Download pdf - Energy 0104

METODOLOGIJA PLANIRANJA RAZVOJA PRIJENOSNE MRE@EZASNOVANA NA EKONOMSKIM I TEHNI^KIM KRITERIJIMA

Mr. sc. Davor B a j s, Zagreb

UDK 621.316.1.001:681.3PRETHODNO PRIOP]ENJE

U ~lanku se opisuje metodologija planiranja razvoja prijenosne mreè zasnovana na dva modela: Mexico metodi za procjenugodinjih operativnih trokova rada elektroenergetskog sustava i o~ekivanog iznosa neisporu~ene elektri~ne energije, te mo-dela izmjeni~nih tokova snaga za odre|ivanje naponskog profila i optere}enja vodi~a u mreì za definiranu potronju ianga`man elektrana u EES-u. Za postoje}u konfiguraciju prijenosne mreè izra~unavaju se godinji operativni trokovi radaEES-a koji se sastoje od trokova proizvodnje elektrana i o~ekivanih trokova neisporu~ene elektri~ne energije. Odre|uju seslabije grane u mreì, te se ispituje profitabilnost novih grana - kandidata za poja~anje mreè. U ekonomski optimalnu kon-figuraciju prijenosne mreè za promatrani vremenski presjek uklju~uju se samo one grane ~ija je izgradnja ekonomskiopravdana. Tehni~ke analize se provode radi provjere naponskog profila u mreì i odre|ivanja potrebe ugradnje kompenza-cijskih ure|aja, prijelazne i dinami~ke stabilnosti sustava, razine struja kratkih spojeva i ostalih tehni~kih pokazatelja pogonaprijenosne mreè. U radu su prikazani rezultati opisane metodologije planiranja razvoja prijenosne mreè na test modeluEES-a, te je izvrena usporedba s klasi~nim pristupom planiranju razvoja prijenosne mreè (N-1 kriterij).

Klju~ne rije~i: planiranje razvoja prijenosne mreè, Mexicometoda, model izmjeni~nih tokova snaga,ekonomski optimalna konfiguracija prije-nosne mreè, tehni~ke analize.

1. UVOD

Zadatak svake elektroprivredne organizacije i elektro-energetskog sustava je da osigura potroa~ima potrebnuelektri~nu energiju zadovoljavaju}e kvalitete, uz tomanje trokove. Ukupne trokove koji pri tom nastajumoèmo podijeliti na trokove pojedinih elektro-privrednih djelatnosti: proizvodnje, prijenosa i distribu-cije. Smanjenje trokova svake od spomenutihdjelatnosti (ili komponente elektroenergetskog sustava)cilj je komu treba teìti, to u krajnjem slu~aju doprinosii zadovoljavanju potroa~a kroz cijenu kWh potroeneelektri~ne energije, kojemu nije va`no samo ho}e li is-poru~ena elektri~na energija biti dovoljno kvalitetna(promjene napona i frekvencije, sigurnost opskrbe) ve} ikoliko }e je platiti. Sposobnost prijenosne mreè da za-dovolji svoj osnovni zadatak (prijenos elektri~ne ener-gije proizvedene u elektranama ili uvezene iz susjednihEES-a do distributivnih i direktnih potroa~a) s dovolj-nom sigurno}u i s minimalnim trokovima, doprinosiukupnoj kvaliteti rada elektroenergetskog sustava, iodraàva se preko smanjene trìne cijene kWh elek-tri~ne energije isporu~ene potroa~ima.

Planiranje razvoja prijenosne mreè kod nas se temeljina klasi~nom deterministi~kom pristupu. Osnovniprincip po kojemu se dimenzionira mreà je sljede}i:"prijenosna se mreà treba oblikovati kao neovisna i sa-

modovoljna mreà, koja zadovoljava sa svim svojimfunkcijama i pri raspoloìvosti od N-1 kriti~nih eleme-nata u najzahtjevnijim okolnostima njenog pogona".Za maksimalno razmatrano optere}enje EES-a koje sesastoji od neistodobnih maksimalnih optere}enja poje-dinih distributivnih ~vorita, planiranih neistodobnihvrnih optere}enja specijalnih i direktnih potroa~a, tepretpostavljenih gubitaka u mreì, i anga`man elek-trana odre|en prema iskustvenim podacima, vre se is-pitivanja tokova snaga na mreì s raspoloìvim svimgranama, te pri neraspoloìvosti jedne od njih (N-1kriterij). Potrebna poja~anja mreè se odre|uju na os-novu N-1 kriterija planiranja prema kojemu u slu~ajuneraspoloìvosti jedne (bilo koje) grane mreè (vod,transformator) mora biti zadovoljeno: naponi u svim ~voritima moraju ostati unutar doz-

voljenih granica, optere}enje svih vodi~a ne smije biti ve}e od

termi~ke granice, instalirane snage transformacije trebaju zadovo-

ljavati napajanje distributivne mreè u oto~nom po-gonu pri neraspoloìvosti najve}e jedinice utransformatorskoj stanici uz dozvoljeno preop-tere}enje preostalih transformatora do 20 % od nji-hove instalirane snage.

Na opisani se na~in odre|uje potrebna konfiguracijaprijenosne mreè za sve vremenske presjeke proma-

219

tranja, te se odre|uju ukupni trokovi razvoja mreè.Nedostaci opisanog modela su sljede}i: ne promatraju se ekonomski pokazatelji izgradnje

pojedinih objekata prijenosne mreè, ve} se samoregistriraju trokovi potrebni za njen razvoj,

anga`man elektrana je konstantan, pa se ne proma-traju manipulacije preraspodjelom anga`mana elek-trana radi izbjegavanja poreme}aja u sustavu,

ne vrednuju se trokovi nastali neisporukom elek-tri~ne energije,

promatra se mali broj mogu}ih pogonskih stanja, tese ne vrednuje vjerojatnost nastanka pojedinihporeme}aja (uklopnih stanja),

strogim pridràvanjem N-1 kriterija mreà moè bitipredimenzionirana, to zna~i da }e ukupni trokovirazvoja biti ve}i od prihvatljivih,

ispitivanja kratkog spoja, te prijelazne i dinami~kestabilnosti sustava su odvojena od procesa plani-ranja mreè.

2. METODOLOGIJA EKONOMSKO-TEHNI^KOGPLANIRANJA RAZVOJA PRIJENOSNE MRE@E

2.1. Op}enito

Procesom planiranja razvoja prijenosne mreè nastojise odrediti optimalna struktura mreè u budu}nostikoja }e zadovoljiti predvi|eni porast potronje i op-tere}enja, te izgradnju novih proizvodnih postrojenja.Sigurno preuzimanje maksimalne snage novih proiz-vodnih postrojenja i osiguravanje sigurne i kvalitetneopskrbe distributivnih i direktnih potroa~a uvaàva-ju}i razli~ita tehni~ka, ekoloka i druga ograni~enja, uzprihvatljive trokove razvoja, cilj su koji kroz procesplaniranja treba rijeiti. Planiranje razvoja prijenosnemreè potrebno je periodi~ki provoditi budu}i dagradnja jedne velike transformatorske stanice ili viso-konaponskog voda traje vie godina, potrebnih za do-bivanje svih nu`nih dozvola, nabavu materijala, te zasame gra|evinske radove. Trase i prostore za budu}eobjekte prijenosne mreè potrebno je osigurati vie go-dina unaprijed zbog kompliciranog postupka dobi-vanja svih potrebnih suglasnosti.Zahtjevi koji se postavljaju na razvoj prijenosne mreè,osiguravanje sigurne opskrbe kvalitetnom elektri~nomenergijom uz to manje trokove, me|usobno susuprotni. Uz male trokove razvoja prijenosne mreène}e biti mogu}e ostvariti èljenu sigurnost opskrbepotroa~a i proizvodnju kvalitetne elektri~ne energije,a uz velike trokove izgradnje èljena sigurnost op-skrbe i kvaliteta elektri~ne energije bile bi ekonomskineprihvatljive. Ti opre~ni zahtjevi na razvoj prijenosnemreè uvjetuju koritenje optimizacijskih i simula-cijskih modela, koji planeru pruàju dovoljnu koli~inuinformacija na osnovu kojih moè odrediti poèljnepravce razvoja prijenosne mreè. U procesu planiranjanezaobilazno je svakako i iskustvo planera koji moradobro poznavati elektroenergetski sustav u svim njego-

vim dijelovima (karakteristike proizvodnih postrojenjai potronje, uzroke problema u prolosti, karakteris-tike susjednih sustava i mogu}nosti uvoza ili tranzitaenergije, tendencije razvoja u svijetu i dr).

2.2. Ulazne elektroenergetske i ekonomske podloge

To~nost rezultata planiranja, osim o primijenjenoj me-todologiji, umnogome ovisi i o kvaliteti ulaznih poda-taka. Metodologija ekonomsko-tehni~kog planiranjarazvoja prijenosne mreè zahtijeva veliki broj detaljnihi to pouzdanijih ulaznih podataka koje moèmo po-dijeliti u sljede}e grupe: Podaci o potronji i optere}enju EES-a Podaci o potrebnoj izgradnji i lokacijama novih pro-

izvodnih postrojenja Podaci o postoje}oj mreì i proizvodnim postroje-

njima Ekonomski parametri.

2.2.1. Podaci o potronji i optere}enju EES

Osnovni pokazatelj prema kojemu se predvi|a porastpotronje svih oblika energije, a time i elektri~ne ener-gije, je doma}i proizvod (USD/stanovniku). Makroekonomske analize i planiranja odre|uju rast doma}egproizvoda i njegovu strukturu po pojedinim sektorima(usluge, industrija, poljoprivreda). Uz razli~itepretpostavke o porastu stanovnitva i bilanci radnesnage, o~ekivanom stambenom standardu, razvojuprometa i dr., odre|uje se vie scenarija rasta potronjeenergije i elektri~ne energije po osnovnim sektorimapotronje. Kona~na prognoza potronje elektri~ne e-nergije u planskom razdoblju je zna~ajno ovisna i opretpostavljenom razvoju koritenja ostalih energe-nata koji u nekim oblicima potronje mogu supstitui-rati elektri~nu energiju, poput plina. Na osnovi prijespomenutih pretpostavki i mnotva ulaznih varijablikoje mogu biti vie ili manje pouzdane, odre|uje senekoliko scenarija potronje elektri~ne energije uplanskom razdoblju da bi se odredio raspon o~ekivanihvrijednosti (niì, vii, super visoki, referentni).Vrlo bitni podaci za planiranje razvoja prijenosnemreè povezani su s odre|ivanjem karakteristika po-tronje elektri~ne energije. U tu se svrhu koristerazli~iti programski paketi, a jedan od njih je program-ski paket MAED (Model for Analysis of ElectricityDemand). Rekonstrukcijom krivulje srednjih satnihoptere}enja za baznu godinu i simulacijom razli~itihscenarija, imaju}i u vidu i pretpostavljene mjereupravljanja potronjom i optere}enjem (Demand SideManagement, Load Management), te tarifnom poli-tikom, odre|uju se klju~ni parametri potronje elek-tri~ne energije nu`ni za planiranje EES-a i prijenosnemreè: faktor optere}enja - Wuk / 8760 Pmax maksimalno optere}enje EES-a po presje~nim godi-

nama unutar planskoga razdoblja - Pmax

220

D. Bajs: Metodologija planiranja razvoja prijenosne mreè . . . Energija, god. 50 (2001) 4, 219-236

minimalno optere}enje EES-a po presje~nim godi-nama unutar planskoga razdoblja - Pmin

oblik godinjih krivulja trajanja optere}enja popresje~nim godinama unutar planskoga razdoblja.

Da bi se odredila prostorna raspodjela ukupnog vrnogoptere}enja elektroenergetskog sustava na pojedina~vorita 110 kV mreè po presje~nim godinama,potrebno je odrediti regionalnu raspodjelu snage nalogi~ki zaokruèna podru~ja, maksimalna optere}enjapojedinih transformatorskih stanica 110/x kV unutarpodru~ja, te faktore istodobnosti nastupa vrnog op-tere}enja unutar svakog podru~ja. Kao logi~an izborregionalnih podru~ja za odre|ivanje raspodjele vrnogoptere}enja u EES-u Hrvatske, na osnovi sadanje ad-ministrativne i tehni~ke podjele uzimaju se Prijenosnapodru~ja Zagreb, Osijek, Split i Opatija. Iskustveni po-daci pokazuju da se udjeli optere}enja pojedinih Prije-nosnih podru~ja u ukupnom vrnom optere}enju narazini EES-a ne mijenjaju zna~ajnije. Na osnovi tih ud-jela odre|uje se raspodjela planiranog optere}enjaEES na podru~ja Zagreb, Osijek, Split i Opatija po stu-diranim godinama unutar planskog razdoblja.

