epes_predavanja

ELEKTROTEHNIKI FAKULTET - PODGORICA

Prof. dr Ilija Vujoevi

EKSPLOATACIJA I PLANIRANJE ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA- PREDAVANJA -

Podgorica, 2005. godine SADRAJ

1.

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

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

2.

3.

FUNKCIJE OPERATIVNOG PLANIRANJA3.1 3.2 3.3 3.4 Pregled osnovnih funkcija operativnog planiranja Kratkorona prognoza potronje Izrada plana remonta i odravanja termikih jedinica Proraun rezervi proizvodnih kapaciteta 3.4.1 Regulaciona rezerva 3.4.2 Rotirajua havarijska rezerva 3.4.3 Remontna rezerva 3.5 Elektroenergetski bilansi 3.5.1 Opta razmatranja 3.5.2 Bilansi elektrine energije 3.5.3 Bilansi elektrinih snaga

4.

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

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

5.

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

6.

7.

Eksploatacija i planiranje EES

Predavanja

UVODNA NAPOMENA Nastavna graa izloena u ovom kursu dominantno je bazirana na slijedeim knjigama koje studentima preporuujem kao osnovnu literaturu: 1. Milan S. alovi, Andrija T. Sari: EKSPLOATACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA Beopres, Beograd 1999. g. 2. Milan S. alovi, Andrija T. Sari: PLANIRANJE ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA Beopres, Beograd 2000. g. U skladu sa vaeim nastavnim planom i programom za ovu disciplinu, nastavna graa je sistematizovana u sedam kraih poglavlja: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Uvod Energetsko - eksploatacione karakteristike EES-a Funkcije operativnog planiranja Principi planiranja razvoja EES-a Prognoza potronje elektrine energije i snage Planiranje razvoja izvora Planiranje razvoja mrea

Oznake veliina, slike i tabele su, radi lakeg praenja, preuzete iz naprijed navedene osnovne literature. Numeracija formula, slika i tabela je usaglaena sa brojem pripadajueg poglavlja. PREDMETNI NASTAVNIK

1


Predavanja

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


Predavanja

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

3


Predavanja

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


Predavanja

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

5

Smjer energije


Predavanja

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

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


Predavanja

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

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

7


Predavanja

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

8


Predavanja

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


Predavanja

osnovna pokazatelja: maksimalno PpMd i minimalno dnevno optereenje Ppmd i ukupna potronja energije Wpd koja je data povrinom ispod dnevnog dijagrama optereenja. Iz naprijed navedena tri osnovna pokazatelja definiu se drugi izvedeni karakteristini pokazatelji i to: faktor dnevnog optereenja: srednje dnevno optereenje: vrijeme iskorienja maks. snage odnos dnevnog min. i maks. md = Wpd / 24 PpMd Ppsrd = Wpd / 24 TMd = Wpd / PpMd m0d = Ppmd / PpMd (2.1) (2.2) (2.3) (2.4)

Iz relacija (2.1) - (2.4) slijedi da izmeu pokazatelja postoji veza: md = Ppsrd / PpMd = TMd / 24 (2.5)

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

10


Predavanja

Sl. 2.2 Preureena kriva trajanja optereenja Ta kriva se dobija tako to se optereenja iz dnevnog dijagrama poreaju po opadajuim vrijednostima, bez obzira na vremenske trenutke njihovih pojava. Na preureenoj krivoj sa Sl. 2.2 sauvani su osnovni pokazatelji hronolokog dijagrama sa Sl. 2.1: PpMd, Ppmd i Wpd. b. Podjela dnevnog dijagrama optereenja Dnevni dijagram optereenja se moe podijeliti na dva naina: po trajanju optereenja; po tipu optereenja. Po prvoj podjeli dnevni dijagram optereenja se razdvaja na peride visokih Tvd i niskih optereenja Tnd kao na Sl. 2.3-a. Granice izmeu ta dva perioda i njihovo trajanje nijesu jasno odreeni, jer zavise od oblika dijagrama. Podjela po tipu optereenja razdvaja dnevni dijagram na konstantno (ili bazno) optereenje Ppkd i na varijabilno (ili vrno) optereenje Ppvd kao na Sl. 2.3-b. Sada je mogue izraziti konstantnu dnevnu energiju kao Wpkd = 24 Ppkd (2.6)

dok se dnevna varijabilna snaga Ppvd i varijabilna energija Wpvd definiu kao Ppvd = PpMd - Ppkd Wpvd = Wpd - Wpk (2.7) (2.8)

11


Predavanja

Prema tome, podjelu dnevnog dijagrama optereenja na konstantni i varijabilni dio karakteriu tri veliine: maksimalno dnevno optereenje PpMd, konstantno dnevno optereenje Ppkd i ukupna dnevna energija Wpd.

Sl. 2.3 Podjela dnevnog dijagrama optereenja a. na periode visokih i niskih optereenja b. na konstantni i varijabilni dio Dnevni dijagrami razlikuju se za radne i neradne dane, odnosno nedjelje i praznike. Razlike su, kako po veliini ukupne energije, tako i po maksimalnom optereenju i vremenu trajanja varijabilnog optereenja. Sve nabrojene veliine su vee u radnim danima. Ako je dnevno trajanje velikih optereenja Tvd, trajanje malih optereenja je Tnd = Td - Tvd , gdje je Td = 24 h. Obino se polazi od pretpostavke da je konstantno opterenje Ppkd isto za radne (indeks r) i neradne dane (indeks n) i odreuje se relacijom Ppkd = (Wpd - Wd p,vis)/ Tnd (2.9)

pri emu su Wd p,vis i Tnd definisani na Sl. 2.3-a. U optem sluaju vai da je Ppkd Ppmd i Wd p,vis Wd p,v. Naprijed izloena podjela dnevnog dijagrama na konstantni i varijabilni dio naroito je vana u vezi sa njegovim popunjavanjem angaovanjem razliitih tipova elektrana. Konstantno ili "bazno" optereenje se obino pokriva protonim HE i/ili TE, dok se varijabilno optereenje pokriva "vrnim" elektranama (akumulacione i reverzibilne HE ili gasne TE).

12

Eksploatacija i planiranje EES c. Aproksimacija krive trajanja optereenja

Predavanja

Mogua su dva naina aproksimacije krive trajanja optereenja Pp(t): pomou vie pravih linija ili pomou vremenskog polinoma proizvoljnog stepena. Osnovni princip svih aproksimacija je da aproksimacije moraju sauvati najvanija svojstva stvarne krive: maksimalno i minimalno (ili konstantno) optereenje i ostvarenu potronju, odnosno povrinu ispod krive trajanja. Na Sl. 2.4 prikazana je esto primjenjivana aproksimacija sa tri prave. Polazi se od koncepta podjele normalizovanog dijagrama trajanja optereenja na konstantni i varijabilni dio i zamjene stvarnog dijagrama sa tri segmenta pravih odreenih sljedei koordinatama: - (0,1) i (dv , ppkd + ppvd) - (dv , ppkd + ppvd) i (dv , ppkd) - (dv , ppkd) i (1, ppkd) za segment A - B (0 dv); za segment B - C (dv dv); za segment C - D (dv 1).

