Kogeneracijska elektrana u regulaciji djelatne snage i frekvencije

SVEUČILIŠTE U ZAGREBU

FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA

DIPLOMSKI RAD br. 1083

KOMBI ELEKTRANA U REGULACIJI

DJELATNE SNAGE I FREKVENCIJE

Mario Mužek

Zagreb, veljače 2015.

SVEUČILIŠTE U ZAGREBU

FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA

DIPLOMSKI RAD br. 1083

KOMBI ELEKTRANA U REGULACIJI

DJELATNE SNAGE I FREKVENCIJE

Mario Mužek

Zagreb, veljače 2015.

ZAHVALA

Zahvaljujem se svom mentoru prof. dr. sc. Sejidu Tešnjaku na ukazanoj

susretljivosti, pomoći, preporukama i važnim savjetima u izradi ovog diplomskog

rada.

i

Sažetak

Sa sve većim brojem obnovljivih izvora, narušava se stabilnost

elektroenergetskog sustava zbog trenutnih odstupanja između potrošnje i

proizvodnje električne energije. Nedostatkom kapaciteta za primarnu i sekundarnu

regulaciju s brzim odzivima promjene snage u odnosu na instalirane kapacitete iz

obnovljivih izvora energije, sve se više razmatra mogućnost rada kombi elektrane

u svrhu regulacije djelatne snage.

U radu su analizirane mogućnosti korištenja kombi elektrane u regulaciji

djelatne snage i frekvencije. Regulacija se postiže radom kombi bloka u

djelomičnom opterećenju, gdje se isporučuju manje izlazne snage nego što je to

nominalno moguće pri trenutnim okolišnim uvjetima, no s tim se i pogoršavaju

performanse elektrane.

Dinamika plinsko – parnog kogeneracijskog bloka se razmatra s ciljem

promatranja brzina prijelaznih pojava unutar sustava. Svaka komponenta sheme

je matematički modelirana te su sve jednadžbe za svaki dio integrirane u jedan

blok koji se nametnutim poremećajima izbacuju iz stacionarnog stanja gdje se

promatra tromost sustava za postizanje novog stacionarnog stanja.

Ekonomska isplativost je bitno narušena kod rada pri smanjenom opterećenju, s

obzirom na investicijski trošak cijelog postrojenja. Ako je ekonomski opravdano,

elektrana može raditi s smanjenim kapacitetom, te za to dobiva godišnje naknade.

ii

Abstract

With an increasing number of renewable energy sources, that challange the

stability of the power system due to the current diffrence between consumption

and production of electricity. The lack of capacity for the primary and secondary

power reserve, that have fast response of power in relation to the installed

capacity, has to be taken as a problem and the combined cycle power plant is a

possible solution.

The paper analyzes the possibilities of combined cycle power plants in the

regulation of active power and frequency. Regulation is achieved by operating the

combined-cycle unit at partial load, which delivers a lower power output than is

possible with nominal current environmental conditions, but working at partial load

decreases both performance and power.

The dynamics of gas-steam cogeneration unit is considered with the aim of

observing speed transients within the system. Each component of the scheme is

mathematically modeled, and all the equations for each part are integrated in a

block that is imposed by the disturbance thrown from the stationary state and the

system achieves a new steady state.

Economic benefit is significantly impaired when operating at reduced load, in view

of the investment cost of the plant. If it is economic justified, power plants can

operate with reduced capacity, and it gets to the annual fee.

iii

Sadržaj

1. Uvod ........................................................................................................ 12

2. Frekvencijske regulacijske razine ............................................................ 13

2.1. Primarna regulacija ........................................................................... 16

2.2. Sekundarna regulacija ...................................................................... 18

2.2.1. Sekundarna regulacijska rezerva ............................................. 19

2.2.2. Postojeće elektrane u regulaciji ............................................... 21

2.3. Tercijarna regulacija ......................................................................... 22

3. Kogeneracijske elektrane ........................................................................ 23

3.1. Učinkovitost procesa ......................................................................... 24

3.2. Dijelovi kogeneracijske elektrane ...................................................... 26

3.2.1. Plinsko - turbinsko postrojenje ................................................. 26

3.2.2. Parno - turbinsko postrojenje ................................................... 29

4. Opis energetskih stanja TE Sisak, blok C ............................................... 31

4.1. Visokotlačni dio parno - turbinskog procesa ..................................... 34

4.2. Niskotlačni dio parno - turbinskog procesa ....................................... 35

4.3. Ljetni i zimski režim rada .................................................................. 36

5. Matematički model elektrane ................................................................... 39

Sinkroni generator ........................................................................................ 40

5.1.1. Parametri sinkronog generatora .............................................. 46

5.1.2. Zasićenje sinkronog generatora ............................................... 46

5.1.3. Diferencijalne jednadžbe gibanja agregata .............................. 47

5.1.4. Diferencijalna jednadžba za opis generatora na mreži ............ 48

5.2. Regulator uzbude ............................................................................. 49

5.2.1. Model istosmjernog pretvarača ................................................ 50

5.2.2. Regulator struje uzbude generatora ........................................ 52

iv

5.2.3. Regulator napona uzbude generatora ..................................... 52

5.3. Modeliranje kogeneracijskog postrojenja .......................................... 54

5.3.1. Ekonomajzer ............................................................................ 54

5.3.2. Isparivač pare .......................................................................... 54

5.3.3. Pregrijač pare .......................................................................... 56

5.3.4. Parna turbina ........................................................................... 57

5.3.5. Mješilište .................................................................................. 57

5.4. Modeliranje turbinskog regulatora ..................................................... 58

6. Analiza rada elektrane i rezultati simulacije ............................................. 61

6.1. Rad pri sniženom opterećenju .......................................................... 61

6.2. Ovisnost snage elektrane ulaznim parametrima ............................... 62

6.3. Promjena iskoristivosti elektrane ...................................................... 62

6.4. Promjena dimnih plinova .................................................................. 63

6.5. Izlazna snaga parne turbine ............................................................. 64

6.6. Potrošnja goriva ................................................................................ 65

6.7. Startni i obustavni proces ................................................................. 65

6.8. Rezultati simulacije - povećanje opterećenja kombi elektrane .......... 67

6.9. Smanjenje opterećenja kombi bloka ................................................. 68

7. Ekonomska analiza ................................................................................. 69

7.1. Specifični trošak goriva ..................................................................... 71

7.2. Cijena Električne Energije ................................................................. 72

7.3. Naknada za rezervni kapacitet snage ............................................... 74

8. Zaključak ................................................................................................. 76

9. Literatura ................................................................................................. 78

10. Privitak .................................................................................................... 79

v

Popis oznaka

𝑐𝑖 [𝑏𝑒𝑧 𝑑𝑖𝑚. ] Koeficijent doprinosa primarnoj regulaciji

𝑃𝑖 [MW] Zahtijevana rezerva primarne regulacije

𝐸𝑖 [MWh] Ukupna proizvodnja na pragu elektrane svih proizvodnih

jedinica i-tog regulacijskog područja

𝐸𝑢 [MWh] Ukupna proizvodnja svih proizvodnih jedinica

ENTSO-E interkonekciji

𝑃𝑢 [MW] Referentni poremećaj (3000 MW)

𝐺 [MW] Regulacijska pogreška

∆P [MW] Odstupanje snage razmjene

∆f [Hz] Odstupanje frekvencije

𝐾 [MW/Hz] Regulacijska konstanta

𝑅 [MW] Zahtijevana sekundarna regulacijska rezerva

𝐿𝑚𝑎𝑥 [MW] Očekivana maksimalna snaga potrošnje regulacijskog

područja za razmatrani period

𝑃𝑛 [MW] Nazivna djelatna snaga

𝜂𝑒𝑙 Ukupna električna iskoristivost

𝜂𝑒𝑙 Termička iskoristivost

𝑃𝑒𝑙,𝑔𝑡 [MW] Proizvedena električna snage plinske turbine

𝑃𝑒𝑙,𝑠𝑡 [MW] Proizvedena električna snage parne turbine

�̇�𝑝𝑙𝑖𝑛𝑎 [kg/s] Maseni protok goriva

𝐷𝑂𝑉 [𝑀𝐽

𝑘𝑔] Donja ogrjevna vrijednost prirodnog plina

𝜂𝑡 Termička iskoristivost kombinirano plinsko-parne elektrane

𝑃𝐺𝑇 [MW] Izlazna mehanička snaga iz plinske turbine

𝑃𝑆𝑇 [MW] Izlazna mehanička snaga iz parne turbine

�̇�𝐺𝑇 Toplina dovedena u plinsku turbinu

�̇�𝐷𝐼 Toplina koja se koristi za dodatno izgaranje

𝐻 [J/kg] Specifična entalpija

vi

𝐽𝑚 [kg ∙ m2] Moment tromosti agregata uključujući sve okretne dijelove i

komponentu brzine vode u smjeru okretanja

𝑃𝑛 [p. u. ] Mehanička snaga na osovini turbine

𝑃𝑒𝑙 [p. u. ] Električna snaga generatora

𝑃𝐵 [W] Bazna snaga

𝜔 [rad/s] Brzina vrtnje agregata

𝑟 [p.u.] Fazni otpor statora generatora

𝑟𝑢 [p.u] Otpor uzbudnog namota

𝑟𝑣 [p.u.] Otpor blok transformatora

𝑟𝐷 , 𝑟𝑄[p.u.] Otpor prigušnog namota u d i q osi generatora

𝑠𝑔 [p.u.] Prividna snaga generatora

𝑆𝐵 [MVA] Bazna prividna snaga

𝑇𝑎 [s] Vremenska konstanta zatvorenog sustava pozicioniranja

servomotora

𝑇𝑚 [s] Mehanička vremenska konstanta agregata

𝑇𝑢 [s] Vremenska konstanta uzbude

𝑇𝑤 [p.u.s] Vremenska konstanta ubrzanja vodenog stupca u cjevovodu

𝑇𝑑′[s] Vremenska konstanta za prijelazno stanje u d osi

𝑇𝑑′′

[s] Vremenska konstanta za subtranzijentno stanje u d osi

𝑇𝑞′′ [s] Vremenska konstanta za subtranzijentno stanje u q osi

𝑢𝑎, 𝑢𝑏 , 𝑢𝑐 [p.u.] Fazni naponi armature generatora

𝑢𝑎𝑏 , 𝑢𝑏𝑐 , 𝑢𝑐𝑎 [p.u.]Linijski naponi armature generatora

𝑢𝑑 , 𝑢𝑞 [p.u.] Komponente napona statora u d i q osi

𝑢𝑔 [p.u.] Trenutna vrijednost napona generatora

𝑢𝑘 [%] Napon kratkog spoja generatora

𝑢𝑘𝑚 [p.u.] Trenutna vrijednost napona mreže

𝑢𝑘𝑚𝑑 , 𝑢𝑘𝑚𝑞 [p.u.]Napon mreže u d i q osi

𝑢𝑟𝑒𝑓[p. u. ] Postavna veličina napona generatora

vii

𝑢𝑢 [p.u.] Napon uzbude generatora

𝑥𝑑 , 𝑥𝑞 [p.u.] Sinkrona reaktancija u d i q osi

𝑥𝐷 , 𝑥𝑄 [p.u.] Reaktancija prigušnog namota u d i q osi

𝑥𝑑𝐷 [p.u.] Reaktancija između armaturnog i prigušnog namota u d osi

𝑥𝑙 [p.u.] Rasipna reaktancija generatora

𝑥𝑞𝑄 [p.u.] Reaktancija između armaturnog i prigušnog namota u q osi

𝑥𝑢 [p.u.] Reaktancija uzbudnog namota generatora

𝑥𝑢𝑑 [p.u.] Reaktancija između uzbudnog i armaturnog namota u d osi

𝑥𝑢𝐷 [p.u.] Reaktancija između uzbudnog i prigušnog namota u d osi

𝑥𝑣 [p.u.] Reaktancija blok transformatora

𝑥𝑑′[p. u. ] Prijelazna reaktancija generatora u d osi

𝑥𝑑′′[p. u. ] Subtranzijentna reaktancija generatora u d osi

𝑥𝑞′′ [p.u.] Subtranzijentna reaktancija generatora u q osi

𝑦 [p.u.] Pozicija privodnog aparata

𝑦𝑟𝑒𝑓 [p.u.] Referentna vrijednost pozicije privodnog aparata

𝑍𝑡 [p.u.] Impedancija transformatora

𝑇𝑚 [s] Mehanička vremenska konstanta agregata

𝜔𝑁 [rad/s] Normirana brzina vrtnje agregata

𝜔𝐵 [p. u. ] Bazna brzina vrtnje agregata

𝐷𝑝 [p. u. ] Prigušenje električne mreže, koeficijent samoregulacije

𝐸𝐺 [MJ] Energija iz plinske turbine

𝐸𝑆 [MJ] Energija iz parne turbine

𝑊𝐹 [kg/𝑠] Traženi maseni protok goriva

𝜌𝑚𝑗 [kg/𝑚3] Gustoća pare u mješalištu

𝐶𝐸 [EUR/kWh] Cijena proizvodnje električne energije

𝐴 [𝑚2] Površina poprečnog presjeka

𝑝 [𝑃𝑎] Tlak

𝑇 [°𝐶] Temperatura

𝐶𝑂𝑀 [€/kWh] Specifični troškovi rada i održavanja

viii

𝐼𝐴 [€] Godišnji kapitalni troškovi

𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃 [€/kWh] Godišnje proizvedena električna energija

𝐶𝐺 [€/MWh] Specifični troškovi goriva

𝐺𝐶𝐶𝑃𝑃 [€/MWh] Energija iz goriva

𝐶𝐻 [€/MWh] Specifični troškovi toplinske energije

𝐻𝐶𝐶𝑃𝑃 [MWh] Toplinska energija

FO [%] Godišnji faktor opterećenja elektrane

Popis kratica TE Termoelektrana EES Elektroenergetski sustav RH Republika Hrvatska ENTSO-e European network of transmission system operators for

electricity UCTE Union for the Coordination of the Transmission of Electricity UCPTE Union for the Coordination of Production and Transmission of

Electricity Gt Plinska turbina (gas turbine) St Parna turbina (steam turbine) Mj Mješalište Ul Ulaz Iz Izlaz Dp Dimni plinovi P Para G Gorivo Z Zrak

9

Popis tablica

Tablica 1. Svi parametri rada elektrane u ljetnom i zimskom režimu ................ 38

Tablica 2 Paramteri elektrane pri 100% i 70% opterećenja ..............................60

Tablica 3 Osnovni kriterij za izačun cijene eletkrične energije.........................70

Tablica 4 Osnovni podaci za izračun specifičnog troška goriva ...................71

Tablica 5 Projektni parametri za izračun cijene električne energije..................73

Tablica 6 Projektni parametri za izračun cijene električne energije uvećani za 10

% .................................................................................................................73

Popis slika

Slika 1. Dnevni dijagram opterećenja za siječanj 2015 .................................... 13

Slika 2. ENTSO-e zemlje članice ..................................................................... 14

Slika 3. Pojednostavljena shema sustava regulacije frekvencije ...................... 15

Slika 4. Redoslijed aktiviranja primarne, sekundarne i tercijarne regulacije ..... 15

Slika 5. Minimalni zahtjevi ENTSO-E za aktiviranje primarne rezerve ............. 17

Slika 6. Potrebne vrijednosti sekundarne regulacijske rezerve u ovisnosti o

instaliranim snagama postrojenja u sustavu .................................................... 20

Slika 7. CCPP Marchwood, primarni i sekundarni frekvencijski odziv .............. 21

Slika 8. Pojednostavljena shema kogeneracijske elektrane ............................. 24

Slika 9. Toplinski proces kogeneracije ............................................................. 24

Slika 10. Usporedba termalnih postrojenja prema stupnju korisnosti ............... 25

Slika 11. Plinska turbina ................................................................................... 26

Slika 12. Generator pare na otpadnu toplinu .................................................... 28

Slika 13. Prikaz ulaznih i izlaznih parametara kondenzacijske parne turbine s

regulacijskim oduzimanjem .............................................................................. 30