Maksimalna optere}enja direktnih i specijalnih po-troa~a se odre|uju prema planskoj bilanci, odnosnoplanu potreba, te planu priklju~ka novih potroa~a ovekategorije (elektrifikacija pojedinih èljezni~kih pra-vaca, razvoj odre|ene industrijske grane i dr.). Ukolikoje poznat faktor istodobnosti nastanka vrnog op-tere}enja za pojedine kategorije direktnih i specijalnihpotroa~a (npr. kod èljeznica maksimalna istodobnaoptere}enja elektrovu~nih podstanica), ukupno op-tere}enje takve kategorije direktnih potroa~a trebapomnoìti s faktorom istodobnosti. Ukupno distribu-tivno optere}enje pojedinog Prijenosnog podru~jaodre|eno je razlikom izme|u optere}enja togapodru~ja u trenutku nastanka vrnog optere}enjaEES-a i sumom istodobnih optere}enja pojedinihkategorija direktnih i specijalnih potroa~a. Na taj sena~in gubici u prijenosnoj mreì pridruùju pret-postavljenim optere}enjima po svim ~voritima 110 kVmreè.

Maksimalna optere}enja pojedinih distributivnih ~vo-rita na 110 kV strani prora~unavaju se na temeljuzabiljeènog optere}enja TS 110/10 (20) kV i TS 35/10kV, u normalnim uvjetima napajanih preko promatra-nog ~vorita, u baznoj godini, i o~ekivanih stopa pora-sta potronje elektri~ne energije dobivenihreferentnim (ili nekim drugim) scenarijem predvi|anjapotronje energije. Jedinstvena stopa porasta po-tronje u odre|enom dijelu planskog razdoblja moèbiti radi jednostavnosti primijenjena na sva ~voritaunutar pojedinih Prijenosnih podru~ja ili unutar ~ita-vog EES-a, ali detaljnijom analizom mogu}e je utvrditirazli~ite stope porasta potronje po pojedinim ~vo-ritima, to ovisi o nizu faktora, poput porasta brojastanovnitva, urbanizaciji, razvoju industrije i ostalihsektora gospodarstva, strukture troila i dr. Pri odre|i-

vanju raspodjele optere}enja na pojedina ~vorita 110kV mreè potrebno je uvaìti plan izgradnje novih TS110/x kV. Glavni kriterij koji sluì kao osnova plani-ranja izgradnje novih TS 110/x kV je iskoristivost trans-formacije u postoje}im trafostanicama, odnosnousporedba o~ekivanog vrnog optere}enja trafostanices maksimalnim kapacitetom transformacije, tj. ukup-nom nazivnom snagom transformatora koji se moguugraditi u trafostanicu vode}i ra~una o temeljima.Nakon odre|ivanja maksimalnih optere}enja distribu-tivnih ~vorita unutar pojedinog Prijenosnog podru~jau presje~noj godini, odre|uje se faktor istodobnostidistributivnog optere}enja kao omjer izme|u op-tere}enja distributivnih potroa~a u Prijenosnompodru~ju u trenutku nastanka vrnog optere}enja sus-tava i sume maksimalnih optere}enja pojedinih dis-tributivnih ~vorita 110 kV u tom podru~ju. Kona~naoptere}enja pojedinih distributivnih ~vorita na 110 kVnaponskoj razini u trenutku nastanka vrnog op-tere}enja EES-a, izra~unavaju se mnoènjem maksi-malnog optere}enja promatranog ~vorita i faktoraistodobnosti za odgovaraju}e Prijenosno podru~je.Budu}i da optere}enja pojedinih ~vorita 110 kVmreè, odre|ena na opisani na~in, sadrè i gubitke uprijenosnoj mreì, optere}enja 110 kV ~vorita se ukasnijim analizama umanjuju za postotak izra~unatihgubitaka na modelu.Jalova snaga potronje po pojedinim ~voritima 110 kVmreè odre|uje se na temelju dostupnih podataka izprolosti. Budu}i da bi se za to~nije odre|ivanje jalovesnage distributivnih ~vorita morala provoditi mjerenjai analize karakteristika potroa~a (troila), pouzdanijipodaci obi~no ne}e biti dostupni. Za nova ~vorita umreì uzima se faktor snage cos = 0,95.

2.2.2. Podaci o potrebnoj izgradnji i lokacijama novihproizvodnih postrojenja

Odre|ivanje potrebne izgradnje novih elektrana seodre|uje radi zadovoljavanja postavljenih ciljeva (npr.samodostatnost sustava, ukupna emisija tetnih tvari,udjeli pojedinih energenata i dr.) minimiziranjemtrokova proizvodnje. U tu se svrhu koriste razli~itimodeli koji mogu biti optimizacijski i simulacijski(WASP, LOGOS, SIPRA, DECADES i dr.). Potrebnaizgradnja elektrana u EES-u se odre|uje prema viescenarija ovisno o razini potronje (niì, vii, super vi-soki, referentni scenarij porasta potronje) i definira-nim ciljevima. Za proces planiranja razvoja prijenosnemreè odabire se jedan ili vie scenarija izgradnje no-vih proizvodnih postrojenja, ~ime se to~no definirajusnage novih izvora i dinamika njihova ulaska u pogon.Nakon odre|ivanja vrste, instalirane snage i dinamikeulaska u pogon novih proizvodnih objekata nu`no jeodrediti mogu}e lokacije za njihovu izgradnju. Loka-cije novih elektrana se odre|uju na osnovi vie utje-cajnih faktora kao to su: mogu}nosti dopreme goriva,blizina konzumnih centara, hidrologija i mogu}nosti

221

D. Bajs: Metodologija planiranja razvoja prijenosne mreè. . . Energija, god. 50 (2001) 4, 219-236

hla|enja postrojenja, metereoloke, seizmi~ke i ge-oloke osobine, izgra|enost prometnica, razvijenostelektroenergetske mreè i dr. Za svaku od lokacijakoje zadovoljavaju sve postavljene zahtjeve zaizgradnju odre|enog proizvodnog objekta procjenjujuse ukupni trokovi izgradnje, te se odabire najpovolj-nija lokacija u tehni~kom i ekonomskom smislu.Uz poznatu dinamiku izgradnje, snage i lokacije novihproizvodnih postrojenja, sljede}i korak je odre|ivanjena~ina i izvedbe njihova priklju~ka na prijenosnumreù. Osnovni princip po kojemu se odre|uje na~in iizvedba priklju~ka elektrane, odnosno njenih blokovana elektroenergetski sustav je siguran plasman maksi-malne snage svih blokova u mreù pri raznim (mo-gu}im i o~ekivanim) pogonskim stanjima. Podmaksimalnom snagom svih blokova podrazumijeva seraspoloìva snaga na pragu elektrane, a pod sigurnimplasmanom definira se prijenos maksimalne proiz-vodnje pri raspoloìvosti N-1 spojnih grana. U slu~ajuneraspoloìvosti jednog od vodova i transformatorakojima je elektrana spojena na EES ne smije do}i dopreoptere}enja bilo koje druge spojne grane bez obzirana anga`man (proizvodnju) promatrane elektrane itokove snaga u mreì odre|ene prostornom raspodje-lom proizvodnje ostalih elektrana i potronje, te uklop-nim stanjem mreè. Ukoliko je osnovni kriterijsigurnog plasmana maksimalne proizvodnje elektranezadovoljen za vie na~ina priklju~aka, odabire se onaj snajmanjim trokovima izvedbe.

2.2.3. Ekonomski parametri

Svaki elektroenergetski sustav ima zada}u opskrbitipotroa~e kvalitetnom elektri~nom energijom i uzmaksimalnu sigurnost. I pored toga to je cilj nepre-kidna opskrba potroa~a elektri~nom energijom, situa-cije kod kojih dolazi do poreme}aja s opskrbom nijemogu}e uvijek izbje}i. Uz saznanje da ponekad ipakdolazi do problema s opskrbom, cilj je kod svakogplaniranja razvoja EES-a svesti broj tih situacija i nji-hovo trajanje na najmanju mogu}u mjeru. Uvo|enjemparametra koji se zove troak neisporu~ene elektri~neenergije, a koji se izraàva u nov~anim jedinicama pokWh, regulira se odnos izme|u neisporu~ene elek-tri~ne energije, odnosno trokova koji nastaju zbogtoga, i rezerve snage u EES-u, odnosno trokova kojeizaziva ve}a rezerva snage, te kapaciteta prijenosnihveza koji u odre|enim, vie ili manje vjerojatnim po-gonskim stanjima mogu uzrokovati nemogu}nost op-skrbe dijela potroa~a. Iznos trokova neisporu~eneelektri~ne energije je vrijednost koju je vrlo teko, ilibolje re~eno nemogu}e egzaktno odrediti. Ne postojineka op}eprihva}ena metoda za odre|ivanje tih tro-kova. Od zemlje do zemlje procjena tih trokova jerazli~ita. Visina tih trokova ovisi o mnogo faktorapoput strukture potronje, odnosno tipa potroa~akome je reducirana ili prekinuta opskrba, o koli~inineisporu~ene energije, te o trajanju prekida isporuke.

Vrijednosti koje se koriste u raznim zemljama jakovariraju, tako da je mogu}e na}i u literaturi vrijednostiod 0.5 USD/kWh pa do 5 USD/kWh ili ~ak i vie.Budu}i da je iznos trokova neisporu~ene elektri~neenergije povezan s velikom dozom nesigurnosti, tajparametar je naj~e}e predmet analize osjetljivosti.Jedinstvena vrijednost trokova neisporu~ene elek-tri~ne energije u Republici Hrvatskoj nije do sada de-finirana. Posljednja istraìvanja razvoja EES-aprovedena su uz referentnu vrijednost od 5DEM/kWh, iako se prema nekim grubim procjenamaona kre}e oko 3 DEM/kWh. Zbog velike ovisnostiekonomskog prora~una o tom iznosu, koji direktno ut-je~e na profitabilnost gradnje pojedinih objekata uEES-u, korisno je izvriti detaljnije analize s razli~itimvrijednostima neisporu~ene elektri~ne energije, iliukoliko se gradnja nekog objekta pokazuje neprofita-bilnom uz referentnu stopu, odrediti vrijednost uz kojuje ta investicija na granici profitabilnosti.Model koji se koristi za ekonomsku analizu razvojaprijenosne mreè zasniva se na usporedbi izme|u dobi-taka od izgradnje novog objekta (voda, transformatora)i investicijskih trokova u njegovu izgradnju. Budu}i dapostoji nekoliko kategorija trokova u EES-u koji nas-taju razli~itom dinamikom, a da bi ih bilo mogu}euspore|ivati, sve trokove je potrebno svesti na isti vre-menski trenutak (na isti datum). Radi toga se definiradatum svo|enja (odnosno diskontiranja). Diskontiranjese obavlja jedinstvenom stopom za sve kategorije tro-kova. Ekonomski prora~uni se obi~no vre sa diskont-nim stopama od 8 %, 10 %, i 12 %.Da bi se mogla provesti usporedba dobitaka od razma-tranih poja~anja mreè i trokova njihove izgradnje,odnosno odrediti njihova profitabilnost, potrebno jedefinirati jedini~ne cijene visokonaponske opreme.Cijene opreme se razlikuju kod razli~itih proizvo|a~a,ali se mogu utvrditi prosje~ne vrijednosti koje koris-timo u analizama.

2.3. Ekonomska analiza

2.3.1. Mexico metoda

Mexico je simulacijsko-optimizacijska metoda zas-novana na metodama vjerojatnosti, istosmjernim toko-vima snaga i linearnom programiranju, kojaomogu}ava procjenu operativnih trokova rada elek-troenergetskog sustava tijekom ~itave godine, te o~eki-vani iznos neisporu~ene elektri~ne energije. Radisagledavanja sigurnosti opskrbe potroa~a elektri~nomenergijom model vri procjenu o~ekivane neispo-ru~ene snage za odre|enu razinu potronje u sustavu,te neisporu~ene elektri~ne energije na osnovi godinjekrivulje trajanja optere}enja. Model uzima u obzirstanja koja nastaju radi o~ekivane neraspoloìvostiproizvodnih postrojenja i objekata prijenosne mreè,te neizvjesnosti u procjeni visine potronje radiodre|enih klimatskih ili drugih teko predvidljivih

222


doga|aja. Mexico metoda izra~unava i o~ekivane gu-bitke u mreì, te trokove goriva elektrana potrebnihza pokrivanje tih gubitaka. Model tako|er ukazuje naslabije grane mreè na osnovi vjerojatnosti nastankaporeme}aja na odre|enoj grani koji dovode do neispo-ru~ene elektri~ne energije ili do pove}anih trokovaproizvodnje u sustavu.Ulazni podaci za model se sastoje od sljede}eg: poda-taka za potronju, podataka za proizvodna postrojenjai podataka za prijenosnu mreù. Optere}enje i po-tronja po svakom ~voritu je definirana vrnim op-tere}enjem i oblikom godinje krivulje trajanjaoptere}enja koja se opisuje nizom koeficijenata, pri~emu se pretpostavlja da je oblik krivulje jednak za sva~vorita u mreì. Nakon provedenog prora~una modelizra~unava gubitke u mreì, pa se optere}enje svakog~vorita umanjuje za pridruène mu gubitke i provodinovi prora~un. Radi nesigurnosti planiranja potronjeu sustavu, definiraju se koeficijenti standardne devija-cije radi klimatskih (1) i ekonomskih (2) nesigur-nosti, s pretpostavljenom Gaussovom raspodjelomvjerojatnosti.

