikaz konvergencije Rejnoldsovih jednačina, jednačine kontinuiteta i dve jednačine SST modela turbulencije za jedan radni režim.

6. REZULTATI

Stepeni korisnosti rekonstruisane turbine dobijene numeričkim simulacijama pri konstantnom broju obr-taja n = 320 [o/min], za različite uglove rotacije lo-patica sprovodnog aparata prikazani su na Slici 14.

Stepeni korisnosti turbine dobijeni numeričkim simulacijama pri vrednostima uglova zakretanja lo-patica sprovodnog aparata α = 15◦, α = 30◦, α = 45◦, α = 60◦ prikazani su na Slici 15, Slici 16, Slici 17 i Slici 18, respektivno, pri promenljivom broju obrtaja turbine n . Na osnovu tih dijagrama određeni su opti-malni brojevi obrtaja i protoci koji odgovaraju maksi-malnom stepenu korisnosti turbine (crveno obeležene vrednosti). Nakon toga je, na osnovu tih optimalnih vrednosti brojeva obrtaja, dobijen dijagram prom-ena stepena korisnosti turbine pri promenljivom bro-

Slika 12. - RMS Rejnoldsovih jednačina Slika 13. - RMS jednačina SST modela

Slika 14. - Stepeni korisnosti turbine za n = 320 [o/min] Slika 15. - Stepeni korisnost turbine za α = 15◦

374


Slika 16. - Stepeni korisnosti turbine za α = 30◦ Slika 17. - Stepeni korisnosti turbine za α = 45◦

Slika 18. - Stepeni korisnosti turbine za α = 60◦ Slika 19. - Stepeni korisnosti turbine za promenljivo n

ju obrtaja radnog kola, koji je prikazan na Slici 19. Zavisnost broja obrtaja radnog kola turbine od ugla zakretanja lopatica sprovodnog aparata, određena je za optimalne radne režime i prikazan je na Slici 20.

Na Slici 21 su prikazane strujnice dobijene pogle-dom u izlazni presek difuzora turbine u radnom režimu

izvan optimalnog režima, koji je defi nisan brojem obrtaja radnog kola n = 550 [o/min] i uglom lopatica sprovodnog aparata α = 60◦. Uočava se intenzivno vi-horno strujanje koji smanjuje stepen korisnosti difu-

Slika 20. - Zavisnost broja obrtaja n od ugla α

Slika 21. - Strujnice u difuzoru

375


zora, a samim tim i stepen korisnosti oklopa turbine, koji prema dijagramu na Slici 18 za navedene uslove iznosi oko 0,6. Zbog toga dolazi do smanjenja stepena korisnosti turbine u navedenom režimu na vrednost 0,54. Zapaža se da je u ovom slučaju stepen korisnosti radnog kola velik i iznosi oko 0,92.

Rapodele pritisaka na izlaznim konturama lopatica radnog kola i ulaznim koturama lopatica sprovodnog aparata, u prethodno navedenom radnom režimu, prikazani su na Slici 22 i Slici 23.

Posmatranjem djagrama na Slici 19 uočava se da se stepen korisnosti oklopa turbine povećava sa povećanjem protoka, dok se stepen korisnosti radnog kola smanjuje sa povećanjem protoka. Na stepen ko-risnosti oklopa turbine značajan uticaj ima strujanje u difuzoru. Ukoliko je vihorno strujanje u difuzoru izraženije, utoliko je stepen korisnosti difuzora manji. Idealan slučaj bi bio, kada u difuzoru u optimalnom radnom režimu nebi postojalo vihorno strujanje. To nije moguće postići, jer se vihor ne generiše samo geometrijom lopatica, nego i obrtanjem glavčine tur-bine usled viskoznosti. Međutim, pri projektovanju geometrije turbine se uvek teži da vihor u optimalnom radnom režimu turbine bude minimalan [11].

7. ZAKLJUČAK

U radu su izvršene numeričke simulacije na osno-vu kojih su procenjene karakteristike rekonstruisane male cevne turbine. Na osnovu izvedenih simulacija dobijen je suštinski rezultat, koji je ilustrovan rezulta-tima datim dijagramima na Slici 14 i Slici 20. Naime, upoređivanjem ta dva dijagrama može se uočiti da se promenom broja obrtaja radnog kola jednostruko regulisane turbine može dobiti značajno veća snaga i stepen korisnosti. Na taj način utvrđeno je da se za male hidrauličke turbine, promenom broja obrtaja rad-nog kola može delimično izbeći potreba za regulaci-jom zakretanjem lopatica radnog kola, koja značajno povećava cenu izrade i održavanja turbine. Posma-tranjem dijagrama na Slici 20 uočava se da je zavis-

nost broja obrtaja radnog kola turbine od ugla zakre-tanja lopatica sprovodnog aparata približno linearna. Zbog toga se za regulaciju broja obrtaja turbine može primeniti mehanički varijator sa linearnom promenom prenosnog odnosa. Rad mehaničkog varijatora treba sinhronizovati sa zakretanjem lopatica sprovodnog aparata, kako bi turbina u svim režimima ostvarivala maksimalan stepen korisnosti. Na osnovu sprovedene analize pokazano je kako se može poboljšati rad male cevne turbine sa podešavajućim sprovodnim aparatom ako se ugradi mehanički varijator broja obrtaja. Ovim rešenjem se izbegava regulisanje zakretanjem lopatica radnog kola, koje je skupo za realizaciju naročito kod već izvedenih malih cevnih turbina. Svakako, ako bi se rekonstruisalo i radno kolo, tako da se geometrija rad-nog kola prilagodi geometriji ugrađenog sprovodnog aparata, otvorila bi se mogućnost daljnjeg povećanja stepena korisnosti ugrađene turbine u širem domenu upotrebe.

LITERATURA

[1] M. K. Shukla, V. Prasad, R. Jain, S.N. Shukla: CFD Analysis of 3-D Flow for Francis Turbine, MIT International Journal of Mechanical Engi-neering, Vol.1, No. 2, pp 93-100, 2011.

[2] R. Khare, V. Prasad, S. Kumar: CFD Approach for Flow Characteristics of Hydraulic Francis Turbine, International Journal of Engineering Science and Technology , Vol. 2(8), 3824-3831, 2010.

[3] Đ.Novković, N.Maričić, Z. Glavčić: CFD Simu-lations in Small Bulb Turbine with Adjustable Runner Blades, IV Serbian Congress of Theo-retical and Applied Mechanics, Vrnjačka Banja, C-27, pp. 449-454, 2013.

[4] N. Maričić: Identifi cation of the small pipe hydro turbine rotor, Tehnika, No.3, Beograd, pp.15-20, 2006.

Slika 22. - Izlazne konture radnog kola Slika 23. - Ulazne konture sprovodnog aparata

376


[5] N. Maričić: Procena karakteristika izvedene cevne neregulisane mikro hidroturbine Elektroprivreda, br. 3, pp.48-53, Beograd, 2006.

[6] N. Smith: Motors As Gernerators for Micro Hidro Power, Intermediate Tehnology Development Group, London 1994.

[7] M. Benišek: Hidraulične turbine, Prvo izdanje, Mašinski fakultet Beograd, pp. 364, 1998.

[8] C.Farell, J. Arroyave, N.Cruz, J.S. Guliver: Hy-dromechanics of Variable Speed Turbines, Uni-versity of Minesota St. Anthony Falls Hydraulic Laboratory, Project Report No. 225, Minneapo-lis, 1983.

[9] J.Necker and T.Aschenbrenner: Model test and CFD calculation of a cavitating bulb turbine, 25th IAHR Symposium on Hydraulic Machinery and Systems, IOP Conf. Series: Earth and Environ-mental Science 12, 2010.

[10] O.Bounous: Studies of the ERCOFTAC conical diffuser with OpenFOAM, Department of Ap-plied Mechanics Chalmers University of technol-ogy, Göteborg, Sweden, 2008.

[11] M. Nechleba: Hydraulic Turbines - Their Design and Equipment, pp.43, Artia 1957.

377


Miodrag ARSIĆ, Vencislav GRABULOV, Zoran SAVIĆ, Nebojša MILOVANOVIĆ Institute for materials testing, Bulevar vojvode Mišića 43 Belgrade, Serbia

Bojan MEĐOFaculty of Mechanical Engineering, Kraljice Marije 16, Belgrade, Serbia

UDC: 620.9 : 621.22.001

Possibilities of Performing Analysis and Enhancing the Reliability of Welded Structures of

Turbine and Hydromechanical Equipment of the Hydro Power Plant Djerdap

on the Basis of Fault Tree AnalysisABSTRACTHydro power plant ’’Djerdap 1’’ comprises 6 hydroelectric generating sets with vertical Kaplan

turbines. Nominal output power of each is 200 MW. Hydro power plant ’’Djerdap 2’’ comprises 10 hydroelectric generating sets with horizontal Kaplan turbines. Nominal output power of each is 28 MW. All of the mentioned equipment has been fabricated in Russia. During the refurbishment of hydro-electric generating sets A4 and A6 at the hydro power plant ’’Djerdap 1’’, non-destructive and destructive tests were performed in order to analyze the state and evaluate the reliability of welded structures, as well as in order to determine causes of degradation of base material and welded joints of structures of turbine and hydrome-chanical equipment. Welded structures of turbine shafts at the hydro power plant ’’Djerdap 2’’ were also tested. The qualitative and quantitative analysis of failures of welded structures that occur due to conditions of fabrication and/or exploitation was performed through the use of the fault tree method, which is based on results of destructive and non-destructive tests. Analysis of individual infl uences showed that failure of welded structures of turbine and hydromechanical equipment is mainly infl uenced by the selection of base material and welding technology, wrong method of calculation and shaping of structures, as well as deviation from projected conditions of exploitation (loads, vibrations, corrosion, erosion, cavitation...). Fault tree analysis results could be used for failure prevention and reliability enhancement, because the method relies on diagnostic descriptions of logistic relations between un-desired events.

Key words: hydroelectric generating set, welded structure, fault tree, reliability, database.

1. INTRODUCTION

Hydro power plant ’’Djerdap 1’’ comprises 6 hy-droelectric generating sets with vertical Kaplan

turbines. Nominal output power of each is 200 MW. Hydro power plant ’’Djerdap 2’’ comprises 10 hydro-electric generating sets with horizontal Kaplan tur-bines. Nominal output power of each is 28 MW. All of the mentioned equipment has been fabricated in Rus-sia [1], fi gure 1 and 2.

During the refurbishment of hydroelectric generating sets A4 and A6 at the hydro power plant ’’Djerdap 1’’, non-destructive and destructive tests were performed in order to analyze the state and evaluate the reliability of welded structures, as well as in order to determine causes of deg-radation of base material and welded joints of structures of turbine and hydromechanical equipment. Welded structures of turbine shafts at the hydro power plant ’’Djerdap 2’’ were also tested.

Behaviour of welded structures of turbine and hy-dromechanical equipment under real conditions of

exploitation and their reliability cannot be predicted solely by engineering methods. Probability theories also have to be used [2-7], because the structures are subjected to variable amplitude loading – stochastic loads, which occur consequentially due to operating conditions, own low-frequency oscillations (vibra-tions) and simultaneous effect of a large number of technological, metallurgical and structural factors. Taking into account the above mentioned, it can be concluded that only tests performed on welded struc-tures enable the comprehensive assessment of their condition and reliability, and obtainment of data nec-essary for the quality comparison and evaluation of machines and structures, as well as for the assessment of the effect of spatial operation of individual struc-tural components and mutual operation of propulsive devices and structures.