gdje su normalizovane koordinate ppd = Pp / PpMd i = t / Td kao i sve ostale veliine na Sl. 2.4 izraene u relativnim jedinicama (pri emu je Td = 24 h). Nepoznati parametri i definiu krajnje take segmenata pravih i odreuju se iz uslova da je u zamjenskom dijagramu povrina koja odgovara varijabilnoj energiji ostaje nepromijenjena: wpvd = Wpvd / PpMd Td = 0,5 [dv ppvd(1 + ) + dv ppvd(1 - )] = odakle je = 0.5 dv ppvd ( + ) + = 2 wpvd / dv ppvd = 2 Wpvd Td / Ppvd Tvd (2.11) (2.10)

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

0+ 2

(2.12)

Jednaina (2.11) u koordinatnom sistemu (, ) predstavlja pravu iji je koordinantni poetak u taki (0,0) na Sl. 2.5, a odsjeci v (za = 1) na koordinati i ppv ( za = 1) na - koordinati. Ova prava ( + = Const.) predstavlja geometrijsko mjesto taaka presjeka pravih koje aproksimiraju varijabilni dio normalizovane krive trajanja optereenja i ima jednake odsjeke na novim koordinatnim osama i

13


Predavanja

0 = 0 = 2 wpvd / dv ppvd

(2.13)

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

k =0

n

ak k

(2.14)

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

14


Predavanja

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

15


Predavanja

Sl. 2.6 Trodimenzionalni dijagram optereenja za sedmini period

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

16


Predavanja

Sl. 2.8 Normalizovani dijagram trajanja opteteenja pp()

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

ms = Wps / 168 PpMs ; Ppsrs = Wps / 168 ; TMs = Wps / PpMs mm = Wpm /am PpMm; Ppsrm = Wpm / am ; TMm = Wpm/PpMm mg = Wpg / ag PpMg; Ppsrg = Wpg / ag ; TMg = Wpg/PpMg

(2.15) (2.16) (2.17)

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

17


Predavanja

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

Sl. 2.10 Tipian sedmini dijagram potronje konzumnog podruja

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


Predavanja

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

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

19


Predavanja

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

i

Pgi

(2.19)

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

Srednja godinja snaga agregata (elektrane) definie se kao kolinik izmeu odgovarajue godinje proizvedene energije u [MWh] agregata WGg (ili elektrane WEg) i broja sati u godini Tlg (8760 h za prostu ili 8784 h za prestupnu godinu). PGsrg = WGg /Tlg ; PEsrg= WEg /Tlg [MWh] (2.21)

Godinje vrijeme iskorienja nominalne (maksimalne) snage TMg je kolinik izmeu godinje proizvedene elektrine energije u [MWh] agregata WGg (ili elektrane WEg ) i nominalne snage agregata PGn (ili elektrane PEn ) u [MW] TMGg = WGg / PGn ; TMEg = WEg / PEn [h] (2.22)

Godinji faktor iskorienja nominalne snage mg (ili godinji faktor optereenja) agregata (elektrane) je kolinik mgG = WGg /(Tlg PGn ) = PGsrg / PGn = TMGg / Tlg m E = WE /(Tl PEn ) = PEsr / PEn = TME / Tlg g g g g g

(2.23)

Analogno se mogu definisati pokazatelji (2.18) - (2.23) za druge vremenske intervale (dan, sedmica, mjesec). Garantovana maksimalna snaga elektrane je najvea snaga koju elektrana moe ostvariti odreeni broj sati dnevno (na primjer 4 h/dan) i odreeni broj dana godinje (na primjer 300 dana/god). Razni tipovi rezervi proizvodnih kapaciteta su: Ukupna rezerva - UR Remontna rezerva - ReR Rezerva proizvodnih kapaciteta - RPK 20

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

Predavanja

Pokazatelji kvaliteta rada elektrana su: Vrijeme rada u [h] + Vrijeme u rezervi u [h] Raspoloivost = Duina perioda osmatranja u [h] Duina prinudnih ispada u [h] Pouzdanost = 100 Duina perioda osmatranja u [h] gdje je duina perioda osmatranja obino jedna godina Tlg (8760 ili 8784 h). Godinji intenzitet prinudnih ispada (FOR - "Forced Outage Rate") jeg g

100 [%]

100 [%]

Vrijeme trajanja prinudnih ispada u [h] 100 [%] (Vrijeme u kojem je jedinica raspoloiva u [h] + + Vrijeme trajanja prinudnih ispada u [h])

q = (FOR) =

Ostali specifini pojmovi posebno vezani za HE i TE bie objanjeni u daljem izlaganju. 2.2.2 Hidroelektrane (HE) a. Opta svojstva i vrste HE HE su postrojenja u kojima se potencijalna energija vode pretvara preko hidraulikih turbina prvo u mehaniku, a potom posredstvom generatora u elektrinu energiju. Energetske karakteristike svake HE zavise od vodotoka na kome je izgraena, odnosno od protoka, ukupne koliine raspoloive vode i njene raspodjele tokom godine i od pada. Ni protok, ni koliina vode ni pad se ne mogu po volji birati, jer su to inherentne karakteristika svakog rjenog toka i poloaja elektrane. HE se u energetskom pogledu karakteriu moguom proizvodnjom koja se obino izraava kao srednja godinja proizvodnja u [GWh]. Ta srednja 21


Predavanja

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

22


Predavanja

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

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

23


Predavanja

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

Sl. 2.14 Poduni presjek tipine derivacione HE

24


Predavanja

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

Sl. 2.15 ema tipine reverzibilne HE

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


Predavanja

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

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

26


Predavanja

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

27


Predavanja

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

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

28


Predavanja

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

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


Predavanja

Vkm Vk VkM Qtm Qt QtM Qm Qt + QM

(2.31)

Prvo ogranienje odnosi se na sam akumulacioni bazen, drugo na zahtjeve minimalnog, odnosno maksimalnog proputanja vode kroz turbine (zbog biolokog minimuma, pojave kavitacije lopatica turbine i sl.), a tree na zahtjeve irigacije, plovidbe, vodosnabdijevanja, rekreacije i sl., zajedniki oznaene kao protok . Prema tome, Qm i QM oznaavaju minimalni i maksimalni dozvoljeni protok u prisustvu protoka . Na ovom mjestu mogue je definisati i energetsku vrijednost akumulacije. Naime, u energetskim proraunima jednostavnije je da se, umjesto korisne zapremine akumulacionog bazena Vk u [m3] koristi energetski ekvivalent vode u [kWh] ili [MWh]. Za HE sa konstantnim padom energetska vrijednost akumulacije jednaka je proizvodu snage svih generatora HE (PE) i vremena pranjenja (Tpr) Wa= PE Tpr = PE Vk / 3600 Qi [kWh] (2.32)