C Cko 0 (1)

C C bko 1 12

22

(2)

gdje su:C0 - srednja vrijednost vrnog optere}enja u ~vo-

rituCk0 - srednja vrijednost optere}enja u ~voritu za

odre|enu razinu potronje - koeficijent kojim se definira razina po-

tronje u godinjoj krivulji trajanja op-tere}enja,

1 - standardna devijacija radi klimatske nesi-gurnosti

2 - standardna devijacija radi ekonomskenesigurnosti

C - optere}enje u razmatranom ~voritu zaodre|enu razinu potronje

b - faktor koji definira podru~je unutar kojegase kre}e optere}enje kod normalne raspo-djele.

Veli~ine i lokacije novih proizvodnih postrojenja sesmatraju poznatom, a svaka termo-jedinica seodre|uje maksimalnom snagom, raspoloìvo}u iprosje~nim pogonskim trokovima. Hidroelektrane sedijele na dvije kategorije:1. Hidroelektrane ~ija se proizvodnja ne moè mije-

njati (proto~ne hidroelektrane) i ~ija je proizvodnjaovisna o pretpostavljenoj hidrologiji.

2. Hidroelektrane ~ija se proizvodnja moè mijenjati(akumulacijske hidroelektrane) i ~iji anga`manovisi o upravljanju akumulacijama.

Za prvu vrstu hidroelektrana zadaje se angaìranasnaga koja tijekom prora~una ostaje konstantna, dokse za drugi tip hidroelektrana zadaje maksimalnasnaga i po~etno angaìrana snaga koja se odre|uje na

osnovu na~ina upravljanja akumulacijama, i za koju sutrokovi proizvodnje jednaki nuli. Radi dodatnogangaìranja akumulacijskih hidroelektrana u ciljuotklanjanja mogu}ih poreme}aja u mreì pri pojedinimuklopnim stanjima definira se troak dodatne hidro-proizvodnje, koji u principu odre|uje ograni~enja upra`njenju akumulacija. Troak dodatne hidroproiz-vodnje ovisi o strukturi proizvodnih postrojenja uEES-u (udjelu akumulacijskih hidroelektrana i na~inunjihovog angaìranja) i kre}e se od vrijednosti jednaketrokovima proizvodnje najskuplje termoelektrane usustavu do vrijednosti deset puta ve}e od trokova pro-izvodnje najskuplje termo-jedinice.

t tTE TEmax max 10 (3)gdje su:

tmaxTE - trokovi proizvodnje najskuplje termo-jedinice u sustavu

- trokovi dodatne hidroproizvodnje uzro-kovani neplaniranim pra`njenjem akumu-lacija.

Prijenosna mreà je definirana topologijom, odnosnopopisom ~vorita i grana. Svaka grana je odre|ena svo-jom impedancijom (r,x), neraspoloìvo}u (q) i maksi-malno dozvoljenim optere}enjem u normalnim (Imax) iizvanrednim uvjetima (Imax20) . Obi~no se uzima da je uizvanrednim uvjetima dozvoljeno 20 % ve}e op-tere}enje u trajanju od 20 minuta. Mexico metodaomogu}ava promatranje mreè veli~ine 220 ~vorita i600 grana.Model simulira veliki broj stanja sustava na osnovi ra-spoloìvosti njegovih elemenata. Radi odre|ivanjamogu}ih uklopnih stanja mreè, odre|enih zadanomneraspoloìvo}u grana mreè i proizvodnih postro-jenja, koristi se MONTE CARLO metoda. Svakom ele-mentu sustava (grana mreè, proizvodna jedinica)pridruùje se slu~ajno generirani broj izme|u 0 i 1.Ovisno o tome je li taj broj ve}i ili manji od zadaneneraspoloìvosti elementa, pridruùje mu se stanje uk-lopljeno (slu~ajno generirani broj ve}i od zadane nera-spoloìvosti elementa sustava) ili isklopljeno (slu~ajnogenerirani broj manji od zadane neraspoloìvosti ele-menta sustava). Nakon odre|ivanja uklopnog stanjamreè definira se redoslijed angaìranja elektrana naosnovi minimalnih trokova proizvodnje, ne uzimaju}iu obzir tokove snaga odre|ene raspodjelom op-tere}enja u sustavu i impedancijama mreè. Anga`manproto~nih hidroelektrana i po~etni anga`man akumu-lacijskih hidroelektrana je unaprijed zadan. Za defini-rano pojedina~no stanje sustava vri se dalje prora~unistosmjernih tokova snaga (DC aproksimacija),uvaàvaju}i 1. i 2. Kirchoffov zakon, koji moè dovestido dva slu~aja:- ukoliko ne postoje preoptere}ene grane u mreì

rjeenje je optimalno, budu}i da pri promatranomuklopnom stanju ne dolazi do dodatnih trokovaproizvodnje ili trokova neisporu~ene elektri~ne e-nergije radi ograni~enja u prijenosnim granama,

223


- ukoliko postoje preoptere}ene grane u mreì morase izvriti preraspodjela proizvodnje elektrana u sus-tavu koja dovodi do pove}anih trokova proiz-vodnje, ili redukcija odre|enog dijela potronje, radiodràvanja optere}enja svih grana mreè unutardozvoljenih granica.

U slu~aju pojave preoptere}enja u mreì novianga`man elektrana u sustavu ili redukcija potronjekoja za promatrano uklopno stanje rezultira minimal-nim trokovima neisporu~ene elektri~ne energije seodre|uju optimizacijskim metodama pomo}u dualnogsimplex algoritma i relaksacijske tehnike. Izraz koji seminimizira je sljede}i:

min Z tji

ij ij i i iii

P h C C

20 (4)

uz ograni~enja:

0

0

02 0

0

P P

h h h

C C

ij ij

i i i

i i

max

max (5)

gdje su:tij - specifi~ni trokovi termoelektrane j u ~vo-

ritu iPij - angaìrana snaga termoelektrane j u ~vo-

ritu i - specifi~ni trokovi dodatne proizvodnje

akumulacijske hidroelektrane u ~voritu ihi2 - dodatna angaìrana snaga hidroelektrane u

~voritu i - tete zbog neisporu~ene elektri~ne energije,(Ci0-Ci) - neisporu~ena snaga u ~voritu i.

Na osnovi velikog broja prora~una i slu~ajnoodre|enih uklopnih stanja, te minimalnih trokova do-datne proizvodnje i neisporu~ene elektri~ne energijeza svako pojedina~no stanje koje je karakteriziranoporeme}ajima u mreì, model odre|uje prosje~nevrijednosti, odnosno procjenu o~ekivane neisporu~enesnage i energije, prosje~nih trokova proizvodnje i gu-bitaka u mreì.O~ekivana neisporu~ena snaga (energija) se prikazujeza dvije komponente:1. O~ekivana neisporu~ena snaga (energija) zbog

manjka proizvodnih kapaciteta.2. O~ekivana neisporu~ena snaga (energija) zbog ne-

dovoljne izgra|enosti prijenosne mreè.

Razli~ite razine potronje u sustavu odre|ene godi-njom krivuljom trajanja optere}enja se prikazuju vari-ranjem desne strane linearnog programa, na osnovu~ega se izra~unava matemati~ko o~ekivanje neis-poru~ene elektri~ne energije tijekom godine (ili dijelagodine) uzimaju}i u obzir i nesigurnosti u predvi|anjupotronje. Budu}i da optere}enje svakog ~vorita sud-jeluje linearno u desnoj strani linearnog programa, op-timalna vrijednost neisporu~ene snage za odre|enurazinu potronje je linearna funkcija ukupnog op-

tere}enja f(C). Matemati~ko o~ekivanje neisporu~enesnage za odre|enu razinu potronje je prikazanosljede}im izrazom:

D f C C dCk k

0

(6)

gdje su:Dk - o~ekivana neisporu~ena snaga za razinu

potronje kf(C)- funkcija ovisnosti neisporu~ene snage o

razini potronje kk(C)- funkcija gusto}e normalne raspodjele za

razinu potronje k.Prora~unima za sve razine potronje prema godinjojkrivulji trajanja optere}enja mogu}e je odrediti u-kupnu o~ekivanu godinju neisporu~enu elektri~nu e-nergiju prema izrazu (7).

E Dk kk

K

1(7)

gdje jek - trajanje razine potronje k u godinjoj

krivulji trajanja optere}enja.

Rezultati modela planeru pruàju va`ne informacijena osnovi kojih moè odrediti potreban razvoj mreè.Najva`niji su: matemati~ko o~ekivanje godinje neisporu~ene

elektri~ne energije i trokove neisporuke, procjenu o~ekivanog marginalnog smanjenja go-

dinje neisporu~ene elektri~ne energije pripove}anju kapaciteta svake grane u mreì za 1 MW,

vjerojatnost poreme}aja na svakoj grani mreè iposljedice (preraspodjela proizvodnje izme|u elek-trana ili neisporuka elektri~ne energije).

2.3.2. Ekonomski kriteriji planiranja

Ispitivanje mreè Mexico metodom i postavljanjeekonomskih kriterija planiranja omogu}avaju planeruda odredi ekonomski optimalnu konfiguraciju prije-nosne mreè po promatranim vremenskim presjecima.Ekonomski optimalna konfiguracija mreè je ona kon-figuracija koja uklju~uje sva profitabilna (isplativa) po-ja~anja mreè, a ne ona kod koje su trokovineisporu~ene elektri~ne energije jednaki nuli.Prije odluke o potrebnoj izgradnji novih objekataprijenosne mreè potrebno je provesti usporedbutrokova poja~anja mreè i dobitaka koji proizlaze iztih poja~anja. Ograni~enja u mreì mogu dovesti donemogu}nosti isporuke elektri~ne energije dijelu po-troa~a ili pove}anih trokova proizvodnje radipotrebe angaìranja skupljih proizvodnih jedinica usustavu. Uspore|uju}i ove trokove za konfiguracijumreè bez razmatranog poja~anja i sa njim, mogu}e jeodrediti dobitak koji se moè o~ekivati od izgradnjerazmatranog objekta u prijenosnoj mreì. Ukoliko seisto ograni~enje moè otkloniti izgradnjom nekog

224


drugog objekta, pri ~emu je dobitak od poja~anja isti,potrebno je usporediti trokove izgradnje svakog odnjih, te na osnovi omjera izme|u dobitaka i anuitetnihtrokova izgradnje razmatranih poja~anja odrediti in-deks profitabilnosti svakog od njih, pri ~emu jeekonomski opravdanija ona investicija s ve}im indek-som profitabilnosti.Da bi se uop}e mogla razmatrati pojedina poja~anjamreè, na po~etku je potrebno odrediti slabije grane umreì na kojima je mogu}e o~ekivati ograni~enja uodre|enim (vie ili manje vjerojatnim) pogonskimstanjima. Vri se simulacija rada EES-a metodom Me-xico na po~etnoj konfiguraciji mreè koja ne ukl-ju~uje niti jedan novi objekt, te se izra~unavajuo~ekivani godinji pogonski trokovi rada EES-a itrokovi neisporu~ene elektri~ne energije.Detektiranje slabijih grana u mreì se vri na osnovimarginalnog smanjenja operativnih trokova kodpove}anja kapaciteta grane za 1 MW, te vjerojatnostinastanka poreme}aja na svakoj grani mreè. Mar-ginalno smanjenje neisporu~ene elektri~ne energijerazmatrane grane je ve}e od nule ukoliko se kod baremjednog slu~ajnog uklopnog stanja odre|enog nera-spoloìvo}u elemenata mreè pojavilo ograni~enje natoj grani (tok snage ve}i od dozvoljene granice), to jedovelo do potrebe preraspodjele proizvodnje u sustavuili redukcije potronje. Ukupno procijenjeno godinje(ili sezonsko) marginalno smanjenje operativnih tro-kova za neku granu je to ve}e to su ve}a preop-tere}enja na toj grani i to je ve}i broj prora~unatijekom kojih dolazi do optere}enja grane ve}eg oddozvoljenog. Ve}e marginalno smanjenje operativnihtrokova za neku granu ujedno zna~i da je i dobitak odpoja~anja koje otklanja optere}enja na toj grani ve}i.Nakon odre|ivanja marginalnih smanjenja operativnihtrokova rada sustava za svaku granu mreè, izdvajajuse one grane ~ije je marginalno smanjenje razli~ito odnule. Te grane su kandidati za poja~anja. Na po~etkuse razmatraju mogu}a poja~anja mreè koja otklanjajuograni~enja na grani s najve}im marginalnim smanje-njem operativnih trokova rada sustava.Za svako razmatrano poja~anje mreè potrebno jeodrediti ukupne investicijske trokove izgradnje na os-novi jedini~nih cijena VN opreme i karakteristika ob-jekta (naponska razina, duljina dalekovoda, naponskerazine transformatora). Da bi se mogla provestiusporedba godinjih dobitaka od izgradnje i investi-cijskih trokova, potrebno ih je svesti na isti vremenskipresjek odre|ivanjem anuitetnog troka izgradnje raz-matranoga objekta, koji se izra~unava na sljede}i na~in:

ai I

i T

11

1

( )

(8)

gdje su:

I - investicijski troak izgradnje objekta (ele-menta) prijenosne mreè

i - diskontna stopaT - o~ekivana ìvotna dob razmatranog objekta

(elementa) prijenosne mreè (T 45 god.).