Reliability of welded structures of turbine and hy-dromechanical equipment is the possibility that a hy-droelectric generating unit will successfully perform its operating function within the limits of allowable

378


deviation and projected duration period. Development of reliability concept is primarily based on the com-parison of specifi c magnitudes that characterize the functional ability

2. FAULT TREE ANALYSIS

Fault tree is suitable for the analysis of complex systems which contain a number of functionally linked or dependant subsystems with various performances. Examples of systems for which the fault tree analysis is being regularly applied are airplanes, communica-tion systems, chemical and other industrial processes, nuclear power plants etc. It has not been applied for hydro power plants [8].

Main advantages of the fault tree analysis are:- simple graphic presentation of the failure logic

and Failure logic can be traced gradually,- the possibility of performing qualitative and

quantitative analysis through the use of Boolean algebra,

- when quantitative input data are available the quantitative and qualitative analysis could be car-

ried out, but when there are no reliable input data available only the qualitative analysis is being carried out,

- fault tree analysis takes into account various in-fl uences, unlike other models.

Fault tree analysis results are being used for: fail-ure prevention, root cause analysis, easier defi nition and quantifi cation of individual infl uences, the provi-sion of conditions for good reliability.

2.1 Process of Fabrication of Welded Structures of Turbine and Hydromechanical Equipment

Infl uence of chemical composition could be ana-lyzed taking into account the constituent elements or the carbon equivalent (Ceq). The infl uence of chemi-cal composition of base and fi ller material, welding parameters with respect to the input of specifi c ele-ments and homogeneity of fusion of base and fi ller material into weld metal are of great importance. Quality of base material and preparatory operations (longitudinal strip cutting, shaping and preparation of components for welding) are also very infl uential

Figure 1. - Appearance of the vertical Kaplan turbine, nominal power 200 MW (Djerdap 1)

379


regarding the quality of welded structures of turbine and hydromechanical equipment. Cooling rate and/or withholding period for the structure of the welded joint within the specifi ed temperature interval strongly affect the structure of weld metal (fi gure 3) and heat affected zone - HAZ (fi gure 4), as well as origination of diffused hydrogen (fi gure 5) and residual stresses (fi gure 6).

Development of non-destructive testing methods increased the possibility of detecting non -homogene-ities or discontinuities (volumetric and surface fl aws), or in other words increased the possibility for the de-termination of qualitative properties of welded struc-tures. Nevertheless, it is not a rarity that welded struc-tures are being put into service regardless of detected fl aws, fi gure 7.

2.2 Process of Exploitation of Welded Structures of Turbine and Hydromechanical Equipment

Failures of welded structures of turbine and hy-dromechanical equipment during exploitation, which occur due to the existence of fl aws undiscovered du-ring the fabrication (fi gure 7) and/or due to damaging during exploitation (fi gures 8 and 9), signifi cantly in-fl uence the reliability and operational safety. Fractures of welded structures also affect the environment, or to

put it differently quality of water, soil and air. Corro-sion fatigue is the most common cause of fracture of welded structures (fi gure 9). Conditions at which the crack reaches the length a > ac are presented in fi gure 10.

Development of fracture due to corrosion fatigue unwinds in three phases:

- existence of a fl aw undiscovered during fabricati-on or initiation of a crack during exploitation,

- stable growth of a crack in accordance with Paris’ law:

(1)

- stable growth of a crack until it reaches the criti-cal value (ac ) and a fracture occurs.

CONCLUSION

The qualitative and quantitative analysis of failures of welded structures that occur due to conditions of fabrication and/or exploitation was performed through the use of the fault tree method, which is based on re-sults of destructive and non-destructive tests. Analysis of individual infl uences showed that failure of welded structures of turbine and hydromechanical equipment

Figure 2. - Appearance of the horizontal Kaplan turbine, nominal power 28 MW (Djerdap 2)

mKCdNda

380


Figu

re 3

. - S

chem

e of

the

infl u

ence

of c

hem

ical

com

posi

tion

and

othe

r fac

tors

on

mic

rost

ruct

ure

of w

eld

met

al

381


Figure 4. - Scheme of the infl uence of chemical composition and other factors on microstructure of heat - af-fected zone

Figure 5. - Scheme of the infl uence of factors on origination of diffused hydrogen input through welding

is mainly infl uenced by the selection of base material and welding technology, wrong method of calculation and shaping of structures, as well as deviation from projected conditions of exploitation (loads, vibrations, corrosion, erosion, cavitation...).

Fault tree analysis results could be used for failure prevention and reliability enhancement, because the

method relies on diagnostic descriptions of logistic re-lations between undesired events.

ACKNOWLEDGEMENT

The authors acknowledge the support from the Serbian Ministry of Education, Science and Tecohno-logical Development for Projects TR 35002.

382


Figu

re 6

. - S

chem

e of

the

infl u

ence

of f

acto

rs o

n in

itiat

ion

of re

sidu

al st

ress

es

383


Figure 7. - Sequence of events when the fl aw goes undetected during non-destructive testing

Figure 8. - Fault tree for cold cracks which originate during the process of fabrication and exploitation

REFERENCES

[1] Documents of the manufacturer of the upper ring of vertical Kaplan turbine runner guide vane ap-paratus of hydroelectric generating set A6. LMZ, Sankt Peterburg, 1973.

[2] Limnios N., Oprisan G.: Semi-Markov Processes and Reliability, Statistics for Industry and Tech-nology, A Birkhäuser book, 2001.

[3] Gottvald J., Krása J., Helebrant F., Fries F., Kraus V.: FT-TA4/018 Modern Trends in Incre-FT-TA4/018 Modern Trends in Increasing Equipment Reliability for the Open-Cast Mining of Utility Minerals, Part 6b.: In-Situ Verifi cation of Methods and a Proposal for Their Application-Draft Meth-odology for Measuring. Research Report, 2009.

[4] Ljubiša P., Milorad P.: Implementation Methodol-ogy for Risk Minimization into Maintenance Pro-

384


Figure 9. - Appearance of the fault tree due to corrosion fatigue

Figure 10. - Appearance of the fault tree when the crack reaches the length a>ac (“event” A - fi g. 9)

cess of Produc-tion System at Coal Mines, Report of Contract No. 4617, DQM Research Center-Kolubara Metal, Prijevor-Vreoci, 2009, pp. 468, (in Serbian).

[5] Miodrag A., Mladen M., Alesandar V., Marko R., Zoran R.: “Reliability of Critical Welded Joints in

Responsible Support Structures of Bucket Wheel Excavator“, XIX International Conference on “Material handling, constructions and logistics“ - MHCL ’09, Belgrade, 2009, pp. 133-138.

[6] Miodrag A., Srđan B., Marko R., Zoran O., Zoran S. : “Reliability Assessment of the Gearbox of

the Bucket-Wheel Excavator Excavation Subsystem Based on Failure Analysis“, Paper’s Book of the 5th Balkan Mining Congress, Ljubljana, Slove-nia, 2011, pp. 103-111.[7] Miodrag A., Srđan B., Ven-cislav G., Meri B., Zoran S. : “Reliability Assessment for Welded Structures of Bucket Wheel Excavators Based on the Comparison of Operation-al and Critical Stresses“, Sub-mitted Paper, Balkan Mining Congress, Ohrid, Macedonia, 2013.[8] G. Ivanović, D. Stanivuković, I.Beker: Book. Reliability of Technical Sys-tems, Faculty of Technical Sciences, University of Novi Sad, 2010.

385


Miodrag ARSIĆ, Brane VISTAĆ, Mladen MLADENOVIĆ, Zoran SAVIĆInstitute for materials testing, Bulevar vojvode Mišića 43 Belgrade, Serbija

Srđan BOŠNJAKFaculty of Mechanical Engineering, Kraljice Marije 16, Belgrade, Serbia

UDC: 621.221.004.15

Analysis of Current State and Integrity Evaulation for the Air Tank of the Regulation System of

Turbine A6 at Hydropower Plant Djerdap 1

ABSTRACTVertical Kaplan turbines with nominal power of 200 MW, made in Russia, have been installed at

6 hydroelectric generating sets of ’’Djerdap 1’’. Most of the components were made of steel in accor-dance with GOST and ASTM standards. During the rehabilitation of the hydroelectric generating set A6 non-destructive testing methods were performed on parent material and welded joints of the main oil/air tank and air tank with the auxiliary oil/air tank, which acts as pressure accumulator in the regulation system, in order to carry out the analysis of the current state and integrity evaluation for the regulation system of the turbine. Shells of all 3 tanks were made of steel Č 1205, while bottoms were made of russian steel St 20K. Tests were also performed on pipeline elements (pipes and elbows).

The results of non-destructive tests performed on air tank are presented in this paper. Mechanical damages were detected by visual inspection at parent material of the shell and at the upper bottom, as well as discontinuous and incompletely welded joints on the inside and outside of the tank. Sur-face linear crack type indications were detected through magnetic particle testing at intersections of welded joints on the inside of the tank. Internal crack type defects were detected through ultrasonic testing of welded joints

On the basis of test results the technology of reparatory welding / surface welding of parent mate-rial and welded joints was created, while on the basis of the analytical calculation of tank strength the evaluation of its integrity for the following 40 years of operation was obtained.

Keywords: air tank, tests, damage repair, strength calculation, integrity.

1. INTRODUCTION

Vertical Kaplan turbines with nominal power of 200 MW, made in Russia, have been installed

at 6 hydroelectric generating sets of ’’Djerdap 1’’[1]. Basic components of hydroelectric generating set A6 turbine are presented in fi gure 1. Most of the compo-nents were made of steel, in accordance with GOST and ASTM standards.

Regulation system supplies the turbine regulator with oil and regulates the movement of guide vane apparatus vanes. It also regulates the position of run-ner blades and number of revolutions of the turbine shaft, fi gure 2. Internal pressure in the regulation sy-stem is 4 MPa. In fi gure 2 main oil/air tank, air tank and the auxiliary oil/air tank, which acts as pressure accumulator in the regulation system, are presented. Shells of all 3 tanks were made of steel Č 1205 [2], while bottoms were made of russian steel St 20K [3].

1.1 Basic Technical Properties of the Air TankAccording to the documentation of the manufac-

turer, basic technical properties of the air tank are as follows (prilog 1):– manufacturer of the air tank ...................................

„Litostroj“, Ljubljana– factory label of the tank ..................................... 281– year of manufacture ......................................... 1970– tank construction ....... stationary, vertical, one-part,

single-walled – construction of the bottom ........ torispherical, deep,

one-part, factor β = 2,2– manufacturing technology .......................... welding – quality factor of the welded joint ....................ν = 1– operating pressure ......................................... 4 MPa – test pressure ................................................ 5,2 MPa– operating volume ......................................V = 18m3

– accumulated energy..................................................p · Vg = 40 · 658 = 26320 bar · m2

386


– thickness of shell sheet metal ........................36mm– thickness of bottom sheet metal ...................40mm– outer diameter of the shell ................Dos = 2480mm – inner diameter of the shell ................ Dis = 2408mm– outer diameter of the cylindrical section of the bot-

tom ...................................................Dob = 2480mm– inner diameter of the cylindrical section of the bot-

tom ................................................... Dib = 2400mm– mass of the empty vessel ...................m = 12100 kg

2. NON-DESTRUC-TIVE TESTS

In order to carry out the analysis of the cur-rent state and evaluate the integrity of the air tank, which is a component of the regulation system of A6 turbine at hydro power plant ’’Djerdap 1’’, non-destructive tests were performed. These tests were supposed to confi rm the adopted va-lue of quality factor of the welded joint ν = 1, because for this value no damages on parent mate-rial and welded joints of pressure equipment are allowed. Tests were per-formed by operators that meet the requirements of standard [4].