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

Wa =

0

PE dt = 9,81

Tpr

0

Qi Hn (V) dt =9,81 Hn (V) dV [kWh]0

Vk

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


Predavanja

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

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

31


Predavanja

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

Sl. 2.23 Kriva trajanja godinje proizvodnje HE

32


Predavanja

Ordinate ije su apscise manje od 10 % karakteriu vlane, a ordinate ije su apscise vee od 90 % karakteriu sune godine. Izmeu 10 i 90 % su godine sa normalnom vlanou. Prema kriterijumima domae elektroprivrede, apscisa od 70 % za protone, odnosno 50 % za akumulacione HE daje moguu proizvodnju u prosjenoj godini. Za potrebe planiranja EES-a razlikuju se dva pojma: mogua i ostvarena proizvodnja. Mogua proizvodnja jednaka je onoj proizvodnji koja bi se mogla ostvariti u odreenom vremenskom periodu sa ukupnim prirodnim dotokom. U sluaju planiranja razvoja izvora, kada se simulacija vri na mjesenoj bazi, mogua mjesena proizvodnja protonih i akumulacionih HE sa dnevnom i sedminom akumulacijom jednaka je ostvarenoj proizvodnji i ona za PE PE iznosi WmEP =m T1

0

PE dt = 9,81 Qmdsr Hn T1m 8 Qmdsr Hn T1m [kWh] (2.34)

gdje je: T1m - trajanje jednog mjeseca u [h] (esto se u tu svrhu koristi pojam "standardnog mjeseca" trajanja 730 h); m Q dsr - srednji mjeseni prirodni dotok u [m3/s] (Qmdsr Qi ). Ostvarena proizvodnja u sluaju neke HE sa sezonskom akumulacijom razlikuje se od mogue zbog sposobnosti prebacivanja energije prirodnog dotoka iz mjeseca u mjesec. Ona se izraunava kao WmES =m T1

0

PE dt = 9,81 Qmreg Hn T1m [kWh]

(2.35)

gdje je Qmreg srednji mjeseni regulisani protok u [m3/s]. Za HE sa promjenjljivim padom, umjesto neto-pada Hn , koristi se srednja vrijednost neto-pada na poetku i kraju razmatranog mjeseca. Kada postoji vie kaskadnih HE na vodotoku ili slivu, mora se voditi rauna i o uticaju regulisanog protoka na proizvodnje nizvodnih HE. c. Energetske karakteristike hidroagregata Iz osnovne energetske ulazno - izlazne karakteristike hidrogregata (Sl. 2.20) mogu se izvesti karakteristika specifine potronje vode ili dH = 3,6 Qt (Pg )/Pg= dH (Pg ) [m3 /kWh] dH = 3600 Qt (Pg )/Pg= dH (Pg ) [m3 /MWh] 33 (2.36)


Predavanja

i karakteristika diferencijalnog prirataja potronje vode ili H = 3,6 dQt (Pg )/dPg= H (Pg ) [m3 /kWh] H = 3600 dQt (Pg )/dPg= H (Pg ) [m3 /MWh] (2.37)

Naprijed navedene karakteristike dH (Pg ) i H (Pg ) nazivaju se izvedene karakteristike hidroagregata, pri emu se protok Qt izraava u [m3/s], a izlazna odata snaga generatora Pg u [MW]. Ove karakteristike su za neki tipian sluaj HE prikazane na Sl. 2.24 i Sl. 2.25.

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

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

34


Predavanja

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


Predavanja

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

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

36


Predavanja

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

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

gdje je: t = t1 t - koeficijent koji uvaava oduzimanje toplote radi zagrijevanja vode t1 i koeficijent korisnog djejstva turbine t ; - koeficijent korisnog djejstva generatora; g - protok pare kroz turbinu u [kg / s]; Gt - specifina entalpija pregrijane pare na ulazu u turbinu ht (h0) (entalpija izraene pare na izlazu iz turbine) u [kJ / kg]. c. Gasnoturbinske TE Gasnoturbinske TE koriste tena i gasovita fosilna goriva. Kod ovih TE radni flud je vreli gas koji se dobija sagorijevanjem smjee goriva i vazduha 37


Predavanja

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

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

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

38


Predavanja

- odnos specifinih toplota vrelog gasa pri konstantnom pritisku i zapremini; Gt = GV +GG GV - protok vrelog gasa kroz turbinu u [kg/s]; - potronja goriva (GG L (5.46)

gdje je koeficijent osjetljivosti kj za EES sa zimskim vrhom negativan, a za sisteme sa ljetnjim vrhom pozitivan. 2. Prognoza vrnih i minimalnih optereenja sprovodi se nezavisno od prognoze potronje elektrine energije, primjenom u osnovi istih postupaka i modela koji se koriste i za prognozu potronje. Pri primjeni nezavisnih modela za ovu prognozu moraju se koristiti to dui intervali osmatranja iz prolosti jer su varijacije vrnih i minimalnih optereenja neravnomjernije od varijacija potronje. Zbog toga je pogodnije da se ovaj postupak koristi za krae vremenske periode od godine (mjesec, sedmica), ime se u osnovi prelazi na metode svojstvene kategoriji srednjoronih prognoza. Ovaj nezavisan koncept prognoza vrnih minimalnih optereenja pogodan je pri planiranju razvoja prenosnih mrea, gdje nije potrebno poznavati prognoze potronje elektrine energije, ve samo prognozirane snage injektiranja u vorovima mree. Prognoza vrnog i minimalnog optereenja za period od interesa lako se dobija ako se koristi koncept prognoze cjelokupne krive trajanja optereenja. Za ovaj koncept prognoze neophodno je da se raspolae sa velikim brojem podataka koji opisuju krive trajanja optereenja cijelog razmatranog perioda iz prolosti. Da bi se izbjegla obrada ovako velikog broja ulaznih podataka, esto se pretpostavlja da normalizovane krive trajanja optereenja za svaki od tretiranih sektora potronje iz prolosti ostaju u budunosti. Prognoziranje budue krive trajanja vri se tako to se postupak ponavlja za niz diskretnih taaka, obino uz pomo opisanih nezavisnih metoda. Pri tome je vano da se izvri meusobno usklaivanje prethodno sprovedene prognoze potronje elektrine energije sa ovako dobijenom krivom trajanja optereenja.