Mexico metodom simulira se rad sustava tijekom cijelegodine, te se odre|uje razlika izme|u operativnihtrokova rada EES bez poja~anja, te sa poja~anjimakoje otklanjaju poreme}aj na grani s najve}im mar-ginalnim smanjenjem operativnih trokova rada. In-deksi profitabilnosti razmatranih poja~anja seodre|uju kao omjer izme|u dobitaka (G) od poja~anjai anuitetnih trokova izgradnje:

G OC OC 1 0 (9)

pGa

(10)

gdje su:

OC0 - operativni trokovi EES bez razmatranogpoja~anja

OC1 - operativni trokovi EES sa razmatranimpoja~anjem

p - indeks profitabilnosti razmatranogpoja~anja.

p1poja~anje je profitabilno (ekonomski opravdano)

p1poja~anje nije profitabilno (ekonomski opravdano)

Razmatrano poja~anje mreè je profitabilno ukolikomu je indeks profitabilnosti ve}i od 1, to zna~i da sudobici od izgradnje tog objekta u razmatranoj godinive}i od njegovih anuitetnih investicijskih trokova.Ukoliko se ograni~enje s najve}om marginalnom do-biti moè otkloniti na nekoliko na~ina, odabire se onopoja~anje ~iji je indeks profitabilnosti najve}i. Nakonodabira prvog poja~anja mreè razmatraju se mar-ginalna smanjenja operativnih trokova rada na kon-figuraciji mreè s uklju~enim poja~anjem, te sepostupak ispitivanja profitabilnosti kandidata zaizgradnju ponavlja dok u mreì vie ne postoji profita-bilno poja~anje. Na taj je na~in odre|ena ekonomskioptimalna konfiguracija mreè za razmatranu godinu.Pofitabilnost svih predvi|enih poja~anja mreè trebaprovjeriti za sljede}e razmatrane vremenske presjekeplaniranja. Ukoliko se pokaè da neko poja~anje koje jeuklju~eno u ekonomski optimalnu konfiguraciju mreèvie nije profitabilno, postupak treba ponoviti, a pred-vi|eno poja~anje zamijeniti onim koji ima najve}i in-deks profitabilnosti iza njega. Ukoliko se provodiplaniranje razvoja prijenosne mreè unutar vie zadanihvremenskih presjeka mogu} je i obrnuti postupak. Me-xico metodom simulira se rad polazne konfiguracijemreè, s potronjom i elektranama predvi|enim zaizgradnju u krajnjem vremenskom presjeku proma-tranja, te se odre|uju sva profitabilna poja~anja mreè,a time i krajnja ekonomski optimalna mreà. Ispitivan-jima prethodnih vremenskih presjeka tada se odre|ujedinamika ulaska u pogon pojedinih predvi|enih po-ja~anja mreè odre|ivanjem njihove profitabilnosti zasvaki vremenski presjek promatranja.

225


2.4. Tehni~ka analiza

Tehni~ka analiza na ekonomski optimalnoj konfigura-ciji prijenosne mreè se provodi radi dobivanja dodat-nih informacija koje su va`ne za odre|ivanjepotrebnog razvoja mreè.

Budu}i da se ekonomska analiza temeljila naprora~unima istosmjernih tokova snaga, i da je proma-trala samo kapacitete pojedinih prijenosnih grana zaveliki broj mogu}ih uklopnih stanja, nije pruàla ostaleva`ne informacije u pogledu naponskih prilika, tokovajalovih snaga u sustavu, naponske, prijelazne i di-

226

U~itavanje podataka

Simulacija rada EES Mexico metodom

Odaberi granu s marginalnom dobiti > 0

Odaberi kandidata za poja~anje i odredianuitetne trokove izgradnje

Simulacija rada EES-a Mexico metodom nakonfiguraciji s uklju~enim poja~anjem

Postoji li jo kojepoja~anje koje otklanja

ograni~enje

DA

Postoji li kandidats

indeksom profitabilnosti > 1

Uklju~i poja~anje s najve}imindeksom profitabilnosti u

konfiguraciju EES

NE

DA

Jesu li ispitane svegrane s marginalnom

dobiti > 0

NE

Kraj

DA

NE

Odredi indeks profitabilnosti razmatranogpoja~anja


Slika 1. Blok dijagram principa odre|ivanja ekonomski optimalne konfiguracije prijenosne mreè za promatranivremenski presjek

nami~ke stabilnosti, mogu}nostima podràvanja o~eki-vanih tranzita u mreì i dr. Radi toga je nu`no provestiprora~une izmjeni~nih tokova snaga za razna karakte-risti~na pogonska stanja, i na temelju postavljenihtehni~kih kriterija odrediti eventualna dodatnapoja~anja mreè (vodovi, transformatori, kompenza-cijski ure|aji, mjere za pove}avanje stabilnosti sustava idr.). Tehni~kom analizom se promatraju osnovni zah-tjevi na planiranu mreù poput:

odràvanje napona unutar dozvoljenih granica, siguran plasman snage pojedinih elektrana, omogu}avanje predvi|enih (ugovorenih) razmjena i

tranzita, odràvanje prijelazne i dinami~ke stabilnosti, analiza struja kratkih spojeva.

Potrebno je napomenuti da tehni~ka i ekonomska ana-liza nisu u potpunosti odvojene. Ukoliko tehni~ka analizaukaè na potrebu poja~anja mreè izgradnjom novogvoda ili transformatora, ekonomskom je analizompotrebno provjeriti utje~e li izgradnja te grane na profita-bilnost prije odre|enih poja~anja mreè, te eventualnokorigirati ekonomski optimalnu konfiguraciju mreè.

2.4.1. Regulacija napona u mreì

Elektroenergetski sustav se sastoji od visokonaponskihmreà vie razli~itih naponskih razina, me|usobnopovezanih s energetskim transformatorima. Nazivninaponi tih mreà su razli~iti, a zbog padova naponakoje djelatna i jalova komponenta struje ~ine na im-pedancijama elemenata mreè, naponi u mreì iste na-ponske razine nisu jednaki u svim ~voritima. Padnapona koji izaziva jalova komponenta struje je punove}i od pada napona koji ~ini djelatna komponentastruje, pa je odràvanje napona u mreì usko povezanos regulacijom i tokovima jalovih snaga.Elektroenergetski sustav treba biti koncipiran tako dase napon u svim mogu}im pogonskim uvjetima moèodràvati unutar dozvoljenih granica. Dozvoljenegranice odstupanja napona u prijenosnoj mreì su pri-kazane u donjoj tablici.Maksimalni pogonski napon je odre|en izolacijskimsposobnostima elemenata mreè. Previsoki naponi upojedinim dijelovima mreè unitavaju izolaciju ismanjuju njenu ìvotnu dob, pa se u stacionarnom po-gonu napon ne smije povisiti iznad dozvoljene gornjegranice u niti jednom ~voritu mreè. Prema dolje na-

pon je ograni~en zbog radnih karakteristika nekih ele-menata (generatori, prekida~i), regulacijskog opsegatransformatora prema distribucijskoj mreì i izekonomskih razloga u pogledu gubitaka u mreì (gu-bici rastu na manjem naponu).Padovi napona u mreì se smanjuju porastom nazivnog(pogonskog) napona, te padom reaktancije i tokova ja-lovih snaga. Radi odràvanja napona nastoji se tokovejalove snage smanjiti na najmanju mjeru, to se postièosnovnim principom da se jalova snaga generira u onojto~ki mreè gdje je potrebna i u to~no potrebnojkoli~ini. Velike varijacije u tokovima jalovih snaga uelektroenergetskom sustavu, uzrokovanih razli~itimoptere}enjima (ljeto, zima, dan, no}) u sustavu,razli~itim optere}enjima vodova i kabela (generiraju ilitroe jalovu snagu), topologijom mreè, i dr., moguuzrokovati pojavu razli~itih vrijednosti napona u poje-dinim ~voritima sustava: previsokim ili preniskim na-ponima. Op}enito se mogu postaviti sljede}i odnosi:

- visoko optere}enje EES-a pove}ane potrebe zajalovom snagom niski naponi

- nisko optere}enje EES-a vikovi jalove snage zbogslabo optere}enih vodova visoki naponi.

Tehni~ka analiza mora obuhvatiti oba krajnja stanja sus-tava, pa se ispituju pogonska stanja karakteristi~na po:

1. Vrnom (maksimalnom) optere}enju EES-a2. Minimalnom optere}enju EES-a.

Prora~unima izmjeni~nih tokova snaga za razli~itakarakteristi~na pogonska stanja (tranziti, nera-spoloìvost jedne grane mreè, anga`man elektrana idr.) odre|uju se sposobnosti generatora i kompenza-cijskih ure|aja u mreì u cilju odràvanja povoljnih na-ponskih prilika u svim ~voritima mreè.Manjak jalove snage u sustavu, odnosno nedovoljnarezerva jalove snage u ure|ajima za proizvodnju jalovesnage moè dovesti do sloma napona u odre|enimpogonskim stanjima, odnosno do raspada sustava i ne-mogu}nosti isporuke elektri~ne energije potroa~ima.Da bi se funkcija elektroenergetskog sustava moglauspjeno i kvalitetno obavljati nu`no je da ure|aji zaregulaciju napona i jalove snage (sinkroni generatori ikompenzatori, regulacijski transformatori, kondenza-torske baterije, paralelne prigunice, stati~ki var kom-penzatori) zadovoljavaju postavljene zahtjeve u svezi sopsegom regulacije, veli~ine, brzine odziva, lokacije sobzirom na karakteristike sustava i konzuma i dr.

227

Tablica 1. Dozvoljena odstupanja napona u prijenosnoj mreì

TRAJNO DOZVOLJENA ODSTUPANJA NAPONA

Prijenosna mreà Minimalni napon* Minimalni napon Nazivni napon Maksimalni napon Maksimalni napon1

110 kV 93,5 kV 99 kV 110 kV 123 kV 126,5 kV

220 kV 187 kV 198 kV 220 kV 245 kV 253 kV

400 kV 360 kV 380 kV 400 kV 420 kV 420 kV

* doputeno u izuzetnim okolnostima (npr. havarijskim) i to samo u stanicama koje imaju mogu}nost regulacijenapona transformatora podteretom u navedenim granicama


2.4.2. Podràvanje predvi|enih razmjena i tranzita

Programom za prora~un izmjeni~nih tokova snagapotrebno je provjeriti da li ekonomski optimalna kon-figuracija mreè zadovoljava uvijete sigurne razmjenesnage sa susjednim elektroenergetskim sustavima ilitranzita za potrebe tre}ih. Uvjeti sigurne razmjenesnage sa susjednim elektroenergetskim sustavimasli~ni su uvjetima sigurnog plasmana snage proizvod-nih postrojenja, to zna~i da se predvi|ene snage (bilona temelju dugoro~nih ugovora ili mogu}eg intervent-nog uvoza) moraju uvoziti ili izvoziti pri raspoloìvostiN-1 grana mreè, uz zadovoljavanje postavljenih teh-ni~kih kriterija u pogledu odràvanja optere}enja vo-di~a i naponskih prilika u dozvoljenim granicama.Pitanje ekonomi~nosti razmatranih razmjena i tranzitaodvojeno je od postupka planiranja razvoja mreè, tese mora zasebno prostudirati. Ukoliko se pokaè darazmjena ili tranzit energije sa susjednim elektroener-getskim sustavima donosi odgovaraju}e koristi, prije-nosnu mreù treba na odgovaraju}i na~in poja~ati.Osnovni princip koji se mora primijeniti radi omogu}a-vanja predvi|enih tranzita preko prijenosne mreè jetaj da ti tranziti ne smiju ugroziti pogon sustava pri ra-spoloìvosti svih grana mreè, kao ni pri raspoloìvostiN-1 grana.

