TEHNO-EKONOMSKA ANALIZA PRIKLJUČENJA CHP POSTROJENJA

NA DISTRIBUTIVNU MREŽU

Milan Ivanović*, Saša Minić*, Miloš Kostić**

Elektrotehnički institut Nikola Tesla, Koste Glavinića 8a, Beograd*

MT-Komex doo, Ulica oslobođenja 22b, Beograd**

Apstract: U radu su prikazani rezultati tehno - ekonomske analize priključenja postrojenja za

kogeneraciju na distributivnu mrežu ED Beograd. Raspoloživa postrojenja su podvrgnuta proveri

kriterijuma dozvoljene snage, pri čemu je razmatrana mogućnost priključenja na 35 kV i 10 kV

sabirnice obližnje TS 35/10 kV. Rezultati analiza su ukazali na nemogućnost priključenja na 10 kV

sabirnice. Prema kriterijumu dozvoljene snage, najveća vrednost jedinične snage generatora u maloj

elektrani iznosi 4.7 MVA, za priključenje na 35 kV sabirnice u TS 35/10 kV. Ovaj kriterijum je bio

zadovoljen za samo šest postrojenja. Za sve njih je proveren kriterijum snage kratkog spoja na

mestu priključenja i njihov uticaj na promene napona u mreži. Zatim su procenjene investicije

potrebne za realizaciju različitih varijantnih rešenja. U obzir su uzeti samo varijabilni troškovi, koji

su relevantni za poređenje varijantnih rešenja.

Ključne reči: male elektrane, tehno - ekonomska analiza, CHP postrojenje, distribuirana

proizvodnja, distributivna mreža

TECHNO - ECONOMIC ANALYSIS OF CONNECTING COGENERATION

PLANT TO THE DISTRIBUTION NETWORK

Milan Ivanović*, Saša Minić*, Miloš Kostić**

Electrical Engineering Institute Nikola Tesla, Koste Glavinića 8a, Belgrade*

MT-Komex doo, Ulica oslobođenja 22b, Beograd**

Abstract: The paper presents the results of techno - economic analysis of connecting cogeneration

plant to the distribution network of ED Belgrade. For all available CHP unit types, criteria of

permissible power has been checked, for connection to 35 kV and 10 kV bus, in nearby TS 35/10

kV. The results of the analysis indicated the impossibility of connection CHP to the 10 kV.

According to the criterion of permissible power, the highest power of unit generator in a small

power plant is 4.7 MVA, for connection to 35 kV bus in TS 35/10 kV. This criterion was met for

only six CHP units. For all of them, criteria of short-circuit power at the connection point have been

checked, as well as their effect on network voltage. Investments required for implementation of

various alternative solutions have been estimated. Only variable costs, which are relevant for

comparation of alternative solutions, have been taken into account.

Key words: small power plants, techno - economic analysis, CHP plant, distributed generation,

distributive network

1. UVOD

U radu su prikazani rezultati elaborata [1], čiji su osnovni ciljevi bili sagledavanje mogućnosti

priključenja postrojenja za kogeneraciju na distributivnu mrežu ED Beograd i predlog najekonomi-

čnijeg rešenja sa stanovišta kapitala potrebnog za izgradnju i priključenje. Ideja naručioca elaborata

[1] bila je da se postojeći kotlovi za proizvodnju tehnološke pare zamene postrojenjima za kogene-

raciju (kombinovana proizvodnja toplotne i električne energije, eng. Combined Heat and Power -

CHP) i da se proizvedena električna energija plasira u distributivnu mrežu prema važećim otkupnim

cenama, koje su zagarantovane povlašćenim proizvođačima električne energije [2]. Predloženo

rešenje mora da zadovolji važeće tehničke uslove [3] i [4], a godišnji troškovi priključenja (koji

uključuju godišnje troškove investiranog kapitala i godišnje troškove gubitaka) moraju biti najniži.

Polazna osnova za proveru tehničkih uslova za priključenje CHP postrojenja su model ele-

ktrodistributivne mreže na području ED Beograd i podaci o nivou opterećenja iz početne godine

Studije [5]. Najpre su dati osnovni podaci o napajanju TS 35/10 kV Umka (u neposrednoj blizini

fabrike kartona) i o raspoloživim CHP postrojenjima. Dat je pregled važećih kriterijuma za priklju-

čenje malih elektrana na distributivnu mrežu i parametri ekonomske analize rada male elektrane. U

skladu sa važećim tehničkim preporukama [3], za različita mesta priključenja, utvrđena je najveća

vrednost jedinične snage generatora u CHP postrojenju. Na osnovu ovog kriterijuma izvršena je

selekcija varijantnih rešenja koja su podvrgnuta daljim analizama.

2. ENERGETSKE PODLOGE

Podaci za izradu elaborata [1] su preuzeti iz Studije [5], koja je usvojena na stručnom savetu EPS,

održanom 16. septembra 2010. godine u Beogradu. Iz pomenute studije su preuzeti podaci o distri-

butivnoj mreži nominalnog napona 110 kV i 35 kV, odnosno podaci o TS 110/35 kV i TS 35/10 kV

(snaga, tip, godište i položaj regulatora napona transformatora), kablovskim i nadzemnim vodovima

(tip, dužina i uklopno stanje) i opterećenjima modelovanim na sabirnicama X kV u TS 110/X kV i

TS 35/X kV.

2.1. Osnovni podaci o TS 35/10 kV Umka

TS 35/10 kV Umka datira iz šezdesetih godina prošlog veka i nalazi se u neposrednoj blizini fabrike

kartona. Osnovno napajanje ove TS realizovano je iz pravca TS 110/35 kV Beograd 10 (Mislođin),

kao što je prikazano na slici 1. Deo veze, dužine 13.74 km je izveden nadzemnim vodom preseka

Alč 240 mm2, nominalnog napona 110 kV, koji radi pod naponom 35 kV. Poslednja deonica (bliže

TS 35/10 kV Umka), dužine 1.43 km, izvedena je kablom tipa XHP Al 150 mm2 za 35 kV.

Rezervno napajanje TS 35/10 kV Umka se može realizovati iz TS 110/35 kV Beograd 10,

uključenjem voda 35 kV TS 35/10 kV Barič - TS 35/10 kV Umka ili iz TS 110/35 kV Beograd 2,

uključenjem veze TS 35/10 kV Umka i 35 kV voda od TS 35/10 kV Umka do TS 35/10 kV

Železnik 2.

Slika 1: Osnovni i alternativni pravci napajanja TS 35/10 kV Umka

Postrojenja oba naponska nivoa u TS 35/10 kV Umka izvedena su sa po jednim sistemom

podužno sekcionisanih sabirnica. Postrojenje 35 kV je izvedeno sa šest ćelija od čega su dve ćelije

transformatorske, tri su dalekovodne i jedna je rezervna (neopremljena). Pri normalnim pogonskim

uslovima, sekcioni rastavljač 35 kV sabirnica je zatvoren. Sabirnice 10 kV su podužno sekcionisa-

ne, pri čemu se svaka sekcija napaja sa zasebnog transformatora. Postrojenje 10 kV je izvedeno sa

ukupno trinaest ćelija. Napajanje 10 kV razvodnog postrojenja u fabrici kartona je izvedeno preko

sekcije 10 kV sabirnica koja se napaja preko transformatora T2. U 10 kV postrojenju nema

slobodnih ćelija. Merna ćelija sekcije 2 bi, u slučaju potrebe, mogla biti izmeštena, kao što je to

slučaj sa mernom ćelijom sekcije 1 u kojoj se nalazi i kućni transformator.