105


Predavanja

Za planiranje prenosne mree nije dovoljno poznavati samo prognoze ukupnih vrijednosti vrnog i minimalnog optereenja, ve i da se iste "razbiju" po pojedinim potroakim vorovima. Tada se potroai iz sektora industrije i saobraaja rasporeuju tano prema planovima razvoja dotinih sektora, dok se za iroku potronju pretpostavlja da ima identian oblik dijagrama optereenjima u svim vorovima prenosne mree. Poslije toga se odreuju konstantni koeficijenti uea svakog vora u ukupnom optereenju sistema (iji je zbir za cio sistem jednak 1,00). Na osnovu tih koeficijenata lako se proraunavaju i apsolutne veliine optereenja za kategoriju iroke potronje u svakom voru i sa njima se dalje rauna u analizi prilika u sistemu. 5.5 Praktine primjene modela prognoze potronje Kod praktine primjene modela prognoze potronje pojavljuju se razlike zavisno od EES-a. Kada su u pitanju sistemi u kojima se proizvodnja bazira iskljuivo na TE, koje se dimenzioniu na snagu, najvanije prognozne veliine su vrno i minimalno optereenje. Suprotno, sistemi sa iskljuivo ili preteno HE dimenzioniu se na energiju, pa je najvanija prognozna veliina potronja elektrine energije iz koje se dalje izvode prognoze vrnog i minimalnog optereenja. Prethodni prikaz je pokazao da postoji vei broj razliitih metoda i modela za prognozu potronje elektrine energije, odnosno vrnih i minimalnih optereenja. To istovremeno znai da ne postoji neki metod koji bi se mogao smatrati "najboljim". Zbog toga je u praktinim primjenama neophodno koristiti razliite modele i kritiki procijeniti opsege primjenjljivosti svakog od njih. Na razvoj potronje elektrine energije i zahtijevanih vrnih optereenja znatan uticaj ima i globalna energetska politika jedne zemlje i mogunost supstitucije elektrine energije sa drugim vrstama energije. Ako potroau stoje na raspolaganju razliiti zamjenjljivi izvori energije, on e se opredijeliti za onaj izbor koji zadovoljva vie kriterijuma: cijena energije, pouzdanost snabdijevanja, udobnost korienja, trokovi obezbjeenja instalacione infrastrukture itd. Trendovi iz prolosti pokazuju da je udio elektrine energije u ukupnoj energetskoj potronji, bez obzira na cijenu, permanentno rastao, to je prvenstveno posljedica udobnosti koju ona nudi u raznim primjenama. Takoe je vano istai da se kod prognoze energetsko - intenzivni potroai (eljezare, elektrolize, topionice obojenih metala, eljeznica itd.) moraju tretirati shodno planovima izgradnje i energetskih potreba konkretnih industrija, jer se njihov razvoj ne moe obuhvatiti nikakvim drugim metodama predvianja. Uticaj ovakvih energetski intenzivnih potroaa na razvoj EES-a moe biti znatan (kao u sluaju Crne Gore sa KAP-om i

106


Predavanja

eljezarom koji uestvuju sa oko 50 % u ukupnoj potronji), jer oni obino postavljaju posebne zahtjeve u pogledu pouzdanosti EES-a. To se na odgovarajui nain preslikava na planove izgradnje izvora i prenosne mree. Da bi korisnik raspolagao sa to vjerodostojnijom dugoronom prognozom potronje elektrine energije u svakom trenutku, poeljno je da se ona aktuelizuje svake godine, neposredno poslije prikupljanja podataka o potronji u prethodnoj godini. Osnovni razlozi za ovu preporuku su mogui poremeaji u veliini pretpostavljenih ulaznih parametara tokom prethodnog perioda, meu kojima su najvaniji: - Nivo zasienja potronje u domainstvima, na koji jako utiu promjene cijena elektrine energije, supstitucija potronje sa drugim vidovima energije, mjere upravljanja potronjom i sl. Promjena pretpostavljene stope porasta stanovnitva i broja domainstava. - Promjena planova izgradnje i/ili rekonstrukcije velikih industrijskih potroaa. - Promjena faktora optereenja sistema i nivoa gubitaka u prenosu i distribuciji. Vanost korektnog predvianja buduih potreba u elektrinoj energiji i vrnom (minimalnom) optereenju proizlazi iz korienja tih rezultata kao osnove za planiranje izgradnje novih proizvodnih i prenosnih kapaciteta koji e pokriti rastue potrebe u budunosti. Potcjenjivanje porasta potreba izazvalo bi redukcije potronje ili vee izdatke za uvezenu elektrinu energiju. S druge strane, precjenjivanje potreba bi dovelo do nedovoljnog iskorienja izgraenih proizvodnih i prenosnih kapaciteta. U oba sluaje se kao krajnji efekat pojavljuju finansijski gubici u poslovanju dotine elektroprivredne organizacije. Zbog toga se odluke o izgradnji novih elektrana i proirenju prenosne mree, bazirane na prognozi buduih potreba, ne mogu posmatrati kao interni problemi elektroprivrede, ve i kao ekonomski, socijalni i politiki problemi jedne zemlje. Zato je potrebno ne samo sprovesti postupak prognoze buduih potreba u elektrinoj energiji i snazi, ve se moraju dati i adekvatna objanjenja te prognoze, primijenjenih metoda, pretpostavki i analiza ulaznih podataka i rezultata prognoze. Iz navedenih razloga neke elektroprivrede (EDF u Francuskoj, ENEL u Italiji i druge), kao krajnji rezultat prognoze daju dvije krive razvoja potreba - optimistiku i pesimistiku, raunajui da e se, uz sva mogua iznenaenja, stvarne potrebe realizovati negdje izmeu ta dva ekstremna scenarija za koje se treba na vrijeme pripremiti. Kako je elektroenergetika jedan od sektora ukupne energetike, ona se moe prognozirati u sklopu opte energetske potronje zemlje. U tom cilju postoje brojni razvijeni komercijalni prognostiki modeli, kao to je na primjer model MAED ("Model for Analysis of the Energy Demand").

107


Predavanja

6. PLANIRANJE RAZVOJA IZVORA 6.1 Opta razmatranja Planiranje EES-a je oblast u kojoj se tehnika i ekonomija nerazdvojno prepliu. To je zato to su izgradnja novih objekata i njihova eksploatacija u okviru poslovanja EES-a skopani sa trokovima i prihodima, pri emu su u pitanju relativno visoka finansijska sredstva. U tom kontekstu, planiranje razvoja izvora elektrine energije jedna je od najvanijih i najosjetljivijih faza u sloenom procesu planiranja savremenih EES. Odluke doneene u ovoj fazi planiranja imaju, takoe, poseban uticaj na fazu planiranja prenosne mree i dominantno diktiraju ekonmsko - finansijske pokazatelje svake sloene elektroprivredne organizacije. To je posljedica izuzetno velikog uea ulaganja u izvore elektrine energije, koje u sadanjim uslovima u svijetu dostie oko 60 - 65 % ukupnih investicionih ulaganja u elektroprivredu. Generalno reeno, plan razvoja izvora u EES-u mora zadovoljiti stalno rastue zahtjeve za elektrinom energijom i snagom, uz definisani nivo pouzdanosti, sigurnosti i kvaliteta isporuke elektrine energije, uz prihvatljivu cijenu. Naravno, poeljno je da se razmatraju samo oni planovi razvoja koji su ekonomski opravdanii koji obezbjeuju najmanje prostu reprodukciju, uz neki ogranieni profit. Poznato je da je elektroprivreda u pogledu investicionih ulaganja visoko intenzivna infrastrukturna grana, sa kontinualnim razvojem. Ovo namee stalnu brigu za obezbjeenje potrebnih fondova za finansiranje novih investicija u sve vee i vee proizvodne kapacitete. U tom smislu planiranje razvoja izvora je neprekidan proces u kome se sukcesivno rjeavaju dva potproblema. To su: potproblem odreivanja veliine i vremenskog plana ulaska u pogon potrebnih novih generatorskih kapaciteta i potproblem izbora tipa novih proizvodnih agregata koji se dodaju u sistem, shodno potrebama izraenim preko rjeavanja prvog potproblema. Rjeavanje drugog potproblema zavisi od raspoloivih prirodnih (i komercijalnih) primarnih energetskih resursa i tehnolokih rjeenja koja se nude na tritu. Za rjeavanje prvog potproblema (koliko novih kapaciteta i kada?) koriste se analize bilansa i pouzdanosti EES-a. Za rjeavanje drugog potproblema (koji tip izvora: HE i/ili TE?) vri se na osnovu analize investicionih i eksploatacionih (pogonskih) trokova. Odreivanje najekonominijeg rjeenja dobija se na osnovu minimuma ukupnih trokova u sistemu, uz uvaavanje pogonskih i finansijskih ogranienja. U tom cilju treba sprovesti simulaciju rada EES-a za sve izabrane mogue opcije razvoja