2.1 Visual InspectionMechanical damages

were detected by visual inspection, carried out in

Figure 1. - Appearance of the vertical Kaplan turbine, nominal power 200 MW

Figure 2. - Appearance of tanks which are integral parts of the regulation system of A6 turbine

– operating medium ................................................air– operating temperature of air ..... tmin = 20oC, tmax = 50oC – vessel category ..................................................... II– tank shell material .......................................Č 1205 – tank bottom material ....................................St 20K– yield strength of shell material for 16-40 mm thick

sheet metal ............................. R02,0 = Ko = 250MPa– yield strength of bottom material ......for 21-40 mm

thick sheet metal .................... R02,d = Kd = 235MPa

387


a) Mechanical damage at the shell b) Mechanical damage at the upper bottom

Figure 3. - Appearance of characteristic damages at shell and upper bottom sheet metal

a) Welded joint on the

inside of the tank b) Welded joint on the

inside of the tank c) Welded joint on the outside of the

tank

d) Welded joint on the outside of the

tank Figure 4. - Appearance of discontinuous and incompletely welded joints

Figure 5. - Location of the crack at the intersection of welded joints on the inside of the upper bottom

a) Appearance of the connection inlet with a crack b) Flaw indication echo

Figure 6. - Schematic appearance of the air tank and connection inlet at which the crack was detected

388


accordance with standard [5] and acceptance criteria [6], at parent material of the shell and at the upper bot-tom (fi gure 3). It was also detected that welded joints on the inside and outside of the tank are discontinuous and incomplete, fi gure 4.

2.2 Magnetic Particle TestingSurface linear crack type indication, 5 mm long,

was detected through magnetic particle testing, per-formed in accordance with standard [7] and accep-tance criteria [8], at the intersection of welded joints on the inside of the upper bottom of the air tank (fi gure 5).

2.3 Ultrasonic TestsBy ultrasonic testing, performed in accordance

with standard [9], a 15 mm deep crack along the entire circumference of the welded joint at one of the con-nection inlets was detected, which is not allowed ac-cording to acceptance criteria defi ned by standard [6]. Schematic appearance of the air tank and connection inlet at which the crack was detected are presented in fi gure 6.

2.4 Ultrasonic Determination of Shell and Bot-tom Metal Sheet Thickness

The following values of air tank shell and bottom metal sheet thickness were determined through ultra-sonic testing, in accordance with standard [10]:– minimum thickness of shell sheet metal ....ts = 35,8

mm– minimum thickness of sheet metal of the cylindrical

section of the bottom ........................ tcsb = 40,0 mm– minimum thickness of sheet metal of the torispheri-

cal section of the bottom ..................ttsb = 38,7 mm– minimum thickness of sheet metal of the spherical

section of the bottom ........................ tssb = 37,4 mm

2.5 Radiographic Testing of Intersecting Welded Joints

Homogeneity of intersecting butt welded joints at the air tank has been tested through the application of standard [11]. Test results showed that the quality of welded joints meets the requirements defi ned by stan-

dards [6, 12].

3. AIR TANK REPAIR TECHNOLOGY

According to the manufacturer’s data, air tank shell is made of steel Č 1205, in accordance with SRPS C.B4.014, while upper and lower bottom are made of russian steel St 20K, in accordance with GOST 5520-6. On the basis of data that refer to chemical composition and mechanical properties, presented in tables 1 and 2, it can be concluded that both types of steel belong to the same category.

3.1 Weldability Analysis for Steels of Which the Shell and Bottoms Are Made of

Repairs were performed in zones of parent material and welded joints at the shell and bottoms of the tank with mechanical damages through the application of the appropriate welding / surface welding technology. Taking into account the limited weldability of steels involved, caused by their chemical composition, the preheating temperature for 40 mm thick metal sheet was obtained according to Seferian. Based on the cal-culation it was determined that preheating should be performed at TP = 160 ºC.

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

3.1 Selection of Welding Procedure and Filler Material

Based on parameters which determine the welding procedure (weldability of parent material, energetic

Material Standard Yield strength YS [N/mm2]

Tensile strength TS [N/mm2]

Elongation A5 [%]

Impact strength KV0C [J], KCU [KJ/m2]

1205 JUS C.B4.014 250 410-510 22 KV20 40 St 20K GOST 5520 240 410 24 KCU 65

Table 2. - Mechanical properties of shell and bottom parent material

Material Standard C Si Mn P S Cr Ni Cu

1205 SRPS C.B4.014 0,2 0,35 0,45

0,045 0,045 0,30

0,30 0,30

St 20K GOST 5520-62

0,16-0,24

0,15-0,30

0,55-0,85 0,04 0,04

0,30

0,30 0,30

Table 1. - Chemical composition of shell and bottom parent material in mass %

360 360 40( ) 20 28h

C C Mn Cr Ni Mo

360 0, 24 40(0,85 0,3) 20 0,3 138, 4

138, 4 0,3844360h

C

0350 0, 25 350 0,46 0, 25 160pT C C

0,384 0,0768 0, 46h d

C C C

0,005 0,005 40 0,384 0,0768d h

C d C

389


possibilities of the procedure, geometric complexity of the structure and comparative economic analysis), for the repair of damaged zones at the shell and the upper bottom of the tank procedure 111 [13] and electrode OK 67.70 were selected according to standard SS EN 1600, in order to avoid heat treatment after welding. Chemical composition and mechanical properties of electrode OK 67.70 (ESAB, Sweden) are presented in Tables 3 and 4.

3.2 Repair of Mechanical Damages on Parent Material and of the Crack in Weld Metal

Flaws detected through non-destructive testing were removed by gouging. Zones in which gouging occured were properly prepared afterwards (no sharp edges were allowed), prior to repair welding / surface welding. Zone in which gouging was performed was also degreased and dried before welding.

3.3 Technology of Reparatory Welding / Surface Welding in Zones Where Damages and Flaws Were Detected

Repair welding / surface welding in zones where damages and fl aws were detected at the air tank was carried out in accordance with the following techno-logy:

• preheating at 160 oC was performed through the application of butan, in the radius of 300 mm aro-und the zone in which gouging was performed on the outside of the tank,

• before the use electrodes were dried at 350 oC for 2 hours,

• drying was performed not more than once, due to the possibility of cracking of electrode coating during the repetition of the procedure.

• electrodes were stored in individual heaters at 100 - 120 oC before use,

• in accordance with manufacturer’s recommen-dation, during welding/surface welding the con-stant current power supply was used (welding machine), while electrodes were connected to the + pole,

• in accordance with the technical chart of electro-de OK 67 70, fi rst layer was applied through the use of the electrode with 2.5 mm diameter and current intensity of 50 - 90 A,

• other layers were applied through the use of the electrode with 3.2 mm diameter and current in-tensity of 50 - 90 A.

• width of the weld was less than 2.5 x d, where d is the diameter of the electrode,

• welding/surface welding was performed through the use of short arcs, with continuous elimination of slag,

• special attention was paid to the fi lling of craters during the cessation of the arc,

• welding/surface welding was performed at tem-peratures higher than 5 oC and in conditions de-void of signifi cant air streaming,

• during the repair welding/surface welding the following procedures for the decrease of residual stresses and deformations were applied:– every layer of the weld was treated by the

pneumatic hammer with the rounded top with 3-5 mm radius,

– at zones with large cross-sections in which gouging was performed, after the application of every layer welding/surface welding of the bottom and sides with the 180° rotation of lay-ing direction was carried out,

– for narrow and long zones in which gouging was performed backstep welding/surface weld-ing was carried out,

– after the completion of welding / surface weld-ing, all weld face reinforcements higher than the plane of parent material were removed by grinding,

– after the completion of grinding, repaired zones were treated by the pneumatic hammer with the rounded top with 3-5 mm radius (grinding was performed on weld metal, heat affected zone and 10 mm of parent material outside the HAZ).

3.4 Non-Destructive Testing of Repair Welds / Surface Welds

Non-destructive testing of repair welds/surface welds was carried out by operators trained in ac-cordance with standard [4]. No fl aws were detected through visual inspection performed in accordance with standard [5], acceptance level ’B’ [6], and through penetrant testing performed in accordance with stan-dard [14], acceptance level ’1’ [15].

4. INTEGRITY EVALUATION OF THE AIR TANK

According to the pressure equipment directive [16], for design and evaluation integrity during ex-

Electrode Standard Yield strengthRe [N/mm2]

Tensile strength Rm [N/mm2]

ElongationA5 [%]

Impact strength KV0C [J]

Impact strengthKV0C [J]

OK 67.70 SS EN 1600 510 610 32 50 (at +200C) 32 J (at –200C)

Table 4. - Mechanical properties of the electrode

Electrode Standard C Si Mn Cr Ni Mo Cu OK 67.70 SS EN 1600 0,03 0,7 0,9 23,0 13,0 2,8 0,3

Table 3. - Chemical composition of the electrode in mass %

390


ploitation it is necessary to use calculation methods based on empirical formulas, analytical procedures and fracture mechanics. Integrity evaluation of the air tank during exploitation was carried out through the analytical calculation of strength of the shell and up-per bottom based on their technical properties after the completion of reparatory welding/surface welding.

4.1 Calculation of shell strength in relation to the internal pressure

Calculation of shell strength in relation to the in-ternal pressure has been performed through the use of standard [17].

– this condition proves the applicabi (6)lity of the standard

Calculation proved that thickness of the shell of air tank, after performed repairs, is suffi cient:

(7)

4.2 Calculation of bottom strength in relation to the internal pressure

Calculation of bottom strength in relation to the in-ternal pressure has been performed through the use of standard [18].

4.2.1 Thickness calculation of the cylindrical sec-tion of the bottom

Calculation proved that thickness of the cylindri-cal section of the bottom of air tank, after performed repairs, is suffi cient:

(8)

4.2.2 Thickness calculation of the torispherical section of the bottom

Calculation proved that thickness of the torispheri-cal section of the bottom of air tank, after performed repairs, is suffi cient:

(9)

4.2.3 Thickness calculation of the spherical section of the bottom

Calculation proved that thickness of the spherical section of the bottom of air tank, after performed re-pairs, is suffi cient:

(10)

In equations 6 – 10 factor S is the safety factor, factor c1 is allowable deviation of material thickness in accordance with standard [19], while factor c2 is corrosion addition in accordance with standard [20].

INSTEAD OF A CONCLUSION

Integrity of structures is a relatively new scientifi c and engineering discipline which, generally, com-prises the state analysis, behavioural diagnostics, ser-vice life evaluation and rehabilitation of structures. It means that, aside from the usual situation in which the integrity of the structure needs to be evaluated when the defect is detected, this discipline also comprises the stress state analysis of the crackless structure. This approach is especially relevant for welded structures subjected to operating conditions suitable for crack initiation, such as fatigue and corrosion.

ACKNOWLEDGEMENT

The authors acknowledge the fi nancial support from the Serbian Ministry of Education, Science and Technological Development for projects TR 35002 and TR 35006.

REFERENCES

[1] Documents of the Manufacturer of the Upper Ring of Vertical Kaplan Turbine Runner Guide Vane Apparatus of Hydroelectric Generating Set A6, LMZ, Saint Petersburg, 1973.

[2] SRPS C.B4.014: Boiler plates - Non alloyed and low alloyed steels - Technical requirements for manufacture and delivery, 1977.

[3] GOST 5520-62: Углеродистой стали для кот-лов и сосудов, работающ под давлением, Общие технические условия, Государствен-ный стандарт союза, Pоссия, 1980.

[4] EN 473: Non-destructive testing – Qualifi cati-on and certifi cation of NDT personnel – General principles, European Committee for Standardiza-tion, 2013.