U toku izrade elaborata [1], u TS 35/10 kV Umka bila je slobodna jedna 35 kV ćelija. dok su

sve 10 kV ćelije bile iskorišćene (uz mogućnost izmeštanja merne ćelije druge sekcije sabirnica,

kao što je objašnjeno u pretodnom pasusu). Veličina parcele na kojoj se nalazi TS 35/10 kV Umka

dozvoljava eventualno proširenje 10 kV dela postrojenja, ali dogradnja TS zahteva značajna

sredstva, što u velikoj meri može uticati na isplativost i vreme realizacije razmatrane investicije.

2.2. Osnovni podaci o napajanju fabrike kartona

Napajanje fabrike kartona je izvedeno preko 10 kV razvodnog postrojenja, smeštenog u energani.

Veza tri 10 kV ćelije u razvodnom postrojenju fabrike i tri izvodne ćelija u TS 35/10 kV Umka

izvedena je kablovima tipa XHE-49A 3x(1x300 mm2), pri čemu jedan kablovski vod predstavlja

rezervu. Energija se dalje distribuira radijalnim vodovima srednjeg napona do sedam TS 10/X kV

(jedna TS 10/6 kV i šest TS 10/0.4 kV). Kompenzacija reaktivne energije u fabrici kartona je

izvedena grupno na sabirnicama 0.4 kV u TS 10/0.4 kV, sa automatskom regulacijom faktora snage.

Zbog toga porast napona usled priključenja CHP postrojenja neće uticati na proizvodnju reaktivne

snage.

2.3. Osnovni podaci o raspoloživim postrojenjima za kogeneraciju

Podaci o raspoloživim CHP postrojenjima, dobijeni od naručioca [11], prikazani su u tabeli 1.

Tabela 1: Osnovni podaci o raspoloživim CHP postrojenjima B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W

Intalisana snaga (ISO uslovi (kW) 3 956 5 326 1 934 5 500 11 250 2 950 6 724 7 429 5 229 7 219 12 500 1 872 5 416 5 123 6 523 7 674 3 510 5 460 6 000 3 567 6 000 9 900Maksimalna snaga (-20°C) (kW) 4 585 6 300 2 000 13 840 8 002 8 500 6 253 8 472 15 000 1 872 5 400 7 600 8 830 4 300 6 581 7 200 4 300Broj jedinica (kom) 2 1 4 1 2 1 1 1 1 1 4 1 1 1 2 1 1 2 1 1Ukupna snaga (ISO) (kW) 7 912 5 326 7 736 10 000 5 900 6 724 7 429 5 229 7 219 10 000 7 488 5 123 6 523 7 674 7 020 5 460 6 000 7 134 6 000 9 900Efikasnost proizvodnje el.energije (%) 29.1 32.1 30.7 31.4 23.8 30.3 33.1 28.8 32.7 31.5 26.5 30.7 31.0 31.5 30.6 27.8 31.5 23.0 29.3 31.5 33.4Broj osovina turbine 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Nominalna brzina turbine (rpm) 14 571 14 571 16 630 11 000 22 000 13 790 13 790 13 790 13 790 8 600 26 000 17 384 11 050 14 010 14 944 6 075 9 300 6 800Nazivna prividna snaga (kVA 4 700 2 400 14 065 3 300 7 595 9 000 6 600 9 000 12 500 2 250 4 375 6 750 4 375Napon generatora (kV) 11 11 11 11 11 6.6 11 11 10 10 11 0.4 11 11 11 11 11 11 11 11 11Nominalna struja (A) 738Frekvencija (Hz) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50Faktor snage 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.8 0.8 0,8- 0,8- 0,8- 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8Broj polova 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Broj faza 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3Nominalna brzina generatora (rpm) 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 3000 1500 1500 1500

Varijanta

3. TEHNIČKI I EKONOMSKI ASPEKTI PRIKLJUČENJA CHP POSTROJENJA NA

DISTRIBUTIVNU MREŽU

3.1. Model mreže

Tehnički uslovi za priključenje CHP postrojenja na distributivnu mrežu će biti provereni na modelu

distributivne mreže, direktno preuzetom iz Studije [5]. Pošto da TS 35/10 kV Umka nije pokrivena

SCADA sistemom, podaci o maksimalnom strujnom opterećenju transformatora i pojedinih izvoda

se prikljupljaju na terenu. Na raspolaganju bili podaci o vršnom opterećenju elemenata TS 35/10 kV

Umka za period 25.1.2005. - 17.12.2009. godine. Treba imati u vidu da je u ovom periodu,

očitavanje izvršeno samo 34 puta i da period između očitavanja varira od tri dana do devet meseci.

Opterećenje fabrike kartona je, za potrebe analiza, modelovano u TS 35/10 kV Umka, na

sabirnicama 10 kV, na sekciji koja se napaja sa transformatora T2. Za reprezent opterećenja, usvo-

jeno je maksimalno opterećenje od 6.88 MW, iz februara 2010. godine; na osnovu prosečnog fakora

snage za februar (0.974) i vršnog opterećenja, proračunato je i vršno reaktivno opterećenje u iznosu

od 1.614 Mvar. Ukupno opterećenje TS 35/10 kV Umka je procenjeno na osnovu očitavanja

maksigrafa transformatora T1 (10.392 MW, očitavanje od 23.2.2009. godine) koji je, u periodu pre

očitavanja, napajao obe sekcije 10 kV sabirnica. Opterećenje druge sekcije sabirnica 10 kV u TS

35/10 kV Umka (napajanje sa transformatora T1) je proračunato kao razlika zabeleženog vršnog

opterećenja TS 35/10 kV Umka (10.392 MW) i usvojenog opterećenja fabrike kartona:

- sekcija 1 (transformator T2): P = 6.880 MW, Q = 1.614 Mvar, cos φ = 0.974

- sekcija 2 (transformator T1): P = 3.512 MW, Q = 0.990 Mvar, cos φ = 0.970

3.2. Tehnički kriterijumi za priključenje male elektrane na distributivnu mrežu

Osnovni tehnički uslovi za priključenje malih elektrana na distributivnu mrežu definisani su Tehni-

čkim preporukama Direkcije za distribuciju EPS [2]. Opseg važenja Tehničke preporuke 16 je pri-

ključenje malih elektrana, snage do 10 MVA, na distributivnu mrežu nazivnog napona 0.4 - 35 kV.

Osnovni tehnički kriterijumi za priključenje male elektrane na distributivnu mrežu su:

- kriterijum dozvoljene snage male elektrane (tačka 5.4)

- kriterijum flikera (tačka 5.5)

- kriterijum dozvoljenih struja viših harmonika (tačka 5.6) i

- kriterijum snage kratkog spoja (tačka 5.7).

Kriterijum flikera ima značaj kod elektrana na vetar i kod solarnih elektrana, pa ovaj

kriterijum nije razmatran. Kriterijum dozvoljenih struja viših harmonika se može proveriti samo za

konkretan generator koji se ugrađuje u malu elektranu.