Slika 14. Shema kogeneracijske eletkrane ...................................................... 32

Slika 15. Dijagram izmjene topline u generatoru pare ...................................... 34

Slika 16. Prikaz visokotlačnog dijela parne turbine: a) zimsko vrijeme; b) ljetno

vrijeme ............................................................................................................. 37

Slika 17. Usporedba snaga elektrane u zimskom i ljetnom režimu .................. 37

Slika 18 Namoti sinkronog stroja s rotirajućim dq osima .................................. 40

Slika 19 Simulacijski model sinkronog generatora u Simulinku ........................ 44

10

Slika 20 Model bloka sinkronog generatora u Simulinku .................................. 45

Slika 21 Promjena reaktancije xud s promjenom d komponente ulančanog toka

ψd ..................................................................................................................... 47

Slika 22 Generator spojen na krutu mrežu preko otpora rv i reaktancije xv ...... 48

Slika 23. Strukturna blok shema sustava regulacije uzbude sinkronog

generatora ........................................................................................................ 49

Slika 24 Model sustava regulacije uzbude u Simulinku .................................... 50

Slika 25 Blok shema IGBT pretvarača sustava uzbude sinkronog generatora . 51

Slika 26 Odnos izlaznog napona pretvarača i perioda vođenja tranzistora ...... 51

Slika 27 Simulacijski model pretvarača u Simulinku ......................................... 52

Slika 28 Simulacijski model regulatora struje uzbude u Simulinku ................... 52

Slika 29. Simulacijski model PI regulatora napona u Simulinku ....................... 53

Slika 30 Simulacijski model kompenzacije napona u Simulinku ....................... 53

Slika 31. Shema ekonomajzera ........................................................................ 54

Slika 32. Shema isparivača .............................................................................. 55

Slika 33. Shema pregrijača .............................................................................. 56

Slika 34. pojednostavljena shema parne turbine .............................................. 57

Slika 35. Shema mješilišta ............................................................................... 57

Slika 36. Sustav za kontrolu opterećenja ........................................................ 59

Slika 37. Sustav za kontrolu temperature plinske turbine ................................. 59

Slika 38. Sustav za kontrolu goriva .................................................................. 60

Slika 39. Sustav za kontrolu zraka ................................................................... 60

Slika 40. Izlazna snaga plinske turbine za različita opterećenja u ovisnosti o

temperaturi okoline ........................................................................................... 62

Slika 41. Efikasnost plinske turbine u ovisnosti o temperaturi okoline .............. 63

Slika 42. Porast temperature dimnih plinova u ovisnosti o povećanju

temperature okolice .......................................................................................... 63

Slika 43. Promjena izlazne snage parne turbine u ovisnosti o temperaturu

okoliša .............................................................................................................. 64

Slika 44. Prikaz potrošnje goriva s povećanjem temperature okolice ............... 65

Slika 45 Dijagram pokretanja i usporavanja elektrane ..................................... 66

Slika 46. Prikaz odziva varijabli stanja na povećanje opterećenja bloka ......... 67

11

Slika 47. Prikaz odziva varijabli kombi bloka na smanjenje opterećenja .......... 68

Slika 48 Pretpostavljena dnevna krivulja proizvodnje električne energije

elektrane .......................................................................................................... 72

Slika 37 Cijena električne energije u funkciji cijene plina i nazivne izlazne snage

elektrane .......................................................................................................... 74

UVOD

12

1. Uvod

Razvoj modernih civilizacija prati sve veći rast potrošnje električne energije, te

sukladno tome rastu i zahtjevi na elektroenergetski sustav kako bi se ta potražnja

zadovoljila. Industrijski i gospodarski razvoj u posljednja dva stoljeća se oslanjao

na rastuću uporabu fosilnih goriva, čija loša uporaba onečišćuje atmosferu te

raste potreba za zaštitom i očuvanjem. Kyoto protokol, usvojen 1997., s ciljem

globalnog smanjenja emisije stakleničkih plinova je potpisan od strane razvijenih

zemalja kako bi se smanjili negativni učinci proizvodnih jedinica električne energije

na atmosferu.

Rastom ekološke svijesti zajednice raste broj obnovljivih izvora spojenih na

EES koji zbog nepredvidljivosti izvora i svojom nestalnom proizvodnjom

(nepredvidljivost puhanja vjetra, promjena intenziteta sunčevog zračenja kod

solarnih elektrana) zahtijevaju postojanje regulacijskih elektrana dovoljno

fleksibilnih da se u trenutku poremećaja u EES-u izbalansira proizvodnja i

potrošnja, čiji odnos prati frekvencija u sustavu.

Kao rješenje oba navedena problema nameću se termoelektrane s

kombiniranim plinsko-parnim ciklusom, sa svojim visokim stupnjem iskoristivosti te

neznatnim onečišćenjem okoliša. Naime, ta se postrojenja često uparuju s

kogeneracijskom proizvodnjom gdje se uz proizvodnju električne energije generira

toplinska energija, koja se putem sustava izmjenjivača topline koristi u sklopu

tehnološkog procesa ili za potrebe grijanja. Proizvedena toplinska energija se ne

ispušta u atmosferu, već se iskorištava, a u okolinu se predaje tek neznatni dio

viška topline.

U radu će se analizirati kombi elektrana te njezina mogućnost korištenja kao

regulacijska elektrana

FREKVENCIJSKE REGULACIJSKE RAZINE

13

2. Frekvencijske regulacijske razine

Frekvencija EES-a je mjerilo ravnoteže snaga potrošnje i proizvodnje u sustavu,

te dok su te snage jednake ona ima konstantan iznos te je jedinstvena za cijeli

sustav. U slučaju neravnoteže djelatnih snaga frekvencija cijelog sustava raste ili

pada, sve do ponovnog uspostavljanja ravnoteže sustava. Budući da je većina

elemenata u EES-u predodređena za rad pri određenoj frekvenciji, točnije u uskom

području oko nazivne frekvencije, nužno je cijeli sustav držati u sinkronizmu.

Nazivna vrijednost frekvencije u Europi iznosi 50 Hz. Potrošnja električne energije

se mijenja iz sata u sat, te je na Slika 1 prikazan dnevni dijagrami opterećenja,

gdje se jasno vidi promjenjivost potrošnje tijekom dana. [0] Snage potrošnje se

stalno mijenjaju te se, osim u posebnim slučajevima podferkvencijskog

rasterećenja sustava, ne reguliraju. Zato se regulira proizvodnja električne

energije, ovisno o snazi potrošnje.

Slika 1. Dnevni dijagram opterećenja za siječanj 2015

Za mogućnost regulacije frekvencije operatorima je nužno osigurati regulacijsku

pričuvu, tj. neiskorišteni, raspoloživi kapacitet djelatne snage. Operator osigurava

rezervu primarne i sekundarne regulacije kao jedne od osnovnih pomoćnih usluga

a sve u svrhu sigurnog i pouzdanog pogona svoje i interkonekcijske mreže.

Pričuve se dijele na rotirajuću i nerotirajuću. Rotirajuća pričuva predstavlja razliku

između maksimalne i trenutačne snage čine ju agregati u pogonu, koji mogu u

kratkom vremenu povećati svoju snagu na potrebnu razinu. Nerotirajuću pričuvu


14

čine agregati koji trenutačno nisu u pogonu, ali mogu biti dostupni kroz određeni

vremenski period. [0].

Slika 2. ENTSO-e zemlje članice

Republika Hrvatska je u interkonekciji s ostatkom Europe, u jedan veliki skup

EES-a, zvan ENTSO-e, čije su sve zemlje članice prikazane na slici 2. ENTSO-e

je nastao spojem organizacija UCTE (Union for the Coordination of the

Transmission of Electricity) i UCPTE-a (Union for the Coordination of Production

and Transmission of Electricity) 2009. godine [0]. U interkonekcijskom sustavu po

principu solidarnosti svako područje potpomaže područje u kojem je nastao

poremećaj, i to ili davanjem snage, ili preuzimanjem njihove snage, ovisno o

smjeru neravnoteže uzrokovane poremećajem. [0]

Postoje tri uobičajne razine regulacije:

primarna regulacija frekvencije,

sekundarna regulacija frekvencije, i

tercijarna regulacija

Na slici 3 je prikazana pojednostavljena shema regulacije frekvencije kroz sve

tri razine [5]. Primarna regulacije frekvencije obuhvaća gotovo trenutno djelovanje

turbinskih regulatora brzine vrtnje, kao rezultat promjene frekvencije zbog


15

neuravnoteženosti potrošnje i proizvodnje djelatne snage u sinkrono povezanoj

mreži. Sekundarna regulacija djeluje 30 sekundi nakon nastanka poremećaja i to u

funkciji preuzimanja angažirane primarne rezerve u procesu vraćanja frekvencije

na prvotnu vrijednost. Tercijarna regulacijska rezerva je snaga koja se angažira

ako sekundarna regulacijska rezerva nije dovoljna da se uspostavi ravnoteža, te u

svrhu oslobađanja angažirane sekundarne rezerve. [0]

Slika 3. Pojednostavljena shema sustava regulacije frekvencije

Vrijeme prorade razina regulacije prikazan je na Slika 4[0].

Slika 4. Redoslijed aktiviranja primarne, sekundarne i tercijarne regulacije

Iz slike je vidljivo da je vrijeme prorade primarne regulacije odmah nakon

poremećaja i djeluje 30 sekundi, kada počinje djelovati sekundarna regulacija.

Ukoliko se frekvencija nije vratila na referentni iznos, tercijarna regulacija


16

mijenjajući tokove snaga u sustavu ili angažirajući dodatne proizvodne jedinice

vraća frekvenciju na traženu vrijednost.

2.1. Primarna regulacija

Primarna regulacija frekvencije obuhvaća djelovanje turbinskih regulatora brzine

vrtnje do kojeg dolazi nakon odstupanja frekvencije od nazivne ili zadane

vrijednosti. Uzrok odstupanju frekvencije je neravnoteža između potrošnje i

proizvodnje u sinkrono povezanoj mreži. Funkcija regulatora je, osim održavanja

zadate brzine vrtnje turbine, i osiguravanje pokretanja turbine, sve do njenog

puštanja u pogon. Raspon primarne regulacije je raspon agregata koju primarni

regulatori mogu mijenjati u oba smjera, kao odziv na promjene frekvencije.

Primarna regulacija se aktivira kada postoje odstupanja u frekvenciji veća od ±20

mHz, te joj je glavna svrha da odstupanje frekvencije tijekom poremećaja ne bude

veće od ±800 mHz, jer bi se u većem odstupanju frekvencije, kao mjera opreza

aktiviralo podfrekvencijsko rasterećenje. [0]

Primarna regulacija frekvencije u pogonu sustava mora biti u mogućnosti

korigirati trenutnu razliku između snaga proizvodnje i potrošnje u vrijednosti snage

najveće elektrane u sustavu. Zahtijevana rezerva primarne regulacije je snaga

koju promatrano regulacijsko područje mora osigurati u skladu s koeficijentom

doprinosa i trenutnog ispada proizvodne jedinice. Za RH primarna regulacijska

pričuva iznosi 300 MW, koliko iznosi snaga TE Rijeka. U interkonekcijskom

sustavu ENTSO-e maksimalno kratkotrajno odstupanje snage koje primarna

regulacija mora korigirati iznosi 3000 MW, te se taj iznos potrebne snage za

regulaciju uzima kao referentni. Svako upravljačko područje u interkonekciji

doprinosi primarnoj regulaciji u skladu s iznosom koeficijenata doprinosa ci.

Zahtijevana rezerva primarne regulacije se računa prema izrazu [0]:

𝑃𝑖 = 𝑐𝑖𝑃𝑈 =𝐸𝑖

𝐸𝑈𝑃𝑢 [𝑀𝑊]

(1)

gdje su:

𝐸𝑖 = ukupna proizvodnja na pragu elektrane svih proizvodnih jednica i-

tog regulacijskog područja,


17

𝐸𝑢 = ukupna proizvodnja na pragu svih proizvodnih jedinica u Entso-e

interkonekciji,

𝑃𝑢 = 3000 MW, referentni poremećaj.

Prema jednadžbi 1, te ako je ukupna proizvodnja u RH u mjesecu siječnju 2014.

iznosila 1188 GWh, a cijela proizvodnja svih proizvodnih jedinica u interkonekciji

ENTSO–e u tom mjesecu je 286,165 TWh, tada je koeficijent doprinosa primarne

regulacije pričuve ze RH 0,0041 , što je znatno manje od iznosa pričuve pri

izoliranom radu EES-a RH-e. To smanjenje iznosa doprinosa primarne

regulacijske jedna je od prednosti povezivanja regulacijskih područja u

interkonekciju, jer po načelu solidarnosti sva područja u interkonekciji potpomažu

područje u kojem je nastao poremećaj. [0] Minimalni zahtjevi ENTSO-e za

aktiviranje rezerve primarne regulacije u ovisnosti o vremenu, za različite iznose

neravnoteže proizvodnje i potrošnje, prikazani su na slici 5. [0]

Slika 5. Minimalni zahtjevi ENTSO-E za aktiviranje primarne rezerve

Prema mrežnim pravilima, primarna regulacija mora djelovati unutar nekoliko

sekundi od nastanka poremećaja. Rezerva primarne regulacije iznosa od 0% do

50% treba se aktivirati do 15 sekundi, a iznos od 50% do 100% treba se aktivirati

unutar maksimalnog vremena aktiviranja koje se mijenja linearno do maksimalno

30 sekundi.

U regulacijskom području primarne regulacije sudjeluju sve vrste elektrana osim

vjetroelektrana, koje ne sudjeluju u regulaciji zbog stohastičke prirode vjetra.


18

Nakon završetka primarne regulacije, snage proizvodnje i potrošnje su u

ravnoteži, ali postoji određeno odstupanje frekvencije. Zbog toga je unutar EES-a

potrebno imati dodatni oblik regulacije kako bi se vratila frekvencija na svoju

nazivnu vrijednost. Za to je zadužena nadređena razina regulacije, sekundarna

regulacija.

2.2. Sekundarna regulacija

Cilj sekundarne regulacije u EES-u je ispravljanje odstupanja frekvencije od

njezine nazivne vrijednosti te istodobno ispravljanje odstupanja djelatne snage

razmjene u području u kojem je nastao poremećaj, utvrđenim programom između

vlastitog sustava i sustava u interkonekciji. Zadaća sekundarne regulacije je

održavanje ugovorenih snaga razmjene u vlastitom regulacijskom području,

osigurati doprinos različitih RP-a primarnoj regulaciji, te ispravljanje utjecaj

gubitaka u vlastitom regulacijskom području. Snaga za koju sekundarna regulacija

mijenja proizvodnju u regulacijskim elektranama treba biti po iznosu jednaka

neravnoteži snage koju je uzrokovao poremećaj, ali suprotnog smjera. [0]

Sekundarna regulacija mora djelovati 30 sekundi nakon nastupanja

poremećaja, pri završetku djelovanja primarne regulacije, slanjem zahtjeva za

promjenom djelatnih snaga proizvodnje regulacijskih elektrana u sustavu.

Sekundarna regulacija traje 15 minuta, te se tada očekuje povratak na nazivnu

frekvenciju i na ugovorene snage razmjene.

Za sustav u interkonekciji, regulacijska pogreška G se računa prema [0]:

𝐺 = 𝛥𝑃 + 𝐾 ∗ 𝛥𝑓 [𝑀𝑊] (2)

U slučaju izoliranog pogona, regulacijska pogreška se računa prema izrazu:

𝐺 = 𝐾 ∗ 𝛥𝑓 [𝑀𝑊] (3)

gdje su:

∆P = odstupanje snage razmjene [MW],

∆f = odstupanje frekvencije [Hz],

K = regulacijska konstanta [MW/Hz].


19

Odstupanje djelatne snage razmjene regulacijskog područja od zadane

vrijednosti se dobije kao:

𝛥𝑃 = −𝛽 ∗ 𝐺 −1

𝑇𝑟𝑖∫𝐺𝑖𝑑𝑡 [𝑀𝑊]

(4)

gdje su :

β [s] – proporcionalni član regulatora u promatranom području,

Tri [s] – vremenska konstanta integracije regulatora.