2480 1,03 1, 22408

S o

U o

DD

1 2

20

soo

o

D ps c cK pS

min2480 40 1 1 31,425020 1,0 401.5

os

1 2

20

scdd

d

D ps c cK pS

min2480 40 1 1 33.323520 1,0 401,5

cdds

1 2

40

stdd

d

D ps c cKS

=

= min2480 40 2,2 1 1 36,623540 1,0

1,5

tdds

1 2

40

sssdd

d

D ps c cK pS

=

=4860 40 1 1 32,823540 1,0 401,5

sdds

391


[5] EN 970: Non-destructive examination of fusion welds – Visual examination, European Commit-tee for Standardization, 2003.

[6] EN ISO 5817: Welding – Fusion-welded joints in steel, nickel, titanium and their alloys (beam welding excluded) – Quality levels for imperfec-tions, European Committee for Standardization, 2007.

[7] EN 1290: Non-destructive testing of welds – Magnetic particle testing of welds, European Committee for Standardization, 2004.

[8] EN 1291: Non-destructive testing of welds – Magnetic particle testing of welds – Acceptance levels, European Committee for Standardization, 2004.

[9] EN 1712: Non-destructive testing of welds – Ul-trasonic testing of welded joints – Acceptance levels, European Committee for Standardization, 2007.

[10] EN 14127: Non-destructive testing – Ultrasonic thickness measurement, European Committee for Standardization, 2012.

[11] EN 1435: Non-destructive examination of welds – Radiographic examination of welded joints, European Committee for Standardization, 2007.

[12] ISO 1106-1: Recommended practice for radio-graphic examination of fusion welded joints – Part 1: Fusion welded butt joints in steel plates

up to 50 mm thick, International Organization for Standardization, 1995.

[13] EN 287-1: Qualifi cation test of welders – Fusion welding – Part 1: Steels, European Committee for Standardization, 2012.

[14] EN 571-1: Non destructive testing - Penetrant testing – Part 1: General principles, European Committee for Standardization, 2005.

[15] EN 1289: Non-destructive testing of welds – Penetrant testing of welds – Acceptance levels, European Committee for Standardization, 2005.

[16] The Pressure Equipment Directive 97/23/EC, 1997.

[17] SRPS M.E2.253: Pressure vessels – Cylindrical and spherical shells subjected to internal pressure – Calculation, Institute for Standardization, Ser-bia, 1991.

[18] SRPS M.E2.252: Pressure vessels – Bottoms su-bjected to internal or external pressure – Calcula-tion, Institute for Standardization, Serbia, 1991.

[19] SRPS M.E0.020: Thermal power equipment and pressure vessels – Shallow dished heads – Shape and measures, 1991.

[20] SRPS M.E2.250: Pressure vessels – Calculation of pressurized components – General require-ments, clause 9.2.1, Institute for Standardization, Serbia, 1991.

392


Bojan STOJČETOVIĆ, Živče ŠARKOĆEVIĆ, Milan MIŠIĆHigh Technical School of Professional Studies, Zvečan, Serbia

UDC: 620.9.001/.009 (497.11)

Potential of Renewable Energy Sources in Serbia

ABSTRACTCurrent status of renewable energy sector in Serbia is very poor, although Serbia has good poten-

tial for development in this fi eld. In this paper will be described potential of some renewable sources in Serbia. Will be presented basic characteristics of renewable energy sources such as wind, solar and hydro sources, biomass and geothermal energy. For a country rich in forests and large arable farms is particularly signifi cant possibility of using biomass for energy production but in Serbia is still not used in the proper way. Also, a large number of geothermal resources that exist in the country are mainly used in sports and recreational or health purposes and not as a source of energy.Goal of paper is to raise ecological awareness and to be guide for potential investors in renewable energy in Serbia.

Keywords: renewable sources, wind, solar energy, hydro energy.

POTENCIJAL OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE U SRBIJI

SAŽETAKTrenutno stanje u sektoru obnovljivih izvora energije u Srbiji je loše, iako Srbija ima znatne po-

tencijale za razvoj na ovom polju. U ovom radu će biti opisani potencijali nekih obnovlјivih izvora u Srbiji. Biće predstavlјene osnovne karakteristike obnovlјivih izvora energije kao što su vetar, solarna i hidro energija, biomasa i geotermalna energija. Za zemlju bogatu šumama i velikom obradivom površinom je posebno značajna mogućnost korišćenja biomase za proizvodnju energije ali još uvek se ta mogućnost ne koristi na pravi način. Takođe, veliki broj geotermalnih izvora koji postoje u zemlji koriste se uglavnom u sportsko-rekreativne ili zdravstvene svrhe a ne i kao izvor energije. Cilј rada je da se podigne ekološku svest i da bude vodič za potencijalne investitore u obnovlјive izvore energije u Srbiji.

Klјučne reči: obnovlјivi izvori, vetar, solarna energija, hidroenergija

1. INTRODUCTION

Many countries are already switching from tradi-tional to renewable energy. Apart from looking

for clean energy sources from the environmental point of view, the search for new energy sources as substi-tutes for fossil fuels is another reason providing such drive. Increasing of world population and bigger en-ergy demands is reason more for rapid developing of green technologies and usage of renewable sources of energy.

Technically usable energy potential of renewable energy sources in the Republic of Serbia is very sig-

nifi cant and estimated at over 4.3 million tonnes of oil equivalent (toe) per year - of which 2.7 million toe per year is in the production of biomass, 0.6 million toe per year in unused hydropower, 0.2 million toe per year in existing geothermal sources, 0.2 million toe per year in wind energy and 0.6 million toe per year in solar energy. [1]

Serbian energy sector is characterized by low ener-gy effi ciency (both in production and in demand), the old technology in the production of energy, lack of in-vestment, subsidized energy prices and wasteful con-sumption together with signifi cant (negative) impact

393


on the environment. Using of renewable sources of energy is far down the European average. Also pres-ent is the lack of a comprehensive energy statistics. [2] According Strategy for energy development of Ser-bia until 2015. year contribution of renewable sources of energy in whole energy consumption is given in table 1.

As in table 1 is presented planed share of renew-able sources in total energy is small and there are a lot of space to expand. In addition to environmental reasons, bad energy effi ciency and economy are rea-sons more for increase share of renewable sources of energy.

2. POTENTIALS OF RENEWABLE SOURCES

Within the new energy category - renewable ener-gy, including biomass, small hydro water fl ows (with buildings up to 10 MW), geothermal energy, wind energy and solar radiation, it should be noted that in Serbia there are special benefi ts and the need for their organized use the so-called decentralized production of heat (combustion of biomass and capture solar ra-diation) and electricity (build mini hydro power up to 10 MW and wind generators up to 1 MW)), to meet the needs of local consumers as well as the delivery of surplus electricity to local network within the power system of Serbia .

2.1 Potential of wind

Wind power plants are energy–related facilities for performing the activity of electricity generation from wind energy. Regions in Serbia with locations poten-tially suitable for the construction of wind generators are:

1. Eastern parts of Serbia – Stara Planina, Ozren, Vlasina, Rtanj, Deli Jovan, Crni Vrh. There are locations in these regions with average wind ve-locity > 6m/s, which corresponds to the power of Pav = (300-400) W/m2. This area covers about 2000 km2 and in the future about 2000 MW of installed wind generator power might be built here;

2. Pešter, Zlatibor, Zabljak, Bjelasica, Kopaonik and Divcibare are mountain regions which abound in winds, where measurements may be taken and appropriate suitable micro locations found (at altitudes over 800 m) for the construc-tion of wind generators;

3. Pannonian Plain, north of Danube, wider re-gion of the territory where kosava wind blows also abounds in winds. This area covers about 2000 km2 and is suitable for the construction of wind generators because the basic infrastructure already exists, from roads to electricity grid, and also because of the vicinity of big centers of electric energy consumption, and the like. In

2006 2009 2012 2015

total primary energy consumption 615 647 715 753

share of energy from renewable sources without large hydro plants

0.8% 1.1% 1.05% 1.1%

Table 1. - Comparation of energy consumption

Figure 1. - Average power of wind in heating season and in april (at altitude of 100m)

394


future, it would be possible to install there about (1500-2000) MW of wind generator capacities; [3]

2.2 Potential of solar sourcesSolar power plants are energy facilities for produc-

tion electricity from solar energy potential. They work on the principle of photovoltaic effect, whereby the infl uence of solar radiation in solar cells generate DC voltage and current.

The potential of solar energy is 15% of total of use-ful potential of renewable energy sources in Serbia.[4] The energy potential of solar radiation is about 30% higher in Serbia than in Central Europe and the inten-sity of solar radiation is among the largest in Europe. Average daily energy of global radiation for fl at

surface during winter ranges between 1.1 kWh/m² in the north and 1.7 kWh/m² in the south, and during the summer period between 5.4 kWh/m² in the north and 6.9 kWh/m² in the south. For the purpose of com-parison, the average value of global radiation for the territory of Germany is about 1000 kWh/m², while the value for Serbia is 1400 kWh/m². The most favorable areas in Serbia record a large number of sunny hours and the annual ratio of real radiation and total poten-tial is approximately 50%.

3.3 Potential of hydro sourcesThe energy potential of low water fl ow streams

suitable for constructed of small hydro power plants (SHPP), amounts to 0.4 million toe or 3% of total re-newable energy potential in Serbia. By using the total energy potential of SHPP, it is possible meet 4.7 % of total power production in the Republic of Serbia (34 400 GWh/year in 2006) and around 15% of the current power production in hydro power plants (10 900 GWh/year). At about 900 potential sites in Ser-

bia’s rivers, including small rivers, there are possibili-ties for the construction of small hydro power plants (up to 10 MW), with the possible production of 1800 GWh / year.

The energy potential of streams and localities for the construction of SHPP are determined in the docu-ment “Cadastre of small hydro power plants on the territory of the SR Serbia out of the territory of Au-tonomous Provinces of Serbia dating from 1987.

Construction on locations outside the cadastre is also possible with the consent of the competent minis-tries and institutions. The consent is given with refer-ence to maximum utilization of the available energy potential of the given stream.

Figure 2. - The average daily energy of global radiation on horizontal surface in January and July in Serbia

Figure 3. - Small hydro power potentials

395


2.4. Potential of biomassBiomass is a renewable energy source that can be

used as substitute for fossil fuels in the production of heat and electricity. In contrast to fossil fuels, combus-tion of biomass are not increasing the amount of CO2 in the atmosphere, and achieved positive impact on the environment.

The term biomass is understood as substance, veg-etable or of animal origin which can be used as fuel or for industrial production. In Serbia, the biomass is mainly used in the traditional way in the form of ener-gy for heating, cooking and water heating. In addition to these types of use, biomass can be used in plants for production of electricity and heat, then as a raw mate-rial for the production biofuel and can be used in the industry for the production of fi bers and chemicals.

As a renewable energy source, biomass can be di-vided into:

• Woody biomass (sawdust, residues when pruning trees)

• Crop residues (wheat straw, corn stalks)• Animal waste and scrap (animal waste, animal

carcasses)• Biomass from waste (green fraction of household

waste, sludge collectors purifi ers of water and the like)

The northern part of Serbia, the province Vojvodi-na and territories along the river Sava and Danube are the main areas of sources of waste biomass (as show in fi gure 4). About 30% of the territory is under forests and 55% territory of arable country. Forest area is lo-cated to the south, east and west.