108


Predavanja

(scenarija) i godine perioda planiranja od prve do tzv. horizont - godine, uz analizu investicionih i eksploatacionih (pogonskih) trokova. Pritom se koriste metodi aktuelizacije (diskontovanja) kojima se svode vrijednosti sredstava raspoloivih u razliitim vremenskim trenucima (na primjer na sadanju, il neku buduu vrijednost poslije isteka odreenog vremenskog perioda). Na taj nain se omoguava ekonomsko poreenje projekata ili privrednih aktivnosti sa razliitom dinamikom prihoda i rashoda. Faktor svoenja na sadanju (ili aktuelizovanu) vrijednost PVF ("Present Value Factor") je PVF = 1/ (1+i)n (6.1)

gdje je: i - stopa aktuelizacije u [r.j./god]; n - broj godina (intervala) unutar perioda koji se razmatra u ekonomskom raunu. Sadanja vrijednost P vie buduih godinjih iznosa kapitala Fkg (k=1,2,. . .,n), sa razliitim godinjim stopama aktualizacije ik je P=

(1+ i )k =1 k

n

Fkg

k

(6.2)

Vremenski period u kome se donose planovi razvoja izvora mora biti dovoljno dugaak da omogui niz aktivnosti koje prethode stavljanju u redovni pogon izgraenih objekata. To su sljedee aktivnosti: 1. Projektovanje (investicioni program sa studijom izvodljivosti, idejni projekat i glavni projekat). 2. Obezbjeenje finansijskih sredstava. 3. Ugovaranje opreme iradova. 4. Izgradnja objekata, konstrukcija, isporuka i montaa opreme. 5. Ispitivanje i prijem objekta. 6. Probni rad. Vrijeme potrebno za obavljanje gornjih aktivnosti za razliite tipove elektrana, za prilike u SAD oko 1984. god. dato je u Tabeli 6.1 Tabela 6.1 Potrebno vrijeme za sve aktivnosti oko izgradnje razliitih tipova elektrana u SAD oko 1984. godine Tip agregata / elektrane Trajanje izgradnje [god.] Nuklearni termiki agregati 8 - 14 Termiki agregati naparu, sa fosilnim gorivima 6 - 10

109

Eksploatacija i planiranje EES Termiki agregati sa kombinovanim ciklusom Gasnoturbinski agregati Hidroelektrane

Predavanja 4-8 3-5 cca 6

Sama procedura planiranja razvoja izvora jako zavisi od tipa EES-a i raspoloivosti prirodnih energetskih resursa. U optem sluaju procedura planiranja razvoja izvora sastoji se iz sljedeih aktivnosti: a. Analiza proizvodnih mogunosti postojeih proizvodnih kapaciteta; b. Odreivanje nivoa pouzdanosti isporuke elektrine energije potroaima; c. Proraun dodatnih generatorskih kapaciteta sistema koji obuhvata: c.1 Neophodnu izgradnju novih proizvodnih objekata radi zadovoljenja relacija elektroenergetskih bilansa (6.3) i (6.4), c.2 Potrebne rezervne kapacitete (po veliini i strukturi), c.3 Odluku o veliini novih proizvodnih agregata. d. Izrada plana gaenja ili promjene lokacija nekih proizvodnih agregata; e. Izrada dinamikog plana izgradnje novih energetskih izvora; f. Izbor lokacije novih elektrana; g. Izrada plana obezbjeenja sredstava za izgradnju planiranih izvora elektrine energije; h. Izrada plana nabavke goriva za pogon novih TE; i. Izrada plana neophodnog proirenja prenosne (eventualno i distributivne) mree koja e otkloniti sva mogua "uska grla" u prenosu usljed izgradnje novih izvora. 6.2 Elektroenergetski bilansi za potrebe planiranja Kada se radi o planiranju razvoja proizvodnih kapaciteta, simulacija rada sistema obino se vri na godinjoj osnovi sa mjesenom diskretizacijom, pa se u tu svrhu koriste godinji i mjeseni elektroenergetski bilansi. Zahtijevani generatorski kapaciteti moraju u svakoj godini perioda planiranja k = 1,2,. . .,n da zadovolje bilansne relacije snage i energije: PkGD PkpM + Pkrez - PkGr + Pkiz - Pku - Pkred WkGD Wkp - WkG + Wkiz - Wku - Wkred (6.3) (6.4)

gdje su snage u [MW], a energije u [MWh]. Znaenje korienih simbola u relacijama (6.3) i (6.4) je sljedee: k P GD - neophodni generatorski kapaciteti koji treba da se dodaju u k-toj godini;

110


Predavanja

PkpM - vrno (maksimalno) godinje optereenje potroaa sistema u k-toj godini; k P rez - potrebna operativna rezerva pri vrnom optereenju potroaa u k-toj godini, ukljuujui planirane i prinudne ispade; k P Gr - raspoloiva snaga postojeih izvora u sistemu pri vrnom optereenju potroaa u k-toj godini; k P iz - snaga ugovorenog izvoza elektrine energije pri vrnom optereenju potroaa u k-toj godini; k P u - snaga ugovorenog uvoza elektrine energije pri vrnom optereenju potroaa u k-toj godini; k P red - redukcija potroake snage pri vrnom optereenju potroaa u k-toj godini; k W GD - mogua godinja proizvodnja elektrine energije dodatnih generatorskih kapaciteta u k-toj godini; k W p - potrebna godinja energija zahtijevana od potroaa sistema u k-toj godini; k W G - mogua proizvodnja energije postojeih elektrana u sistemu u k-toj godini; k W iz - ugovoreni izvoz elektrine energije u k-toj godini; Wku - ugovoreni uvoz elektrine energije u k-toj godini; Wkred - planska redukcija isporuke elektrine energije potroaa u k-toj godini. Bilansne relacije (6.3) i (6.4) moraju biti zadovoljene za svaku godinu k=1,2,. . .,n planskog razvojnog perioda. Izbor plana razvoja nije jednoznaan, jer za njegovo zadovoljenje, po pravilu, postoji vie moguih opcija. Meutim, svaki razvojni plan karakterie niz neizvjesnosti, poev od nepouzdanosti prognoza godinjih potronji Wkp i vrnih optereenja PkpM, preko raspoloivosti termikih agregata i mogue proizvodnje HE, do porasta cijena investicione opreme, radne snage i goriva. Polazni osnovi svakog elektroenergetskog bilansa su hronoloki dijagrami optereenja i njihove krive trajanja, zahtijevana pouzdanost, odnosno neophodna rezerva koja e obezbijediti eljeni kvalitet rada sistema, kao i ostale tehniko - ekonomske pokazatelje proizvodnog podsistema. Poslije toga, na osnovu podataka o raspoloivosti proizvodnih agregata i mogunosti proizvodnje raspoloivih izvora elektrine energije, pristupa se popunjavanju povrine ispod predmetnog dijagrama optereenja (ili krive trajanja). Kada u EES-u stoji na raspolaganju vie razliitih tipova izvora, popunjavanje povrine ispod krive trajanja podlijee nekim pravilima koja se odnose na redosljed angaovanja mogue proizvodnje pojedinih izvora. Na Sl. 6.1 ilustrovan je uobiajeni princip popunjavanja povrine ispod dnevne krive trajanja optereenja, gdje je redosljed angaovanja pojedinih tipova elektrana sljedei:

111


Predavanja

Osnova povrine popunjava se proizvodnjom protonih HE, nuklearnih TE, TE-TO i uvozom elektrine energije od susjeda (po dugoronim ugovorima). Srednji dio povrine popunjava se proizvodnjom TE (na vrsta goriva, prirodni gas i tena goriva) shodno prioritetnoj listi, gdje se redosljed pravi na osnovu specifinih eksploatacionih (pogonskih) trokova agregata. Vrni dio dijagrama popunjava se proizvodnjom akumulacionih HE (shodno raspoloivim ili predvienim koliinama vode koje se mogu angaovati iz akumulacija, prema generalnoj politici punjenja i pranjenja akumulacionih bazena) i proizvodnjom gasnoturbinskih TE.

Sl. 6.1 Princip popunjavanja povrine ispod dnevne krive trajanja optereenja proizvodnjom iz raznih vrsta izvora Ukoliko se ne raspolae dovoljnom energijom da se popuni cjelokupna povrina ispod krive trajanja optereenja, moraju se predvidjeti manjkovi, odnosno redukcije potronje. Manjkovi se mogu pokriti "ad hoc" uvozom energije od susjeda, ili proizvodnjih skupih rezervnih elektrana. Krajnji rezultat ovog postupka je dnevni plan angaovanja i proizvodnje generatorskih agregata, uvoza / izvoza i redukcija koji u svakom trenutku mora da zadovolji bilansnu nejednainu snage (6.3) i energije (6.4) za razmatrani dijagram ili krivu trajanja optereenja. Postupak bilansiranja za dnevni period, ilustrovan na Sl. 6.1, identian je i za due vremenske periode analize (sedmica, mjesec ili godina). Bilansne relacije (6.3) i (6.4), zavisno od svrhe bilansiranja (operativno planiranje pogona ili planiranje razvoja izvora), mogu se postaviti za razne pragove posmatranja u sistemu (od praga elektrane do praga potronje). Za

112


Predavanja

potrebe planiranja razvoja izvora, one se razmatraju za sve veliine (snage, energije, trokovi) na pragu elektrana. U tu svrhu rade se mjeseni i godinji elektroenergetski bilansi, pri emu se godinji dobijaju kao sinteza 12 mjesenih bilansa za predmetnu godinu. najzad, ovi bilansi se razrauju za sve godine perioda planiranja k=1,2,. . .,n. O veliini dodatnih proizvodnih kapaciteta ne odluuje se samo na osnovu izrade elektroenergetskih bilansa, ve i na osnovu analize pouzdanosti proizvodno - potroakog podsistema EES-a, gdje je zadovoljenje relacija (6.3) i (6.4) potreban uslov. Zadovoljavanje ciljnog nivoa pouzdanosti, uz minimalne eksploatacione trokove sistema, glavni su faktor odluivanja kod izbora naina popunjavanja povrine ispod krive trajanja optereenja, tipa i veliine novih proizvodnih agregata. 6.3 Pouzdanost proizvodnog podsistema 6.3.1 Rezerviranje generatorskih kapaciteta Analiza pouzdanosti proizvodnog podsistema ima zadatak da kvantifikuje pouzdanost napajanja potroaaelektrinom energijom. U vezi sa tim od primarnog interesa je da se utvrdi snaga proizvodnog podsistema koja e obezbijediti kvalitetno napajanje potroaa. Konvencionalna relativna mjera tog kvaliteta je pojam rezerve generatorskih kapaciteta koja se moe definisati u odnosu na vrno optereenje ("Generation Reserve Margin") kao: generatorska snaga u pogonu - vrno optereenje Rr [%] = 100 (6.5) vrno optereenje

ili u odnosu na snagu generatora u pogonu ("Generation Capacity Margin") kao generatorska snaga u pogonu - vrno optereenje Rc [%] = 100 (6.6) generatorska snaga u pogonu

gdje se sve snage (optereenja) izraavaju u [MW]. Izmeu pokazatelja Rr i Rc postoji veza generatorska snaga u pogonu Rr [%] = vrno optereenje Rc [%] = M Rc [%] (6.7)

113

Eksploatacija i planiranje EES pri emu je generatorska snaga u pogonu

Predavanja

M =

(6.8) vrno optereenje

i predstavlja faktor rezerve sistema pri vrnom optereenju. Kao to je ve naglaeno, rezerva generatorskih kapaciteta neophodna je radi pokrivanja ispada proizvodnih kapaciteta u sistemu, greaka u prognozi optereenja, nedovoljne pouzdanosti susjednih EES pri radu u zajednikoj interkonekciji, potencijalnih ispada prenosnih kapaciteta i kanjenja planiranog ulaska u pogon novih generatorskih kapaciteta. Rezerva proizvodnih kapaciteta odreuje se na vie naina. Najee se (u sluaju sistema sa dominantnim udjelom TE) to ini propisivanjem nekog iskustveno opravdanog procenta generatorske snage iznad vrnog optereenja, koji se mora obezbijediti u svakoj razmatranoj godini. Taj se procenat najee kree izmeu 15 - 25 %. Ovaj deterministiki pristup ima osnovnu manu da je neosjetljiv na intenzitete prinudnih ispada, veliine proizvodnih agregata i sl. U sistemima sa znatnim ueem HE mora se voditi rauna ne samo o rezervi snage, ve i o rezervi energije. Drugi metod je, kao i naprijed opisani, takoe deterministiki i bazira se na veliini rezerve jednake jednostrukom ispadu najvee mogue generatorske snage PGM, uz dodatak neke konstantne vrijednosti P0, nezavisne od veliine najvee generatorske jedinice u sistemu (Prez = PGM +P0). Na ovaj nain uvaava se efekat najkritinijeg jednostrukog ispada generatorske snage u sistemu, ali se ne vodi rauna o intenzitetima prinudnih ispada. Ovakvo odreivanje veliine rezerve je prosto i ima preimustvo u odnosu na prvi metod, jer se sa uvoenjem veih agregata u sistem automatski poveava i rezerva. Za razliku od prva dva, trei metod za odreivanje rezerve u sistemima sa dominantnim udjelom TE je stohastiki. On se bazira na vjerovatnoi simultanog ispada proizvodnih agregata i godinjeg modela dnevnih maksimuma optereenja sistema, na osnovu kojih se odreuje broj dana u godini u kojima se oekuje manjak generatorske snage, neophodan da pokrije potrebe potroaa, okarakterisan sa LOLP ("Loss of Load Probability") indeksom. 6.3.2 Odreivanje LOLP indeksa pouzdanosti LOLP indeks se moe se matematiki definisati na vie razliitih naina koji se meu sobom razlikuju po tome kako se vri poreenje izmeu