2.4.3. Prijelazna i dinami~ka stabilnostelektroenergetskog sustava

Problem stabilnosti elektroenergetskog sustava jedan jeod zna~ajnih problema koji se promatraju pri analizi is-tog, budu}i da gubitkom stabilnosti jednog generatora usustavu moè do}i do preoptere}enja i gubitka stabilnostiostalih generatora, to u kona~nici dovodi do potpunograspada sustava, kao najteèg kvara koji se moè dogo-diti. Radi normalne opskrbe potroa~a elektri~nom ener-gijom, elektroenergetski sustav mora biti dizajniran ivo|en tako da u slu~aju ozbiljnijih poreme}aja ne do|edo zna~ajnijeg i nepotrebnog ograni~avanja potronje.Stabilnost se elektroenergetskog sustava najjednostav-nije moè definirati kao njegova sposobnost da nastavistabilan rad nakon odre|enih poreme}aja koji mogu nas-tati. Ovisno o njihovoj veli~ini razlikujemo stabilnost navelike i male poreme}aje. Sinkroni rad generatoraugroàvaju bliski i udaljeni kratki spojevi u mreì, ispadivodova i tereta, pogreke u pomo}nim sustavima genera-tora i turbina i dr. Ovisno o karakteristikama sustava imjestima gdje nastaju, svaki od nabrojenih poreme}ajamoè izazvati gubitak stabilnosti, pa i teè posljedice uko-liko se lan~ano proire na ostale generatore u sustavu.Kod prijelazne stabilnosti promatraju se brze promjenekao posljedice uglavnom kratkih spojeva u mreì kojiizazivaju velika njihanja rotora generatora. O~uvanjestabilnosti sustava u tom slu~aju ovisi o pogonskimprilikama prije kvara (optere}enje, proizvodnja, kon-figuracija mreè), kao i karakteru same smetnje (vrstakvara, mjesto nastanka, vrijeme otklanjanja i dr.).

Dinami~kom stabilno}u nazivamo sposobnost sustavada ostaje stabilan nakon malih poreme}aja, pri ~emu jestabilnost ugroèna uglavnom nedostatkom sinkronizi-raju}eg momenta ili dovoljno velikog prigunog mo-menta generatora. Ponaanje sustava kod malihporeme}aja prvenstveno ovisi o stacionarnom stanjuprije kvara, ja~ini prijenosne mreè i primijenjenimsustavima uzbude generatora.Osnovna prakti~na razlika izme|u prijelazne i dinami~kestabilnosti koja proizlazi iz karaktera prijelaznih pojava jeutjecaj nelinearnosti u komponentama kao i u samomsustavu. Ta je nelinearnost u slu~aju velikih poreme}ajavrlo izraèna pa se ne smije zanemariti, za razliku odmalih poreme}aja kada se mogu koristiti i pojed-nostavljeni linearizirani modeli. Istraìvanja prijelazne idinami~ke stabilnosti se provode simulacijom rada sus-tava u vremenskoj domeni, iako postoje i drugi na~ini zaocjenu stabilnosti sustava posebno kod problema di-nami~ke stabilnosti (analiza u frekvencijskoj domeni).S obzirom da se u dananje vrijeme grade sve ve}e i odpotroa~kih centara udaljenije proizvodne jedinice,problem o~uvanja prijelazne stabilnosti postaje svenaglaeniji. Kroz proces planiranja razvoja elektro-energetskog sustava bi trebalo teìti pove}avanjugranica prijelazne stabilnosti, te predvidjeti takva kon-strukcijska rjeenja i primjenu najsuvremenije opremekoji bi smanjili opasnost od gubitka stabilnosti kod nas-tanka velikih poreme}aja u mreì, te na taj na~in omo-gu}ili pouzdaniju i sigurniju opskrbu potroa~aelektri~nom energijom.Izbor metoda za poboljavanje prijelazne i dinami~kestabilnosti EES-a (brzo otklanjanje kvara, primjenareguliranih kompenzacijskih ure|aja, primjena brzihsustava uzbude generatora, ugradnja stabilizatoraEES-a u sustave uzbude generatora, i dr.) koje se moguprimijeniti ukoliko analiza ukaè na potrebu toga, ovisio nizu faktora i karakteristika pojedinog elektroener-getskog sustava, pa je tako i njihov utjecaj na pove}anjegranice prijelazne i dinami~ke stabilnosti promjenljiv odslu~aja do slu~aja. Pa`ljivom analizom potrebno je i-zabrati najbolje metode za promatrani sustav, pri ~emuse iz vida ne smije ispustiti ekonomska strana problema.To zna~i da prije izbora bilo koje metode treba promo-triti dobit i trokove koji nastaju njenom primjenom.

2.4.4. Prora~un kratkog spoja

Na kraju procesa planiranja razvoja prijenosne mreèpoèljno je provesti prora~un kratkog spoja na kon-figuraciji mreè odre|ene prethodnim ekonomskim itehni~kim analizama. Prora~un kratkog spoja na ovojrazini studiranja obuhva}a samo najva`nije veli~ine(efektivne vrijednosti izmjeni~nih komponenata strujetropolnog Ik3 i jednopolnog Ik1 kratkog spoja) po-mo}u kojih je mogu}e kontrolirati nazivne karakteris-tike opreme u visokonaponskim postrojenjima(prekida~i, rastavlja~i, sabirnice i dr.). Osnovni cilj jesagledavanje utjecaja novih poja~anja mreè

228


odre|enih prema ekonomskim i tehni~kim analizamana podizanje razine struja kratkih spojeva u mreì.Prora~un kratkog spoja se obavlja uz sljede}e pret-postavke:

- zanemaruju se popre~ne grane u mreì (potroa~i ipopre~ne grane vodova i transformatora), to zna~ida je prije nastanka poreme}aja mreà u idealnompraznom hodu,

- napon prije nastanka kratkog spoja za sve naponskerazine jednak je nazivnom naponu mreèpomnoènom s faktorom 1.1,

- impedancija kratkospojne veze jednaka je nuli, tozna~i da se pretpostavlja neposredan kratki spoj,

- svi rastavlja~i za uzemljenje zvjezdita transforma-tora su zatvoreni, to zna~i da je mreà uzemljenjagdje god je to tehni~ki mogu}e, kako bi se dobilanajmanja ekvivalentna nulta impedancija ili najve}astruja jednopolnog kratkog spoja,

- kvarovi se ne doga|aju istodobno.

Jednim od programa za izra~unavanje kratkih spojevaodre|uju se vrijednosti neistodobnih sabirni~kih krat-kih spojeva u svim postrojenjima prijenosne mreè zastudirane vremenske presjeke, te se vri usporedbaizra~unatih vrijednosti s nazivnim karakteristikamaugra|enih prekida~a. Na razini planiranja razvojaprijenosne mreè nije potrebno provoditi detaljnijeprora~une kratkog spoja budu}i da u najve}em brojuslu~ajeva nisu poznati svi parametri novih proizvodnihpostrojenja, odnosno generatora u mreì (subtran-zijentne direktne, inverzne i nulte reaktancije i dr.) pase ra~una s pretpostavljenim vrijednostima.

2.5. Dugoro~no planiranje revitalizacije objekataprijenosne mreè

Razmatranje samo izgradnje novih objekata (eleme-nata) u postupku planiranja razvoja prijenosne mreè,bez planiranja revitalizacije postoje}ih, koddugoro~nog planiranja ne bi dovelo do potpunih rezul-tata kako u operativnom, tako i u financijskom po-gledu. Iz tog je razloga nu`no definirati jasne kriterijepo kojima bi se odre|ivali kandidati za revitalizaciju upojedinim vremenskim razdobljima koje studija plani-ranja obuhva}a, te izra~unala ukupna financijska sred-stva koje }e trebati uloìti u revitalizaciju postoje}ihobjekata prijenosne mreè.Planiranje revitalizacije pojedinih jedinica (eleme-nata) prijenosne mreè moèmo podijeliti u dvijegrupe: operativno planiranje i dugoro~no planiranje.Prioritete za kratkoro~nu revitalizaciju (unutar neko-liko godina) potrebno je odrediti ne samo prema o~e-kivanoj ìvotnoj dobi pojedine jedinice (komponente)mreè, ve} i prema njegovom stvarnom (snimljenom)stanju i ulozi koju ima u elektroenergetskom sustavu.Ukoliko ispitivanja pokaù da zbog starosti pojedinejedinice (komponente) pouzdanost pogona nije bitnosmanjena ili da nije ugroèna sigurnost opskrbe po-

troa~a, revitalizaciju treba odgoditi i maksimalno is-koristiti raspoloìva financijska sredstva u revitaliza-ciju drugih objekata u prijenosnoj mreì.Postupak dugoro~ne revitalizacije treba dati odgovorna pitanje koliko kilometara vodova, komada transfor-matora i polja, te ostalih elektri~kih i gra|evinskihkomponenata prijenosne mreè treba revitalizirati ubudu}em razdoblju, te kolika financijska sredstva trebau to uloìti. Budu}i da se dugoro~ni plan revitalizacijemoè samo pribli`no ocijeniti, potrebno je maksimalnopojednostavniti broj promatranih jedinica elektro-energetskog sustava, a financijska sredstva potrebna zarevitalizaciju ostalih komponenata (rastavlja~i, izola-tori, nadzorni, upravlja~ki i telekomunikacijski dijelovii dr.) treba pridruìti kroz pove}anje financijske vrijed-nosti revitalizacije osnovnih jedinica.Dugoro~no planiranje revitalizacije objekata prije-nosne mreè obavlja se na temelju o~ekivane ìvotnedobi pojedinih jedinica promatranja. Kao jedinice pro-matranja uzimaju se kabeli (T50 god.), elektri~kidijelovi nadzemnih vodova (T40 god.), gra|evinskidijelovi nadzemnih vodova (T75 god.), energetskitransformatori (T50 god.), polja (T30 god.),gra|evinski dijelovi transformatorske stanice (T100god.) i elektri~ki dijelovi transformatorske stanice(T15 god.). O~ekivane ìvotne dobi pojedinih jedi-nica promatranja prikazani u zagradama odre|eni suprema podacima iz dostupne literature i dosadanjimiskustvima iz pogona.Investicijska vrijednost revitalizacije polja i transforma-tora jednaka je cijeni novog polja ili transformatora. Istislu~aj je i s kabelima. Vrijednost revitalizacije elektri~kihdijelova nadzemnih vodova odre|uje se na osnovi udjelau cijeni novog voda (38% - 41% ovisno o naponskoj ra-zini i broju trojki), a vrijednost revitalizacije gra|evinskihdijelova nadzemnih vodova cijenom novog voda (is-todobna zamjena i elektri~kih dijelova, odnosnoizgradnja novog voda po istoj trasi). Pod stavkom trans-formatorska stanica elektri~ki dio, uklju~eni susrednjonaponski, niskonaponski i zajedni~ki nadzorni,upravlja~ki i telekomunikacijski dijelovi za koje se pret-postavlja da se revitaliziraju istodobno s poljima, a njenafinancijska vrijednost je izraèna 10 %-im uve}anjem u-kupne investicijske vrijednosti revitalizacije polja.U izradi plana dugoro~ne revitalizacije objekata prije-nosne mreè revitalizaciju pojedinih jedinica trebapredvidjeti u onom planskom razdoblju unutar kojegastarost te jedinice prelazi o~ekivanu ìvotnu dob. Od-stupanja od dugoro~nog planiranja revitalizacijeprema o~ekivanoj ìvotnoj dobi jedinica prijenosnemreè opravdana su u sljede}im slu~ajevima:

1. prijevremena revitalizacija radi pove}anja prijenosnemo}i voda, radi otklanjanja mogu}ih poreme}aja de-tektiranih pri ispitivanjima potrebne izgradnje prije-nosne mreè u promatranom razdoblju,

2. prijevremena revitalizacija voda radi interpolacijenove TS 110/x kV.

229


3. PRIMJENA METODOLOGIJEEKONOMSKO-TEHNI^KOG PLANIRANJARAZVOJA PRIJENOSNE MRE@E NA TESTMODELU EES-a

Metodologija planiranja razvoja prijenosne mreè zas-novana na ekonomskim i tehni~kim kriterijima jeprovjerena na test modelu EES-a. Parametri eleme-nata mreè (tablice 2 6) i svi potrebni ulazni podaci suzadani, izvrena je ekonomska analiza te je definiranaekonomski optimalna konfiguracija mreè, nakon ~egasu izvrene i tehni~ke analize koje obuhva}aju pro-ra~une izmjeni~nih tokova snaga, prijelazne stabil-nosti, te kratkog spoja. Krajnji rezultat izvrenihanaliza su ukupni trokovi potrebni za razvoj mreè dopromatranog vremenskog presjeka. Model mreè sesastoji od 8 ~vorita s 13 sabirnica, 16 vodova, 10mre`nih i 10 blok transformatora, te 6 elektrana. Umreì postoje 400 kV, 220 kV i 110 kV naponske razine(slika 2).Mreà se sastoji od ~etiri voda 400 kV naponskerazine, devet vodova 220 kV naponske razine i tri 110kV voda. U ~voritima 1 i 8 priklju~eni su interkonek-cijski 400 kV vodovi prema susjednim elektroenerget-skim sustavima za koje se pretpostavlja daomogu}avaju uvoz odre|ene snage po definiranojcijeni tijekom ~itave godine. Susjedni EES-i u

prora~unima su ekvivalentirani nadomjesnim genera-torima (elektranama). Pretpostavlja se da je svakimod interkonektivnih vodova prema susjednimEES-ima mogu}e tijekom ~itave godine uvoziti mak-simalno 1000 MW u interventnim situacijama pocijeni od 5,3 c/kWh. Ukupno vrno optere}enje za raz-matrani vremenski presjek (2000. godina) iznosiPmax=2094 MW. Raspodjela vrnog optere}enja popojedinim ~voritima je sljede}a:P1 = 540 MW, cos = 0,976P2 = 180 MW, cos = 0,928P3 = 240 MW, cos = 0,989P4 = 198 MW, cos = 0,910P6 = 276 MW, cos = 0,951P7 = 120 MW, cos = 0,958P8 = 540 MW, cos = 0,921

Godinja krivulja trajanja optere}enja je prikazana naslici 3. Krivulja je podijeljena na pet dijelova i aprok-simirana pravcima. Pojedini dijelovi se odnose navrno optere}enje, visoka zimska optere}enja, visokaljetna optere}enja, niska zimska i niska ljetna op-tere}enja. Svaki od pojedinih dijelova godinjekrivulje trajanja optere}enja je odre|en srednjomvrijedno}u optere}enja u MW i njegovim trajanjem usatima.