The total energy potential of biomass in Serbia is es-timated at 2.7 toe. It is estimated that each year in Serbia produced a total volume of 12.5 million tons of biomass, of which 9 million tons in Vojvodina (72%). [4]

Analysis of the structure of biomass residues from agri-cultural production shows that more than half resources lies in maize biomass, more than a quarter in the straw cereal, es-pecially wheat, and the remain-der of about 15 percent in crop residue sunfl ower, soybean, canola or cutting remnants of orchards and vineyards. On the other hand, the potential of forest biomass as well as other important resources biomass Serbia, lie in the processing of approximately 1.5 million cubic meters of forest growth per year in the form of slices, slices, bark, sawdust. [6] Figure 4. - Cultivable land in Serbia

Figure 5. - Wood teritory in Serbia

No Crops Area (103 ha) Yield (t/ha) Total Biomass (103 t) 1. wheat 850 3.5 2975 2. barley 165 2.5 412.5 3. oats 16 1.6 25.6 4. rye 5 2 12 5. corn 1300 5.5 7150 6. corn seed 25 2.3 86.25 7. cobs - - 1430 8. sunflower 200 2 800 9. shell sunflower - - 120 10. soy 80 2 320 11. rapeseed 60 2.5 300 12. hop 1,5 1.6 7.92 13. tobacco 3 1 1.05 14. orchards 275 1.05 289.44 15. vineyard 75 0.95 71.55 16. Manure - - 110 17. Total 3055.5 12571.31

Table 2. - The potential of biomass from the rest of the agricultural production in Serbia

396


In table 2 is presented overview of the potential of biomass from agriculture in Serbia. It is estimated that the total potential of biomass from agriculture in Ser-bia is about 12.5 million tons per year, which energy terms is approximately 1.7 million toe.

2.5. Potential of geothermal energy

Geothermal energy is defi ned as heat from the Earth. It is a clean, renewable resource that provides energy around the world in a variety of applications and resources. According to some assessment the po-tential of geothermal energy in Serbia amounted 2300 GWh by year (100 locations with sources). [5]

In Serbia only uses geothermal energy from geo-thermal and mineral water, mainly in the traditional way, most for spa and sports and recreational pur-poses. The use of geothermal energy for heating and other energy use is at an early stage and very modest compared to the potential of geothermal resources.

Estimated power of the existing geothermal wells in Serbia is about 160 MW of which are currently used by approximately 100 MW. Geothermal energy potential of a particular area can be displayed by den-sity geothermal heat fl ow (quantity of the geothermal heat in each second through an area of 1m2 of the Earth’s interior comes to its surface). Average values in Europe are about 60 mW/m2, while in Serbia these values much larger: more than 100 mW/m2. Lands in Serbia have been constructed from hard rock and Because of such favorable hydrogeological and geo-thermal characteristics in Serbia is about 160 sources of geothermal water with temperature higher than 15 ° C. The hottest sources in Vranjska Banja where the temperature is up to 96°C.[7]

In Vojvodina there are 62 artifi cial geothermal sources (wells) of the total yield of 550 l/s thermal power of 50 MW. The part of Serbia south of the Sava and the Danube there are another 48 wells with an esti-mated capacity of 108 MW. These data suggest a high potential for the exploitation of geothermal energy in our country, which is currently almost fully realized. Greatest importance for Serbia will have direct use of geothermal energy for heating in rural and urban ar-eas and the development of agriculture and tourism.

3. RESULTS AND DISCUSSION

All data clearly show that Serbia has the energy resources of solar radiation well above the European average, with a very favorable seasonal schedule, and that its effective and long term use is necessary to design in the most recent time period, among other things, to comply with EU measures and plans in rela-tion to renewable energy sources. Unfortunately re-newable sources of energy are not used as it could.

During the 21st century, Serbia will have to imple-ment energy-wise strategy that will include several in-novative measures for effi cient use of energy, renew-able energy capacity boom and use of fossil fuels with the observance of high environmental norms in order to preserve the natural environment and climatic con-ditions.

On the other hand, because of lack of energy ef-fi ciency in Serbia, extremely unfavorable economic situation and unstable price of fossil fuels, also fre-quent increase in electricity prices, the implementa-tion of renewable technology should start as soon as possible, using the creation of appropriate develop-ment strategies.

4. CONCLUSION

Energy safety will be one of the key problems of many countries in the coming period. Renewable en-ergy sources should be the backbone of energy inde-pendence in Serbia future. The total potential of re-newable energy can meet a quarter annual needs of Serbia, and when we add tremendous energy saving potential in all sectors using of this sources is more than need and desirable. Unfortunately, renewable sources are unused and there is a great opportunities for domestic and foreign investors and development of this “green” sector.

REFERENCES

1. http://www.obnovljiviizvorienergije.rs 2. N. Djereg, Z. Kalmar, Obnovljivi izvori energije u

Srbiji, preporuke, potencijali i kriterijumi, Centar za ekologiju i održivi razvoj, 2008 Subotica

3. http://serbia-energy.com 4. B. Jovanović, M. Parović, Stanje i razvoj biomase u

Srbiji, Jefferson institute, Beograd 2009

Figure 6. - The total power of geothermal resources

397


5. Ž. Despotović, Obnovljivi izvori energije - stan-je i perspektive u svetu i Srbiji, Shrack technik, Beograd, 2012

6. B. Jovanović, M Parović, Stanje i razvoj biomase u Srbiji, Jefferson institute, Beograd, 2009

7. V. Janković, Geotermalna energija: kako iskoris-titi skriveni potencijal Srbije, Jefferson institute, Beograd, 2009

8. B. Lazarevic, B. Kovacevic, Construction of plants and electricity generation in solar power plants in the republic of Serbia-guide for investors, 2013, Beograd

9. A. Bogunovic, N. Bogdanov, Analysis of renew-able energy and its impact on rural development in Serbia, 2009

10. A. Tomic, D. Labovic, Primena obnovljivih izvora energije u funkciji društveno – ekonomskog raz-voja republike Srbije, The Scientifi c Journal for Theory and Practice of Socioeconomic Develop-ment, (2012) 223-234

11. M. R. Patel:”Wind and Solar Power Systems”, CRC press, New York, 1999.

12. R. J. O’ Donnell, N. Schofi eld, A.C. Smith, J. Cul-lent, “The Variable-Capacitance Machine for Off-shore Wind Generation” in Proc. 6th Int. Work-shop Large-Scale Integr. Wind Power Transmiss. Netw. Offshore Wind Farms, 2006

398


Jelena SVORCAN, Slobodan STUPAR, Zorana POSTELJNIK, Ognjen PEKOVIĆ, Srđan TRIVKOVIĆ


UDC: 621.311.24.001.573

Numerička analiza strujanja oko vetroturbine sa vertikalnom osom obrtanja

pri promenljivoj brzini vetraSAŽETAKU najvećem broju sprovedenih eksperimentalnih i numeričkih ispitivanja vetroturbina sa vertika-

lnom osom obrtanja njihove performanse merene su ili određivane u donekle veštačkim uslovima. Naime, prilikom merenja u aerotunelu, ugaona brzina rotora vetroturbine ili brzina vetra defi nisane su kao nepromenljive veličine. Sa druge strane, kod numeričkih ispitivanja najčešće se zadaju obe ove vrednosti pa se na osnovu njih i strujne slike oko rotora određuje moment u odnosu na osu obrtanja, a potom i raspoloživa snaga. U realnosti, tokom rada vetroturbine, situacija je veoma drugačija. Ovim radom predstavljena je nešto drugačija metodologija numeričke procene performansi vetroturbine koja podražava njen realni rad na terenu i može poslužiti kao dobra polazna tačka za planiranje ek-sperimenta.

Problem opstrujavanja posmatran je kao dinamički sa promenljivim graničnim uslovima. Nomi-nalna vrednost intenziteta brzine menjana je po stepenastom sinusoidnom zakonu u realnom vremenu da bi se prošlo kroz više radnih režima. Intenzitet stvarne brzine vetra računat je slučajnim izborom ali tako da se nije mogao razlikovati više od 25% od trenutne nominalne vrednosti. Ampituda i učestanost promene brzine vetra su varirane. Ukupni moment u odnosu na osu obrtanja računat je iz normalnih i tangencijalnih napona koji se javljaju po površini lopatica. Potom su određivane vrednosti ugaonog ubrzanja i ugaone brzine rotora. Promena ugaone brzine kontrolisana je tako da odgovara genera-toru i/ili reduktoru koji takođe čine sastavni deo ovakvog sistema.

Proračuni su vršeni u komercijalnom softverskom paketu ANSYS FLUENT uz implementaci-ju određenih korisničkih funkcija kojima su regulisane promenljive veličine. Rezultati proračuna obuhvataju reakciju vetroturbine sa vertikalnom osom obrtanja na promenljivu brzinu vetra u re-alnom vremenu i procenu njenih performansi. U tom smislu, ovakva studija može biti veoma ko-risna za unapređenje i verifi kaciju numeričkog modela, planiranje i pripremu eksperimenta ili razvoj upravljačkog aparata ili drugih elemenata vetroturbine.

Ključne reči: vetroturbine, proračunska dinamika fl uida, nestacionarni uslovi, simulacija teren-skog ispitivanja

NUMERICAL ANALYSIS OF FLUID FLOW AROUND VERTICAL-AXIS WIND TURBINE UNDER UNSTEADY WIND CONDITIONS

ABSTRACTUsually, when performing an experimental or numerical investigation of fl uid fl ow around a ver-

tical-axis wind turbine, the performances are measured or determined in somewhat artifi cial condi-tions. During wind tunnel measurements either angular speed of the rotor or wind speed are kept constant. On the other hand, when performing numerical computations, the most usual approach is to defi ne both of these quantities and then determine the torque around the rotation axis as reference and ultimately, the available power. However, the real situation is different. This paper presents a modifi ed method of determining aerodynamic performances of a wind turbine that simulates its functioning in reality and can serve as a good starting point when planning an experimental research.

399


The fl uid fl ow was considered highly dynamic with changeable boundary conditions. The nominal value of wind speed was varied according to the step sine law in real-time to cover more working re-gimes. The real wind speed was calculated by random choice but so that it could not be different from the current nominal value by more than 25%. The amplitude and frequency of wind speed change were also varied. The total torque at the central shaft was computed from normal and tangential stresses along the surface of the blades. From that value, the values of angular acceleration and speed of the rotor were determined. The change in angular speed was also controlled according to the accompany-ing generator and/or gear that also form a part of this system.

The computations were performed in the commercial software package ANSYS FLUENT with the implementation of several user-defi ned functions that defi ned the change of the variables. The ob-tained results include the reaction of the vertical-axis wind turbine to the unsteady wind conditions in real-time and an estimation of its aerodynamic performance. Therefore, this kind of investigation can be very useful for further adjustment and verifi cation of the numerical setting, planning and prepara-tion of the experiment or development of the control tool or subsequent elements of the wind turbine.

Keywords: wind turbines, CFD, unsteady wind conditions, fi eld-test simulation

1. Uvod

Usled velike potrebe savremenog društva za no-vim izvorima čiste i isplative energije, različiti

tipovi ispitivanja vetroturbina (pretvarača kinetičke energije vetra u električnu) su u proteklih par de-cenija veoma rasprostranjeni i popularni. Vetroturbine načelno možemo podeliti na one sa horizontalnom i vertikalnom osom obrtanja. Iako je većina istraživanja usmerena ka razvoju i unapređenju prvog tipa, drugi tip vetroturbina je takođe interesantan. Zbog kombi-nacije osobina kao što su: jednostavna konstrukcija, ekonomičnost, mogućnost rada i pri nižim brzinama vetra promenljivog pravca itd. vetroturbine sa vertika-lnom osom obrtanja danas predstavljaju izvor energije sa mnogo potencijala prvenstveno namenjen malim potrošačima [1-7].