114


Predavanja

raspoloivih proizvodnih kapaciteta i zahtijevane snage potroaa, kao na primjer: a1. Vjerovatnoa da se ne mogu zadovoljiti potrebe potroaa iznad neke specificirane vrijednosti vrne snage, koja se pokriva sa zbirom maksimalno raspoloivih snaga svih proizvodnih kapaciteta u sistemu. a2. Oekivani broj dana ili sati u godini u kojima se pojavljuje nedovoljna snaga proizvodnje da pokrije prognozirane dnevne vrhove potronje. "Indeks gubitka optereenja" ilustrovan je na Sl. 6.2 gdje su ucrtane godinja kriva trajanja dnevnog vrnog optereenja PdpM, maksimalna raspoloiva snaga generatora sistema PGrM, potrebna rezerva Prez i ispad generatorske snage Pgi . Oekivani broj dana Di u kojima se pojavljuje nedostatak snage usljed tog ispada dobija se u presjeku godinje krive trajanja dnevnog vrnog optereenja i ordinate (PGrM - Pgi ). Ovaj oekivani broj dana sa manjkom generatorske snage moe se smanjiti poveanjem rezerve Prez, odnosno maksimalne raspoloive snage generatora sistema PGrM. LOLP indeks se sastoji iz dva segmenta u kojima je neraspoloivost generatorskih kapaciteta intenzitetom prinudnih (FOR) ("Forced Outage Rate") i planskih ispada SOR ("Scheduled Outage Rate"). Efekat sluajnih prinudnih ispada procjenjuje se probabilistiki, a planskih deterministiki. Zato je vrlo vano da se odredi pouzdanost proizvodnog podsistema pri uticaju prinudnih ispada. Tri naprijed opisana metoda za odreivanje rezerve proizvodnih kapaciteta u dominantno termoenergetskim sistemima koriste se za procjenu potrebne dodatne generatorske snage koja treba da pokrije rastue potrebe sistema. Danas se u tu svrhu najvie koristi probabilistiki LOLP indeks pouzdanosti.

115

Eksploatacija i planiranje EES Sl.6.2 Ilustracija odreivanja oekivanog broja dana sa manjkom proizvedene snage

Predavanja

Za proraun LOLP - indeksa pouzdanosti koriste se osnovni podaci o veliinama proizvodnih kapaciteta, intenzitetima prinudnih ispada i vrnom optereenju sistema, datim preko godinje krive trajanja dnevne vrne snage. Godinji LOLP indeks predstavljen preko zbirne vjerovatnoe ukupnog oekivanog broja dana D u godini sa manjkom generatorskih kapaciteta PG izraunava se preko jednaina: LOLPg = P ( PG) D =

i

P( Pgi(rj)) Di

[r.j.]

(6.9) (6.10)

P ( Pgi(rj))= P (rj) = j qjrj pjnj - rj ; r j

n

pj = 1 - qj

rj nj

gdje je: i=1,2,. . ., nj

- indeks ispada generatorske snage Pgi ;- broj agregata istog tipa j (A,B,C, . . .) koji su u kvaru; - ukupan broj svih moguih kombinacija ispada pojedinih j identinih agregata, za neku odreenu ispalu snagu Pgi ; - broj dana koji na Sl. 4.2 odgovara presjeku ordinate (PGrM - Pgi ) sa godinjom krivom trajanja dnevnog vrnog optereenja pri pojavi ispada generatorske snage Pgi , izraen u [r.j.], referisanim na broj dana u godini (Dg = 365); - vjerovatnoa pojave deficita generatorske snage Pgi koja se rauna preko izraza (6.10), pri emu ispala snaga Pgi mora biti cjelobrojni umnoak jedinine raspoloive snage j-tog tipa agregata PGrj i broja rj u i- toj kombinaciji kvarova raspoloive snage agregata ( Pgi(rj)=rj PGrj); istog tipa rj = 1,2, . . ., nrj - vjerovatnoa sismultanih ispada rj od ukupno nrj agregata iste jedinine raspoloive snage PGrj i identinih intenziteta prinudnih ispada; - vjerovatnoa pojave prinudnih ispada individualnih agregata j-tog tipa;

Di

P ( Pgi(rj))

P (rj) qj

pj = 1 - qjnj r j

- vjerovatnoa ispravnog rada individualnih agregata j-tog tipa;- broj kombinacija istovremenih ispada rj od ukupno nj identinih agregata istog tipa j.

116


Predavanja

Ako u sistemu postoji vie tipova identinih agregata, vjerovatnoa simultanih ispada (6.10) rauna se za svaki tip posebno. Na primjer, neka se raspolae sa tri tipa agregata (j=A, B i C), ijhi je ukupan broj moguih kombinacija ispada nA, nB i nc, respektivno, a pojedinana raspoloiva snaga PGrA, PGrB i PGrC i vjerovatnoa pojave prinudnih ispada qA, qB i qC, respektivno. Vjerovatnoe pojave pojedinih ispada rA agregata tipa A, rB agregata tipa B i rC agregata tipa C su: P (rA) = A qArA pAnA - rA ; P (rB) = B qBrB pBnB - rB ; P (rC) = n C rC nC - rC ; qC pC rC n rB n rA

PG(rA) = rA PGrA PG(rB) = rB PGrB PG(rC) = rC PGrC(6.11)

Vjerovatnoa simultanog ispada rA agregata tipa A i rB tipa B, ukupne ispale snage PG(rA+ rB) = rA PGrA + rB PGrB, onda je P (rA+ rB) = P (rA) P (rB); PG(rA+ rB) = rA PGrA + rB PGrB (6.12)

dok je vjerovatnoa simultanog ispada rA agregata tipa A, rB agregata tipa B i rC agregata tipa C, ukupne ispale snage

PG(rA+ rB + rC) = rA PGrA + rB PGrB + rC PGrCdata izrazom P (rA+ rB + rC) = P (rA) P (rB) P (rC)

(6.13)

(6.14)

U sutini, formule (6.12) - (6.14) daju vjerovatnou simultane pojave dva i tri nezavisna dogaaja kao proizvod njihovih individualnih vjerovatnoa pojava. One ustvari daju jedno od moguih stanja navedenih dogaaja koja su za sluaj tri proizvodna agregata razliitih snaga (A, B i C) i razliitih intenziteta prinudnih ispada (qA+ qB + qC), navedena u tabeli 6.2. Uoptavanje formula (6.13) i (6.14) za proraun vjerovatnoe deficita snage P ( Pgi) u izrazu (6.9) za bilo koji broj i kombinaciju istih agregata je jednostavno i moe se po Tabeli 4.2 sprovesti za svaki poseban sluaj. Tabela 6.2 Mogua stanja proizvodnog podsistema od tri razliita proizvodna agregata (A, B i C) sa dva nivoa raspoloivosti