Provera kriterijuma snage kratkog spoja zahteva poznavanje podatka o sinhronoj reaktansi

konkretnog generatora koji se priključuje na mrežu. Imajući u vidu uticaj male elektrane na

povećanje snage trofaznog kratkog spoja u tački priključenja (samim tim i na dimenzionisanje

opreme u TS), ovaj kriterijum će biti proveren sa tipičnim parametrima blok transformatora, dok će

za sve generatore biti usvojeno x"d prema [10].

3.2.1. Kriterijum dozvoljene snage male elektrane

Kriterijum dozvoljene snage garantuje da, u prelaznim režimima, promena napona na mestu priklju-

čenja na ED mrežu neće prekoračiti vrednost ∆um = 2%. Prema [3], mala elektrana može da se

priključi na mrežu ED po kriterijumu dozvoljene snage ako je ispunjen sledeći uslov:

50ks

NGMSS

k≤

⋅ (1)

gde je:

SNGM - najveća vrednost jedinične snage generatora u maloj elektrani, odnosno ukupna snaga

više generatora ako se jednovremeno priključuju na mrežu ED, u MVA;

Sks - stvarna vrednost snage trofaznog kratkog spoja na mestu priključenja, u MVA;

k = Ip/In - koeficijent određen količnikom maksimalne polazne struje Ip (struje uključenja) i

naznačene struje generatora In, i, za sinhrone generatore, ima vrednost 1.

Pošto je u elaboratu analizirano priključenje CHP postrojenja sa sinhronim generatorom, izraz

(1) se može napisati u jednostavnijoj formi:

50ks

NGMSS ≤ (2)

3.2.2. Proračun snage trofaznog kratkog spoja

Mala elektrana može može biti priključena na mrežu ED ukoliko je ispunjen kriterijum (2), odnosno

ako je najveća vrednost jedinične snage generatora u maloj elektrani (SNGM) manja od 2% stvarne

vrednosti snage trofaznog kratkog spoja na mestu priključenja (Sks). Subtranzijentne struje trofaznog

kratkog spoja (I"k3) preuzete su iz [7] i za sabirnice 110 kV iznose 6 kA za TS 110/35 kV Beograd 2

i 8.6 kA za TS 110/35 kV Beograd 10.

Snaga trofaznog kratkog spoja napojne mreže (Sk3M) na sabirnicama 110 kV, određena je

korišćenjem forumle:

"3 3k M nM kS c U= 3I (3)

gde je:

c - naponski faktor

UnM - nominalni međufazni napon napojne mreže

I"k3 - subtranzijentna struja tropolnog kratkog spoja

Naponski faktor c predstavlja odnos maksimalno dozvoljenog napona opreme i nominalnog

napona za određeni naponski nivo. Prema [9], ovaj faktor se razlikuje pri proračunima za maksima-

lno (cmax) i minimalno (cmin) angažovanje izvora struja kratkog spoja. Proračun snaga trofaznih

kratkih spojeva će biti izveden pod pretpostavkom da su su izvori struja kratkog spoja maksimalno

angažovani, odnosno da je c = cmax. Vrednost cmax za mreže 110 kV i 10 kV iznosi 1.1, odnosno

1.085 za mrežu 35 kV. Za potrebe proračuna snage trofaznog kratkog spoja na mestu priključenja

male elektrane na mrežu ED (Sks) treba formirati zamensku šemu, kao što je prikazano na sl. 2.

Slika 2: Zamenska šema za proračun snage kratkog spoja

Na prethodnoj slici je sa A obeleženo mesto priključenja male elektrane na distributivnu

mrežu, odnosno tačka za koju treba odrediti snagu tropolnog kratkog spoja, Sks. Isključeni transfo-

rmatori su iscrtani isprekidanim linijama. Napojna mreža se ekvivalentira reaktansom X"M čija se

vrednost proračunava korišćenjem izraza: 2

""

3 33nM nM

Mk M k

cU UXS I

= = (4)

Transformatori se predstavljaju rednom granom π ekvivalentne šeme. Zanemaruje se regula-

cija napona (smatra se da je regulator napona u neutralnom položaju) a samim tim i otočne grane π

ekvivalentne šeme. Parametri redne grane transformatora se određuju korišćenjem izraza: 2

1

100k n

Tn

u UZS

= ⋅ (5)

231 10n

T Cunn

UR PS

−⎛ ⎞= ⎜ ⎟

⎝ ⎠⋅ (6)

2T T

2TX Z R= − (7)

T T TZ R jX= + (8)

gde je:

ZT - moduo impedanse redne grane transformatora, u Ω;

uk - nominalni napon kratkog spoja, u %;

U1n - nominalni napon primara, u kV;

Sn - nominalna snaga transfomatora, u MVA;

PCun - nominalni gubici u bakru, u kW.

Za proračun snage trofaznog kratkog spoja se, pri modelovanju vodova, zanemaruju otočne

kapacitivnosti. Parametri redne grane π ekvivalentne šeme voda se određuju korišćenjem izraza:

V pod VR r l= (9)

V pod VX x l= (10)

V V VZ R jX= + (11)

gde je:

rpod - podužna otpornost voda, u Ω/km;

xpod - podužna reaktansa voda, u Ω/km;

lV - dužina voda, u km.

Ovako proračunate vrednosti u apsolutnim jedinicama treba svesti na jedan naponski nivo ili ih

prevesti u sistem relativnih jedinica. U petlji kvara, kao što je prikazano na slici 3, deluje

Tevenenov generator čija elektromotorna sila iznosi:

T nAE c U= (12)

gde je:

c - naponski faktor;

UnA - nominalni napon tačke A, u kV.

Konačno, snaga trofaznog kratkog spoja u tački A se računa kao: 2

T nA nAks

ek ek

E U c USZ Z

= = (13)

gde je

"110 / 35 35 35/10 10ek TS kV V kV TS kV V kVMZ jX Z Z Z Z= + + + + (14)

Slika 3: Zamenska šema za proračun snage kratkog spoja

Treba napomenuti da se pri proračunu snage trofaznog kratkog spoja, za potrebe dimenzionisanja

opreme, uglavnom zanemaruju aktivne otpornosti, čime se pravi otklon na stranu sigurnosti.

Ukoliko bi se isti princip primenio na proveru uslova za priključenje male elektrane na distributivnu

mrežu, snaga kratkog spoja na mestu priključenja bila bi veća od realne, čime bi bio narušen uslov

(1). Stoga je neophodno uzeti u obzir i aktivne otpornosti petlje kvara.

Potrebno je sagledati i najkritičniji slučaj sa aspekta kriterijuma dozvoljene snage male

elektrane uslova (1). Na slici 2 je prikazana mreža sa dve TS (sa po dve transformatorske jedinice,

isključeni transformatori su iscrtani isprekidanom linijom). Pri ispadu ili planiranom isključenju

nekog od transformatora, snaga trofaznog kratkog spoja u tački A se smanjuje. Ukoliko bi se na

tako oslabljenu mrežu priključio generator, promena napona bi mogla da pređe dozvoljenu vrednost

(∆um = 2%). Zbog toga se iz petlje kvara izuzimaju transformatori sa najmanjom rednom

impedansom, odnosno transformatori čije isključenje minimizira snagu kratkog spoja na mestu

priključenja male elektrane.