Iako je ovakva vetroturbina jednostavne kon-strukcije, slika 1, njena aerodinamička analiza je veoma kompleksna. Strujanje je izrazito nestacionar-no i u toku jedne rotacije lopatica prolazi kroz širok opseg napadnih uglova. Iz tih razloga postoji veliki

broj proračunskih modela različite složenosti koji se aktivno koriste u početnim fazama projektovanja [1]. Konačna verifi kacija ostvaruje se eksperimentalno, u aerotunelu, a potom i na terenu pod realnim radnim uslovima [2-7].

Jedan od osnovnih izvora grešaka tokom eksperi-mentalnih i numeričkih ispitivanja vetroturbina sa vertikalnom osom obrtanja jeste činjenica da se ona najčešće sprovode u stacionarnim uslovima - prilikom merenja u aerotunelu, ugaona brzina rotora vetrotur-bine ili brzina vetra defi nisane su kao nepromenljive veličine. Aerodinamičke performanse tako određene relativno gube na opštosti. Sa druge strane, kod numeričkih ispitivanja najčešće se zadaju obe ove vrednosti pa se na osnovu njih i strujne slike oko rotora određuje moment u odnosu na osu obrtanja, a potom i raspoloživa snaga. U realnosti, tokom rada vetrotur-bine, situacija je veoma drugačija. Ovim radom pred-stavljena je nešto drugačija metodologija numeričke procene performansi vetroturbine koja podražava njen realni rad na terenu i može poslužiti kao dobra polazna tačka za verifi kaciju numeričkog modela, planiranje eksperimenta ili razvoj upravljačkog aparata vetrotur-bine.

2. POLAZNI MODEL

Predstavljenu metodologiju je u prvom kor-aku potrebno na neki način proveriti pa su rezultati numeričkih eksperimenata poređeni sa rezultatima re-alne vetroturbine koja je postavljena u blizini Upsale u Švedskoj, slika 2. Detaljniji opis konstrukcije i ek-sperimenta moguće je naći u [2], a ovde su navedene samo neke od osnovnih karakteristika vetroturbine. Nominalna snaga vetroturbine je 12kW pri brzini ve-tra od 12m/s. Rotor je prečnika 6m i visine 5m. Sas-toji se iz tri ravne lopatice aeroprofi la NACA 0021 i tetive 0,25m. Nominalna ugaona brzina rotora iznosi 127obrt/min.

Slika 1. - Primer vetroturbine sa vertikalnom osom obrtanja. Isprekidanom linijom obeležena je putanja lopatica tokom jedne rotacije

400


Slike 3-5, pre-uzete iz [2], ilustruju izrazitu dinamičnost radnih uslova kao i relacije između osnovnih param-etara vetroturbine. Na slici 3 prikazan je primer promene brzine vetra u vre-menu, dok slike 4 i 5 predstavljaju odziv vetroturbine na takve spoljašnje uslove u obliku ugaone brzine ro-tora i proizvedene električne energije.

alna mreža koja sadrži približno 40000 elemenata. Mreža je podeljena na dve oblasti - rotor (kružnog ob-lika, oko lopatica) i stator (preostali deo proračunskog domena). Oko lopatica je formiran granični sloj čija je bezdimenziona udaljenost od zida manja od 1. Po celom domenu promena veličine ćelija po radijal-nom pravcu nije prelazila 20%. Krajnje granice do-mena (statora) postavljene su na udaljenosti 50 puta većoj od poluprečnika rotora vetroturbine. Usvojena veličina i gustina mreže su rezultat kompromisa između ukupnog vremena trajanja proračuna i valid-nosti numeričkih rezultata. Predstavljenu proceduru moguće je koristiti i na značajno fi nijim proračunskim modelima.

Numerički proračuni strujnog polja vršeni su u komercijalnom programskom paketu ANSYS FLU-ENT 14.0 kojim se osnovne jednačine održanja mase, količine kretanja i energije rešavaju metodom

konačnih zapremina. Za zatvaranje sistema jednačina korišćen je dvojednačinski turbu-lentni model kω-SST koji daje dobre rezul-tate pri opstrujavanju aeroprofi la u opštem slučaju. Posmatrano strujanje je nestacio-narno i unutrašnji deo mreže rotira. Na spoljašnjoj granici defi nisana je promen-ljiva ulazna brzina vetra kao i dve potrebne turbulentne veličine.

Uobičajena numerička postavka (kojom se rešava ovaj tip problema) unapređena je da bi bila što sličnija realnom radu vetrotur-bine. Nominalna vrednost intenziteta brzine vetra menjana je po stepenastom sinusoid-nom zakonu u realnom vremenu da bi se prošlo kroz što veći broj različitih radnih režima. Stvarna brzina vetra računata je iz nominalne vrednosti ali tako što se razlik-ovala za neku slučajnu vrednost - slično amplitudi oscilovanja brzine. Po završetku proračunskog koraka, prolazilo se po spoljašnjim površinama lopatica i iz vred-nosti normalnih i tangencijalnih napona na njihovoj površini računata je trenutna ved-nost ukupnog momenta MR u odnosu na osu rotacije. Na osnovu te i zadate vrednosti momenta inercije J0, izračunate su vred-nosti ugaonog ubrzanja rotora α, a potom i priraštaj ugaone brzine Δω. Ugaona brzina može da raste do unapred zadate nominalne vrednosti (koja je u realnosti određena gen-eratorom i/ili reduktorom), nakon čega se održava na toj konstantnoj vrednosti (jedan od načina zaštite vetroturbine od jakih ili

iznenadnih naleta vetra).Ova modifi kacija implementirana je u proračun

putem korisničkih funkcija napisanih u C-u, a koje su kompajlirane u okviru ANSYS FLUENT-a. Nova vrednost ugaone brzine rotora računata je u svakom vremenskom koraku. Da bi se procenilo sa kolikom

Slika 2. - Vetroturbina snage 12kW izvedena na Univerzitetu u Upsali, Švedska, preuzeto iz [2]

Slika 3. - Brzina vetra, preuzeto iz [2]

Slika 4. - Ugaona brzina rotora, preuzeto iz [2]

Slika 5. - Snaga vetroturbine, preuzeto iz [2]

3. NUMERIČKA POSTAVKA

Vršene su uprošćene, ravanske numeričke analize strujnog polja oko modela vetroturbine čiji geometrijs-ki parametri odgovaraju polaznom modelu. Za potrebe proračuna, formirana je struktuirana dvodimenzion-

401


tačnošću je moguće simulirati odziv vetroturbine u realnom vremenu na promenljive spoljašnje uslove razmatrane su različite vrednosti perioda promene nominalne vrednosti brzine vetra, T, kao i različite vrednosti maksimalne relativne amplitude, ﴾Uamp, rel﴿ max, i relativne učestanosti promene stvarne brzine vetra, frel. Relativna amplituda oscilovanja brzine predstav-lja odnos fl uktuacije brzine (slučajni broj) i nominalne vrednosti brzine. Slično, relativna učestanost promene brzine predstavlja odnos učestanosti obrtanja rotora vetroturbine i učestanosti promene fl uktuacionog dela brzine.

Ovakva postavka je numerički zahtevnija i nesta-bilnija od uobičajene (kvazi-stacionarne) pa je korišćen kuplovan solver (koji uporedo rešava jednačine stru-janja). Prostorne diskretizacije izvršene su šemama drugog, a vremenska šemom prvog reda. Kuranov broj je iznosio 20 sve vreme proračuna. Vršeno je 10 iteracija po jednom vremenskom koraku.

4. REZULTATI

Koefi cijent snage opisane, realne vetroturbine zabeležen tokom eksperimentalnog ispitivanja prika-zan je na slici 6, [3]. Svaka tačka odgovara radnom in-tervalu od 10min. Ovde je prikazani dijagram korišćen za ocenu kvaliteta numeričkih rezultata.

način, ako je frel = 5 brzina vetra se ne menja tokom 5 rotacija, a ako je frel = 0.167 brzina vetra se menja na 60° ugaonog pomeraja vetroturbine. Manja vrednost perioda promene nominalne vrednosti brzine T (15s u odnosu na 30s) je probana da bi se ustanovilo da li vetroturbina zaista i brže reaguje.

Proračunate reakcije vetroturbine na promenljivu brzinu vetra u realnom vremenu i odgovarajuće zavis-nosti koefi cijenta snage od koefi cijenta rada prikazane su na slikama 7-16. Može se primetiti da ovi grafi ci sada više podsećaju na rezultate sakupljene prilikom eksperimenata [2-7]. Prikazani koefi cijenti snage ko-rigovani su polu-empirijskim popravnim faktorom kojim su obuhvaćeni uticaji prostornog strujanja, stru-janja oko krajeva lopatica, postojanja centralnog vra-tila itd, a koje nije bilo moguće razmatrati ovakvim numeričkim modelom.

Viša vrednost relativne amplitude promene br-zine rezultuje nestabilnijim izlaznim signalom - ug-aonom brzinom rotora (slike 6 i 8), a time i većom raspršenošću koefi cijenta snage (slike 7 i 9).

Sa druge strane, veća relativna učestanost znači stalniju vrednost ulazne brzine. Ako je fl uktuacija br-zine negativna može doći do značajnijeg usporenja vetroturbine, slika 10. Kako ovaj slučaj najviše liči na uobičajeni pristup, može se primetiti i da je skup vred-

nosti koefi cijenta snage prilično grupisan (da je ulazna brzina vetra stalna, koefi cijent snage bio bi predstavljen krivom linijom), slika 11.

Iako se profi l ulazne brzine značajno razlik-ovao u slučajevima 1-3, generalno, odzivi ve-troturbine su bili slični. Iz tog razloga, da bi se proverilo da li numerička vetroturbina pravilno reaguje, smanjen je period promene nominalne brzine (period promene stepenasto-sinusne funkcije). Može se primetiti da je tada vetro-turbina značajno brže postigla zadatu vrednost nominalne ugaone brzine (slike 7 i 13).

Konačno, razmatran je i slučaj veće promen-ljivosti ulazne brzine koji verovatno najviše

odgovara realnim radnim uslovima, a čini se da do-bijeni rezulatati to i potvrđuju. Promena izlazne uga-one brzine rotora u vremenu je glatka, a i skup vred-nosti koefi cijenta snage je (dovoljno, ali ne i previše) raspršen.

5. ZAKLJUČCI

Ovim radom predstavljena je metodologija numeričkog ispitivanja performansi vetroturbine sa vertikalnom osom obrtanja pri promenljivoj brzini vetra. Uobičajeni način razmatranja unapređen je da bi bilo moguće uključiti i dinamičke efekte strujanja. Takav pristup omogućava brži i značajno ekonomičniji uvid u odziv i mogućnosti razmatranog dizajna vetro-turbine pri radnim uslovima koji veoma liče na realne. Rezultate dobijene ovakvom numeričkom analizom moguće je koristiti na nekoliko različitih načina.