Vrijednost regulacijske konstante K se određuje na sljedeći način:

𝐾 = 𝐾1 + 𝐾2 + ⋯+ 𝐾𝑛 = 1.1𝜆𝑢0 [𝑀𝑊/𝐻𝑧] (5)

Vrijednost konstanti Ki bi idealno trebale biti što bliže vrijednosti regulacijske

energije promatranog područja, λi. Regulacijska energija interkonekcije ENTSO-e

iznosi 19800 MW/Hz. Vrijednosti za Ki raspodijeljene su u skladu s koeficijentima

doprinosima Ci, koji se dobivaju kao omjer ukupnih proizvodnji elektrana u

promatranom području i ukupne proizvodnje svih elektrana u cijelom sustavu. [0]

Elektrane koje su uključene u sekundarnu regulaciju nazivaju se regulacijske

elektrane.

2.2.1. Sekundarna regulacijska rezerva

Operator prijenosnog sustava i proizvođač trebaju utvrditi sekundarnu

regulacijsku rezervu, opseg sekundarne regulacije, brzinu promjene snage,

učestalost promjene snage, trajanje raspoloživosti usluge i tehničku raspoloživost.

Sekundarna regulacijska rezerva se, prema preporukama ENTSO-e, dobiva

prema izrazu [0]:

𝑅 = √𝑎𝐿𝑚𝑎𝑥 + 𝑏2 − 𝑏 [𝑀𝑊] (6)

gdje su:

R – zahtijevana vrijednost sekundarne regulacijske rezerve (MW),

Lmax – očekivana maksimalna snaga potrošnje regulacijskog područja za

razmatrani period (MW)

Iskustveni koeficijenti a = 10, b = 150.


20

Prikaz potrebne vrijednosti regulacijske rezerve, u odnosu o maksimalnoj snazi

potrošnje regulacijskog područja, prikazan je na slici 6 [0].

Slika 6. Potrebne vrijednosti sekundarne regulacijske rezerve u ovisnosti

o instaliranim snagama postrojenja u sustavu

Iz slike je vidljivo da porastom maksimalne snage regulacijskog raste i potrebna

vrijednost sekundarne regulacijske rezerve, pa je u regulacijskom području

ogromnog sustava koji zahtijevana snagu potrošnje od 90 GW dovoljna

regulacijska rezerva od „samo“ 800 MW. Razlog tome je što u tako velikim

interkonekcijskim sustavima s konstantnom frekvencijom postoji veliki broj

regulacijskih elektrana koje reguliraju frekvenciju u svojem regulacijskom području,

te ako to nije dovoljno se angažiraju regulacijske elektrane drugi područja

promjenom tokova snaga. Pa tako je u cijelom elektroenergetskom sustavu

dovoljno zadovoljiti regulacijsku energiju ekvivalentnu snazi najveće elektrane u

sustavu.

Termo proizvodne jedinice namijenjene sekundarnoj regulaciji moraju biti

sposobne za brzinu kontinuirane promjene djelatne snage između snage

tehničkog minimuma i nazivne djelatne snage od [0]:

8% Pn u minuti (Pn = nazivna djelatna snaga) za proizvodne jedinice na

tekuće i plinsko gorivo,

od 2% do 4% Pn u minuti za proizvodne jedinice na kameni ugljen,

od 1% do 2% Pn u minuti za proizvodne jedinice na mrki ugljen i lignit,

od 1% do 5% Pn u minuti za nuklearne proizvodne jedinice.


21

2.2.2. Postojeće elektrane u regulaciji

Povećano iskorištenje kombi elektrana za regulaciju proizvodnju električne

energije ima razlog u vrlo visokom stupnju djelovanja, dosta brzom odzivu

elektrane, te u relativno malim ekonomskim troškovima. Kako bi se zadovoljili

uvjeti sekundarne regulacije elektrana mora biti u mogućnosti mijenjati snagu na

promjene opterećenja s gradijentom od najmanje 0.8 [MW/s]. Regulacijska

elektrana s izvrsnim performansama je kombi elektrana u Marchwood-u koja mora

raditi na stupnju djelovanja manjem od 80 %, te mora za primarnu regulaciju u

prvih 10 sekundi injektirati u mrežu minimalno 10% više od svoje nazivne snage

pri padu frekvencije. U sekundarnom regulacijskom krugu još 10 % promjene

snage elektrane, s obzirom na nominalnu vrijednost mora biti raspoloživo u 30

sekundi. [link] Na slici 7. su prikazani primarni i sekundarni frekvencijski odzivi

kombinirano plinsko parne elektrane 850 MW u Marchwood, UK[0].

Slika 7. CCPP Marchwood, primarni i sekundarni frekvencijski odziv

Kao što je vidljivo iz Slika 7, kombinirana plinsko – parna elektrana u

Marchwoodu nadilazi gore navedene postotke promjene snage. U primarnoj

regulaciji ova elektrana je sposobna povećati svoju snagu 4.5 MW/s, dok je u

sekundarnoj regulaciji taj gradijent snage plinske turbine 1.77 MW/s.


22

Nove tehnologije Siemens turbina svojim brzim gradijentom snage u ulozi

regulacije daju izvrsne rezultate, te se sve više kombi blokova koristi u regulaciji

frekvencije zahvaljujući dobrom gradijentu snage većem i od 30 MW/s.

2.3. Tercijarna regulacija

Tercijarna regulacija obuhvaća svaku automatsku ili ručnu korekciju planiranog

rada proizvodnih jedinica s ciljem osiguravanja potrebne pričuve sekundarne

regulacijske rezerve [0]. Ona se obavlja:

uključenjem elektrana s kratkim startnim vremenom,

promjenom plana razmjene,

preraspodjelom snaga regulacijskih elektrana,

te upravljanjem potrošnje.

Ako gubitak najveće proizvodne jedinice u razmatranom regulacijskom području

nije pokriven sekundarnom rezervom tog područja, potrebno je napraviti pripremu

za dodatnu rezervu koja će nadoknaditi gubitak proizvodne jedinice u potrebnom

vremenu. Ova pričuva može biti u obliku brzo upuštajućih elektrana, novih voznih

redova za proizvodne jedinice ili raspodjele opterećenja.

Tercijarna dodatna rezerva može također dobiti iz drugih upravljačkih područja,

ovisno o sporazumu. Za hrvatski EES minutna rezerva iznosi 300 MW koliko

iznosi snaga na pragu termoelektrane TE Rijeka kao najveće proizvodne jedinice

u našem regulacijskom području. [0]

KOGENERACIJSKE ELEKTRANE

23

3. Kogeneracijske elektrane

Kogeneracija je sekvencijalno korištenje primarne energije goriva za

proizvodnju dvaju korisnih energetskih oblika: toplinske energije i mehaničkog

rada. Pritom se dobiveni mehanički rad najčešće koristi za dobivanje električne

energije, dok se toplinska energija može koristiti u raznim tehnološkim procesima,

procesima grijanja te procesima hlađenja. Zajednička proizvodnja električne i

toplinske energije je jedan od ključnih načina za racionalno gospodarenje

energijom. Kogeneracijska postrojenja se sve više primjenjuju zbog vrlo visokog

stupnja iskoristivosti, te zbog mnogih ekoloških i ekonomskih prednosti naspram

konvencionalnih elektrana. Osnovna namjena ovakvih postrojenja je da se iskoristi

toplina nastala na izlazu iz plinske turbine. Plinovi koji izlaze iz plinske turbine su

vrlo visoke temperature, oko 600°C te se mogu iskoristiti kao sredstvo koje će

grijati vodu i proizvoditi vodenu paru za parnu turbinu. Tako se povećava

iskoristivost procesa pošto je inače izgubljena izlazna toplina iskorištena za daljnju

proizvodnju pare. [0]

Na Slika 8 je prikazana jednostavna shema kogeneracijske elektrane [0].

Plinsko proizvodno postrojenje funkcionira tako da kompresor komprimira zrak i

šalje ga u komoru za izgaranje gdje se istovremeno dovodi gorivo. Plinovi

izgaranja vrlo visokih temperatura vode se iz komore za izgaranje u plinsku

turbinu, gdje plin ekspandira i daje koristan rad na vratilu spojenom na rotor

plinske turbine. Moment stvoren u plinskoj turbini preko vratila pokreće generator

koji proizvodi električnu struju i šalje ju u mrežu. Nakon ekspanzije, ispušni se

plinovi vode iz plinske turbine na utilizator (generator pare na otpadnu toplinu).

Dobra karakteristika plinske turbine je ta što je u njoj vrlo visok omjer zraka i

goriva. Zrak se dodaje nekoliko puta više zbog hlađenja lopatica plinske turbine, te

se na izlazu iz plinske turbine ispušni plinovi dovode u utilizator (generator pare na

otpadnu toplinu u kojem se napojna voda zagrijava do isparavanja i pregrijava na

zadane parametre. Pregrijana para odlazi iz utilizatora u parnu turbinu gdje

ekspandira i predaje mehanički rad na parnu turbinu. Iz parne turbine para, sad

već niskih parametara odlazi u kondenzator gdje se kondenzira te se napojnom

pumpom dovodi u utilizator, tj. opet u parni ciklus kogeneracije.


24

Slika 8. Pojednostavljena shema kogeneracijske elektrane

3.1. Učinkovitost procesa

Kombi blok odražava uspješni razvoj plinskih turbina i drugih komponenti koje

posložene u konfiguraciji stroj do stroja čine kompaktnu elektranu, omogućuju

veoma visoko iskorištenje goriva a koja postiže toplinski stupanj iskorištenja

energije goriva za proizvodnju električne energije viši od 50%, odnosno u

kogeneracijskom režimu rada ukupno iskorištenje energije goriva približava se 70

%.

Slika 9. Toplinski proces kogeneracije


25

Slika 10. Usporedba termalnih postrojenja prema stupnju korisnosti

Iz slika 9 i 10 je vidljivo da spajanjem Rainkeovog (parna) i Brytonovog (plinska)

ciklusa se dobiva puno veći stupanj korisnosti nego što je to u konvencionalnim

termoelektranama [0].

Ukupna električna iskoristivost se računa prema [0]:

𝜂𝑒𝑙 =𝑃𝑒𝑙,𝑔𝑡 + 𝑃𝑒𝑙,𝑠𝑡

�̇�𝑝𝑙𝑖𝑛𝑎 ∗ 𝐷𝑂𝑉

(7)

gdje su

𝑃𝑒𝑙,𝑔𝑡 proizvedena električna snage plinske turbine

𝑃𝑒𝑙,𝑠𝑡proizvedena električna snage parne turbine

�̇�𝑝𝑙𝑖𝑛𝑎 je maseni protok goriva

DOV donja ogrjevna vrijednost prirodnog plina

Ukoliko se uzme da je donja ogrjevna vrijednost plina 33.34 MJ/m3 i da je

srednja gustoća prirodnog plina 0,72 kg/m3, dobivamo DOV koji iznosi 46,45

MJ/kg[0].

Termička iskoristivost kombinirano plinsko – parne elektrane se računa prema

[0]:

𝜂𝑡 =𝑃𝐺𝑇 + 𝑃𝑆𝑇

�̇�𝐺𝑇+�̇�𝐷𝐼

(8)


26

gdje su:

𝑃𝐺𝑇 izlazne mehaničke snage iz plinske turbine

𝑃𝑆𝑇odnosno parne turbine

�̇�𝐺𝑇 toplina dovedena u plinsku turbinu,

�̇�𝐷𝐼 je toplina koja se koristi za dodatno izgaranje.

3.2. Dijelovi kogeneracijske elektrane

3.2.1. Plinsko - turbinsko postrojenje

Plinsko turbinski agregat je namijenjen proizvodnji električne energije uz

istovremeno iskorištenje otpadne topline ispušnih plinova za proizvodnju vodene

pare u kotlu na ispušne plinove. Plinsko turbinski agregat se sastoji od

kompresora, dvije vanjske komore za izgaranje, električnog generatora s

uzbudom, plinske turbine koja pri nazivnom opterećenju daje oko dvije trećine

ukupne snage postrojenja, dok preostalu trećinu daje parnoturbinski agregat. [0]

Plinsko turbinsko postrojenje se obično izvodi u zatvorenom prostoru u zgradi

strojarnice, te je zatvoreno oplatom radi toplinske i zvučne izolacije.

Slika 11. Plinska turbina

Plinske turbine se izvode s više stupnjeva, u kojima se energija vrućeg plina

pod tlakom proizvedena u kompresoru i sustavu izgaranja, pretvara u mehaničku

energiju. Sklop turbinskog rotora sastoji se od prednje osovine, četiri turbinska


27

diska i stražnje osovine. Zakretni moment rotora turbine se preko specijalnog

ozubljenja prenosi na rotor kompresora i preko njega na spojku s generatorom. [0]

Turbinski rotor je hlađen zrakom oduzetim na kompresoru, te se lopatice turbine

hlade na principu prinudne konvekcije. Lopatice turbine su izgrađene od legura

visoke čvrstoće, sa zaštitom od visokotemperaturne korozije. Rotor plinske turbine

je najčešće nošen na dva radijalna ležaja, dok još jedan odrivni ležaj održava

aksijalni položaj rotora u odnosu na stator.

Kompresor usisava zrak iz okoline i komprimira ga do pogodnog tlaka, a zatim

se on dovodi u komoru izgaranja, gdje gorivo izgara i zagrijava zrak uz konstantan

tlak. Najčešće se koristi aksijalni višestupanjski kompresor, gdje se tijekom rada

plinske turbine zrak oduzima s različitih stupnjeva kompresora i to za hlađenje

turbinskih dijelova izloženih visokoj radnoj temperaturi.

U sustavu za vođenje se kontinuirano prati prisutnost plamena, hlađenim

detektorima koji su smješteni u obje komore izgaranja. Temperatura plinova

izgaranja se znatno snižava doda li se zrak komprimiran u kompresoru, kako se

ne bi oštetile ili čak uništile lopatice plinske turbine. Komora za izgaranje mora biti

izvedena tako da osigura potpuno izgaranje u širokim granicama opterećenja, te

da se postigne što jednoličnija raspodjela temperature na izlazu. [0]

Između ispuha plinske turbine i kotla na ispušne plinove nalazi se mimovodni

dimnjak kojim će se omogućiti samostalni povremeni rad plinske turbine, a koji će

tijekom normalnog pogodna odvoditi otpadne plinove na izlazu iz generatora pare

u atmosferu.

Generator pare na otpadnu toplinu u principu predstavlja otvoreni, tj. protočni

sistem za transformiranje energije. S termodinamičke točke gledišta, ogrjevne

površine generatora pare predstavljaju izmjenjivač topline. Osnovna namjena

generatora pare je proizvodnja pare tlaka višeg od atmosferskog koji se može

koristit za dobivanje mehaničkog rada u parnoj turbini, za grijanje i industrijske

procese, te za kombiniranu proizvodnju mehaničkog rada i topline.


28

Slika 12. Generator pare na otpadnu toplinu

Postoje više vrsta generatora pare, ovisno i tlakovima. Dvostupanjsko

postrojenje za proizvodnju pare se dijeli na visokotlačni i niskotlačni dio. U

visokotlačnom dijelu se nalaze visokotlačni kotao (pregrijač pare), isparivač s

bubnjem, i ekonomajzer. U niskotlačnom dijelu se nalazi niskotlačni kotao,

isparivač, te kondenzatorski izmjenjivač topline.

U elektrani Sisak je korišten generator pare na otpadnu toplinu vertikalnog tipa,

gdje se plinovi kreću vertikalno tijekom prolaska kroz različite dijelove izmjenjivača

topline. U svaki dio izmjenjivača topline dolaze horizontalno instalirane čelične

ulazne, ali i povratne cijevi u kojima se mijenja energetsko stanje medija.