230

Slika 2. Test model EES-a

400 kV

400 kV

400 kV

220 kV

220 kV 220 kV 220 kV

220 kV

220 kV

110 kV

110 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

300 MVA 2x400 MVA

2x150 MVA 3x150 MVA 150 MVA

400 MVA

400 kV

P1

P2

P3

P4 P

6 P7

P8

G2,1

G2,2

G5,1

G5,2

G7

G8,2

G8,3

V1-2

V2-4 (1)

V1-8

V4-8V

3-4

V3-8

V4-5 (1)

V4-5 (2)

V4-6 (1)

V4-6 (2)

V4-7

V6-7 (1)

V6-7 (2)

V7-8

V4-6 (3)

V2-4 (2)

V1

V8

G8,1

G3,1

G3,2

T8

T4,1

T4,2

T6 T7

T2


231

Tablica 2. Parametri vodova na test modelu EES-a

VodPogon.napon(kV)

L

(km)

R

(/km)

R0(/km)

X

(/km)

X0(/km)

B

(S/km)

B0(S/km)

Neraspo-lo`ivost

(%)

Imax(A)

Godinaizgradnje

V1-2 400 180,6 0,032 0,323 0,3285 0,79 3,518 2,572 1,1 951 1963.

V1-8 400 300,0 0,032 0,096 0,3285 0,986 3,518 3,5 1,1 951 1973.

V2-4 (1) 400 101,7 0,032 0,323 0,3285 0,793 3,518 2,572 0,9 951 1960.

V4-8 400 113,1 0,031 0,31 0,3285 0,80 3,528 2,56 1 951 1979.

V3-4 220 210,0 0,081 0,349 0,4262 1,286 2,712 1,811 1,3 780 1961.

V3-8 220 230,0 0,081 0,24 0,4262 1,26 2,712 2,7 1,1 780 1958.

V4-5 (1) 220 28,9 0,081 0,354 0,4247 1,187 2,726 1,841 0,8 780 1967.

V4-5 (2) 220 28,9 0,081 0,354 0,4247 1,187 2,726 1,841 0,8 780 1967.

V4-7 220 24,8 0,080 0,356 0,4256 1,316 2,712 1,798 0,7 780 1965.

V4-6 (1) 220 53,1 0,083 0,369 0,4250 1,217 2,724 1,829 1 780 1971.

V4-6 (2) 220 53,1 0,083 0,369 0,4250 1,217 2,724 1,829 1 780 1971.

V6-7 (1) 220 74,9 0,081 0,365 0,4259 1,334 2,712 1,797 0,5 780 1979.

V7-8 220 99,5 0,081 0,344 0,4253 1,279 2,699 1,759 1 780 1982.

V2-4 (2) 110 90,0 0,121 0,36 0,406 1,23 2,801 2,8 0,4 605 1968.

V4-6 (3) 110 67,0 0,190 0,57 0,412 1,23 2,801 2,8 1,1 439 1955.

V6-7 (2) 110 11,3 0,121 0,36 0,406 1,23 2,801 2,8 0,5 605 1963.

Tablica 3. Parametri transformatora na test modelu EES-a

^vor TipUn1/Un2(kV/kV)

S

(MVA)

Uks(%)

Pks(kW)

P0(kW)

I0(%)

2 mre`ni 400/115 300 12,3 630 133,6 0,17

2 blok tr. 12,5/400 550 9,1 670 145,0 0,21

2 blok tr. 12,5/400 550 9,1 670 145,0 0,21

3 blok tr. 10,5/220 180 11,2 595 121,1 0,12

3 blok tr. 10,5/220 180 11,2 595 121,1 0,12

4 mre`ni 400/231 400 11,7 583 129,6 0,12

4 mre`ni 400/231 400 11,7 583 129,6 0,12

4 mre`ni 220/115 150 10,7 378 126,6 0,11

4 mre`ni 220/115 150 10,7 378 126,6 0,11

5 blok tr. 10,5/220 150 10,4 233 112,4 0,10

5 blok tr. 10,5/220 150 10,4 233 112,4 0,10

6 mre`ni 220/115 150 10,1 422 54,4 0,16

6 mre`ni 220/115 150 10,1 422 54,4 0,16

6 mre`ni 220/115 150 10,1 422 54,4 0,16

7 mre`ni 231/115 150 12,3 128 51,0 0,12

7 blok tr. 10,5/220 220 11,1 243 53,8 0,11

8 mre`ni 400/231 400 11,7 583 129,6 0,12

8 blok tr. 12,5/400 550 9,1 670 145,0 0,21

8 blok tr. 6,3/220 120 10,2 123 85,0 0,12

8 blok tr. 6,3/220 120 10,2 123 85,0 0,12


232

Tablica 4. Parametri transformatora na test modelu EES-a (nastavak)

^vor TipUn1/Un2(kV/kV)

Vrsta regulacije Grupa spojaNeraspolo`ivost

(%)Godina

izgradnje

2 mre`ni 400/115 1x5% YY0 1 1971.

2 blok tr. 12,5/400 nema D5Y 0,5 1971.

2 blok tr. 12,5/400 nema D5Y 0,5 1971.

3 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1961.

3 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1961.

4 mre`ni 400/231 1x5% YY0 1 1972.

4 mre`ni 400/231 1x5% YY0 1 1972.

4 mre`ni 220/115 12x1,25% YY0 1 1964.

4 mre`ni 220/115 12x1,25% YY0 1 1964.

5 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1967.

5 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1967.

6 mre`ni 220/115 10x1,5% YY0 1 1963.

6 mre`ni 220/115 10x1,5% YY0 1 1963.

6 mre`ni 220/115 10x1,5% YY0 1 1963.

7 mre`ni 231/115 15x1,33% YY0 1 1965.

7 blok tr. 10,5/220 nema D5Y 0,5 1979.

8 mre`ni 400/231 1x5% YY0 1 1973.

8 blok tr. 12,5/400 nema D5Y 0,5 1973.

8 blok tr. 6,3/220 nema D5Y 0,5 1961.

8 blok tr. 6,3/220 nema D5Y 0,5 1961.

Tablica 5. Osnovni podaci elektrana na test modelu EES-a

Ime TE Neraspolo`ivostSnaga prag

(MW)

Spec. potroak toplinena pragu

(MJ/kWh) Cijena goriva

(c/MJ)

Trokovi (goriva)proizvodnje

(c/kWh)

remont slu~ajna protutla~niradprotutla~ni

rad

NE (^vorite 2) 0,16 0,05 1000 11,02 0,12 1,32

NE (^vorite 8) 0,16 0,05 500 11,02 0,12 1,32

PTE (^vorite 7) 0,08 0,05 200 10,20 0,18 1,84

PTE (^vorite 8) 0,08 0,05 200 10,20 0,18 1,84

TETO (^vorite 3) 0,08 0,05 300 12,50 5,50 0,30 3,75 1,65


233

MW

h

Vr{

na

opte

re}e

nja

Vis

oka

zim

ska

opte

re}e

nja

Vis

oka

ljet

na

opte

re}e

nja

Nis

kazi

msk

aop

tere

}en

ja

Nis

kalj

etn

aop

tere

}en

ja

2005.

1000

2000

3000

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Slika 3. Godinja krivulja trajanja optere}enja za razmatrani vremenski presjek

Tablica 6. Podaci o generatorima u elektranama

Elektrana Gen.Pmax

(MW)Qmax

(Mvar)Qmin

(Mvar)

NE (^vorite 2)G2,1 500 350 -150

G2,2 500 350 -150

TETO (^vorite 3)G3,1 150 75 -50

G3,2 150 75 -50

HE (^vorite 5)G5,1 125 80 -30

G5,2 125 80 -30

PTE (^vorite 7) G7 200 140 -80

NE (^vorite 8) G8,1 500 350 -150

PTE (^vorite 8)G8,2 100 -25 75

G8,3 100 -25 75

Gen.xd

(%)

xd

(%)

xd

(%)

xq(%)

xq

(%)

xi(%)

xo(%)

xl(%)

Td

(s)

Td

(s)

Tq

(s)

Tm(s)

Uzbuda

G2,1 220 33 17 220 18 21 18 15 0,71 0,02 0,02 8,0 stati~ka

G2,2 220 33 17 220 18 21 18 15 0,71 0,02 0,02 8,0 stati~ka

G3,1 190 24 13,5 187 15 23 19 11 1,11 0,05 0,05 6,8 brushless

G3,2 190 24 13,5 187 15 23 19 11 1,11 0,05 0,05 6,8 brushless

G5,1 90 40 22 50 19,8 18 9 13 1,20 0,03 0,04 7,8 elektrostrojna

G5,2 90 40 22 50 19,8 18 9 13 1,20 0,03 0,04 7,8 elektrostrojna

G7 193 31 20 193 20,2 23 20 12 1,10 0,02 0,03 7,4 stati~ka

G8,1 210 31 16 210 17 21 18 15 0,75 0,02 0,02 8,0 stati~ka

G8,2 200 34 21 200 22 26 19 12 0,89 0,06 0,04 6,0 brushless

G8,3 200 34 21 200 22 26 19 12 0,89 0,06 0,04 6,0 brushless


Polazni anga`man akumulacijske hidroelektrane u~voritu 5 odre|en je na osnovi prosje~nih mjese~nihdotoka u promatranom razdoblju. Tako odre|enaangaìrana snaga hidroelektrane predstavlja gornjugranicu proizvodnje uz trokove jednake nuli, pa }esvaki dodatni anga`man akumulacijske hidroelektrane(u slu~aju preraspodjele proizvodnje na modelu radiizbjegavanja preoptere}enja pojedinih grana prije-nosne mreè) zna~iti pove}anje trokova dodatne hi-droproizvodnje i ukupnih trokova rada sustava.Neplanirano pra`njenje akumulacije u tom slu~ajudonosi dodatni troak koji je procijenjen na 5 c/kWh,to zna~i da }e se eventualno preoptere}enje poje-dine(ih) grane(a) mreè pokuati izbje}i preraspodje-lom termoproizvodnje u sustavu, a tek onda dodatnimpra`njenjem akumulacije hidroelektrane u ~voritu 5.Osnovni podaci hidroelektrane su sljede}i:

Raspoloìva snaga 250 MWPolazni anga`man zimi 140 MWPolazni anga`man ljeti 0 MW.

Jedini~ne cijene opreme prema kojima se izra~unavajuinvesticijski trokovi pojedinog kandidata za poja~anjemreè odre|eni su prema lit. 4. Trokovi neisporu~eneel. energije na test modelu EES-a se procjenjuju na 3USD/kWh. Referentna diskontna stopa iznosi 8 %.Metodologijom ekonomsko-tehni~kog planiranja raz-voja odre|ena je kona~na konfiguracija prijenosnemreè za razmatrani vremenski presjek (2000. godina).Do razmatranog je vremenskog presjeka potrebno ura-diti sljede}e:

- ugraditi jo jedan 400/110 kV transformator (300MVA) u ~voritu 2,

- rekonstruirati 400 kV vod izme|u ~vorita 2 i 4 u dvo-sistemski vod (ili izgraditi novi paralelni 400 kV vod),

- proiriti TS ~vorita 2 s dva nova 400 kV polja i jednim110 kV poljem, te TS ~vorita 4 s jednim novim 400 kVpoljem,

- revitalizirati 230 km 220 kV voda V3-8 i 67 km 110 kVvoda V4-6 (3), odnosno zamijeniti elektri~ke kompo-nente tih vodova (vodi~i, zatitna uàd, izolacija i dr.),

- zamijeniti 24 polja 220 kV i 21 polje 110 kV u pos-toje}im transformatorskim stanicama, te,

- zamijeniti elektri~ke dijelove (srednjenaponski,niskonaponski i zajedni~ki nadzorni, upravlja~ki i tele-komunikacijski dijelovi) svih transformatorskihstanica u EES-u.