Slika 6. - Izmereni koefi cijent snage vetroturbine, preuzeto iz [3]

Slu aj , maxamp relU relf T [s] Slike

1 10% 1 30 7,8 2 25% 1 30 9,10 3 10% 5 30 11,124 10% 1 15 13,14 5 10% 0,167 15 15,16

Tabela 1. - Razmatrani slučajevi - radni režimi

Spomenuto je da su određeni parametri promenlji-vosti ulaznog polja brzine varirani, pa su simulacije predstavljene u obliku 5 različitih slučajeva čije su karakteristike date u tabeli 1. Maksimalna relativna amplituda promene brzine znači da se fl uktuacioni deo brzine ne može razlikovati od nominalne vrednosti br-zine za više od zadatog ograničenja (10% ili 25%). Relativna učestanost intenziteta 1 znači da je vrednost brzine tokom jedne rotacije vetroturbine stalna. Na isti

402


Slika 7. - Brzina vetra i ugaona brzina rotora Slika 8. - Koefi cijent snage



U prvom koraku, moguće je ostvariti bolji uvid u aerodinamičke performanse modela vetroturbine, odnosno početni matematički model je korigovan. Zatim, određeni podaci predstavljaju odličnu osnovu za planiranje i pripremu eksperimenta, npr. vrednost ugaone brzine rotora pri određenoj vrednosti ulazne brzine vetra ili brzinu odziva vetroturbine. Takođe, olakšan je i razvoj drugih elemenata kao što je gen-

erator električne energije, a koji predstavlja jedan od najproblematičnijih delova ovakvog sistema, kao i razvoj algoritma upravljanja vetroturbinom.

Predstavljenom analizom razmatrani su samo neki od osnovnih parametara promenljivosti strujnog polja. Da bi ovakav vid ispitivanja bio prihvaćen potrebne su dodatne analize osetljivosti ulaznih parametara

403




kao i dodatne validacije numeričke postavke, koja je u ovom stadijumu, vrlo jednostavna (razmatranja su ravanska). Sa druge strane, kako su terenska ispiti-vanja mnogo skuplja i trajnija (svaka tačka na slici 6 znači 10min rada), autori smatraju da predložena met-odologija ima veliki potencijal. Svako unapređenje proračunskog modela (prostorna razmatranja, usit-njenje mreže ili korišćenje drugih, kompleksnijih tur-bulentnih modela) rezultovaće povećanjem validnosti numeričkih rezultata.

NAPOMENA

Prikazani rezultati ostvareni su u okviru istraživanja TR 35035 koje je fi nansirano od strane Ministarstva za prosvetu, nauku i tehnološki razvoj Republike Srbije.

LITERATURA

1. Islam M, Ting DS-K, Fartaj A. Aerodynamic mod-els for Darrieus-type straight-bladed vertical axis wind turbines. Renewable & Sustainable Energy Reviews 12 (2008), 1087-109.

2. Deglaire P, Eriksson S, Kjellin J, Bernhoff H. Ex-perimental results from a 12kW vertical axis wind turbine with a direct driven PM synchronous gen-erator. European Wind Energy Conference EWEC 2007, 07.05-10.05.2007, Milano.

3. Bulow F. A Generator Perspective on Vertical Axis Wind Turbines. Doktorska disertacija, Univerzitet u Upsali, Švedska, 2013, ISSN 1651-6241.

4. Danao LA, Eboibi O, Howell R. An experimental investigation into the infl uence of unsteady wind on the performance of a vertical axis wind turbine. Ap-plied Energy 107 (2013), 403-411.

5. Danao LA. The Infl uence of Unsteady Wind on the Performance and Aerodynamics of Vertical Axis Wind Turbines. Doktorska disertacija, Univerzitet u Šefi ldu, Engleska, 2012.

6. Scheurich F, Brown RE. Modelling the aerodynam-ics of vertical-axis wind turbines in unsteady wind conditions. Wind Energy 16 (2013), 91-107.

7. Koolman SJ, Tullis SW. Response of a Vertical Axis Wind Turbine to Time Varying Wind Conditions found within the Urban Environment. Wind Engi-neering 34 (2010), 389-401.

404


Zorana POSTELJNIK, Slobodan STUPAR, Aleksandar SIMONOVIĆ, Jelena SVORCAN, Nikola PETRAŠINOVIĆ


UDC:621.311.24.001.573

Numerička analiza naponsko-deformacionog stanja kompozitne lopatice vetroturbine

REZIMENa osnovu defi nisanog aerodinamičkog oblika, i podataka o težini i opterećenju lopatice vetrotur-

bine male snage izvršeno je numeričko modeliranje i proračun strukture lopatice metodom konačnih elemenata. Kako unutrašnja struktura lopatice nije poznata, usvojeno je da je lopatica laminarne strukture ojačana I-profi lnom ramenjačom, a za osnovni materijal izabran je staklo/epoksi. Kon-fi guracija kompozitne strukture – raspodela debljine slojeva i način slaganja slojeva predstavljaju promenljive veličine, pa je formirano nekoliko potencijalnih modela strukture za koje su izvršeni proračuni. Dobijeni rezultati služe za preliminarnu procenu performansi lopatice i biće korišćeni kao ulazni podaci za defi nisanje metodologije ispitivanja i projektovanje ispitnih instalacija.

Ključne reči: vetroturbina, strukturalna analiza, metoda konačnih elemenata, kompozitna lopatica, ispitivanje lopatica.

STRESS ANALYSIS OF COMPOSITE WIND TURBINE BLADE

ABSTRACTBased on the aerodynamic shape, load and weight data of small-scale composite wind turbine

blade, numerical modeling and structural analisys of the blade were performed by a fi nite element method (FEM). Internal structure data of the blade was unavailable, so it has been adopted that the blade has laminate structure with I-spar design. The composite material used in this study is glass fi ber reinforced epoxy. Composite lay-up design of the blade determines lay-up angle, lay-up thickness and lay-up sequence. According to that, several different lay-up structures were designed and calcula-tions were performed. Numerical analysis results are used for preliminary performance prediction of the blade and will also be used as input data for defi ning test methodology and installation.

Key words: wind turbine, structural analysis, FEM, composite wind turbine blade, blade testing.

1. UVOD

Vetar, kao jedan od obnovljivih izvora energije, ima sve većeg udela u ukupnoj proizvodnji električne

energije u svetu poslednjih godina. To nije rezul-tat samo većeg broja instalisanih vetroturbina, već i povećanja dimenzija, odnosno prečnika rotora [1]. Konkurentnost na tržištu postavlja zahteve za proiz-vodnjom efi kasnijih i isplatljivijih vetroturbina koje će biti dugog i pouzdanog radnog veka, što predstav-lja izazov sa strukturalnog, ali i ekonomskog aspekta. Lopatice vetroturbina, kao veoma odgovorne kom-ponente ovog sistema, moraju zadovoljiti određene

zahteve u pogledu strukture, koji podrazumevaju otpornost u ekstremnom slučaju opterećenja, de-formaciju u određenom opsegu kako ne bi došlo do kontakta vrha lopatice sa stubom, izbegavanje pojave rezonance i kritičnih napona u materijalu, i radni vek od 20 godina [2]. Stoga se posebna pažnja mora pos-vetiti dizajnu i procesu proizvodnje lopatica, koji im-aju veliki uticaj na njihove strukturalne performanse. Takođe, zamorni vek lopatice se mora uzeti u obzir prilikom defi nisanja strukture, pa je i odgovarajuće testove realnog modela potrebno sprovesti. Kako je to uglavnom veoma skupo, naročito u slučaju kompozit-nih lopatica, predloženi modeli strukture se primenom

405


raznih metoda optimizacije, numeričkim proračunima verifi kuju i vrši se odabir optimalnog rešenja [3-4].

Poznato je da su kompozitni materijali danas u najvećoj meri zastupljeni u izradi lopatica vetroturbina zbog svojih dobrih karakteristika, kao što su veliki od-nos ćvrstoća/masa, otpornost na zamor, vibracije, ha-banje. Visoke strukturalne performanse, uz minimalnu masu (koja obezbeđuje i smanjenje inercijalnih sila), jedni su od zahteva koji se postavljaju prilikom projek-tovanja lopatica, pa se kompozitni materijali nameću kao najbolji izbor za njihovo ostvarivanje. Najčešće se upotrebljavaju staklena, ugljenična ili aramidna vlakna u kombinaciji sa epoksi ili poliestarskom smolom, koja su dostupna u formi prepreg (preim-pregniranog) platna. Procesom lamiranja ovih platana dobija se laminatna struktura lopatice, čije mehaničke karakteristike zavise od parametara - orijentacije vla-kana (sloja), tj. rasporeda ređanja slojeva i raspodele debljine slojeva duž lopatice. Odabir odgovarajućeg materijala, kao i određivanje ovih parametra imaju važnu ulogu u defi nisanju strukture lopatice i predmet su istraživanja mnogih autora [5-7], s obzirom da tak-vi podaci o lopaticama vodećih svetskih proizvođača nisu dostupni.

Cilj ovog rada je bio istraživanje u oblasti struk-ture lopatice vetroturbine male snage, za koju nam je aerodinamički oblik poznat i nije dalje razmatran, a materijali i unutrašnja struktura su pretpostavljeni tako da zadovoljavaju uslov težine. Formirani modeli su analizirani u komercijalnom softverskom paketu ANSYS primenom metode konačnih elemenata za ekstremni slučaj opterećenja.

2. GEOMETRIJSKI MODEL LOPATICE

Ukupna dužina realne lopatice iznosi 6000 mm (geometrijski model je dužine 5894 mm, jer vrh lo-patice nije razmatran), maksimalna dužina tetive je 526mm, minimalna 290 mm. U korenom delu lo-patice korišćen je aeroprofi l NACA 4430 iz struk-turalnih razloga, a pri vrhu NACA 4420 radi održanja aerodinamičke efi kasnosti. Pretpostavljeno je da lo-patica ima I-profi lnu ramenjaču koja se prostire duž aeroprofi lisanog dela i postavljena je na 30% tetive u korenu i 50% tetive pri vrhu lopatice. Lopatica nije vitoperena, pa se može zaključiti da je polazni geometrijski model prilično jednostavan. Modeliranje je izvršeno u softverskom paketu CATIAv5 (slika 1).

3. KOMPOZITNA STRUKTURA LOPATICE

Struktura tipične lopatice modernih vetrotur-bina se sastoji iz spoljašnje oplate koja defi niše njen aerodinamički oblik, i ramenjače, elementa koji se prostire u podužnom pravcu u unutrašnjosti lopatice i nosi deo savijanja. Dva tipa ramenjača dominiraju u konstruisanju strukture lopatica (slika 2) – ramenjača kutijastog oblika i ramenjača u obliku I-profi la, koja je i zastupljenija kod lopatica manjih dimenzija, pa

je iz tog razloga i usvojena za unutrašnju konstrukc-iju lopatice koja je razmatrana u radu. Dimenzije ramenjače (debljina zida, debljina i širina pojaseva) imaju značajni uticaj na čvrstoću/krutost i ukupnu masu lopatice [8]. Kako bi se obezbedila stabilnost lopatice pod uticajem različitih slučajeva opterećenja projektovana debljina zida ramenjače je veća u odnosu na debljinu oplate. S obzirom da je jedan od glavnih uslova pri projektovanju strukture lopatice minimalna masa, kompozitna ramenjača sendvič konstrukcije u ovom smislu ostvaruje uštedu, uz odlične perfor-manse. Ovakva konstrukcija se sastoji od dva noseća sloja, najčešće prepreg platna, i ispune (jezgra) za koje se uglavnom biraju razni penasti materijal: balsa drvo, stiropor. Sendvič konstrukcije se mogu koris-titi i u predelima napadne ili izlazne ivice kako bi se smanjila mogućnost uvijanja, ali i na drugim mestima duž lopatice kako bi se uštedelo na težini a povećala tražena otpornost [9-11].

Raspodelu debljine slojeva, odnosno oplate, u strukturi lopatice takođe treba pažljivo odrediti. Ko-reni deo koji predstavlja vezu sa glavčinom rotora i prelazni deo sa cilindričnog/četvrtastog na aeropro-fi lisani deo lopatice su mesta na kojima se javljaju najveći naponi, pa zato maksimalna debljina oplate treba da bude upravo u tom delu. Jedan od načina određivanja raspodele debljine oplate u preliminar-nom dizajnu strukture prikazan je u radu [12].