Napojna voda se snabdijeva od otplinjača do kotla pomoću visokotlačne i

niskotlačne pumpe, snage pumpi iznose 75 kW za visokotlačnu, te 15 kW za

niskotlačnu pumpu. Što im omogućuje protok vode od 420 t/h, odnosno 90 t/h.

U generatoru pare na otpadnu toplinu postoje visokotlačni i niskotlačni pregrijači

koji zagrijavaju zasićenu paru s temperature bubnja do potrebne vrijednosti.

Visokotlačni pregrijač ima postavljen uvjet od 520°C, dok je uvjet u niskotlačnom

pregrijaču 200°C. Iz visokotlačnog pregrijača se para odvodi u visokotlačni dio

parne turbine. Niskotlačni pregrijač se osim za snabdijevanje niskotlačne parne

turbine parom koristi i za otpremu određenog dijela pare u otplinjač.


29

Isparivač generira paru na izlazu preko cirkulacijskog kruga prema, a i natrag iz

bubnja. Bubnjevi, koji se nalaze izvan utilizatora, kako se ne bi zagrijavali

otpadnim plinovima, imaju cilj osiguranja zadovoljavajućeg omjera napojne vode te

vode iz kotla. Također moraju dopustiti ekspanziju vode prilikom pokretanja, te

osigurati potrebno odvajanje pare od vode.

Ekonomajzer svojim volumenom posjeduje akumulaciju energije u masi

zatečenih dimnih plinova u dimno-zračnom dijelu ekonomajzera, akumulaciju

toplinske energije u masi vrele vode i u stjenkama cijevi od kojih je načinjen

ekonomajzer. U visokotlačni ekonomajzer ulazi voda iz otplinjača posredstvom

visokotlačne pumpe, te je postavljen uvjet na izlaznoj temperaturi vode od 270°C.

Pri tome dolazi do hlađenja dimnih plinova koji predaju toplinu stjenci

izmjenjivačkih cijevi, koje daju toplinu vreloj vodi.

Otplinjač je snabdijevan vodom iz kondenzatora, te parom iz niskotlačnog

pregrijača pare kako bi se postigao optimalni omjer pare i vode za slanje zasićenje

pare pregrijaču.

Povrh kotla na ispušne plinove je smješten dimnjak kojim će se u normalnom

pogonu voditi dimni plinovi u okoliš.

3.2.2. Parno - turbinsko postrojenje

3.2.2.1. Parna turbina

Parne turbine s obzirom na visinu tlaka na kraju ekspanzije razlikuju se

kondenzacijske i protutlačne parne turbine. U TE Sisak Bloku C, koji se opisuje u

radu, parna turbina je kondenzacijsko oduzimnog tipa, tj. vrši se oduzimanje pare

koja se koristi kao tehnološka para za snabdijevanje potrošača toplinskom

energijom toplinske snage 50 MW. KKE Sisak je dimenzionirana tako da se u

procesu može oduzimati do 65 t/h pare tlaka 16 bar(a) za industrijske potrebe.

Parna turbina je opremljena sa visokotlačnim (VT) i niskotlačnim (NT) privodom

pare.


30

Slika 13. Prikaz ulaznih i izlaznih parametara kondenzacijske parne turbine

s regulacijskim oduzimanjem

3.2.2.2. Kondenzator

Sva para koja se dovodi iz generatora pare, bilo kroz turbinu, bilo kroz

mimovode, u kondenzatoru s hlađenjem, pomoću rashladne vode iz rijeke Save,

ukapljuje se i pretvara u kondenzat. Kondenzat se odvodi u sustav za napajanje

generatora pare čime je proces zatvoren [0].

Para što je ekspandirala u kondenzacijskoj parnoj turbini dovodi se u

kondenzator, u kojem se ona kondenzira uz što je moguće niži tlak. Kondenzacija

se obavlja u izmjenjivaču topline, kojemu se s jedne strane dovodi para, a s druge

rashladna voda ili zrak, koja od pare preuzima točno onoliko topline koliko je

dovoljno da se voda kondenzira. U TE Sisak Bloku C kondenzator je hlađen

vodom iz rijeke Save, protoka 4,6 m3/s. Voda na izlazu natrag u rijeku Savu ne

smije biti temperature veće od 40°C kako se ne bi narušio prirodni ekološki balans.

3.2.2.3. Električni generator

U TE Sisak Bloku C pretpostavljen je dvopolni, sinkroni trofazni generator

horizontalne izvedbe hlađen zrakom. Indirektno je hlađenje statorskog namota,

dok se rotorski namot ima izravno radijalno hlađenje. U sklopu opreme generatora

nalaze se još uzbudni i odvojni transformator koji su smješteni u posebnoj zgradi

elektropostrojenja. Električna energija koju su proizveli generatori se pomoću tih

transformatora podiže na visoki od 220 kV te se preko postojećih i novih

dalekovoda predaje potrošačima.


31

4. Opis energetskih stanja TE Sisak, blok C

Ruska tvrtka Technopromexport (TPE) u okviru međudržavnog ugovora o

rješenju klirinškog duga Ruske federacije prema Republici Hrvatskoj, ima

ugovornu obvezu izraditi kompletni i bazni projekt, na osnovu kojeg domaća

projektantska kuća izrađuje podloge za dobivanje potrebnih dozvola za

građenje[DP grupa]. Umjesto izgradnje prvobitnog bloka u TE Sisak na prirodni

plin u kombi ciklusu snage 400 MWe, će se radi optimalnog iskorištenja

pogodnosti postojeće lokacije TE Sisak izgraditi kogeneracijska kombi elektrana

snage 250 MWe/50MWt. Konfiguracija elektrane se sastoji od [0]:

plinske turbine 165 MW,

generator pare na otpadnu toplinu,

kondenzacijske parne turbine s oduzimanjem pare 85 MWe,

vodom hlađenog kondenzatora,

otplinjača,

cirkulacijske pumpe,

izmjenjivača topline na kondenzatoru,

Parna turbina ima regulirano oduzimanje pare za potrebe napajanja parom

toplinskog sustava grada Siska snage 50 MWt.

Shema s energetskim bilancama kogeneracijskog postrojenja se nalazi na slici

14.


32

Slika 14. Shema kogeneracijske eletkrane


33

Na Slika 14 je prikazana shema KKE Sisak, blok C, gdje je izvršen proračun za

nominalno stanje.Normalni uvjeti su zadani pogonskim stanjem:

temperatura okoline: T0 = 10°C,

relativna vlažnost zraka: 78%,

tlak okoline: p0= 1.0132 bar

koji daju:

𝑃𝑖𝑧 = 230 MWe (155 MW PLINSKA TURBINA + 76 MW PARNA TURBINA)

𝜂 = 60%

uz uvjet zimskog režima rada, gdje je uključen izmjenjivač topline koji će biti

kasnije opisan.

Kod nominalnih uvjeta protok goriva i zraka je:

m g =9.88 kg/s,

m z 490 kg/s,

Blok C u TE Sisak koristit će sustav izgaranja s dvije individualne komore

izgaranja raspoređene s obje strane kućišta u vertikalnoj izvedbi, aksijalni

višestupanjski kompresor, te četverostupanjsku parnu turbinu.

Nakon plinske turbine, da bi se ostvarila kogeneracija, dimni plinovi nailaze na

generator pare na otpadnu toplinu termodinamičkim stanjem:

m dp = 510 kg/s,

T=543 °C,

U generatoru pare dimni plinovi ispušteni iz plinske turbine prvo nailaze na:

visokotlačni pregrijač pare (VT kotao)

Visokotlačni isparivač

visokotlačni ekonomajzer

niskotlačni pregrijač pare (NT kotao)

niskotlačni isparivač

izmjenjivač topline dimni plinovi-voda


34

Nakon prolaska kroz generator pare dimni plinovi napuštaju proces s stanjem:

T=60°C

h=252 kJ/kg

Slika 15. Dijagram izmjene topline u generatoru pare

4.1. Visokotlačni dio parno - turbinskog procesa

Ako se krene iz otplinjača, pumpa prvo proizvodi kondenzat kroz ekonomajzer u

kojem je postavljen uvjet izlazne temperature 275°C. Zatim tako vrela voda odlazi

u isparivač s bubnjem te nastaje para termodinamičnog stanja m=63,7 kg/s, ppare =

64 bar; T=294.2 °C; H= 2760 kJ/kg koja ulazi u predgrijač pare i izlazi s

postavljenim uvjetom od 520°C izlazne temperature.

Stanje pare na izlazu iz visokotlačnog trakta je :

mpare = 63,68 kg/s;

ppare=76 bar;

T= 527°C;

H=3471 kJ/kg;

Visokotlačni dio parne turbine je postavljen s uvjetom iskoristivosti izentropske

ekspanzije od 0,56. Razlog tome je taj što visokotlačni dio ima 3 oduzimanja pare,

dvoje za toplinske potrebe, te jedno za zagrijavanje kondenzata. Dvjema


35

oduzimanjima pare za toplinske potrebe se dodatno ubrizgava voda. Tako se

dobiva željeno termodinamičko stanje pare oduzete za grijanje:

p= 16 bar(a),

T=300 °C

m=9,72 kg/s,

h=3035 kJ/s.

Tako se nakon ekspanzije i oduzimanja pare dobiva termodinamičko stanje

pare na na izlazu iz visokotlačnog dijela parne turbine:

m=47 kg/s;

p=4,7 bar(a),

T= 205 °C,

h=2873 kJ/kg.

4.2. Niskotlačni dio parno - turbinskog procesa

Ako opet krenemo od otplinjača, niskotlačna pumpa provodi kondenzat kroz

isparivač, te nastaje para koja ulazi u niskotlačni pregrijač pare te izlazi s

postavljenim uvjetom od 200 °C i izlaznim tlakom 6 bar(a). Ta se para prije nego

što uđe u niskotlačni dio parne turbine, prvo oduzima kako bi predala paru

otplinjaču za zagrijavanje kapljevine, pa termodinamičko stanje pare na ulasku u

otplinjač iznosi:

m=1.96 kg/s; p=5,5 bar(a); T=201 °C; h= 2861 kJ/kg;

Para nakon oduzimanja se zatim zbraja u mješalištu zajedno s izlaznom parom

iz visokotlačnog dijela parne turbine, pa je para na ulasku u niskotlačni dio parne

turbine:

m=60,74 kg/s;

p=4.6 bar(a);

T=206 °C;

h=2871 kJ/s


36

Para s takvim stanjem ulazi u niskotlačni dio parne turbine u kojoj je postavljen

uvjet iskoristivosti izentropske ekspanzije 0,84. Na izlazu iz parne turbine se

dobiva termodinamičko stanje:

m=60,57 kg/s;

p=0,2 bar(a);

T=16°C;

h=2234 kJ/kg.

Iz izlaza niskotlačnog dijela parne turbine para ulazi u kondenzator, gdje se

kondenzacija obavlja u izmjenjivaču topline te se šalje para natrag na generator

pare na otpadne topline i zatvara proces.

4.3. Ljetni i zimski režim rada

Postoji razlika između rada elektrane u ljetno i zimsko vrijeme. Ljeti, kad nema

potrebe za isporukom toplinske energije, ne oduzima se para iz visokotlačnog

dijela parne turbine, što rezultira većim protokom pare i većom izlaznom snagom

parne turbine. NaSlika 16 je prikazano termodinamičko stanje pare u

visokotlačnom dijelu parne turbine u ljetno i zimsko vrijeme, gdje je vidljivo da

nema oduzimanja dijela pare iz visokotlačnog dijela parne turbine [12].


37

Slika 16. Prikaz visokotlačnog dijela parne turbine: a) zimsko vrijeme; b)

ljetno vrijeme

Slika 17. Usporedba snaga elektrane u zimskom i ljetnom režimu

Iz Slika 17 je vidljivo da u ljetnom režimu rada, kada nema oduzimanja pare za

grijanje, parna turbina daje više snage nego je to u zimskom režimu. Međutim,

iako nema oduzimanja pare, izlazna snaga je još uvijek manja nego u zimskom

vremenu zbog visoke temperature okolice (20 °C). Razlog za to će biti objašnjen u

poglavlju analize rada. U tablici 1 su prikazani svi parametri rada elektrane u

ljetnom i zimskom režimu.

Vidljivo je da je snaga plinske turbine i ukupni stupanj iskorištenja goriva manji u

ljetnom režimu rada nego u zimskom. Veća snaga parne turbine je u ljetnom

režimu, zbog veće temperature dimnih plinova na izlazu iz plinske turbine, tj. na

ulasku u parno-turbinsko postrojenje. Međutim, iako je veća snaga parne turbine,

ukupna snaga elektrane je veća u zimsko vrijeme.

Detaljnije objašnjenje veličina te ovisnosti o okolnoj temperaturi zraka se nalazi

u poglavlju 6 ovog rada, pod nazivom analiza rada elektrane.


38

Tablica 1. Svi parametri rada elektrane u ljetnom i zimskom režimu

Režim rada Zima Ljeto

Temperatura okoline, °C +5 +20

Relativna vlažnost, % 75 75

Opterećenje agregata plinske turbine 100% 100%

Tlak okoliša, bar 1,013 1,013

Plinska Turbina

Snaga plinskoturbinskog agregata [MW] 159,7 146,4

Stupanj iskorištenja goriva, % 34,09 33,31

Potrošnja goriva (QH=33340 kJ/kg), [kg/s] 10,13 9,5

Kotao na ispušne plinove

Temperatura dimnih plinova na ulazu, °C 543,2 551

Protok dimnih plinova na ulazu, kg/s 519,8 493,4

Temperatura dimnih plinova na izlazu, °C 97 109

Parna Turbina

Temperatura vode na ulazu, °C +5 +24

Količina oduzete pare za grijanje, t/h 65 0

Snaga paroturbinskog agregata, MW 69,35 80,4

PARAMETRI BLOKA

Ukupna izlazna snaga brutto, MW 229,05 226,8

Vlastita potrošnje, MW 1,79 1,77

Izlazna snaga neto, MW 227,23 225,03

Ukupni stupanj iskorištenja goriva u kogeneraciji, na pragu elektrane %

60,5 51,61

ANALIZA DINAMIKE KOMBI BLOKA

39

5. Matematički model elektrane

U sklopu zadatka sam modelirao dinamiku kombi bloka pomoću matematičkog

modela napravljenog unutar programskog jezika Matlab Simulinku. Model se

razvija s ciljem promatranja rada kombi bloka u vremenskim intervalima, te

analizira promjenu u radu elektrane ako se promijene ulazne varijable, protok

goriva te temperatura okolnog zraka.

Odstupanje između električne snage na izlazu iz generatora koji je spojen s

mrežom i mehaničke snage na izlazu iz turbine rezultiraju promjenom brzine vrtnje

te davanjem naloga turbinskom regulatoru da promjenom protoka goriva regulira

izlaznu mehaničku snagu na turbini.

Kada je turbina priključena na mrežu njezinu brzinu vrtnje diktira frekvencija u

mreži. U slučaju pojave veće potrebne snage mreže, elektrani se daje nalog za

veću naređenu snagu koju ona mora održati.

Modeliranje kogeneracijskih termoenergetskih postrojenja realizira se pomoću

odgovarajućeg povezivanja plinskoturbinskog i parnoturbinskog postrojenja s

električnim sinkronim generatorom te mrežom. Parnoturbinsko postrojenje se

sastoji od izmjenjivača toplinske energije, generatora pare i parne turbine.

Matematički model se sastoji od:

sinkronog generatora,

regulatora uzbude

turbinskog regulatora,

parno-turbinskog postrojenja,

plinsko-turbinskog postrojenja.

U nastavku rada slijedi opis pojednih dijelova matematičkog modela povezanih

u jedan složeni matematički model, prikazan u privitku.


40

5.1. Sinkroni generator

U općoj teoriji strojeva sinkroni stroj predstavlja se s tri fazna namota na

statoru i tri namota na rotoru. Namote na rotoru čine uzbudni namot i dva

ekvivalentna prigušna namota (Slika 18.). Matematički model sinkronog

generatora je temeljen na Parkovim transformacijama. To su naponske jednadžbe

zamišljenih armaturnih krugova u uzdužnoj d i poprečnoj q osi u kojima su naponi i

struje istosmjerne veličine, Spomenute osi se dobivaju linearnom transformacijom

faznih armaturnih fizikalnih veličina a, b i c.