3.2.2. Provera kriterijuma snage kratkog spoja

Sva varijantna rešenja se podvrgavaju proveri kriterijuma snage kratkog spoja. Posle priključenja

male elektrane, snaga trofaznog kratkog spoja na mestu priključenja se povećava. Potrebno je

sagledati novu, uvećanu vrednost snage trofaznog kratkog spoja i utvrditi da li je postojeća oprema

pravilno dimenzionisana. Za proračun se koristi zamenska šema prikazana na slici 4.

Slika 4: Zamenska šema za proračun snage kratkog spoja

Na slici 4 su korišćene sledeće oznake:

A - tačka priključenja MHE na distributivnu mrežu

ZPV35kV - impedansa priključnog 35 kV voda

ZBT - impedansa blok transformatora

X"d - podužna subtranzijentna reaktansa generatora

Zek - impedansa petlje kvara pre priključenja MHE

Sve navedene impedanse treba svesti na naponski nivo tačke priključenja male elektrane. U slučaju

da se, zbog priključenja male elektrane, snaga trofaznog kratkog spoja poveća iznad vrednosti za

koju je dimenzionisana oprema u mreži ED, treba primeniti jednu ili više sledećih mera:

- ograničenje struja kratkog spoja u maloj elektrani

- zamena opreme koja ne ispunjava zahteve s obzirom na snage kratkog spoja

- promena mesta priključenja na mrežu ED

- promena parametara priključnog voda, itd

3.3. Uticaj male elektrane u pogonu na distributivnu mrežu

Kriterijumi za priključenje male elektrane na distributivnu mrežu [2] propisuju uslove sa stanovišta

pojedinačnih generatora. Tehnički uslovi [2] ne propisuju pogonske parametre male elektrane, pa

treba definisati dodatne kriterijume za njihov paralelan rad sa distributivnom mrežom.

Za male elektrane je karakteristična velika udaljenost od centara potrošnje. U najvećem broju

slučajeva, njihova ukupna instalisana snaga prevazilazi potrebe konzuma TS 35/10 kV na koju je

priključena, pa se menja smer toka snage kroz transformaciju 35/10 kV i po 35 kV vodovima. Pored

toga, injektiranje aktivne i reaktivne snage povećava napon u delu mreže bliskom tački priključenja.

Sa stanovišta porasta napona u mreži, najkritičniji slučaj je paralelan rad maksimalno angažovane

ME pri minimalnom opterećenju mreže (30% snage vršnog opterećenja). Suprotno tome, minimalni

naponi se javljaju pri vršnom opterećenju mreže kada je razmatrana ME van pogona. U oba slučaja,

naponi u mreži moraju biti u okviru granica propisanih u Pravilima o radu distributivnog sistema

[4], prikazanih u tabeli 2.

Tabela 2: Naponska ograničenja pri planiranju mreža

Nominalni napon čvorišta

Minimalni napon u normalnom radnom

režimu

Minimalni napon u havarijskom radnom

režimu

Maksimalni napon u normalnom radnom

režimu

110 kV 99 kV 99 kV 121 kV

35 kV 31.5 kV 31.5 kV 38 kV

20 kV 19 kV 18 kV 21.4 kV

10 kV 9.5 kV 9 kV 10.7 kV

Zbog toga prenosne odnose transformatora u TS 35/10 kV pre priključenja ME treba

prepodesiti tako da naponi na sabirnicama svih TS 10/0.4 kV koje se napajaju iz razmatrane TS

35/10 kV budu što bliži nominalnim naponima, pri vršnom opterećenju mreže. Sa takvim podešava-

njem prenosnih odnosa transformatora računaće se u ovom materijalu. Za analizu rada maksimalno

angažovane ME pri minimalnom opterećenju mreže, formiraju se modeli ME koji uključuju

generatorski čvor i blok transformator. Pod maksimalnim angažovanjem ME podrazumeva se gene-

risanje nominalne aktivne snage sa faktorom odate snage cos φ = 0.95, ukoliko nije naznačeno

drugačije. Prema [4], u stacionarnom stanju, najveće dozvoljeno odstupanje napona na mestu

priključenja na distributivnu mrežu srednjeg napona u odnosu na nazivne napone generatora u ME

iznosi ∆Um = ± 5%. Ukoliko promena napona prevazilazi navedene vrednosti, tehnički uslovi za

paralelan rad ME sa distributivnom mrežom nisu ispunjeni.

3.4. Parametri ekonomske analize rada male elektrane

Pojedine varijante priključenja ME na distributivnu mrežu će, pored tehničkih, biti vrednovane i

prema ekonomskim kriterijumima. Godišnji troškovi neke varijante priključenja ME mogu se

načelno podeliti na dve grupe: troškove gubitaka i troškove kapitala uloženog u mrežu. Detaljno

objašnjenje strukture troškova dato je u poglavlju 5.2 Studije [5].

U interesu vlasnika ME je da se prenos energije iz ME do mesta priključenja obavi uz najma-

nje moguće gubitke. Smanjenje gubitaka implicira povećanje preseka priključnog voda ili priključe-

nje na viši naponski nivo, ali zahteva dodatne investicije. Zbog toga je neophodna valorizacija

investicija i troškova gubitaka na priključnom vodu za pojedina varijantna rešenja. Proračun troško-

va gubitaka CHP obavlja se po sledećem obrascu:

γτ PCC EP ⋅⋅= (15)

gde je

CE - cena električne energije proizvedene u ME;

τ - ekvivalentno vreme trajanja maksimalnih gubitaka na priključnom vodu;

Pγ - snaga maksimalnih gubitaka.

Uredba [2] propisuje (podsticajne) otkupne cene za energiju proizvedenu korišćenjem obno-

vljivih izvora i kombinovanom proizvodnjom električne i toplotne energije. U tab. 6 su prikazane

otkupne cene za male elektrane sa kombinovanom proizvodnjom na fosilna goriva.

Tabela 3: Naponska ograničenja pri planiranju mreža

Instalisana snaga ME (MW)

Mera podsticaja - otkupna cena (c€ / kWh)

do 0.2 10.40 od 0.2 do 2 10.667 - 1.333 P od 2 do 10 8.2 Za male elektrane sa kombinovanom proizvodnjom čiji je primarni energent prirodni gas,

baznu otkupnu cenu C0 treba korigovati:

)3.083.27/*7.0(*0 += GCC (16)

Gde je

C0 - referentna otkupna cena određena na osnovu cene prirodnog gasa za prodaju

energetskim subjektima za trgovinu na malo prirodnim gasom za potrebe tarifnih

kupaca koja ne uključuje troškove korišćenja trasportnog sistema za prirodni gas kod

Javnog preduzeća "Srbijagas" Novi Sad po tarifnom stavu "energent" od 27.83 din/m3;

G (din/m3) - nova cena prirodnog gasa za prodaju energetskim subjektima za trgovinu na malo

prirodnim gasom za potrebe tarifnih kupaca koja ne uključuje troškove korišćenja

transportnog sistema za prirodni gas kod Javnog preduzeća "Srbijagas" Novi Sad po

tarifnom stavu "energent".