Izuzev potrebne izgradnje i revitalizacije pojedinih ob-jekata prijenosne mreè potrebno je voditi ra~una osljede}em:

- naponski profil u mreì }e biti mogu}e odràvati unu-tar dozvoljenih granica ispravnim anga`manom jalovesnage elektrana u dozvoljenim podru~jima rada, toisklju~uje potrebu za eventualnom ugradnjom kom-penzacijskih ure|aja u mreì,

- radi odràvanja optere}enja 400/220 kV transforma-tora u ~voritu 8 u dozvoljenim granicama, pri vrnom

i visokim optere}enjima u EES regulacijsku je prek-lopku potrebno postaviti u poloàj +1,

- da bi se o~uvao zadovoljavaju}i naponski profil prineraspoloìvosti pojedinih grana mreè pri vrnom i vi-sokim optere}enjima u sustavu potrebno je dràti tovie napone na 400 kV sabirnicama ~vorita 2 (do 420kV) i 220 kV sabirnicama ~vorita 3, 5 ili 7 (230 kV 240 kV), odgovaraju}im anga`manom jalovih snagaelektrana priklju~enih na ta ~vorita,

- da bi se izbjegle mogu}e redukcije elektri~ne energijepotroa~ima u ~voritima 4, 7 ili 8 redovnim jeodràvanjem potrebno pove}ati raspoloìvost transfor-matora 400/220 kV u ~voritu 8 i 220/110 kV transfor-matora u ~voritima 4 i 7, a pri vrnom i visokimoptere}enjima u sustavu potrebno je maksimalnoangaìrati oba bloka 2x100 MW priklju~ena na 220 kVsabirnice ~vorita 8.

Ukupni trokovi potrebni za razvoj i revitalizacijumreè do razmatranog vremenskog presjeka prikazanisu tablicom 7.

Tablica 7. Ukupni trokovi razvoja i revitalizacije prijenosnemreè na test modelu EES-a

Opis radova Investicija (USD)

Ugradnja novog 400/110 kVtransformatora u ~v. 2 3.087.810

Rekonstrukcija 400 kV voda V2-4 (1) 19.729.800

Proirenje TS ~vorita 2 i 4 1.725.120

Revitalizacija vodova 15.901.700

Revitalizacija polja 11.828.814

Revitalizacija elektri~kih dijelova TS 2.820.481

UKUPNO 55.093.725

Ukoliko bi planirali razvoj prijenosne mreè na testmodelu EES-a klasi~nim pristupom (N-1 kriterij) bilobi potrebno dodatno sagraditi sljede}e:




- proiriti TS ~vorita 8 s po jednim 400 kV i 220 kV po-ljem, te TS ~vorita 4 i TS ~vorita 7 s po jednim novim220 kV i 110 kV poljem.

Ukupni trokovi potrebni za razvoj i revitalizacijumreè do razmatranog vremenskog presjeka odre|eneklasi~nim pristupom planiranju iznosili bi 63.537.147USD.Na konfiguraciji mreè odre|ene klasi~nim pristupomne o~ekujemo nikakve trokove neisporu~ene elek-tri~ne energije, to zna~i da u mreì ne postoje nikakvamogu}a ograni~enja, dok na konfiguraciji mreèodre|ene ekonomsko-tehni~kim pristupom moèmoo~ekivati ukupne trokove neisporu~ene elektri~ne e-

234


235

Slika 4. Konfiguracija prijenosne mre`e na test modelu EES-a odre|ena ekonomsko-tehni~kim pristupom planiranju razvoja

400 kV

400 kV

400 kV

220 kV

220 kV 220 kV 220 kV

220 kV

220 kV

110 kV

110 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

2x300 MVA

2x400 MVA

3x150 MVA 3x150 MVA 2x150 MVA

2x400

MVA

400 kV

P1

P2

P3

P4 P

6 P7

P8

G2,1

G2,2

G5,1

G5,2

G7

G8,2

G8,3

V1-2

V2-4 (1,1)

V1-8

V4-8V

3-4

V3-8

V4-5 (1)

V4-5 (2)

V4-6 (1)

V4-6 (2)

V4-7

V6-7 (1)

V6-7 (2)

V7-8

V4-6 (3)

V2-4 (2)

V1

V8

G8,1

G3,1

G3,2

T8

T4,1

T4,2

T6 T7

T2

V2-4 (1,2)

Rekonstrukcija u dvosistemski vod

Ugradnja novog

400/110 kV

transformatora

Revitalizacija elektri~kih komponenti


Revitalizacija polja

Proirenje TS

Ugradnja novog

400/220 kV

transformatora

Ugradnja novog220/110 kV

transformatora

Ugradnja novog

220/110 kV

transformatora

Slika 5. Konfiguracija prijenosne mre`e na test modelu EES-a odre|ena klasi~nim pristupom planiranju razvoja(N-1 kriterij)

I = 63.537.147 USD, tro{kovi neisporu~ene elektri~ne energije = 0 USD

400 kV

400 kV

400 kV

220 kV

220 kV 220 kV 220 kV

220 kV

220 kV

110 kV

110 kV

110 kV 110 kV

1

2

3

4

5

6 7

8

2x300 MVA

2x400 MVA

2x150 MVA 3x150 MVA 150 MVA

400 MVA

400 kV

P1

P2

P3

P4 P

6 P7

P8

G2,1

G2,2

G5,1

G5,2

G7

G8,2

G8,3

V1-2

V2-4 (1,1)

V1-8

V4-8V

3-4

V3-8

V4-5 (1)

V4-5 (2)

V4-6 (1)

V4-6 (2)

V4-7

V6-7 (1)

V6-7 (2)

V7-8

V4-6 (3)

V2-4 (2)

V1

V8

G8,1

G3,1

G3,2

T8

T4,1

T4,2

T6 T7

T2

V2-4 (1,2)

Rekonstrukcija u dvosistemski vod

Ugradnja novog

400/110 kV

transformatora



Revitalizacija polja

Proirenje TS

I = 55.093.725 USD, trokovi neisporu~ene elektri~ne energije = 47.590 USD


nergije od oko 48.000 USD koji se javljaju isklju~ivo uvrnom dijelu krivulje trajanja optere}enja.Na konfiguraciji mreè odre|ene klasi~nim pristupommanji su i ukupni trokovi proizvodnje, i to za oko215.000 USD u odnosu na konfiguraciju odre|enuekonomsko-tehni~kim pristupom. To zna~i da }e takvakonfiguracija mreè omogu}avati anga`man elektranaprema minimalnim trokovima proizvodnje bez mo-gu}ih potreba preraspodjele anga`mana termoelek-trana, dodatnog pra`njenja akumulacije HE u ~voritu5 ili interventnog uvoza vodovima V1 ili V8 radi izbjega-vanja preoptere}enja pojedinih grana.Ukupni godinji operativni trokovi rada stoga su zaEES s prijenosnom mreòm odre|enom klasi~nimpristupom planiranju manji za oko 265.000 USD zarazmatrani vremenski presjek, no i ukupne investicijenu`ne za razvoj takve mreè su ve}e za oko 8.500.000USD.Zaklju~ujemo da dobici proizili iz poja~ane konfigura-cije prijenosne mreè odre|ene klasi~nim pristupomplaniranju ne opravdavaju ve}e investicijske trokovetakovog rjeenja, te da bi za izgradnju mreè odre|eneklasi~nim pristupom planiranju neopravdano uloìlive}a financijska sredstva koja ne opravdava o~ekivanadobit.

LITERATURA

1 D. BAJS: "Ekonomsko-tehni~ki pristup planiranju raz-voja prijenosne mreè", magistarski rad, 2000.

2 Eracles methods guide, EdF, 1987.

3 D. REICHELT, A. FREY, M. SCHONENBERGER:

"Life expectancy of power system apparatus and compo-nents", CIGRE, Paris, 1996.

4 Razvitak elektroenergetskog sustava Hrvatske do 2030.godine knjiga 3: Prijenosna mreà, Energetski InstitutHrvoje Poàr, Zagreb, 1998.

5 J. TOPI]: "Prilog zajedni~kom planiranju razvoja prije-nosne mreè i proizvodnih postrojenja", doktorska di-sertacija, 1991.

6 M. i K. O@EGOVI]: "Elektri~ne energetske mreè I, II,III i IV", 1999.

7 M. KALEA: "Metodologija dugoro~nog planiranja revi-talizacije prijenosne mreè", elaborat, 1998.

METHODOLOGY OF TRANSMISSION NETWORKDEVELOPMENT PLANNING BASED ON ECONOMICAND TECHNICAL CRITERIA

The paper describes the methodology of transmission net-work development planning based on two models. The firstis the Mexico method for the evaluation of yearly electricpower system's operating costs and expected non-supplied electric energy. The second is the model of alter-nating load flows to determine the voltage profile and con-ductor load in a network for defined consumption and plantschedule in an electric power system. For the existing trans-mission network configuration, yearly electric power sys-tem's operating costs are calculated that are composed ofelectric power plant production costs and expected costs of

non-supplied electric energy. Determined are weakbranches in the network and the profitability of new rein-forcement branches-candidates is tested. In the optimaleconomic configuration of transmission network over theobserved time period only those branches are included thatare economically justified. Technical analyses are done totest the voltage profile of a network and to determine theneed of compensation devices, transient and dynamic sta-bility of the system, level of short circuit currents and othertechnical parameters of the transmission network opera-tion. The work includes the results of the transmission net-work development planning method described and testedon an electric power system model. There is a comparisonwith the classical approach to transmission network devel-opment planning (N-1 criteria).

DAS AUF WIRTSCHAFTLICHEN UND TECHNISCHENMERKMALEN GEGRNDETE PLANUNGSVERFAHRENDER BERTRAGUNGSNETZENTWICKLUNG

Im Artikel wird das auf wirtschaftlichen und technischenMerkmalen gegrndete Planungsverfahren der bertra-gungsnetzentwicklung beschrieben. Dieses Planungsver-fahren beruht auf zwei Modellen: dem Modell der Mexico -Methode der Abschtzung von operativen Jahresarbeit-skosten im Stromversorgungssystem und von der Erwar-tung unausgelieferter Energiemenge sowie dem Modell derSpannungsprofilbestimmung, der Leiterbelastungen beiEnergieflssen wechselnder Richtungen und dem Einsatzder Kraftwerke im Stromversorgungsnetz. Bei der beste-henden Anordnung des bertragungsnetzes, werden op-erative Jahresarbeitskosten im Stromversorgungssystem,bestehend aus den Erzeugungskosten der Kraftwerke unddes Betrages fr unausgelieferte Energiemenge,berechnet. Bestimmt werden schwchere Zweige im Netz,und die Gewinnaussichten neuer fr die Netzverstrkunggedachter Zweige. Nur Zweige, deren Errichtungwirtschaftlich vertretbar ist, werden In die fr die betrachteteZeitspanne haushaltlich gnstigste Anordnung des ber-tragungsnetzes eingeschlossen. Wegen der Nachprfungdes Netzspannungsprofils, wegen mglicher Notwendig-keit des Einbaues von Kompensationseinrichtungen, we-gen der bergangs- und der dynamischen Stabilitt desSystems, wegen der Bestimmung der Kurzschlusstrmeund anderer technischen Merkmale des bertragungsnet-zes, werden technische Untersuchungen unternommen.Ergebnisse des beschriebenen Verfahrens der Planung derbertragungsnetzentwicklung sind am Prfmodell desStromversorgungssystems angezeigt und mit dem klas-sischen Beitritt zur Planung der bertragungsnetzentwick-lung (Merkmal:N-1) verglichen.

Naslov pisca:

Mr. sc. Davor Bajs, dipl. ing.Energetski institut Hrvoje Poàr,Savska 163, 10000 Zagreb, Hrvatska

Uredni{tvo primilo rukopis:2001-01-15.

236


REGULACIJA I DEREGULACIJA U ELEKTROPRIVREDI

Mr. sc. Sonja To m a { i }-[ k e v i n, Zagreb

UDK 621.316.7PREGLEDNI ^LANAK

U ovom se ~lanku govori o osnovnim razlozima i ciljevima regulacije i deregulacije elektroenergetskih sustava. Dan je pregledusluga, tj. servisa, koji se mogu prodavati na nivou prijenosa, te stupnjevi stvaranja konkurencije. Navedeni su osnovni kriterijii podloge na koje treba obratiti pozornost pri formiranju cijena prijenosa.

Klju~ne rije~i: regulacija, deregulacija, elektroenergetskisustav, prijenos.

1. UVOD

Gotovo stotinu godina elektroprivredna poduze}a bilasu regulirani monopoli. Na po~etku 21. stolje}a jo{ umnogim zemljama postoji ono {to se moè nazvati "tra-dicionalna" regulirana industrija, dok je u Engleskoj,Walesu, Kolumbiji, Australiji, Americi i mnogimzemljama Europe i Azije elektroprivreda postala "de-regulirana." Deregulacija je "re-strukturiranje" pravilai ekonomskih poticaja koje postavljaju vlade kako biregulirale i upravljale energetskim sektorom. Zbograzli~itih razloga vlade i dru{tva op}enito, odlu~ili suda trebaju promijeniti pravila poslovanja elektro-privrednih poduze}a.Izrazi regulacija i deregulacija ~ine se dijametralnosuprotni i predstavljaju fundamentalno suprotne ideje,ali niti jedna ideja nije u potpunosti prihvatljiva ili ne-prihvatljiva. I regulacija i deregulacija imaju smisla uodre|enim okolnostima. Mnoge vlade prepoznale suda su se okolnosti rada elektroprivreda u zadnjevrijeme promijenile i da je do{lo vrijeme za promjene.