Slika 18 Namoti sinkronog stroja s rotirajućim dq osima

Takav način modeliranja generatora je u širokoj upotrebi. Složeniji modeli

zahtijevaju poznavanje dodatnih parametara stroja i prikladniji su za detaljna

istraživanja stroja. Budući da su u ovom radu od ključnog interesa izlazne varijable

generatora, ovakav model zadovoljava po složenosti. Zasićenje u željezu je

opisano u d osi.

Do matematičkog modela se dolazi transformacijom sustava naponskih

jednadžbi iz faznih abc koordinata u dq koordinate. Pretpostavlja se da su naponi

simetrično raspoređeni, da imaju jednake parametre te da u zračnom rasporu

postoji samo jedan harmonik polja. Početne jednadžbe u ovom modelu su


41

diferencijalne jednadžbe u dq koordinatama koje su izražene u relativnim

veličinama [0]:

−𝑢𝑑 = 𝑟 ∙ 𝑖𝑑 +

1

𝜔𝑆∙𝑑𝜓𝑑

𝑑𝑡+ 𝜔 ∙ 𝜓𝑞

(9)

−𝑢𝑞 = 𝑟 ∙ 𝑖𝑞 +

1

𝜔𝑆∙𝑑𝜓𝑞

𝑑𝑡− 𝜔 ∙ 𝜓𝑑

(10)

𝑢𝑢 = 𝑟𝑢 ∙ 𝑖𝑢 +

1

𝜔𝑆∙𝑑𝜓𝑢

𝑑𝑡

(11)

0 = 𝑟𝐷 ∙ 𝑖𝐷 +

1

𝜔𝑆∙𝑑𝜓𝐷

𝑑𝑡

(12)

0 = 𝑟𝑄 ∙ 𝑖𝑄 +

1

𝜔𝑆∙𝑑𝜓𝑄

𝑑𝑡

(13)

Jednadžbe koje definiraju odnose između ulančanih tokova i struja su:

𝜓𝑑 = 𝑥𝑑 ∙ 𝑖𝑑 + 𝑥𝑢𝑑 ∙ 𝑖𝑢 + 𝑥𝑑𝐷 ∙ 𝑖𝐷 (14)

𝜓𝑞 = 𝑥𝑞 ∙ 𝑖𝑞 + 𝑥𝑞𝑄 ∙ 𝑖𝑄 (15)

𝜓𝑢 = 𝑥𝑢𝑑 ∙ 𝑖𝑑 + 𝑥𝑢 ∙ 𝑖𝑢 + 𝑥𝑢𝐷 ∙ 𝑖𝐷 (16)

𝜓𝐷 = 𝑥𝑑𝐷 ∙ 𝑖𝑑 + 𝑥𝑢𝐷 ∙ 𝑖𝑢 + 𝑥𝐷 ∙ 𝑖𝐷 (17)

𝜓𝑄 = 𝑥𝑞𝑄 ∙ 𝑖𝑞 + 𝑥𝑄 ∙ 𝑖𝑄 (18)

Uvrštavanjem jednadžbi (9 – 13) u jednadžbe (14 – 18) te prebacivanjem svih

članova koji sadrže derivacije struje na desnu stranu, a ostalih članova na lijevu

stranu slijedi sustav jednadžbi:

−𝑢𝑑 − 𝜔 ∙ 𝜓𝑞 − 𝑟 ∙ 𝑖𝑑 = 𝑥𝑑 ∙

1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑑𝑑𝑡

+ 𝑥𝑢𝑑 ∙1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑢𝑑𝑡

+ 𝑥𝑑𝐷 ∙1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝐷𝑑𝑡

(19)

𝑢𝑢 − 𝑟𝑢 ∙ 𝑖𝑢 = 𝑥𝑢𝑑 ∙

1


+ 𝑥𝑢 ∙1


+ 𝑥𝑢𝐷 ∙1


(20)

−𝑟𝐷 ∙ 𝑖𝐷 = 𝑥𝑑𝐷 ∙

1


+ 𝑥𝑢𝑑 ∙1


+ 𝑥𝐷 ∙1


(21)

−𝑢𝑞 + 𝜔 ∙ 𝜓𝑑 − 𝑟 ∙ 𝑖𝑞 = 𝑥𝑞 ∙

1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑞

𝑑𝑡+ 𝑥𝑞𝑄 ∙

1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑄𝑑𝑡

(22)

−𝑟𝑄 ∙ 𝑖𝑄 = 𝑥𝑞𝑄 ∙

1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑞

𝑑𝑡+ 𝑥𝑄 ∙

1

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑄𝑑𝑡

(23)


42

Da bi se dobilo matričnu predodžbu pogodnu za modeliranje, uvode se varijable

koje skraćuju prethodne izraze:

𝐴𝑑 = −𝑢𝑑 − 𝜔 ∙ 𝜓𝑞 − 𝑟 ∙ 𝑖𝑑 (24)

𝐵𝑑 = 𝑢𝑢 − 𝑟𝑢 ∙ 𝑖𝑢 (25)

𝐶𝑑 = −𝑟𝐷 ∙ 𝑖𝐷 (26)

𝐴𝑞 = −𝑢𝑞 + 𝜔 ∙ 𝜓𝑑 − 𝑟 ∙ 𝑖𝑞 (27)

𝐵𝑞 = −𝑟𝑄 ∙ 𝑖𝑄 (28)

Sustav se može predočiti matrično za d i q os:

[𝐴𝑑

𝐵𝑑

𝐶𝑑

] =1

𝜔𝑆[

𝑥𝑑 𝑥𝑢𝑑 𝑥𝑑𝐷

𝑥𝑢𝑑 𝑥𝑢 𝑥𝑢𝐷

𝑥𝑑𝐷 𝑥𝑢𝐷 𝑥𝐷

] [

𝑑𝑖𝑑 𝑑𝑡⁄

𝑑𝑖𝑢 𝑑𝑡⁄

𝑑𝑖𝐷 𝑑𝑡⁄]

(29)

[𝐴𝑞

𝐵𝑞] =

1

𝜔𝑆[𝑥𝑞 𝑥𝑞𝑄

𝑥𝑞𝑄 𝑥𝑞] [

𝑑𝑖𝑞 𝑑𝑡⁄

𝑑𝑖𝑄 𝑑𝑡⁄]

(30)

Sustav jednadžbi je prikladniji za opis u simulacijskom programu ako se

derivacije struja eksplicitno izraze, odnosno prebace na lijevu stranu. Konačan

sustav jednadžbi korišten u simulaciji je:

[ 𝑑𝑖𝑑𝑑𝑡𝑑𝑖𝑢𝑑𝑡𝑑𝑖𝐷𝑑𝑡 ]

= 𝜔𝑆 [

𝑥𝑑 𝑥𝑢𝑑 𝑥𝑑𝐷

𝑥𝑢𝑑 𝑥𝑢 𝑥𝑢𝐷

𝑥𝑑𝐷 𝑥𝑢𝐷 𝑥𝐷

]

−1

∙ [𝐴𝑑

𝐵𝑑

𝐶𝑑

]

(31)

[

𝑑𝑖𝑞

𝑑𝑡𝑑𝑖𝑄𝑑𝑡

] = 𝜔𝑆 [𝑥𝑞 𝑥𝑞𝑄

𝑥𝑞𝑄 𝑥𝑞]−1

∙ [𝐴𝑞

𝐵𝑞]

(32)

Proračun parametara 𝐴𝑑, 𝐵𝑑, 𝐶𝑑 ,𝐴𝑞, 𝐵𝑞 u simulacijskom modelu predočen je u

privitku.


43

Za simulaciju je potrebno izračunati inverzne matrice reaktancija iz jednadžbi

(31) i (32). Ako se inverznu matricu reaktancija d osi nazove 𝑌𝑑, dobivaju se

sljedeći članovi matrice:

𝑌𝑑(3,3) =𝐾

𝐿

(33)

𝑌𝑑(3,2) = −𝑀

𝐿

(34)

𝑌𝑑(3,1) =−

𝑥𝑑𝐷

𝑥𝑑∙ 𝐾 +

𝑥𝑢𝑑

𝑥𝑑∙ 𝑀

𝐿

(35)

𝑌𝑑(2,2) =𝑥𝑑

𝐼− 𝑁 ∙ 𝑌𝑑(3,2)

(36)

𝑌𝑑(2,1) = −𝑥𝑢𝑑

𝐼− 𝑁 ∙ 𝑌𝑑(3,1)

(37)

𝑌𝑑(1,1) =1

𝑥𝑑−

𝑥𝑑𝐷

𝑥𝑑∙ 𝑌𝑑(3,1) −

𝑥𝑢𝑑

𝑥𝑑∙ 𝑌𝑑(2,1)

(38)

𝑌𝑑(2,3) = 𝑌𝑑(3,2) (39)

𝑌𝑑(1,3) = 𝑌𝑑(3,1) (40)

𝑌𝑑(1,2) = 𝑌𝑑(2,1) (41)

gdje su:

𝐾 = 𝑥𝑢 −𝑥𝑢𝑑

2

𝑥𝑑

(42)

𝐿 = (𝑥𝐷 −𝑥𝑑𝐷

2

𝑥𝑑) ∙ (𝑥𝑢 −

𝑥𝑢𝑑2

𝑥𝑑) − (𝑥𝑢𝑑 −

𝑥𝑢𝑑 ∙ 𝑥𝑑𝐷

𝑥𝑑)2

(43)

𝑀 = 𝑥𝑢𝐷 −𝑥𝑢𝑑 ∙ 𝑥𝑑𝐷

𝑥𝑑

(44)

𝑁 =𝑀

𝐾

(45)

𝐼 = 𝑥𝑢 ∙ 𝑥𝑑 − 𝑥𝑢𝑑2 (46)

Proračun parametara 𝑌𝑑, 𝐾, 𝐿, 𝑀, 𝑁, 𝐼 u simulacijskom modelu predočen je u

privitku.


44

Ako se inverznu matricu reaktancija q osi u izrazu (32) nazove matricom 𝑌𝑞,

dobivaju se sljedeći članovi matrice [0]:

𝑌𝑞(1,1) =1

𝑥𝑞∙ (1 +

𝑥𝑞𝑄2

𝑃)

(47)

𝑌𝑞(1,2) = −𝑥𝑞𝑄

𝑃

(48)

𝑌𝑞(2,1) = 𝑌𝑞(1,2) (49)

𝑌𝑞(2,2) =𝑥𝑞

𝑃

(50)

gdje je:

𝑃 = 𝑥𝑞 ∙ 𝑥𝑄 − 𝑥𝑞𝑄2 (51)

Proračun parametara 𝑌𝑞i 𝑃 u simulacijskom modelu predočen je u privitku.

Sustav jednadžbi je napisan u relativnim, jediničnim vrijednostima. Realizaciju

simulacijskog modela sinkronog generatora u Matlab Simulinku pokazuju Slika 19

Slika 20. Ulazi u blok generatora su: mehanička snaga 𝑃𝑚, napon uzbude 𝑢𝑢 i

napon mreže 𝑢𝑘𝑚. Izlazi su: struja uzbude 𝑖𝑢, radna snaga 𝑃𝑒𝑙, jalova snaga 𝑄,

prividna snaga 𝑆, napon generatora 𝑢𝑔, struja generatora 𝑖𝑔 i kut opterećenja 𝛿.

Slika 19 Simulacijski model sinkronog generatora u Simulinku


45

Slika 20 Model bloka sinkronog generatora u Simulinku


46

5.1.1. Parametri sinkronog generatora

Za simulaciju je potrebno poznavati sljedeće parametre generatora: 𝑟, 𝑟𝑢, 𝑟𝐷, 𝑟𝑄,

𝑥𝑑, 𝑥𝑢𝑑, 𝑥𝑑𝐷, 𝑥𝑢, 𝑥𝑢𝐷, 𝑥𝐷, 𝑥𝑞, 𝑥𝑞𝑄, 𝑥𝑄. Standardni parametri strojeva koji su

najčešće na raspolaganju su: 𝑥𝑑, 𝑥𝑞, 𝑥𝑙, 𝑟, 𝐻, 𝑥𝑑′, 𝑥𝑑

′′, 𝑥𝑞′′, 𝑇𝑑

′′, 𝑇𝑞′′. Veza između

te dvije skupine parametara je dana izrazima [0]:

𝑥𝑢𝑑 = 𝑥𝑑 − 𝑥𝑙 (52)

𝑥𝑢𝐷 = 𝑥𝑢𝑑 (53)

𝑥𝑢 =(𝑥𝑑 − 𝑥𝑙)

2

𝑥𝑑 − 𝑥𝑑′

(54)

𝑥𝐷 = 𝑥𝑢𝐷 +(𝑥𝑑

′ − 𝑥𝑙) ∙ (𝑥𝑑′′ − 𝑥𝑙)

𝑥𝑑′ − 𝑥𝑑

′′

(55)

𝑥𝑞𝑄 = 𝑥𝑞 − 𝑥𝑙 (56)

𝑥𝑄 =(𝑥𝑞 − 𝑥𝑙)

2

𝑥𝑞 − 𝑥𝑞′′

(57)

𝑟𝑢 =𝑥𝑢

𝑇𝑑0 ∙ 𝜔𝑆

(58)

𝑟𝐷 =(𝑥𝑑

′ − 𝑥𝑙)2

𝑥𝑑′ − 𝑥𝑑

′′∙𝑥𝑑

′′

𝑥𝑑′∙

1

𝑇𝑑′′ ∙ 𝜔𝑆

(59)

𝑟𝑄 =(𝑥𝑞 − 𝑥𝑙)

2

𝑥𝑞 − 𝑥𝑞′′

∙𝑥𝑞

′′

𝑥𝑞∙

1

𝑇𝑞′′ ∙ 𝜔𝑆

(60)

5.1.2. Zasićenje sinkronog generatora

Zasićenje generatora se očituje kao promjena parametara generatora što

ima izravan utjecaj na dinamičko i stacionarno stanje generatora. Zasićenje se

uvodi preko karakteristike praznog hoda, preko parametra 𝑥𝑢𝑑, budući da uz

konstantnu brzinu vrtnje taj parametar predstavlja izravnu vezu između uzbudne

struje i induciranog napona generatora [0]. Karakteristika promjene 𝑥𝑢𝑑 iz pokusa

praznog hoda predočena je na Slika 21.


47

Slika 21 Promjena reaktancije xud s promjenom d komponente ulančanog

toka ψd

Parametar 𝑥𝑢𝑑 mora biti promjenjiv tako da se dobije ista funkcijska povezanost

između struje uzbude i induciranog napona (ulančanog toka) dobivena pokusom

praznog hoda. Zasićenje se uvodi samo u d os generatora, a parametri q osi

ostaju konstantni. Pretpostavlja se da je rasipna reaktancija 𝑥𝑙 generatora sa

zasićenjem jednaka nezasićenoj rasipnoj reaktanciji [0].

5.1.3. Diferencijalne jednadžbe gibanja agregata

Diferencijalne jednadžbe gibanja agregata opisuju odnose između brzine vrtnje,

kuta pomaka, kuta opterećenja, pogonskog momenta i elektromagnetskog

momenta generatora. Jednadžbe gibanja agregata su [0]:

𝑑𝜗

𝑑𝑡∙

1

𝜔𝑆= 𝜔

(61)

𝑑𝛿

𝑑𝑡∙

1

𝜔𝑆= 1 − 𝜔

(62)

𝑑𝜔

𝑑𝑡=

1

2𝐻(𝑚𝑚𝑒ℎ − 𝑚𝑒𝑙)

(63)

𝑚𝑒𝑙 = 𝜓𝑞 ∙ 𝑖𝑑 − 𝜓𝑑 ∙ 𝑖𝑞 (64)

Kut 𝜗 je kut pomaka rotora u odnosu na mirnu os u prostoru, a kut 𝛿 kut

opterećenja generatora. 𝐻 je konstanta tromosti.