Ekvivalentno vreme trajanja maksimalnih gubitaka (τ) predstavlja koeficijent srazmere izme-

đu gubitaka energije i vršnih gubitaka snage (za elemente sa sličnim godišnjim dijagramom optere-

ćenja). Za potrebe studija distributivnih mreža obično se izračunava po empirijskom obrascu: 2

0.17 0.83 8760TTτ = ⋅ + ⋅ (17)

gde je T - ekvivalentno vreme trajanja vršne snage u određenom elementu mreže. Ovo vreme pre-

dstavlja koeficijent srazmere između vršne snage i ukupne protekle energije kroz neki element

mreže (u ovom slučaju priključni vod male elektrane). Ekvivalentno vreme trajanja vršne snage za

priključni vod predstavlja količnik godišnje energije i maksimalne snage koju mala elektrana preda-

je distributivnoj mreži. Dinamika proizvodnje električne energije CHP postrojenja je uslovljena

dinamikom proizvodnog procesa u fabrici kartona. Zbog toga će za vreme trajanja vršne snage biti

usvojena vrednost od 6 955 h. Ova vrednost predstavlja količnik ukupno preuzete aktivne energije

na godišnjem nivou i vršnog opterećenja. Na osnovu obrasca (17), ekvivalentno vreme trajanja

maksimalnih gubitaka iznosi 5 765 h.

3.4.1. Jedinične cene osnovnih elemenata mreže

Jedinične cene pojedinih elemenata mreže formirali su Obrađivači. Sa ovim cenama će biti računate

investicije kada se radi o celim objektima, a za obračun investicija za specifične objekte biće

korišćene i cene elementarne opreme ili vrste radova. Da bi se izbegli nepotrebni detalji, prikazane

su samo cene gotovih TS ili njihovih najznačajnijih delova i prosečne jedinične cene kablova. Cena

trafostanice 35/X kV se može izraziti kao linearna funkcija broja polja ili ćelija na oba naponska

nivoa i broja transformatora. Opšta zakonitost je:

ITS = A + B nNN + C nSN + D nTR, gde su

A, B, C i D - konstante;

nSN - broj ćelija na strani srednjeg napona;

nNN - broj ćelija na strani nižeg napona;

nTR - broj transformatora.

Jedinične cene kablovskih vodova su prikazane u tabeli 4, a jedinične cene polaganja kablova u

tabeli 5. U tabeli 6 su prikazane jedinične cene transformatora a u tabeli 7 cene ćelija.

Tabela 4: Jedinične cene kablovskih vodova

Naponski nivo Naponski nivo10 kV 35 kV

XHE Al 95 mm2 13 XHE Al 95 mm2 20.5

XHE Al 150 mm2 17.5 XHE Al 150 mm2 25.5

XHE Al 185 mm2 19 XHE Al 185 mm2 27

XHE Al 240 mm2 22 XHE Al 240 mm2 30.5

Tip kablaJedinične cene kablovskih vodova (1000 €/km)

Presek Tip kabla Presek

Tabela 5: Jedinične cene polaganja kablova

Broj i naponski nivo kablova u zemlji u asfaltu1 kabl 10 kV 15.5 26.52 kabla 10 kV 22 351 kabl 35 kV 31.5 472 kabla 35 kV 61

Cene građevinskih radova za polaganje kablova:iskop, polaganje kabla, zatrpavanje (1000 €/km)

Tabela 6: Jedinične cene transformatora

Vrsta transformatora

Snaga transformatora (MVA) Cena transformatora Transport i

montaža Ukupno

2.5 36 2 384 54 3 57

6.3 73 4 778 100 5 10510 125 8 133

12.5 158 8 166

Cene transformatora 35/X kV (1000 €)

35/X kV

Tabela 7: Cene ćelija

Ćelija Cena ćelijeĆelija 10 kV za unutrašnju montažu 20Ćelija 35 kV za unutrašnju montažu 29

Cena ćelija za unutrašnju montažu (1000 €)

4. PROVERA KRITERIJUMA ZA PRIKLJUČENJE CHP POSTROJENJA NA

DISTRIBUTIVNU MREŽU ED BEOGRAD

4.1. Uvod

Pregled važećih tehničkih kriterijuma za priključenje male elektrane na distributivnu mrežu dat je u

poglavlju 3.2. Sa stanovišta priključenja CHP postrojenja, najstroži je kriterijum dozvoljene snage

male elektrane (poglavlje 3.2.1). Kriterijum snage kratkog spoja (poglavlje 3.2.2) služi za proračun

snage kratkog spoja na mestu priključenja male elektrane i proveru adekvatnosti postojeće opreme

na novonastale uslove u mreži. Konačno, potrebno je sagledati uticaj male elektrane u pogonu na

distributivnu mrežu.

4.2. Dozvoljena snaga CHP postrojenja

Najpre su sagledane mogućnosti za priključenje CHP postrojenja u TS 35/10 kV Umka. Kriterijum

dozvoljene snage za CHP postrojenje je proveren za tri varijante napajanja TS 35/10 kV Umka:

- osnovno napajanje iz TS 110/35 kV Beograd 10

- rezervno napajanje iz TS 110/35 kV Beograd 10, preko TS 35/10 kV Barič

- rezervno napajanje iz TS 110/35 kV Beograd 2, preko TS 35/10 kV Makiš

Prema kriterijumu dozvoljene snage male elektrane, za osnovno napajanje TS 35/10 kV Umka

iz pravca TS 110/35 kV Beograd 10, najveća vrednost jedinične snage generatora su:

- 2.115 MVA, za priključak na sekciju 1 sabirnica 10 kV u TS 35/10 kV Umka

- 4.737 MVA, za priključak na sabirnice 35 kV u TS 35/10 kV Umka

Uvidom u osnovne podatke o raspoloživim CHP postrojenjima, nameće se zaključak da nije-

dno od ponuđenih varijantnih rešenja ne zadovoljava kriterijum dozvoljene snage male elektrane za

priključenje na sabirnice 10 kV, odnosno da priključenje raspoloživih CHP postrojenja na sabirnice

10 kV u TS 35/10 kV Umka nije moguće. Sa stanovišta istog kriterijuma, priključenje na 35 kV

sabirnice je moguće za varijantna rešenja B, D, G, M, R i U. Podaci o ovim varijantnim rešenjima

su prikazani u tabeli 8.

Tabela 8: Podaci o CHP postrojenjima koja zadovoljavaju kriterijum dozvoljene snage male elektrane

za priključenje na 35 kV sabirnice u TS 35/10 kV Umka

B D G M R U

Proizvođač Centrax UK - Rolls Royce Dresser Rand IES Canada OPRA Turbine Turbomach -

SolarVericor Power System - MTU

Model CX 501 KB5 KG2 IES 3000B OP16 Centaur 40 VPS4Intalisana snaga (ISO uslovi (kW) 3956 1 934 2 950 1 872 3 510 3 567Maksimalna snaga (-20°C) (kW) 4585 2 000 1 872 4 300 4 300

Broj jedinica (kom) 2 4 2 4 2 2

Ukupna snaga (ISO) (kW) 7912 7 736 5 900 7 488 7 020 7 134Efikasnost proizvodnje električne energij 29.1% 23.8% 26.5% 27.8% 29.3%Broj osovina turbine 1 1 1 1 1 1Nominalna brzina obrtanja (rpm) 14571 22 000 26 000Nazivna prividna snaga (kVA 4700 2 400 3 300 2 250 4 375 4 375Napon generatora (kV) 11 11 6.6 0.4 11 11Nominalna struja (A)Frekvencija (Hz) 50 50 50 50 50 50Faktor snage 0.8 0.8 0.9 0.8 0.8 0.8Broj polova 4 4 4 4 4 4Broj faza 3 3 3 3 3 3Nominalna brzina obrtanja genera (rpm) 1500 1500 1500 1500 1500 1500