117


Predavanja

Broj dana Di za odreeni deficit snage Pgi oitava se na godinjoj krivoj trajanja dnevnih vrnih optereenja, kako je to pokazano na 4.2. Na osnovu proraunatog broja dana u godini u kojima se pojavljuje deficit proizvodnih kapaciteta koji treba da zadovolje vrne snage na dijagramima optereenja sistema i vjerovatnoe njihove pojave, proraunava se godinji LOLP indeks preko izraza (6.9) i donosi zakljuak o nivou pouzdanosti EES-a. Obino se unaprijed specificira neka ciljna vrijednost pokazatelja D u (6.9) (na primjer, 1 dan/god, ili ak 0,2 dana/god), pa se provjerom stvarne vrijednosti koja se dobija na osnovu prognoziranog optereenja i plana izgradnje novih proizvodnih kapaciteta i pretpostavljene raspoloivosti proizvodnih agregata, utvruje da li je on sa predloenim planom razvoja postignut ili nije. Ako nije, u plan razvoja sistema se dodaju novi proizvodni kapaciteti ime se, pri istom vrnom optereenju, poveava rezerva generatorske snage sve dok se ne postigne eljena pouzdanost sistema. LOLP indeks je najee korieni pokazatelj pouzdanosti podsistema. U optem sluaju, on poiva nsa procjeni 365 dnevnih vrnih optereenja u godini. Pritom treba imati u vidu da su vrna optereenja prazninih dana i vikenda znatno manji nego radnih, tako da imaju mali uticaj na godinji LOLP indeks. Ako se posmatraju vrna optereenja svakog dana u godini, godinji LOLP indeks se izraava kao ukupan oekivani broj dana u godini sa deficitom generatorske snage. Ako se LOLP indeks prerauna na bazi 8760 satnih optereenja, on je u tom sluaju osjetljiv na dnevne promjene krivih trajanja optereenja, pa uvaava efekte upravljanja potronjom, rada reverzibilnih HE i sline uticaje na poveanje rezerve u EES-u. 6.3.3 LOEP indeks pouzdanosti

118


Predavanja

Treba napomenuti da godinji LOLP indeks pouzdanosti daje samo oekivani broj dana (ili sati) pojave deficita generatorske snage u godini, ali ne daje nikakvu informaciji o trajanju tih deficita. Na primjer, ne zna se koliki je deficit energije izazvao odreeni deficit snage. Da bi se kvantifikovao energetski efekat deficita snage, koristi se LOEP indeks ("Loss of Energy Probability")koji predstavlja vjerovatnou pojave manjka proizvedene energije (u odnosu na ukupne potrebe sistema za energijom). LOEP indeks se za svaki sat izraava kao oekivana koliina neisporuene energije, podijeljenom sa aktuelnim optereenjem sistema. Za proraun godinjeg LOEP indeksa treba sprovesti proraun oekivane neisporuene energije za svaki od 8760 sati u godini. Zbir svih vrijednosti e onda dati ukupnu oekivanu godinju neisporuenu energiju. Godinji LOEP indeks se dalje dobija preko izraza LOEP = godinja koliina isporuene energije [MWh] (6.15) Na slian nain moe se definisati i mjeseni (LOEP) - indeks. 6.3.4 Indeks uestanosti i trajanja (FD) - indeks Indeks uestanosti i trajanja, ili FD - indeks ("Frequency and Duration") predstavlja oekivanu uestanost i trajanje kvarova koji izazivaju gubitak optereenja tokom godine. Ovaj indeks predstavlja dopunu LOLP indeksa. Satni HLOLP - indeks povezan je sa uestanou u [h-1] i trajanjem deficita u [h] generatorskih kapaciteta preko proste relacije: HLOLP = uestanost trajanje deficita (6.16) Za proraun FD - indeksa neophodno je poznavati jo dva karakteristina pokazatelja proizvodnih agregata: srednje vrijeme trajanja kvarova i srednje vrijeme trajanja opravki u stima po danu, odakle se dalje raunaju brojevi oekivanih dnevnih kvarova i opravki kao 1 dnevni broj kvarova = (srednje vrijeme trajanja kvarova) [h/dan] (6.17)g

ukupna oekivana godinja neisporuena energija [MWh]

119


Predavanja

1 dnevni broj opravki = -----------------------------------------------------(srednje vrijeme trajanja opravki) [h/dan] Proizvodni agregati mogu se modelovati kao elementi sa dva stanja: "u pogonu" ili "u kvaru", sa brojem prelaza iz jednog u drugo stanje. Za proraun oekivanog trajanja i uestanosti pojave deficita generatorskih kapaciteta koriste se model stanja prelaza i adekvatan model zahtjeva sistema. 6.4 Izbor elektrana i veliine proizvodnih agregata Preliminarni izbor elektrana - kandidata za izgradnju zavisi od raspoloivih prirodnih ili komercijalnih energetskih resursa, pri emu se kao prioritet smatra korienje hidropotencijala i drugih obnovljivih izvora. Kada su u pitanju TE, izraen je trend poveanja njihovih jedininih snaga u cilju smanjenja specifinih investicionih trokova po [kW] instalisane snage i eksploatacionih trokova po [kWh] proizvedene elektrine energije. S druge strane, treba imati u vidu da se sa veim termikim agregatima u sistemu poveavaju i zahtjevi za veliinom neophodne rezerve kojom e se ostvariti eljeni nivo pouzdanosti EES-a. Sadanja je praksa da se snaga najvei termikih agregata u sistemu ograniava na 6 - 8 % od prognoziranog vrnog optereenja u godinama kada treba da uu u pogon. Osim toga, iz ekolokih razloga (zbog emisije tetnih gasova i odlaganja ljake i pepela, velikog sadraja sumpora u uglju i sl.) instalisane snage TE na jednoj lokaciji se ograniavaju na 2400 MW. Problem izbora ekonomine snage termikih agregata moe se u kontekstu navedenih ogranienja posmatrati na pojednostavljen, deterministiki nain. Najprije se nacrta dijagram porasta oekivanog vrnog optereenja sistema od k-tog do sljedeeg (k+1) - og trenutka, definisanog duinom jednog intervala u periodu planiranja, kako je to uinjeno na Sl. 4.3. Pri tome se pretpostavlja da je promjena dnevnog vrnog optereenja u intervalu izmeu k-tog i (k+1)-og trenutka linearna. Na istom dijagramu na Sl. 6.3 naznaena su dnevna vrna optereenja sistema PkpM i PpMk+1, potrebne rezerve proizvodnih kapaciteta u dva posmatrana trenutka Prezk+1 (u k-tom trenutku) i Prezk (u (k+1)-om trenutku), pri emu je Prezk > Prezk-1, zatim planirani dodatni generatorski kapacitet kapacitet u k-tom trenutku PGDk i ukupna raspoloiva snaga PGrk u k-tom trenutku. Bilansna nejednaina snaga sistema (6.3) ovdje se moe pisati kao PGrk PGDk + Prezk-1 + PkpM PpMk+1 + Prezk odakle je potreban dodatni generatorski kapacitet u k-tom trenutku (6.18)

120


Predavanja

PGDk (PpMk+1 - PkpM) + (Prezk - Prezk-1 ) = nk PGjk; PGjk PkpM

(6.19)

gdje je: PGjk - snaga na pragu generatora najveeg dodatnog termikog agregata u k-tom trenutku; - potreban broj novih agregata pojedinane snage PGjk; nk - najvea relativna veliina dodatnog agregata u odnosu na vrno optereenje sistema PkpM. Za praktinu primjenu jednaine (6.19) uvodi se aproksimacija da je relativni porast vrnih optereenja sistema u dva posmatrana diskretna vremenska trenutka (k-ti i (k+1) - i) konstantan PpMk+1 / PpMk = b (6.20)

epes_predavanja

Documents