48

5.1.4. Diferencijalna jednadžba za opis generatora na mreži

Simuliran je rad generatora koji je spojen na krutu mrežu preko blok

transformatora (može postojati i prijenosni vod). Otpor 𝑟𝑣 i reaktancija 𝑥𝑣

predstavljaju ukupan otpor i ukupnu reaktanciju između generatora i krute mreže

(Slika 22). Vrijede sljedeće jednadžbe [0]:

Slika 22 Generator spojen na krutu mrežu preko otpora rv i reaktancije xv

𝑢𝑑 = 𝑖𝑑𝑣 ∙ 𝑟𝑣 +

𝑥𝑣

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑑𝑣

𝑑𝑡+ 𝜔 ∙ 𝑥𝑣 ∙ 𝑖𝑞𝑣 + 𝑢𝑘𝑚𝑑

(65)

𝑢𝑞 = 𝑖𝑞𝑣 ∙ 𝑟𝑣 +

𝑥𝑣

𝜔𝑆∙𝑑𝑖𝑞𝑣

𝑑𝑡− 𝜔 ∙ 𝑥𝑣 ∙ 𝑖𝑑𝑣 + 𝑢𝑘𝑚𝑞

(66)

𝑢𝑘𝑚𝑑 = 𝑢𝑘𝑚 ∙ sin 𝛿 (67)

𝑢𝑘𝑚𝑞 = 𝑢𝑘𝑚 ∙ cos 𝛿 (68)

Kut 𝛿 je kut opterećenja generatora, a 𝑢𝑘𝑚 je apsolutni iznos napona mreže.

Jednadžbe 67 i 68 pokazuju odnos između napona generatora i mreže u dq

koordinatama.


49

5.2. Regulator uzbude

Sustav uzbude sinkronog generatora sastoji se od digitalnog regulatora s

mjernim članovima i energetskog dijela koji osigurava struju uzbude. Na Slika 23.

Strukturna blok shema sustava regulacije uzbude sinkronog generatora. predočen

je klasični krug regulacije napona sinkronog generatora s krugom regulacije struje

uzbude i nadređenim krugom regulacije napona generatora. Ta dva regulatora su

uvijek prisutna dok se regulator jalove snage upotrebljava prema zahtjevima

elektroenergetskog sustava na pojedini generator [780].

Slika 23. Strukturna blok shema sustava regulacije uzbude sinkronog

generatora

Regulator napona generatora je proporcionalno integralnog tipa. Regulator

napona je nadređen regulatoru struje uzbude koji je proporcionalnog tipa. Izlazi iz

regulatora su ograničeni. Iz dva linijska napona i dvije fazne struje generatora

određuju se amplitude napona i jalove snage generatora. Kompenzacija jalove


50

snage generatora je izvedena povećanjem naponske povratne veze s povećanjem

jalove snage generatora. Kompenzacija se uključuje kada je generator spojen na

elektroenergetski sustav.

Komponente sustava regulacije uzbude generatora uključuju:

Istosmjerni pretvarač u mosnom spoju

Proporcionalni regulator struje uzbude generatora

Proporcionalno integralni regulator napona generatora

Slika 24 Model sustava regulacije uzbude u Simulinku

5.2.1. Model istosmjernog pretvarača

Simulacija istosmjernog pretvarača u mosnom spoju opisuje vezu između

perioda vođenja (širine impulsa upravljanja) tranzistora d i izlaznog napona iz

pretvarača. Na izlaz pretvarača spojena je uzbuda generatora. Digitalni sustav

upravlja IGBT poluvodičkim sklopkama signalom modulirane širine impulsa. U

trenutku kada se sklopke V1 i V4 sa Slika 25 uključe, napon uzbude je jednak

naponu istosmjernog međukruga 𝑢𝑑𝑐. Kada se sklopke isključe, struja nastavlja

teći kroz diode V2 i V3, i tada je napon uzbude jednak negativnom naponu

međukruga [0].


51

Slika 25 Blok shema IGBT pretvarača sustava uzbude sinkronog

generatora

Napon uzbude je negativan sve dok struja uzbude ne padne na nulu. Iz toga

slijedi da sve dok širina impulsa ciklusa ne prijeđe 50%, srednja vrijednost napona

uzbude će biti približno nula. Izlazni teret pretvarača je uzbudni namot induktivnog

karaktera određene vremenske konstante. Iz toga slijedi da je struja uzbude

praktički kontinuirana pa se pretvarač može modelirati pojednostavljenim modelom

koji napon uzbude opisuje istosmjernim naponom jednakom srednjoj vrijednosti

stvarnog pulsno širinski moduliranog napona uzbude. Stanovito odstupanje postoji

budući da je napon istosmjernog međukruga nešto manji kada se kondenzator

prazni u odnosu na trenutak kada se puni. Dobiveni odnos srednje vrijednosti

izlaznog napona pretvarača i perioda vođenja tranzistora d predočen je na Slika

26.

Slika 26 Odnos izlaznog napona pretvarača i perioda vođenja tranzistora


52

U model pretvarača je uključena nelinearnost odnosa između perioda vođenja

tranzistora pretvarača i napona uzbude u bloku 𝑢 = 𝑓(𝑑).

Slika 27 Simulacijski model pretvarača u Simulinku

Ulaz u blok pretvarača je period vođenja tranzistora pretvarača 𝑑, a izlaz je

napon uzbude 𝑢𝑢. Promjenjivost napona istosmjernog međukruga može se

zanemariti, te simulacija s konstantnim naponom međukruga u potpunosti

zadovoljava.

5.2.2. Regulator struje uzbude generatora

Simulacijski model regulatora struje uzbude u programskom paketu Matlab

Simulink predočen je na Slika 28.

Slika 28 Simulacijski model regulatora struje uzbude u Simulinku

Ulaz u blok regulatora su referenca struje uzbude 𝑖𝑢𝑟𝑒𝑓, struja uzbude 𝑖𝑢 i

pojačanje regulatora struje 𝐾𝑝, a izlaz je širina impulsa upravljanja tranzistora

pretvarača d. Gornje ograničenje izlaza regulatora je 100 %, a donje 0 %.

Pojačanje regulatora 𝐾𝑝 je podešeno na 3.


53

5.2.3. Regulator napona uzbude generatora

Simulacijski model proporcionalno integralnog regulatora napona u

programu Matlab Simulink predočen je na Slika 29. Ulaz u blok regulatora napona

su: postavna veličina napona generatora 𝑢𝑟𝑒𝑓, napon generatora 𝑢𝑔 (kompenziran

po jalovoj snazi generatora), proporcionalno pojačanje 𝐾𝑝 i integralno pojačanje 𝐾𝑖

(inverzno od vremenske konstante integratora). Gornje ograničenje

proporcionalnog člana je 200 %, a donje - 200 %. Gornje ograničenje integralnog

člana i izlaza iz regulatora je 200 %, a donje 0 %. Pojačanje proporcionalnog člana

𝐾𝑝 i integralnog člana 𝐾𝑖 je 10. Izlaz iz regulatora je postavna veličina struje

uzbude 𝑖𝑢𝑟𝑒𝑓 [0].

Slika 29. Simulacijski model PI regulatora napona u Simulinku

Napon u koji se dovodi kao povratna veza regulatoru napona je kompenzirani

napon po jalovoj snazi generatora kako bi se kompenzirao pad napona na

transformatoru (i na prijenosnim vodovima ukoliko postoje). Simulacijski model

kompenzacije napona predočen je na Slika 2930. Ulazi u blok kompenzacije su

napon generatora 𝑢𝑔, jalova snaga 𝑄 i faktor kompenzacije 𝐾. Iznos faktora

kompenzacije je postavljen na 5 %.


54

Slika 30 Simulacijski model kompenzacije napona u Simulinku

5.3. Modeliranje kogeneracijskog postrojenja

Kako bih mogao modelirati blok parne turbine u ciklusu koristio sam se ZOE i

ZOM, te dobivene energetske bilance ubacivao preko matlab koda u blok Plinsko -

turbinskog procesa

5.3.1. Ekonomajzer

U ekonomajzeru dolazi do hlađenja dimnih plinova koji predaju toplinu

stjenkama izmjenjivačkih cijevi, te se tako predaje toplina vreloj vodi.

Slika 31. Shema ekonomajzera

Energetska bilanca ekonomajzera:

𝑐𝑑𝑝 ∗ 𝑀𝑑𝑝 ∗𝑑

𝑑𝑡𝑇𝑝 = 𝑚𝑑𝑝 ∗ 𝑐𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑝𝑢𝑙 − 𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧) − 𝛼𝑑𝑝 ∗ 𝐴𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧 − 𝑇𝑠)

(69)

𝑐𝑑𝑠 ∗ 𝑀𝑠 ∗𝑑

𝑑𝑡𝑇𝑠 = 𝛼𝑑𝑝 ∗ 𝐴𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧 − 𝑇𝑠) − 𝛼𝑣 ∗ 𝐴𝑣 ∗ (𝑇𝑠 − 𝑇𝑣𝑖𝑧)

(70)


55

𝑐𝑣 ∗ 𝑀𝑣 ∗𝑑

𝑑𝑡𝑇𝑣 = 𝑚𝑣 ∗ 𝑐𝑣 ∗ (𝑇𝑣𝑢𝑙 − 𝑇𝑣𝑖𝑧) − 𝛼𝑣 ∗ 𝐴𝑣 ∗ (𝑇𝑣 − 𝑇𝑠)

(71)

5.3.2. Isparivač pare

Isparivač je puno složeniji od matematičkih modela ekonomajzera i pregrijača

pare. On unutar svog volumena također posjeduje akumulaciju energije u masi

zatečenih dimnih plinova u zamišljenom volumenu, akumulaciju zasićene

kapljevine i pare u bubnju, akumulaciju mase vrele vode u isparivačkom bubnju, te

akumulaciju toplinske energije sadržane u masi stijenka cijevi od kojih je izrađen

isparivač.

Slika 32. Shema isparivača

Masena bilanca isparivača

𝑑𝑚

𝑑𝑡= 𝑚𝑣𝑢𝑙 − 𝑚1 + 𝑚2 ∗ (1 − 𝑥) − 𝑚𝑝

(72)

𝑀𝑣 = 𝐴𝑏 ∗ 𝜌𝑣 ∗ 𝑧𝑣 (73)

𝑀𝑖 = 𝑀𝑣 + 𝑀𝑝 (74)

𝑉𝑣 = 𝐴𝑏 ∗ 𝑍𝑣 (75)

𝑑𝑀𝑣

𝑑𝑡= 𝐴𝑏 ∗ 𝜌𝑣 + 𝑧𝑣

(76)

𝑉𝑏 = 𝐴𝑏 ∗ 𝑧𝑏 (77)

𝑉𝑝 = 𝑉𝑏 − 𝑉𝑣 (78)


56

𝑀𝑝 = 𝑉𝑝 ∗ 𝜌𝑝 (79)

Transformacijom gornjih jednadžbi se mogu eksplicitno izraziti derivacije

varijabli visine kapljevine i gustoće pare u bubnju:

𝑑𝜌𝑝

𝑑𝑡= (

1

𝑉𝑝) ∗ [𝑥 ∗ 𝑚1 ∗ (1 −

𝜌𝑝

𝜌𝑣) − 𝑚𝑝 +

𝜌𝑝

𝜌𝑣∗ 𝑚𝑣]

(80)

𝑑𝑧𝑣

𝑑𝑡= (

1

𝐴𝑏 ∗ 𝜌𝑣) ∗ (𝑚𝑣𝑢𝑙 − 𝑚1 + 𝑚2 ∗ (1 − 𝑥) − 𝑚𝑝)

(81)

Pa je energetska bilanca isparivača:


𝑑𝑡𝑇𝑝 = 𝑚𝑑𝑝 ∗ 𝑐𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑝𝑢𝑙 − 𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧) − 𝛼𝑑𝑝 ∗ 𝐴𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧 − 𝑇𝑠)

(82)

𝑐𝑠 ∗ 𝑀𝑠 ∗𝑑

𝑑𝑡𝑇𝑠 = 𝛼𝑑𝑝 ∗ 𝐴𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧 − 𝑇𝑠) − 𝛼𝑣 ∗ 𝐴𝑣 ∗ (𝑇𝑠 − 𝑇𝑣𝑖𝑧) (83)


𝑑𝑡𝑇𝑣 = 𝑚𝑣 ∗ 𝑐𝑣 ∗ (𝑇𝑣𝑢𝑙 − 𝑇𝑣𝑖𝑧) − 𝛼𝑣 ∗ 𝐴𝑣 ∗ (𝑇𝑣𝑖𝑧 − 𝑇𝑠)

(84)

5.3.3. Pregrijač pare

U pregrijaču pare dolazi do hlađenja dimnih plinova koji predaju svoju toplinu

stijenkama izmjenjivačkih cijevi, koje daju toplinu pregrijanoj pari.

Slika 33. Shema pregrijača

Energetska bilanca pregrijača pare


57


𝑑𝑡𝑇𝑝 = 𝑚𝑑𝑝 ∗ 𝑐𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑢𝑙 − 𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧) − 𝛼𝑑𝑝 ∗ 𝐴𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧 − 𝑇𝑠)

(85)

𝑐𝑠 ∗ 𝑀𝑠 ∗𝑑

𝑑𝑡𝑇𝑠 = 𝛼𝑑𝑝 ∗ 𝐴𝑑𝑝 ∗ (𝑇𝑑𝑝𝑖𝑧 − 𝑇𝑠) − 𝛼𝑣 ∗ 𝐴𝑣 ∗ (𝑇𝑠 − 𝑇𝑣𝑖𝑧) (86)


𝑑𝑡𝑇𝑣 = 𝑚𝑣 ∗ 𝑐𝑣 ∗ (𝑇𝑣𝑢𝑙 − 𝑇𝑣𝑖𝑧) − 𝛼𝑣 ∗ 𝐴𝑣 ∗ (𝑇𝑣𝑖𝑧 − 𝑇𝑠) (87)

5.3.4. Parna turbina

Matematički model parne turbine sam pojednostavio sa Stodolovom

jednadžbom.

Slika 34. pojednostavljena shema parne turbine

Masena bilanca kroz turbinu

𝑚𝑝 = 𝐾𝑣 ∗ 𝑌𝑣 ∗ √𝑝𝑢𝑙

𝑣𝑢𝑙∗ √1 − (

𝑝𝑖𝑧

𝑝𝑢𝑙)2

(88)

𝑣𝑢𝑙 = 𝑓(𝑝𝑢𝑙, 𝑇𝑢𝑙) (89)

Maseni protok pare kroz parnu turbinu ovisi o ulaznom i izlaznom tlak, od kojih

ulazni tlak ovisi o udjelu otvorenosti ventila na ulazu u parnu turbinu (Yv).

5.3.5. Mješilište

Mješilište služi za miješanje struje pare određenih termodinamičkih svojstva na

izlazu iz visokotlačnog dijela parne turbine i niskotlačne pare koja dolazi iz

niskotlačnog pregrijača.


58

Slika 35. Shema mješilišta

Masena bilanca mješilišta

𝑑𝜌𝑚𝑗

𝑑𝑡=

1

𝑉𝑚𝑗∗ (𝑚𝑢𝑙1 + 𝑚𝑢𝑙2 − 𝑚𝑖𝑧)

(90)

tlak na izlazu iz mješališta je funkcija pregrijane pare, na koju utječe volumen

mješilišta, te ulazni i izlazni protoci mase pare. Nakon miješanja dviju struja ukupni

povećani maseni tok dalje odlazi u niskotlačni dio parne turbine .