Varijanta

Za sva CHP postrojenja prikazana u tabeli 8 je karakteristična tzv. multi set izvedba, sa više gene-

ratora po postrojenju. U poglavlju 3.2.1 je navedeno da kod malih elektrana sa više generatora,

uključenje narednog generatora sme da se izvede najmanje dva minuta posle priključenja pretho-

dnog generatora. Dalje analize će biti izvedene pod pretpostavkom da je upravljanje svakim od

generatora nezavisno. Prema raspoloživim podacima, CHP postrojenja su opremljena regulatorima

čija fukcija zavisi od radnog režima: regulacija napona u ostrvskom radu i regulacija faktora snage

pri paralelnom radu sa mrežom. Prema [3], ostrvsko napajanje mreže ED iz male elektrane nije

dozvoljeno.

Nazivni naponi generatora (X = 0.4 kV, 6.6 kV i 11 kV) se razlikuju od nominalnog

naponskog nivoa tačke priključenja (35 kV), pa je za priključenje na distributivnu mrežu neophodna

nabavka transformatora X/35 kV. Broj i snaga transformatora će biti određeni u daljim analizama.

Kriterijum snage kratkog spoja će biti proveren za svako varijantno rešenje ponaosob. Treba imati u

vidu da, prema [3] i [4], ukupna instalisana snaga svih generatora u maloj elektrani ne sme biti veća

od 10 MVA. Procenjena dužina 35 kV priključnog voda je 0.3 km.

Imajući u vidu instalisane snage CHP postrojenja prikazanih u tabeli 8 i otkupnu cenu ene-

rgije iz ovih izvora, za dalje analize će biti korišćena bazna otkupna cena od 8.2 c€ / kWh. Pošto

ekvivalentno vreme trajanja maksimalnih gubitaka iznosi 5 765 h, na osnovu izraza (15), cena

gubitaka snage na priključnom vodu iznosi 473 € / kW.

Na osnovu definisanih cena za vodove srednjeg napona, a s obzirom na usvojenu cenu

gubitaka snage, može biti sprovedena analiza ekonomičnog prenosa snage pojedinim vodovima

srednjeg napona. Ova analiza predstavlja osnovu za izbor preseka 35 kV priključnog voda dužine

0.3 km, koji će biti korišćen za prenos energije proizvedene u CHP postrojenjenju do 35 kV

sabirnica u TS 35/10 kV Umka. Analizom ekonomičnosti prenosa snage utvrđeno je da je 35 kV

kabl XHE 49A preseka 95 mm2 nejekonomičniji za prenos snaga manjih od 2.7 MW. Za snage u

intervalu od 2.7 MW do 10 MW, najekonomičnije je korišćenje kabla XHE 49A preseka 185 mm2.

Korišćenje kabla XHE 49A preseka 150 mm2 nije ekonomično ni u jednom delu razmatranog

opsega snaga.

U daljem tekstu će biti prikazana detaljna analiza priključenja samo jednog CHP postrojenja

iz tabele 8, s obzirom na raspoloživi prostor. Zbirni rezultati analiza su prikazani u članu 4.4.

4.3. Varijanta B: Centrax UK - Rolls Royce, model CX501 KB5

Postrojenje CX501 KB5 je izvedeno sa dva generatora nominalnog napona 11 kV, snage po 4.7

MVA. Predložena jednopolna šema generatorskog postrojenja je prikazana na slici 5.

Slika 5: Jednopolna šema generatorskog postrojenja za varijantu B

Nominalni prenosni odnos blok transformatora (BT1 i BT2) treba da iznosi 11/35 kV, a

njihova nazivna prividna snaga po 6.3 MVA. Razvodno postrojenje za 35 kV može biti izvedeno sa

tri ćelije: dve generatorske i izvodna ćelija, kao što je prikazano na slici 5. Transformator za

sopstvenu potrošnju i 35 kV ćelija za njegovo priključenje nisu uzeti u obzir. Treba imati u vidu da

je uticaj parametara blok transformatora na cenu varijantnog rešenja mali. Za sprezanje generatora i

mreže (BT1 i BT2) mogu biti korišćeni transformatori prenosnog odnosa 35/10.5 kV. Nominalni

napon generatora (11 kV) se razlikuje od nominalnog napona sekundarnog namotaja transformatora

(10.5 kV). Regulator napona transformatora treba postaviti u položaj 1 (prenosni odnos 33.25/10.5

kV, smanjenje napona na sekundaru za 5%) da bi se napon primarnog namotaja prilagodio nomina-

lnom naponu sabirnica 35 kV.

U poglavlju koje obrađuje kompenzaciju reaktivne energije, u [2] (tačka 9.1), navodi se da

faktor snage male elektrane u odnosu na mrežu ED, u režimu predaje i u režimu prijema električne

energije, treba da iznosi cos φ ≥ 0.95. Za razmatrane sinhrone generatore u varijanti B nije naveden

podatak o nazivnoj aktivnoj snazi, pa je pretpostavljeno da je ona jednaka nazivnoj snazi turbine za

ISO uslove na 15°C (Pn = 3.956 MW). Dakle, maksimum generisane prividne snage koji se predaje

pojedinom blok transformatoru pri cos φ = 0.95, iznosi 4.146 MVA. Maksimum ukupne generisane

aktivne snage CHP postrojenja u ovoj varijanti iznosi 7.912 MW. Rezultati analiza ekonomičnosti

prenosa ukazuju da za priključni vod treba koristiti 35 kV kabl tipa XHE 49A 185 mm2, zato što su

u tom slučaju troškovi prenosa snage najniži.

4.3.1. Provera kriterijuma snage kratkog spoja

Snaga trofaznog kratkog spoja na 35 kV sabirnicama TS 35/10 kV Umka iznosi SKS,M = 236.85

MVA. Posle priključenja CHP postrojenja (varijanta B, sl. 5), snaga trofaznog kratkog spoja na

sabirnicama 35 kV u TS 35/10 kV Umka (tačka A na sl. 4) iznosi 291.6 MVA. Maksimalno

dozvoljena vrednost snage trofaznog kratkog spoja u mreži 35 kV iznosi 750 MVA. Dakle,

kriterijum snage kratkog spoja je zadovoljen za ovo varijantno rešenje. Za napon kratkog spoja

transformatora je usvojena vrednost 6%, dok je za subtranzijentnu reaktansu generatora, prema

[10], usvojena vrednost od 14%.

4.3.2. Efekti priključenja CHP postrojenja u varijanti B na mrežu ED Beograd

Uticaj priključenja CHP postrojenja u varijanti B na napon u TS 35/10 kV Umka, na 35 kV

sabirnicama je sagledan kroz varijaciju opterećenja u mreži i radnih režima CHP postrojenja (za

faktor odate snage cos φ = 0.95), kao što je prikazano u tabeli 9.