Već je napomenuto da se u izradi lopatica najviše koriste kompoziti ojačani vlaknima da bi se ostvario

Slika 1. - Geometrijski model lopatice

Slika 2. - Dva osnovna oblika ramenjače

406


čvrst dizajn koji će biti dugog radnog veka, a što manje mase. Pregledom opsežne literature zaključeno je da su u upotrebi uglavnom staklena i ugljenična vlakna, pa su za dizajn prikazan u ovom radu izabrana vlakna od E-stakla u kombinaciji sa epoksi smolom, prven-stveno zbog niske cene, jednostavnosti proizvodnje, zadovoljavajućeg zamornog veka i čvrstoće. Vlakna su najčešće postavljena pod uglovima od 0°, +45° i – 45°, tako da se 0° poklapa sa podužnom osom lopati-ce. Slojevi orijentisani pod uglom od 0° se koriste kao otpor savijanju, dok se pod ±45° postavljaju slojevi za povećanje torzione krutosti i otpornosti na izvijanje.

U ovom radu formirana su dva modela strukture čije su karakteristike prikazane u tabeli 2. Za defi nisanje laminata korišćena su četiri linearno-elastična materi-jala različitih karakteristika; dve staklo/epoksi lamine sa unidirekcionim vlaknima, jedna staklo/epoksi lami-na čija su vlakna postavljena pod uglom +45° (ovi ma-terijali su zadavani kao ortotropni), i jedan izotropni materijal koji je korišćen u strukturi zida ramenjače. Mehaničke karakteristike materijala date su u tabeli 1; E predstavlja Jungov moduo elastičnosti za tri

glavna pravca, υ Poasonov koefi cijent i G moduo smi-canja u datim ravnima. Geometrijski model lopatice je podeljen na pet segmenata po kojima je formiran kompozit različite debljine – prvi podrazumeva koreni deo, dok je aeroprofi lisani deo lopatice podeljen na četiri jednaka segmenta.

Treba napomenuti da je zadati uslov težine lopatice iznosio 75 kg, što je u oba slučaja približno postignu-to; za prvi model strukture težina iznosi 76.2 kg, dok je u drugom slučaju težina lopatice 75.72 kg.

4. MKE ANALIZA I REZULTATI

Za proračun strukture kompozitne lopatice korišćen je softverski paket ANSYS Mechanical. Lo-patica je posmatrana kao prosta greda uklještena u korenom delu i opterećena na savijanje. U realnosti je opterećenje kontinualno raspoređeno duž lopati-ce. Za potrebe numeričkog proračuna kontinualno opterećenje je diskretizovano. Sa dijagrama momena-ta koji nam je bio dostupan, za najopterećeniji slučaj, dobijene su vrednosti sila za 8 preseka, tabela 3. Aero-

Materijal Unidirekcioni E-staklo/epoksi Pena Unidirekcioni

A130 [13] DB120 [13]

2100 200 1714 1714

60 000 80 31 700 26 200

13 000 80 7580 6500

13 000 20 7580 6500

0.3 0.35 0.32 0.39

0.4 0.35 0.32 0.35

0.3 0.35 0.32 0.32

4000 29 3450 4140

4600 29 3100 3720

4600 29 3100 3720

Tabela 1. - Mehaničke karakteristike materijala

MODEL 1

Segment r (mm) Šema re anja lamina Debljina laminata (mm) Materijal

Koreni deo 0 – 901 [(0/90)6]S 10.4 UD E-staklo/epoksi Aeroprofilisani deo 1 901 – 2149.25 [(0/45/0/-45/0)4]S 8.8 UD E-staklo/epoksi Aeroprofilisani deo 2 2149.25 – 3397.5 [(0/45/0/-45/0)3]S 6.8 UD E-staklo/epoksi Aeroprofilisani deo 3 3397.5 – 4645.75 [(0/45/0/-45/0)2]S 4.4 UD E-staklo/epoksi Aeroprofilisani deo 4 4645.75 – 5894 [0/45/0/-45/0]S 2.1 UD E-staklo/epoksi Ramenja a 901 – 5894 [-30/0/30/0/-30/0/30/pena]S 14 UD/Pena/UD

MODEL 2

Segment r (mm) Šema re anja lamina[9] Debljina laminata (mm) Materijal

Koreni deo 0 – 901 [±45/05/±45/05/+45]S 16 A130-0°/ DB120-+45° Aeroprofilisani deo 1 901 – 2149.25 [±45/04/±45/04/+45]S 10.5 A130-0°/ DB120-+45° Aeroprofilisani deo 2 2149.25 – 3397.5 [±45/03/±45/03/+45]S 7.25 A130-0°/ DB120-+45° Aeroprofilisani deo 3 3397.5 – 4645.75 [±45/02/±45/02/+45]S 4 A130-0°/ DB120-+45° Aeroprofilisani deo 4 4645.75 – 5894 [±45/0/±45/0/+45]S 2 A130-0°/ DB120-+45° Ramenja a 901 – 5894 [±45/0/±45/0/+45]S 3.5 A130-0°/ DB120-+45°

Tabela 2. - Pretpostavljena struktura lopatice

407


br. segm. 1 2 3 4 5 6 7 8 r [cm] 92,925 153,775 214,625 275,475 336,325 397,175 458,025 518,875 F [daN] 129,6171 125,8536 122,0902 118,3267 114,5633 110,7998 107,0364 103,2729

Tabela 3. - Raspodela opterećenja lopatice

Slika 3. - Model strukture 1 – formirana mreža i zadato opterećenje

Slika 4. - Model strukture 1 – deformacija [mm]

Slika 5. - Model strukture 1 – Ekvivalentni (von-Mises) napon [MPa]

408


profi lisani deo lopatice je podeljen na 8 segmenata i sile su raspoređene tj. zadavane po površinama sva-kog segmenta, a ne kao koncentrisane (slika 3).

Na slici 3. takođe možemo videti generisanu mrežu modela 1 predložene strukture, za koju su usvojeni

ponuđeni parametri mreže i koja se sastoji iz 11347 elemenata, za razliku modela 2 za čiju mrežu su za-date određene funkcije veličine mreže i koja ima znat-no više elemata, 29433, slika 6. Dalje usložnjavanje mreže bi dovelo do tačnijih rezultata, ali i dužeg proračuna, pa u ovom radu nije razmatrano.

Slika 6. - Model strukture 2 – formirana mreža i zadato opterećenje

Slika 7. - Model strukture 2 – deformacija [mm]

Slika 8. - Model strukture 2 – Ekvivalentni (von-Mises) napon [MPa]

409


Možemo primetiti da se dobijeni rezultati razliku-ju. Maksimalna pomeranja su na krajevima lopatica, i za prvi model strukture iznosi 478.37 mm, dok je za drugi model nešto veće i iznosi 605.75 mm. Veruje se da su veći moduo elastičnosti unidirekcionog materi-jala korišćenog u prvom slučaju, kao i odabrana šema ređanja slojeva [0/90] doprinele manjoj vrednosti ugi-ba modela 1.

Maksimalni napon se očekivano javlja u korenom delu lopatice. Za prvi model iznosi 196.55 MPa, dok je za drugi dobijena znatno manja vrednost od 96 MPa, što je rezultat drugačije raspodele debljine slojeva. Kritičan deo u oba slučaja, u kojem su naponi nešto veći, predstavlja predeo ramenjače, što se može objasniti modeliranjem pojednostavljene geometrije lopatice, bez pojaseva ramenjače koji pružaju dodatno ojačanje.

5. ZAKLJUČAK

Strukturalni dizajn lopatice predstavlja složen pro-ces koji ima veliki uticaj na njene opšte performanse. Prilikom defi nisanja strukture u razmatranje se uzima veliki broj parametara, kao što su čvrstoća, stabilnost, vibracije, ukupna masa, cena materijala i procesa proizvodnje, itd. Optimalno rešenje konstrukcije se uvek nalazi variranjem određenog broja parametara uz zadate granične uslove, a rezultati se verifi kuju upoređivanjem sa dostupnim eksperimentalnim ili re-alizacijom i testiranjem dobijene. Uzimajući u obzir da je u okviru ovog rada izvestan broj podataka o lo-patici, i vetroturbini generalno, bio nedostupan, do-bijene rezultate možemo svrstati u preliminarne. Za dalju proveru rezultata potrebno je sprovesti statičko ispitivanje za ista opterećenja.

Cilj istraživanja je bio da ukaže na aktuelni način proračuna naponsko-deformacionog stanja lopatice i mogućnosti kreiranja kompozitne strukture. De-taljnija analiza bi podrazumevala realniji i složeniji geometrijski model (veza lopatice sa glavčinom ro-tora, spoj ramenjače sa oplatom) i primenu nekog od metoda optimizacije (genetski algoritam, optimizacija rojem čestica, itd.) za određivanje raspodele debljine duž lopatice i najbolje šeme ređanja slojeva. Takođe, korisno bi bilo defi nisati i neke od kriterijuma loma: maksimalni ugib, maksimalna deformacija, itd. U budućem radu treba se fokusirati i na analizu zamora, modalnu i analizu stabilnosti.

NAPOMENA

Prikazani rezultati ostvareni su u okviru istraživanja TR 35035 koje je fi nansirano od strane Ministarstva za prosvetu, nauku i tehnološki razvoj Republike Sr-bije.

LITERATURA

[1] Komarov D, Strupar S, Posteljnik Z, Review of the current wind energy technologies and global market, Jornal of Applied Engineering Science; 9(2011)4, 208, 437-448

[2] Schubel P.J, Crossley R.J, Wind turbine blade design, Energies 2012, 5, 3425-3449

[3] Grujicic M, et al. Structural-response analysis, fatigue-life prediction, and material selection for 1 MW horizontal axis wind turbine blades, Jour-nal of Materials Engineering and Performance (2010) 19,790-801

[4] Bir G, Migliore P, Preliminary structural design of composite blades for two- and three-blade ro-tors, Technical report-500-200-31486, National Renewable Energy Laboratory, Colorado

[5] Lanting Z, Research on structural lay-up opti-mum design of composite wind turbine blade, En-ergy Procedia 14 (2012) 637-642

[6] Roczek A, Optimization of material layup for wind turbine blade trailing edge panels, Master’s Thesis, Riso DTU National Laboratory for Sus-tainable Energy, Roskilde, Denmark, 2009.

[7] Li Z, et al. Effect of lay-up design on properties of wind turbine blades, Frontiers of Engineering Mechanics Research 2013, 2 (3):63-70

[8] Zhu J, Cai X, Pan P,Gu R, Optimization design of spar cap layup for wind turbine blade, Frontiers of Structural and Civil Engineering 2012, 6(1): 53-56

[9] Monte A, Castelli M.R, Benini E, Multi-objective structural optimization of a HAWT composite blade, Composite structures 106 (2013) 362-373

[10] Cox K, Echtermeyer A, Structural design and analysis of a 10MW wind turbine blade, Energy Procedia 24 (2012) 194-201

[11] Chen J, et al. Structural optimization study of composite wind turbine blade, Materials and De-sign 46 (2013) 247-255

[12] Wu W.H, Young W.B, Structural analisys and design of the composite wind turbine blade, Ap-plied Composite Materials (2012) 19:247-257

[13] Mandell, J. E and Samborsky, D. D. (1997). DO-EMSU composite material fatigue database: Test methods, materials, and analysis. Contractor Re-port SAND97-3002, Sandia National Laborato-ries, Albuquerque, NM USA.