5.4. Modeliranje sustava regulacije

Modeliranje regulacije kogeneracijske elektrane se radi preko 4 ulazna

upravljačka kruga:

Sustav za regulaciju opterećenja / brzine vrtnje

Sustav za gorivo

Sustav za temperaturu

Sustav za zrak

Sustav za regulaciju opterećenja se koristi kako bi se ustanovilo koliko goriva je

potrebno da se promijeni odstupanje nazivne brzine od referentne. ¸

Vrijednost n je određena pomoću blokova koji predstavljaju neto energiju

isporučenu na plinske turbine Eg te energiju prikupljenu od oporavka topline kotla i

parne turbine Es. Izlaz iz tih blokova je mehanička snaga Pg i Ps. Brzina rotora

ovisi postoji li razlika između izlazne snage i opterećenja, koji se modelirao Pl

regulatorom, i predstavlja razliku između momenta. Vrijednost n se uspoređuje s

referentnom brzinom vrtnje i opterećenjem te preko bloka daje potrebnu količinu


59

goriva, Fd na ulazu u plinsku turbinu kako bi se promijenila zahtijevana mehanička

snaga.

Slika 36. Sustav za kontrolu opterećenja

Sustav za temperaturu kontrolira temperaturu dimnih plinova na izlazu iz plinske

turbine. Temperaturu možemo mjeriti pomoću pretvarača i termoelementa kako je

to prikazano na slici 37. Odlazna temperatura se uspoređuje s referentnom

vrijednošću izlazne temperature dimnih plinova.

Slika 37. Sustav za kontrolu temperature plinske turbine

Sustav za gorivo radi prema nalogu usporenja brzine vrtnje potrošnje i

ustanovljuje maseni protok goriva na ulazu u plinsku turbinu. Da ustanovi

vrijednost na izlazu Min-Max blok odabire minimalnu vrijednost između brzine i

kontrole opterećenja, te kontrolom temperature i zasićenosti kontrolira najveću

vrijednost protoka goriva. Izlaz zasićenja modificiran je različitim blokovima, a

zatim ulazi u blok ventila pozicionera koji kontrolira položaj ventila za protok

goriva.Izlaz pozicionera ventila je tada ulazni upravljački blok sustav goriva što


60

daje vrijednost protoka goriva WF.Model sustava za kontrolu goriva prikazan je na

slici 38.

Slika 38. Sustav za kontrolu goriva

Sustav za kontrolu zraka je podešava ulaz zraka iz kompresora da bi se dobila

željena temperatura dimnih plinova na izlazu iz plinske turbine. Izlazna

temperatura plinske turbine Te se uspoređuje s referentnom temperaturom

dobivenu simulacijom te kroz niz blokova izlaz se da bi se ustanovila potrebna

količina dimnih plinova na izlazu.

Slika 39. Sustav za kontrolu zraka

Shema cijelog kombi bloka modelirana u programskom jeziku Matlab/Simulink

prikazana je u prilogu.


61

6. Analiza rada elektrane i rezultati simulacije

6.1. Rad pri sniženom opterećenju

Rad pri sniženom opterećenju nam je posebno zanimljiv radi upotrebe elektrane

u sekundarnoj regulaciji, kako bi mogla podizat, odnosno spuštat svoju izlaznu

električnu snagu. U tablici 2 su prikazani parametri rada pri nominalnom i

sniženom opterećenju elektrane, pri zimskom režimu rada.

Tablica 2 Parametri elektrane pri 100% i 70% opterećenja

Opterećenje agregata plinske turbine 100% 70%

Relativna vlažnost, % 75 75

Temperatura okoline, °C +5 +5

Tlak okoliša, bar 1,013 1,013

Plinska Turbina

Snaga plinskoturbinskog agregata [MW] 160 112

Stupanj iskorištenja goriva, % 35 31

Potrošnja goriva (QH=33340 kJ/kg), [kg/s] 10,2 7,9

Kotao na ispušne plinove

Temperatura dimnih plinova na ulazu, °C 543 541

Protok dimnih plinova na ulazu, kg/s 520 414

Temperatura dimnih plinova na izlazu, °C 97 88

Parna Turbina

Temperatura vode na ulazu, °C +5 +5

Količina oduzete pare za grijanje, t/h 65 65

Snaga paroturbinskog agregata, MW 76 53

PARAMETRI BLOKA

Ukupna izlazna snaga brutto, MW 165 230

Vlastita potrošnje, MW 1,80 1,45

Izlazna snaga neto, MW 228,2 163,55

Ukupni stupanj iskorištenja goriva u kogeneraciji, na pragu elektrane %

50 44


62

Iz tablice 2 je vidljivo da rad elektrane pri 70 % opterećenja je ekonomski

neisplativiji, jer je stupanj iskorištenja goriva puno manji nego je to slučaj kada

elektrana radi pri nazivnom opterećenju.

Međutim, ukoliko bi se elektrana koristila za regulaciju djelatne snage, odnosno

frekvencije, i za regulaciju jalove snage, odnosno napona, tada postoje novčane

naknade, koje će biti objašnjene u ekonomskom poglavlju ovog rada.

6.2. Ovisnost snage elektrane ulaznim parametrima

Razmatra se ovisnost snage koju daje plinska turbina elektrane o promjeni

temperature okolice, te je na slici 40 prikazana izlazna snaga plinske turbine za

opterećenja od 100 % i 70 %.

Slika 40. Izlazna snaga plinske turbine za različita opterećenja u ovisnosti

o temperaturi okoline

Iz slike 40 je vidljivo da ukupna snaga plinske turbine pada s povećanjem

temperature neovisno o opterećenju, iz razloga što se na nižim temperaturama

zbog veće gustoće zraka može komprimirati veću količinu zraka što omogućuje

izgaranje veće količine goriva, a samim time i veću izlaznu snagu iz plinske

turbine.

6.3. Promjena iskoristivosti elektrane

Relativna efikasnost plinske turbine u ovisnosti o izlaznoj temperaturi prikazana

je na slici 41, gdje je uočljivo da također neovisno o opterećenju relativna

efikasnost pada.


63

Slika 41. Efikasnost plinske turbine u ovisnosti o temperaturi okoline

Iz slike 41 je također vidljivo i pogoršanje učinkovitosti elektrane ovisno o

stupnju opterećenja. Prema izrazu (formula za goriva) s povećanjem temperature

smanjuje se količina goriva zbog manje gustoće zraka, te samim time i izlazna

snaga plinskih turbina, količina dimnih plinova te iskoristivost cijelog postrojenja.

6.4. Promjena dimnih plinova

Porastom temperature raste i temperatura dimnih plinova na izlazu iz plinske

turbine, vidljivo na slici 42.

Slika 42. Porast temperature dimnih plinova u ovisnosti o povećanju

temperature okolice


64

Povećanjem temperature okolnog zraka koji ulazi u komore izgaranja plinske

turbine normalno je da se i poveća i temperatura dimnih plinova na izlazu, što za

sobom povlači povećani protok vode/pare kroz generatora pare, te samim time se

povećava i količina protoka pare na izlazu iz visokotlačnog dijela.

Razlog povećane količine pare na izlazu iz visokotlačnog dijela generatora pare

je taj što dimni plinovi s povećanom ulaznom energijom (povišenje temperature

okoline) prvo nastrujavaju na visokotlačni dio generatora pare u kojem mora doći

do povećanja protoka vrele vode, zbog izmjenjivačke geometrije. Tako povećan

protok vrele vode na ulazu u visokotlačni dio uzima nešto više toplinske energije

od dimnih plinova, koji nakon napuštanja visokotlačnog trakta generatora pare

nastrujavaju na niskotlačni dio, koji ostaje zakinut za određeni iznos toplinske

energije (zbog povećanja protoka vrele vode), a to uzrokuje dodatno smanjenje

protoka u niskotlačnom dijelu, te umanjenom proizvodnjom pare u niskotlačnom

dijelu generatora pare.

6.5. Izlazna snaga parne turbine

Porastom okoline raste i proizvedena količine pare visokotlačnog dijela

generatora pare, te nešto smanjenja proizvodnja u niskotlačnom dijelu. Iako

proizvodnja visokotlačnog dijela parne turbine raste s temperaturom okolice, na

slici 43 je prikazano kako ukupna snaga parne turbine opada s porastom

temperature.

Slika 43. Promjena izlazne snage parne turbine u ovisnosti o temperaturu

okoliša


65

Također povećanjem temperature okoline povećava se i tlak kondenzacije na

izlazu iz parne turbine čime se smanjuje razlika tlakova na ulazu i izlazu iz parne

turbine što uzrokuje manju razvijenu snagu u turbini.

6.6. Potrošnja goriva

S porastom temperature okoline turbina koristi manje goriva zbog lošijih uvjeta

izgaranja, jer kao što je već napomenuto povećanjem temperature okoline se

smanjuje gustoća zraka te se onda u umanjenoj količini dovodi do komore za

izgaranje. Kao posljedica toga je i manja potrošnja goriva s povećanjem

temperature, čiji je graf prikazan na slici 44. Smanjenjem potrošnje goriva pada i

izlazna snaga samog postrojenja.

Slika 44. Prikaz potrošnje goriva s povećanjem temperature okolice

6.7. Startni i obustavni proces

Razlikuju se tri startna procesa na temelju temperature kučišta parne turbine:

Hladni start

Topli start – ako je temperatura kućišta iznad 350 °C;

Vrući start – ako je temperatura kućišta iznad 450 °C.

Hladni start cijelog bloka do nominalne snage se postigne za 270 min, topli start

bloka za 180 min, dok je za vrući start vrijeme potrebno da se postigne nominalna

snaga 85 minuta.


66

Na slici 45 je prikazan dijagram pokretanja i obustave pogona kogeneracijske

eletkrane hladnog starta. Od naloga za start proizvodnje do početka proizvodnje

plinsko turbinskog procesa potrebno je oko 100 min (1 na slici 45, zatim do

postizanja nominalnih vrijednosti osnovnog plinskog postrojenja prođe još 50

minuta (krivulja 2 na slici 45). Tada plinska turbina radi pri nominalnoj snazi te za

vrijeme pripreme generatora pare na otpadnu toplinu i plinskih turbina prođe još 50

minuta (krivulja 3), te je još potrebno 70 minuta kako bi se postigla nominalna

snaga parne turbine što sve zajedno daje vrijeme pokretanja od 270 min (krivulja

4 na slici). Elektrana radi pri nominalnoj snazi sve do naloga za zaustavljanje

proizvodnje , te je to vrijeme obustave pogona znatno manje i potrebno vrijeme za

to je oko 60 minuta (krivulja 6 na slici).

Slika 45 Dijagram pokretanja i usporavanja elektrane

REZULTATI SIMULACIJE

67

6.8. Rezultati simulacije - povećanje opterećenja kombi elektrane

Slika 46. Prikaz odziva varijabli stanja na povećanje opterećenja bloka

Vidljivo je da se snaga turbine može regulirati protocima dimnih plinova na

izlazu iz plinske turbine koja ima gradijent promjene snage od 0,183 MW/s.

REZULTATI SIMULACIJE

68

6.9. Smanjenje opterećenja kombi bloka

Slika 47. Prikaz odziva varijabli kombi bloka na smanjenje opterećenja

Iz slike 47 je vidljiva promjena izlazne snage sustava. Valja primijetiti brzinu

odziva plinske turbine, koja se vrlo brzo mijenja ovisno o protoku dimnih plinova.

EKONOMSKA ANALIZA

69

7. Ekonomska analiza

U ekonomskoj analizi prikazana je cijena rezervnog kapaciteta, te utjecaj cijene

plina i vremena rada na cijenu električne energije. Kako bi se osigurala

sekundarna regulacija frekvencije, toplana mora raditi u djelomičnom opterećenju

čime se performanse postrojenja pogoršavaju. Radom elektrane u djelomičnom

opterećenju se smatra kao rad elektrane, na danoj temperaturi okoline, gdje se

isporučenje manje izlazne snage nego što je to maksimalno moguće.

Kako bi se ispunili uvjeti rezerve sekundarne frekvencijske regulacije elektrana

mora biti u stanju na promjene opterećenja s gradijentom od najmanje 0,8 MW/s.

Plinske turbine su najfleksibilnije u cijelom postrojenju, dok parna turbina ovisi o

promjenama u generatoru pare, o čemu ovisi i rad turbine [prikaz na ].

Model ekonomske analize temelji se na metodi anuiteta, koji pokazuje cijenu

proizvodnje električne energije [€/MWh]. Cijena električne energije kombi bloka je

funkcija troškova rada i održavanja, investicijskih troškova, vremena povrata

investicijskih troškova, diskontne stope, cijene toplinske energije, a najviše ovisi o

promjeni cijena goriva. Rastom cijene goriva raste i cijena električne energije, a

sukladno tome i cijena rezerviranog kapaciteta za sekundarnu frekvencijsku

regulaciju. Cijena električne energije se računa prema:

𝐶𝐸𝐸 =𝐼𝐴+𝑐𝑂𝑀𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃+𝑐𝐺∗𝐺𝐶𝐶𝑃𝑃−𝑐𝐻∗𝐻𝐶𝐶𝑃𝑃

𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃 [€/MWh], (90)

pri čemu su godišnji kapitalni troškovi rada:

𝐼𝐴 = 𝑐𝐸𝐸 ∗ 𝑃(1+𝑖)𝑛∗𝑖

(1+𝑖)𝑛−1 [€/𝑘𝑊ℎ], (91)

godišnje proizvedena električna energija:

𝐸𝐶𝐶𝑃𝑃 = 𝐿𝐹 ∗ 𝑃 [𝑀𝑊ℎ

𝑔𝑜𝑑𝑖š𝑛𝑗𝑒], (92)

Ukupna dobivena energija iz goriva:

𝐺𝐶𝐶𝑃𝑃=𝐷𝑂𝑉𝑝 [𝑀𝐽

𝑘𝑔] ∗ 𝑚𝑝 [

𝑘𝑔

𝑠] ∗ 𝐹𝑂[%] ∗ 8760 [

𝑀𝑊ℎ𝑝𝑙𝑖𝑛𝑎

𝑔𝑜𝑑𝑖š𝑛𝑗𝑒] (93)

I ukupna toplinska energija u periodu od godine dana:

𝐻𝐶𝐶𝑃𝑃 = 8760 ∗ (𝐹𝑂𝑃𝐴𝑅𝐸 ∗ 𝑄𝑃𝐴𝑅𝐸 + 𝐹𝑂𝐺𝑅𝐼𝐽𝐴𝑁𝐽𝐴 ∗ 𝑄𝐺𝑅𝐼𝐽𝐴𝑁𝐽𝐴) [𝑀𝑊ℎ𝑡𝑜𝑝𝑙𝑖𝑛𝑒

𝑔𝑜𝑑𝑖š𝑛𝑗𝑒].

(94)

EKONOMSKA ANALIZA

70

Ukupni troškovi investicije uzeti su kao troškovi kombi bloka C, TE Sisak [12].

Troškovi rada i održavanja uzeti su prema SETIS kalkulatoru od 2,9 % ukupnih

investicijskih troškova. Faktor opterećenja uzet je 75%. Trend porasta cijene plina

uzet je također sa SETIS kalkulatora, u razdoblju od 2015. do 2030. godine, dok

se cijeli ekonomski model promatra u istom vremenskom razdoblju i unutar tog

vremenskog razdoblja se nastoji ostvariti povrat investicije.

Tablica 3 Osnovni kriterij za izačun cijene eletkrične energije

Opis parametra Vrijednost Opis parametra Vrijednost

Investicijski

trošak

225 milijuna €

Izračunat specifični

trošak

rada i održavanja

3,5% investicijskih

troškova

0,92 (eura/MWhel)

Troškovi rada

i održavanja

2,9%

investicijskih

troškova

Faktor opterećenja

elektrane

75%

Godina

povrata

investicije

15

Godina

Faktor opterećenja

toplane - para

60%

Diskontna

stopa

7% Faktor opterećenja

toplane-područno

grijanje

35%

EKONOMSKA ANALIZA

71

7.1. Specifični trošak goriva

Kako bi se izračunao specifični trošak goriva, potrebno je znati osnovne

podatke prikazane u tablici

Tablica 4 Osnovni podaci za izračun specifičnog troška goriva

Opis parametra Vrijednost

DOV 46,45 [MJ/kg]

Potrošnja plina (ovisno o opterećenju) Za 230 MWe 9,88 [kg/s]

Broj sati rada (faktor opterećenja 75%) 6570 h

Cijena plina (promijenjivo tijekom godina) 12.2 [€/GJ] za 2014. godinu,

14.7 [€/GJ] za 2020. godinu

Specifični trošak goriva:

𝑐𝐺 =𝐷𝑂𝑉∗𝑚𝑝∗𝐹𝑂∗8760∗3600[𝑠]∗𝑐𝑝

𝐷𝑂𝑉∗𝑚𝑝∗𝐹𝑂∗8760 [€/MWh], (95)

gdje je :

DOV donja ogrijevna energetska vrijednost plina [MJ/kg],

mp- maseni protok pare [kg/s],

FO- faktor opterećenja [%],

cp- specifična cijena plina [€/MJ].