2. ZA[TO SU ELEKTROPRIVREDE BILEREGULIRANE?

Regulacija zna~i da vlade propisuju zakone i pravilakoja ograni~avaju i odre|uju kako odre|ena industrijaili poduze}e djeluje. Gotovo svaka grana industrije usvim dràvama je regulirana do odre|ene granice, ~ak iako se samo misli na zakon koji ih ograni~ava da mo-raju raditi "fer" ili potpuno otvoreno ili da moraju raditipo odre|enim pravilima sigurnosti. Vrlo konkurentniposlovi, kao {to su primjerice proizvodnja automobila,avio-industrija ili bankarstvo, strogo su regulirane smno{tvom vladinih zahtjeva {to smiju, moraju ili nesmiju ~initi te kome i kakva moraju podnositi izvje{}a osvojim djelovanjima.

Regulacija u elektroprivredi prvenstveno podrazu-mijeva vrlo strogi skup pravila koji je strukturirao ener-getsku industriju gotovo stotinu godina. Obliciregulacije koji su se do sada pojavljivali su: Monopolne fran{ize

Vlada odredi jednu, i samo jednu kompaniju kojaima pravo prodavati elektri~nu energiju potro{a~una odre|enom podru~ju - podru~ju fran{ize. Na tompodru~ju niti jedna druga kompanija ne smije proiz-voditi ili prodavati elektri~nu energiju.

Obveza davanja uslugaLokalna elektroprivredna kompanija mora davatiusluge svim potro{a~ima u regiji.

Garantirana stopa prihoda (dividenda)Vlada garantira elektroprivredama da }e njihovaregulirana stopa povrata pokriti njihove tro{kove, iosigurati razuman profit uz uvjet da igraju "po pra-vilima".

Odre|ena pravila rada i vo|enja poslaVlada moè odrediti ograni~enja za rad lokalneelektroprivredne kompanije. Ta ograni~enja semogu odnositi na to kako ili koja postrojenja trebagraditi (npr. samo podzemni kablovi, ili samo ter-moelektrane na plin) pa sve do strogih pravila kako}e poslovanje biti financirano (npr. nitko ne smijeposjedovati vi{e od 5% dionica kompanije)

Proizvodnja uz najmanji tro{akVlada definira na~in na koji elektroprivreda ra~unatro{kove i odre|uje cijene. Uz to naj~e{}e se postav-lja zahtjev da elektroprivreda radi uz najmanjimogu}i tro{ak. Pri tome se jo{ odre|uju na~ini nakoji smije ili ne smije financirati svoje poslovanje.

Regulacija elektroprivrede nije jedini na~in na kojivlada moè kontrolirati energetsku industriju. Drugiu~estao na~in regulacije je da vlada bude vlasnik i daupravlja elektroprivredom direktno ili da uspostavi

237

agenciju ili administraciju koja obavlja neke ili mo`dasve funkcije utje~u}i tako na oblikovanje lokalne elek-troenergetske industrije i na njezin rad.Koliko god da dràvno vlasni{tvo nad lokalnom elek-troprivredom ima svojih prednosti, ima i jednu manu:vlada mora sama ulagati u elektroenergetski sustav.Izda li vlada monopolnu fran{izu netko drugi pla}at }eulaganja u elektroenergetski sustav i njegov rad. Ako jeregulacija napravljena ispravno vlada dobiva {to èli:elektri~nu energiju dostupnu svim gra|anima po ra-zumnoj cijeni. Investicijska kompanija tako|er dobiva{to èli: profit od svoje investicije.Nema univerzalnog pravila. Koliko vlada - toliko pra-vila rada elektroenergetskog sustava.

3. DEREGULACIJA ELEKTROPRIVREDE- DOBRE I LO[E STRANE

Deregulacija u elektroprivredama pojavila se kada suvlade uvidjele prednosti konkurencije pri poslovanjudobavlja~a elektri~ne energije te rastu}eg izbora za po-tro{a~e, {to je trebalo donijeti prednosti u odnosu narad pod regulacijom.

Potrebe za regulacijom

U po~etku stvaranja elektroenergetskih sustava i vla-dama i industriji bila je po volji regulacija. Nisu seuvijek slagali oko na~ina na koji regulacija treba bitiprovedena, ali su se slagali da je treba biti. Sastanovi{ta biznisa kod prvih elektroprivreda regulacijadonosi odre|ene prednosti, a najva`nija je ta {to vladalegalizira posao. Vlade daju fran{ize (koncesije) i na tajna~in umiruju javnost daju}i potvrdu da je elektri~naenergija legalna.Dobivaju}i fran{izu elektroprivrede tako|er dobivaju i: odre|eno prepoznavanje i ograni~enu potporu lo-

kalnih vlasti, sura|uju}i s njima na {irenju kom-panija

osiguranje povrata investicija, dodu{e regulirano lokalni monopol. Poslovodstvo ranih elektro-

privreda moglo se usredoto~iti na izgradnju sustava injegovu kvalitetu ne vode}i brigu o konkurenciji, tj.o mogu}im sniènjima tro{kova zbog trì{ta.

Regulacija je bila po volji regionalnoj vlasti jer je osigura-vala elektri~nu energiju svim gra|anima i industriji. Mo-nopolne fran{ize pojednostavljuju postupak kupovanjaelektri~ne energije jer postoji samo jedan prodava~. Upo~etku je elektri~na energija za korisnike bila dostakomplicirana stvar i dodatno standardiziranje ili biranjerazli~itih dobavlja~a samo bi zakompliciralo stvar.Kao {to su shvatile i vlasti i biznis, regulacija je upo~etku nudila prihvatljiv i siguran na~in financiranjaelektroenergetskih sustava. U po~etku elektrifikacijevlade nisu ba{ bile odu{evljene idejom da investirajuvelike svote dràvnog novca u novu i jo{ nedovoljno is-pitanu tehnologiju, bez obzira na njenu po~etnu

privla~nost. Za to se pobrinula regulacija - biznismenisu ulagali novac. Vlade su garantirale odre|en povratinvesticija, ali samo pomo}u reguliranih cijena: daelektri~na energija nije bila uspje{na ili da se nije ba{prodavala na trì{tu, biznismeni (Westinghouse, Edi-son, Brush itd.) bi izgubili svoj novac, a ne vlada. Regu-lacija na tom podru~ju odgovarala je i biznismenimajer ih je zapravo {titila od drugih mogu}ih konkure-nata. Ona im je davala stabilno trì{te, lokalni monopoli osiguran povrat investicija.Bez regulacije u elektroprivredi i vladinih pokrovitelj-stava i potpore, elektroenergetski sustavi (sodgovaraju}om infrastrukturom) nikada ne bi biliizgra|eni i elektri~na energija ne bi do{la gotovo dosvake ku}e ili tvornice.

Uvjeti koji su doveli do deregulacije

Osamdesetih godina dvadesetog stolje}a po~ele su sepojavljivati nove tehnologije izgradnje malih, ali vrloefikasnih turbina i generatora koji su se mogli nositi sefikasno{}u velikih termo postrojenja na ugljen. Tamala postrojenja bila su uglavnom na plin. U to vrijemeje i cijena prirodnog plina po~ela opadati. Zato jepostalo mogu}e izgraditi proizvodnu jedinicu koja }eproizvoditi el. energiju po niòj cijeni od one koja jedolazila iz velikih termoelektrana. Veliki broj tvornicapo~elo je graditi takve male, efikasne elektrane i zasvoje potrebe proizvoditi energiju jeftinije nego {to sumogli kupiti od svoje elektroprivrede. Ostali potro{a~ipo~eli su se buniti jer im je uskra}ena mogu}nost po-voljnije kupovine elektri~ne energije.

Razlozi za deregulaciju

Mnoge promjene koje su se javile u tehnologiji, po-slovanju, kori{tenju energije i politici dovele su dosveop}eg trenda deregulacije energetske industrije.Slijedi nabrojanje samo najva`nijih:

1. Potreba za promjenom regulacijeVe} odavno je osnovna potreba za reguliranjem elek-troenergetskih sustava zbog smanjenja rizika ulaganjapostala neva`na. Elektrane, dalekovodi i ostala infra-struktura su odavno izgra|eni pa gotovo da i nemamjesta u SAD ili Europi gdje ne postoji pristup elek-tri~noj mreì. Ti elektroenergetski sustavi su se ve} is-platili. Elektroprivrede i dalje posu|uju novac kako bipove}ale ili obnovile svoje sustave, ali to sada predstav-lja manji rizik nego u po~etku stvaranja elektroener-getskog sustava. Elektri~na energija je postala nu`na izbog toga ne postoji sumnja u postojanje trì{ta.

2. PrivatizacijaU mnogim zemljama gdje se prvo pojavila deregula-cija, vlade su se odlu~ile i za privatizaciju (Argentina,Engleska). Privatizacija zna~i da vlade prodaju elek-troprivrede koje su bile u dràvnom vlasni{tvu privat-nim investitorima. Motiv za privatizaciju u zemljama u

238

S. Toma{i}-[kevin: Regulacija i deregulacija u elektroprivredi Energija, god. 50 (2001) 4, 237-247

razvoju (ali ne samo u njima) je da dràva do|e doodre|ene koli~ine novca. Drugi motiv je uvjerenje vladeda privatna industrija moè ekonomski efikasnije (dje-lotvornije) upravljati elektroenergetskim sustavom.Deregulacija ne mora biti dio procesa privatizacije -vlada moè prodati svoj elektroenergetski sustav neko-licini zainteresiranih poduze}a, daju}i svakoj mono-polnu fran{izu za odre|eno podru~je. Pa ipak,deregulacija koincidira s privatizacijom u mnogim na-cionalnim elektroprivredama zbog toga jer se na tajna~in privla~i dobar investitor. Ako ve} ulaù veliki no-vac u kupnju elektroenergetskog sustava ili njegovogdijela investitori èle znati mogu li dobro zaraditi akodobro rade svoj posao. Dakle, deregulacija, kao ne{to{to postavlja slobodnija pravila na trì{tu, naj~e{}eprati proces privatizacije.

3. O~ekivano sniènje cijenaKonkurencija donosi inovacije, efikasnost i smanjenjetro{kova. Do sredine sedamdesetih godina cijena elek-tri~ne energije pratila je trend pada cijena energetskeopreme (npr. transformatora, prekida~a itd.). Nakontoga cijena elektri~ne energije je po~ela rasti dok jecijena opreme i dalje padala. Postoji mi{ljenje da }euvo|enje konkurencije u energetici dovesti do padacijena elektri~ne energije, dok drugi drè da se to ne}edogoditi. Ono {to se jedino ~ini sigurnim je da }e sepove}ati zanimanje elektroprivreda za potro{a~e i da}e usluge biti kvalitetnije.

4. Regulacija nije poticala inovacijeRegulacija i nepostojanje konkurencije nisu poticalielektroprivrede da pobolj{aju performanse ili dapreuzmu rizik ulaù}i u nove ideje koje bi pobolj{alekvalitetu usluge potro{a~u. Ustvari, postojalo je neko-liko nepoticajnih okolnosti. Ako se nova ideja poka-zala uspje{nom u smanjenju tro{kova elektroprivrede,ona bi i dalje dobila svoj regulirani povrat investicije.Ako ta ideja ne bi bila uspje{na elektroprivreda bimorala platiti dobar dio tro{kova propalog poku{aja.Pitanje koje su si postavljali u elektroprivredi je: "Za{touop}e bilo {to mijenjati?" Nadalje, za{to bi elektro-privreda ulagala u smanjenje tro{kova ako ima garanti-rani povrat investicija. To samo smanjuje bazutro{kova na osnovi koje elektroprivreda prima nak-nadu povrata investicije. Drugim rije~ima to potenci-jalno smanjuje profit elektroprivrede. Stoga, usprkostehnolo{kom napretku koji se iza Drugog svjetskograta javio na polju elektronike, informatike i ra~unar-stva, {to je uzrokovalo bitne promjene u mnogim in-dustrijskim granama, u elektroenergetskoj industriji(osim u razvoju energetske opreme) nije do{lo dozna~ajnih pomaka. Elektroprivrede su i dalje opskrblji-vale svoje potro{a~e (kupce) istim proizvodom i istim ti-pom usluga kao i prije pola stolje}a, a mogla su sena~initi mnoga vrijedna pobolj{anja. Automatskopra}enje i rje{avanje kvarova, kori{tenje digitalnih re-leja samo su neki od primjera gdje se mogu primijenitirazne inovacije.

5. Konkurencija }e pobolj{ati usredoto~enost na kupcaTijekom deregulacije po~et }e se javljati novemogu}nosti za kupce (sli~no kao {to se to desilo u tele-foniji). Kupci }e imati mnoge nove mogu}nosti izboraili kontrole nad kori{tenjem elektri~ne energije.Konkurencija }e donijeti novu vrstu usredoto~enostina kupca i aktivnu politiku koje nije bilo kod mono-pola. Monopolne elektroprivrede su slu{ale zahtjevesvojih kupaca i na njih su odgovarale. U konkur