Tabela 9: Promene napona u tački priključenja u stacionarnom stanju

Napon u tački priključenja CHP Vršno opterećenje Minimalno opterećenje

Maksimalno generisanje CHP 33.76 kV 36.15 kV

Prazan hod CHP 33.65 kV 35.93 kV

Iz tabele 9 se vidi da promene napona u stacionarnom režimu iznose ∆Um = 0.11 kV za vršno

i ∆Um = 0. 22 kV za minimalno opterećenje mreže, odnosno, ukupno 2.5 kV tokom godine, za

ekstremno angažovanje elektrane na 35 kV naponu.

Za očekivani opseg promene napona na pragu 35 kV mreže (u napojnoj TS 110/35 kV

Beograd 10, pri referentnom naponu 35 kV), i očekivani opseg promene opterećenja u analiziranom

delu distributivne mreže tokom godine, pri minimalnom i maksimalnom angažovanju elektrane

dobijaju se vrednosti napona u tački priključenja kao u tabeli 9. Za konkretan analizirani slučaj

pretpostavljeno je da napon u TS 110/35 kV Beograd 10 u režimu maksimalnog opterećenja,

ukoliko je referentni napon 35 kV, neće pasti ispod 34 kV, a u režimu minimalnog opterećenja neće

biti iznad vrednosti 36 kV, čime su pokrivene varijacije napona od ±2.85% tokom godine na 35 kV

strani TS 110/35 kV Beograd 10.

Očekivani opseg promene opterećenja sekcije 1 sabirnica 10 kV u TS 35/10 kV Umka (sa ove

sekcije se realizuje napajanje fabrike kartona) vezan je za režim rada CHP postrojenja. Rad CHP

postrojenja uslovljen je tehnološkim procesima u fabrici kartona, pa je modelovana jednovremena

pojava vršnog opterećenja sekcije 1 sabirnica 10 kV u TS 35/10 kV Umka i maksimalnog

generisanja CHP postrojenja. Dakle, režimu maksimalnog generisanja u CHP postrojenju odgovara

vršno opterećenje fabrike kartona. Minimalno opterećenje fabrike kartona, pri maksimalnom

generisanju CHP potrojenja, procenjeno je na 75% vršnog opterećenja. Pri praznom hodu CHP

postrojenja, modelovano je nulto opterećenje na sekciji 1 sabirnica 10 kV (pro vršnom i

minimalnom opterećenju ostatka konzuma TS 35/10 kV Umka).

Očekivani opseg promene opterećenja sekcije 2 sabirnica 10 kV u TS 35/10 kV Umka kreće

se od maksimalnog vršnog opterećenja TS 110/35 kV Beograd 10 do 30% te vrednosti koja se

očekuje u minimalnom režimu na konzumu razmatrane TS 35/10 kV Umka. Maksimalno angažova-

nje generatora maksimalno utiče na povećanje napona u tački priključenja. Iz tabele 9 se vidi da je

očekivana promena napona u tački priključenja tokom godine (ukoliko elektrana radi sa konsta-

ntnim faktorom snage cos φ = 0.95) od 33.65 kV do 36.15 kV, što znači da su naponi u okviru

granica propisanih Pravilima o radu distributivnog sistema [3]. Pri istim uslovima, napon na sekciji

1 sabirnica 10 kV u TS 35/10 kV Umka (sa ove sekcije se realizuje napajanje fabrike kartona) kreće

se od 9.81 kV do 10.41 kV, a napon na sekciji 2 od 9.73 kV do 10.51 kV. Dakle, naponi na 10 kV

sabirnicama u TS 35/10 kV Umka ostaju u propisanom opsegu i posle priključenja CHP postrojenja

u varijanti B.

4.4. Zbirni rezultati analiza

Tabela 10: Podaci o predloženim varijantnim rešenjima priključenja CHP postrojenja na 35 kV

sabirnice u TS 35/10 kV Umka

Varijanta Proizvođač Model SnG (MVA) cos φ UnG

(kV) SnBT

(MVA) Priključni vod, 35 kV SKS, PAR (MVA)

UP,min (kV)

UP,max (kV)

B Centrax UK - Rolls Royce CX 501 KB5 2 x 4.7 0.8 11 2 x 6.3 XPE 49-A 185 mm2 291.6 33.65 36.15

D Dresser Rand KG2 4 x 2.4 0.8 11 4 x 2.5 XPE 49-A 185 mm2 289.9 33.65 36.13

G IES Canada IES 3000B 2 x 3.3 0.9 6.6 2 x 4 XPE 49-A 185 mm2 284.4 33.53 35.94

M OPRA Turbine OP16 4 x 2.25 0.8 0.4 4 x 2.5 XPE 49-A 185 mm2 300.9 33.65 36.11

R Turbomach - Solar Centaur 40 2 x 4.375 0.8 11 2 x 6.3 XPE 49-A 185 mm2 288.7 33.65 35.81

U Vericor Power System - MTU VPS4 2 x 4.375 0.8 11 2 x 6.3 XPE 49-A 185 mm2 288.7 33.65 36.08

Oznake korišćene u tabeli 10: SnG nazivna prividna snaga generatora cos φ faktor snage generatora UnG nazivni napon generatora SnBT ukupna nazivna prividna snaga transformacije X/35 kV SKS, PAR snaga trofaznog kratkog spoja na 35 kV sabirnicama TS 35/10 kV Umka posle

priključenja CHP postrojenja SNGM najveća vrednost jedinične snage generatora u maloj elektrani UMP, min minimalna očekivana vrednost napona u tački priključenja, za vršno opterećenje mreže i

CHP postrojenje u praznom hodu, pri naponu 34 kV na sabirnicama 35 kV u TS 110/35 kV Beograd 10

UMP, max maksimalna očekivana vrednost napona u tački priključenja, za minimalno opterećenje mreže i maksimalno generisanje CHP postrojenja (cos φ = 0.95), pri naponu 36 kV na sabirnicama 35 kV u TS 110/35 kV Beograd 10

Tabela 11: Procena investicija vezanih za priključenje CHP postrojenja na TS 35/10 kV Umka

Varijanta Proizvođač Model SnBT (MVA) N35 kV NX kV SK

(mm2) CBT

(1 000 €) CC35kV

(1 000 €) CCX kV

(1 000 €) CK

(1 000 €) CUK

(1 000 €)

B Centrax UK - Rolls Royce CX 501 KB5 2 x 6.3 3 2 185 146 87 40 17.55 290.55

D Dresser Rand KG2 4 x 2.5 5 4 185 144 145 80 17.55 386.55

G IES Canada IES 3000B 2 x 4 3 2 185 108 87 40 17.55 252.55

M OPRA Turbine OP16 4 x 2.5 5 4 185 144 145 80 17.55 386.55

R Turbomach - Solar Centaur 40 2 x 6.3 3 2 185 146 87 40 17.55 290.55

U Vericor Power System - MTU VPS4 2 x 6.3 3 2 185 146 87 40 17.55 290.55

Oznake korišćene u tabeli 11: SnBT nazivna prividna snaga transformacije X/35 kV (broj transformatora x nazivna prividna

snaga transformatora X/35 kV) N35 kV broj potrebnih 35 kV ćelija (bez ćelije za priključenje transformatora za sopstvenu

potrošnju) NX kV broj potrebnih ćelija za priključenje generatora SK poprečni presek 35 kV kabla XHE 49-A CBT ukupna cena transformatora X/35 kV C35 kV ukupna cena 35 kV ćelija (bez ćelije za priključenje transformatora za sopstvenu

potrošnju) CX kV ukupna cena ćelija za priključenje generatora (za ćelije različitih naponskih nivoa je

usvojena cena 10 kV ćelije) CK cena 35 kV kabla XHE 49-A odgovarajućeg preseka, dužine 0.3 km sa troškovima

iskopa, polaganja i zatrpavanja (zemlja) CUK zbir prikazanih varijabilnih troškova

Tabela 12: Podaci o predloženim varijantnim rešenjima priključenja CHP postrojenja na 35 kV

sabirnice u TS 35/10 kV Umka

Varijanta Proizvođač Model PnG (MW)

iBT ( % )

IPV ( % )

PgBT (kW)

PgPV (kW)

PgUK (kW)

pgUK ( % )

Egod (MWh)

CE (1 000 €) cB

B Centrax UK - Rolls Royce CX 501 KB5 7.912 64 37 38 3 41 0.52 62 968 5 113.0 17.6

D Dresser Rand KG2 7.736 79 36 52 3 55 0.71 61 448 4 989.6 12.9

G IES Canada IES 3000B 5.900 78 28 36 2 38 0.64 46 896 3 808.0 15.1

M OPRA Turbine OP16 7.488 73 35 44 3 47 0.63 59 528 4 833.7 12.5

R Turbomach - Solar Centaur 40 7.020 57 33 30 3 33 0.47 55 896 4 538.8 15.6

U Vericor Power System - MTU VPS4 7.134 58 33 30 3 33 0.46 56 808 4 612.8 15.9

Oznake korišćene u tabeli 12: PnG ukupna instalisana snaga generatora iBT strujno opterećenje transformatora X/35 kV iPV strujno opterećenje 35 kV priključnog voda PgBT gubici snage transformatora X/35 kV

PgVD gubici snage na 35 kV priključnom vodu PgUK ukupni gubici snage pgUK relativna vrednost gubitaka snage u odnosu na nazivnu aktivnu snagu generatora Egod energija predata ED Beograd na nivou godine (za 8 000 h rada CHP postrojenja) CE cena energije predate ED Beograd na godišnjem nivou (za otkupnu cenu od 8.75

c€ / kWh) cB odnos cene predate energije na godišnjem nivou i ukupnih varijabilnih troškova

priključenja na distributivnu mrežu

5. ZAKLJKUČAK

U radu su sagledani tehnički uslovi za priključenje CHP postrojenja na distributivnu mrežu ED

Beograd. Raspoloživa CHP postrojenja, čije su karakteristike prikazane u tabeli 13, podvrgnuta su

proveri kriterijuma dozvoljene snage male elektrane, pri čemu je razmatrana mogućnost priključe-

nja na 35 kV i 10 kV sabirnice u TS 35/10 kV Umka, koja se nalazi u neposrednoj blizine fabrike

kartona. Rezultati analiza su ukazali na činjenicu da ni za jedno CHP postrojenje ne postoje tehnički

uslovi za priključenje na 10 kV sabirnice u TS 35/10 kV Umka.

Prema kriterijum dozvoljene snage, najveća vrednost jedinične snage generatora u maloj

elektrani (SNGM) iznosi 4.737 MVA, ukoliko je mesto priključenja sistem 35 kV sabirnica u TS

35/10 kV Umka. Ovaj kriterijum je bio zadovoljen za samo šest postrojenja. Za sve njih je proveren

kriterijum snage kratkog spoja na mestu priključenja (sabirnice 35 kV u TS 35/10 kV Umka) i uticaj

njihovog rada na promene napona u mreži. Zbirni prikaz najznačajnijih rezultata analiza je dat u

tabeli 10.

Investicije potrebne za realizaciju različitih varijantnih rešenja su procenjene na osnovu usvo-

jenih cena elemenata. Prepostavljeno je da će transformatorsko postrojenje biti smešteno u postoje-

će razvodno postrojenje. Moguća je i spoljna izvedba 35 kV postrojenja, sa limenim (blindiranim)

ćelijama, u neposrednoj blizini CHP postrojenja. U tabeli 11 je dat prikaz procenjenih investicija

potrebnih za priključenje CHP postrojenja na 35 kV sabirnice u TS 35/10 kV Umka. U obzir su

uzeti samo varijabilni troškovi, koji su relevantni za poređenje varijantnih rešenja.

Konačne instalisane snage transformatora biće rezultat glavnog projekta. Na osnovu rezultata

prikazanih u tabeli 11 se može zaključiti da najmanje investicija za priključenje zahtevaju CHP

postrojenja sa sa manjim brojem generatora većih instalisanih snaga (varijantna rešenja G, B, R i

U). Razlika troškova varijantnih rešenja G u odnosu na varijante B, R i U je posledica veće cene

transformatora veće snage (4 MVA i 6.3 MVA).

Rezultati u tabeli 12 odnose se na režim vršnog opterećenja TS 110/35 kV Beograd 10 pri

naponu 35 kV na sabirnicama 35 kV (u TS 110/35 kV Beograd 10). Prikazani rezultati ne uzimaju u

obzir gubitke na vodu koji povezuje generator i transformator. Sopstvena potrošnja CHP postrojenja

nije uzeta u obzir. U tabeli 12 je prikazan i odnos cene predate energije na godišnjem nivou i

ukupnih varijabilnih troškova različitih varijantnih rešenja.

REFERENCE

[1] Analiza postojećeg stanja u TS 35/10 kV Umka i mogućnost priključenja CHP postrojenja na

lokaciji fabrike kartona Umka, Elektrotehnički institut Nikola Tesla, 2010. [2] Uredba o merama podsticaja za proizvodnju električne energije korišćenjem obnovljivih izvora

energije i kombinovanom proizvodnjom električne i toplotne energije, Službeni glasnik RS br. 99/2009 do 1.12.2009. godine.

[3] Zbirka tehničkih preporuka Direkcije za distribuciju EPS-a, 2001 [4] Pravila o radu distributivnog sistema (verzija 1.0), 2009, JP EPS [5] Plan dugoročnog razvoja elektrodistributivne mreže EPS PD "Elektrodistribucija Beograd" na

konzumnom području do 2025. godine-II faza, Elektrotehnički institut Nikola Tesla, 2009. [6] Studija perspektivnog razvoja prenosne mreže Srbije do 2020 (2025) godine, Elektrotehnički

institut Nikola Tesla, 2007. [7] Plan razvoja prenosnog sistema za period do 2014. godine, EMS, 2009. [8] Miladin Tanasković, Tomislav Bojković, Dragoslav Perić, Distribucija električne energije,

Akademska misao, Beograd, 2007 [9] Milan S. Ćalović, Andrija T. Sarić, Osnovi analize elektroenergetskih mreža i sistema,

Akademska misao, Beograd, 2004 [10] Richard Roeper, Short-circuit Currents in Three-phase Systems, Siemens Aktiengesellschaft,

John Wiley & Sons, Berlin and Munich, 1985, [11] Studija ekonomske opravdanosti izgradnje kogenerativnog postrojenja u fabrici kartona Umka,

MT-Komex doo, Beograd, 2010.