Specifična cijena toplinske energije uzeta je prema cjeniku HEP Toplinarstva.

𝑐𝐻 = 0,3045 𝑘𝑛/𝑘𝑊ℎ𝑡𝑜𝑝𝑙 ≈ 0,04 €/𝑘𝑊ℎ𝑡𝑜𝑝𝑙

Da bi odredili potrebnu naknadu za rezervirani kapacitet kombi bloka prvo je

potrebno izvršiti analizu cijene električne energije za 100% izlaznog električnog

opterećenja kombi bloka prema formuli 35 i uvjetima iz tablice 4.

Nakon toga, po istom principu vrši se izračun cijene električne energije za rad u

djelomičnom opterećenju od 200 MWel nazivne izlazne snage. Budući da tokom

rada u djelomičnom opterećenju elektrana mora omogućiti promjenu izlazne snage

u rasponu ± 30 MW. Na temelju dnevne krivulje rada elektrane, proizvodnje

električne energije uzima se srednja dnevna vrijednost izlazne snage elektrane.

EKONOMSKA ANALIZA

72

Slika 48 Pretpostavljena dnevna krivulja proizvodnje električne energije

elektrane

Na temelju krivulje o dnevnoj proizvodnji,prikazane na slici 48, srednja

vrijednost nazivne izlazne snage bila bi 204 MW prema čemu se radila usporedba

sa 230 MWel nazivne izlazne snage.

Budući da prodaja toplinske energije utječe na cijenu električne energije ,

uzimaju se u obzir predpostavke toplinske isporuke, odnosno godišnji faktor

opterećenja za isporuku pare i faktor opterećenja za područno grijanje:

Faktor opterećenja pare: 60%

Faktor opterećenja područnog grijanja: 35%

7.2. Cijena električne energije

Na cijenu električne energije utječu dinamički troškovi ili troškovi goriva te

statički troškovi, odnosno troškovi koji nisu vezani uz promjenu cijene goriva što su

investicijski troškovi te troškovi rada i održavanja. Na cijenu električne energije

također utječe željeni vremenski period povrata investicije, kao i faktor opterećenja

elektrane.

U daljnjem tekstu su prikazani čimbenici koji najviše utječu na promjenu cijene

električne energije. Analiza će se usporediti sa proračunom cijene električne

energije dobivene u uvjetima prema tablici.

Na temelju prikazanih vrijednosti u tablici 5 dobiva se cijena električne energije

od 0,767 kn/kWh.

EKONOMSKA ANALIZA

73

Tablica 5 Projektni parametri za izračun cijene električne energije


Izlazna snaga 200 MWel Iskoristivost 49.76%

Faktor

opterećenja

75% Investicijski trošak 242 milijuna

eura

Cijena plina 0,308 kn/kWh Period povrata

investicije

20 godina

Svaki od parametara iz tablice će se smanjivati ili povećavati za 10% s ciljem

smanjivanja proizvodne cijene električne energije, odnosno za 10% će se povećati

izlazna snaga, iskoristivost, faktor opterećenja te povrat perioda investicije, dok će

se za 10 % smanjiti cijena plina i investicijski trošak. Na temelju toga dobivaju se

vrijednosti iz tablice 6.

Tablica 6 Projektni parametri za izračun cijene električne energije uvećani

za 10 %


Izlazna snaga 230 MWel Iskoristivost 56.76%

Faktor

opterećenja

85% Investicijski trošak 225 milijuna

eura

Cijena plina 0,297 kn/kWh Period povrata

investicije

15 godina

Ubacivanjem vrijednosti iz tablice 6 se može zaključiti da na cijenu električne

energije najveći utjecaj imaju promjena iskoristivosti postrojenja, promjena izlazne

snage te promjena cijene goriva, drugim riječima, primjerice vezano za gorivo,

smanjenjem cijene plina za 10% u odnosu na projektno stanje cijena električne

energije smanjila se za 8,6%. Ako se uzme u obzir da se u određenim uvjetima (

projektno stanje primjerice) korisnost i izlazna snaga postrojenja ne mogu

promijeniti kroz godine, a cijene goriva neprestano variraju (rastu), razmatra se

utjecaj promjene cijene plina na cijenu električne energije.

EKONOMSKA ANALIZA

74

Slika 37 Cijena električne energije u funkciji cijene plina i nazivne izlazne

snage elektrane

Iz dijagrama možemo vidjeti analizu opterećenja elektrane o promjeni cijene

plina. Padom cijene goriva, pada i cijena električne energije, ali isto tako se vidi da

je kod manjeg izlaznog kapaciteta snage cijena električne energije viša.

Analiza cijene proizvedenog MWh električne energije temelji se na prosječnoj

vrijednosti cijena električne energije u periodu od 2015. do 2030.godine (gdje

cijena s godinama raste zbog porasta cijene goriva).

7.3. Naknada za rezervni kapacitet snage

Na temelju rada u djelomičnom opterećenju, prema prethodno opisanom

ekonomskom modelu dobivaju se sljedeći rezultati za željeni period od 2015 2030.

godine:

Možemo vidjeti da se kroz 15 godina vraća povrat investicije od 250 milijuna

eura kod izlaznog opterećenja od 230 MWel. Valja napomenuti, ovo je

pojednostavljen model koji služi samo za prikaz ekonomske isplativosti. Na nižim

nazivnim opterećenjima kroz 15 godina se ne može ostvariti povrat investicije za

cijenu električne energije prema 100% izlaznom opterećenju.

Kada bi zbog rezerve kapaciteta za sekundarnu frekvencijsku regulaciju

elektrana radila na nazivnom opterećenju od 180 MWel, trebala bi postojati

naknada za rezervirani kapacitet.

Kod rada elektrane nazivnog opterećenja od 180 MWel naknada za rezervirani

kapacitet iznosila bi 40 milijuna eura, za navedeni period.

EKONOMSKA ANALIZA

75

Na temelju ekonomskog modela , sa određenim pretpostavkama i promjenama

cijena električne energije i goriva godišnje bi trebalo isplaćivati od 3 do 4,2 milijuna

eura za kapacitet u rezervi da bi bio opravdan ekonomski rad samog postrojenja.

Također, i godišnja naknada za kapacitet elektrane u rezervi raste odnosno

podložna je promjeni zbog promjene cijene goriva.

ZAKLJUČAK

76

8. Zaključak

Statičke analize pokazale su da promjenom vanjske temperature mijenja

izlazna snaga postrojenja, samim time i iskoristivost koja je veća pri nižim

temperaturama. Razlog tomu je veća gustoća zraka pri nižim temperaturama što

omogućava unošenje veće količine zraka te potpunije sagorijevanje u volumenu

komore izgaranja plinske turbine. Također, povećanom količinom zraka za

izgaranja omogućava se unošenje veće količine goriva te je rezultat toga veća

izlazna snaga na plinskim turbinama, te povećana količina dimnih plinova kroz

generator pare. Budući da se u modelu radi sa kondenzatorom hlađenim vodom s

nižom temperaturom rijeke postiže se manji tlak kondenzacije što rezultira većom

izlaznom snagom kondenzacijske parne turbine. Analiza uključuje i promatranje

iskoristivosti s promjenom izlazne snage postrojenja (smanjena količina unesenog

goriva u komoru izgaranja plinskih turbina), te pokazuje da se smanjenjem

izlaznog opterećenja u odnosu na projektno stanje iskoristivost kombi bloka

značajno pada. Tako je kod 230 MWe iskoristivost 50,46&. Nadalje, budući da

model u sebi sadrži oduzimanje pare iz visokotlačnog dijela turbine u svrhu

proizvodnje pare, opisan je slučaj kada nema potrebe za toplinskom energijom, u

ljetnom režimu. Smanjenjem toplinskih potreba električna iskoristivost postrojenja

raste kao posljedica oduzimanja manje količine pare iz turbine, a rezultat tome je

veća izlazna snaga parne turbine uz istu količinu unesenog goriva u plinske

turbine (uz istu izlaznu snagu plinskih turbina, ista količina dimnih plinova kroz

generator pare).

Pomoću programskog paketa MATLab Simulink izveden je matematički model

dinamike plinsko – parnog sustava, s ciljem promatranja dinamike varijabli unutar

sustava. Nakon povezivanja svih jednadžbi uz ulazne pretpostavke odredilo se

stacionarno stanje na temelju rezultata energetskih bilanca sheme. Uvođenjem

poremećaja promjene izlazne snage postrojenja uočava se razlika brzine između

plinskog i parnog sustava. Dok su plinske turbine te koje većim djelom reguliraju

promjenu snage unutar nekoliko sekundi, parno-turbinski sustav je trom

(posjedovanje mase dimnih plinova, vode/pare, mase stijene cijevi) zbog

akumulacije energije u masu. Dok je plinskoj turbini dovoljno nekoliko sekundi za

ZAKLJUČAK

77

postizanje novog stacionarnog stanja,. Proučavanjem rada kombi bloka u

sudjelovanju regulacije snage te sa raznim analizama teži se smanjenju vremena

potrebnog za stacioniranje ukupnog sustava. Trenutno s tako dugim odzivima

stacioniranja kombi blok nije pogodan u značaju regulacije, međutim vodeće

svjetske kompanije, Siemens, u izradi plinsko – parnih sustava teže postizanju što

većih gradijenata promjene snage kombi bloka. Različitim kombinacijama i

regulacijama dosegli su gradijente izlaznih snaga kombi bloka u primarnoj 4.5

MW/s, a u sekundarnoj 1.76MW/s, te sa takvim rezultatima mogu sudjelovati u

regulaciji.

Ekonomski model temeljio se na izračunu proizvedene cijene električne energije

koja se sastoji od statičkih i dinamičkih troškova. U statičke troškove ulaze

investicijski troškovi, troškovi rada i održavanja, vrijeme povrata investicije,

diskontna stopa, dok u dinamičke troškove spada promjena cijene goriva. Na

temelju toga određivale su se cijene proizvodnje električne energije u funkciji

promjene cijene goriva kroz godine ( do 2039.godine) za rad u potpunom i

djelomičnom opterećenju. Rad sa smanjenim opterećenjem daje višu cijenu

električne energije što je u skladu sa manjom iskoristivosti elektrane pri nižim

opterećenjima. Usporedbom rada elektrane sa 250 MW i 50MW izlazne snage

dobiva se određena vanjska naknada potrebna za podmirivanje kapaciteta u

rezervi da bi rad djelomičnog opterećenja bio ekonomski opravdan. Također se

izvršila analiza utjecaja osnovnih parametara koji ulaze u izračun cijene električne

energije gdje rezultati pokazuju da na cijenu električne energije najviše utječu

korisnost postrojenja i cijena goriva.

LITERATURA

78

9. Literatura

[1] http://www.hops.hr/wps/portal/hr/web/hees/dijagram/dnevni

[2] I. Kuzle, 2002. Identifikacija dinamičkih parametara srednjerazvijenog elektroenergetskog sustava s obzirom na promjene frekvencije. Doktorska disertacija, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb.

[3] Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva, 31.3.2006. Mrežna pravila elektroenergetskog sustava, Narodne novine br. 36

[4] https://www.entsoe.eu/news-events/former-associations/ucte/Pages/default.aspx

[5] I. Kuzle,2012. Dinamika i regulacija elektroenergetskog sustava, predavanja. Fakultet elektrotehnika i računarstva, Zagreb.

[6] http://www.powerengineeringint.com/articles/print/volume-19/issue-7/features/how-marchwood-ccpp-meets-strict-grid-frequency-regulations.html

[7] R. Kehlhofer, 1991. Combined cycle gas & steam power plant, The fairmont press, Lilburn, Georgia, SAD

[8] http://powerlab.fsb.hr/enerpedia/index.php?title=ENERGETSKE_TRANSFORMACIJE

[9] M. Šodan, S. Tešnjak, I.Kuzle , 1992. Sekundarna regulacija frekvencije i snage u EES HEP, idejno rješenje. Zavod za visoki napon i energetiku, Fakultet elektrotehike i računarstva, Zagreb.

[10] K. Vrdoljak, 2009. Primjena kliznog režima upravljanja u sekundarnoj regulaciji djelatne snage razmjene elektroenergetskog sustava. Doktorska disertacija, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb.

[11] J.Y. Shin, Y.J. Jeon, D.J. Maeng, J.S.Kim, S.T. Ro, 2009. Analysis of the dynamic characteristics of combined-cycle power plant

[12] A. Majcen, 2009. Tehničko tehnološko rješenje zaštite okoliša za kogeneracijsku kombi elektranu Sisak, blok C

[13] H. Požar, 1992. Osnove energetike 2. Školska knjiga, Zagreb

[14] http://www.hsup.hr/upload_data/editor/files/DP_12_HEP_grupa.pdf

[15] Z.Sirotić, Z.Maljković, 1996. Sinkroni strojevi, „Matematički model“, Element, Zagreb

[16] T. Idžotić,2003. Proširenje područja stabilnog rada sinkronog generatora regulacijom uzbude, Doktorska disertacija, Zagreb.

[17] D.Sumina, 2005. Neizrazito upravljanje sustavom uzbude sinkronog generatora, Magistarski rad, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb.

[18] http://setis.ec.europa.eu/EnergyCalculator/

[19] http://www.hep.hr/plin/kupci/cijena.aspx

[20] D. Franković,2003. Optimiranje rada kogeneracijskih postrojenja. Magistarski rad, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb.

[21] J. N. Rai; N. Hasan, B. B. Arora, R. Garai, Rahul Kapoor, Ibraheem, 2013. Performance Analysis of CCGT Power Plant using MATLAB/Simulink Based Simulation. Department of electrical engineering, New Delhi

http://www.hops.hr/wps/portal/hr/web/hees/dijagram/dnevni

https://www.entsoe.eu/news-events/former-associations/ucte/Pages/default.aspx

http://www.powerengineeringint.com/articles/print/volume-19/issue-7/features/how-marchwood-ccpp-meets-strict-grid-frequency-regulations.html

http://www.powerengineeringint.com/articles/print/volume-19/issue-7/features/how-marchwood-ccpp-meets-strict-grid-frequency-regulations.html

http://powerlab.fsb.hr/enerpedia/index.php?title=ENERGETSKE_TRANSFORMACIJE

http://www.hsup.hr/upload_data/editor/files/DP_12_HEP_grupa.pdf

http://setis.ec.europa.eu/EnergyCalculator/

PRIVITAK

79

10. Privitak

Proračun momenata i kuta opterećenja u modelu sinkronog generatora ......... 78

Proračun snaga, napona i struja u modelu sinkronog generatora .................... 79

Proračun d i q komponenata napona ............................................................... 80

Proračun d i q komponenata struja u modelu sinkronog generatora ................ 81

Proračun tokova u modelu sinkronog generatora ............................................. 82

Proračun parametara 1 u modelu sinkronog generatora .................................. 83




Model kogeneracijske eletkrane u Simulinku.................................................87

PRIVITAK

80

Privitak 1 Proračun momenata i kuta opterećenja u modelu sinkronog

generatora

PRIVITAK

81

Privitak 2 Proračun snaga, napona i struja u modelu sinkronog generatora

PRIVITAK

82

Privitak 3 Proračun d i q komponenata napona u modelu sinkronog

generatora

PRIVITAK

83

Privitak 4 Proračun d i q komponenata struja u modelu sinkronog

generatora

PRIVITAK

84

Privitak 5 Proračun tokova u modelu sinkronog generatora

PRIVITAK

85

Privitak 6 Proračun parametara 1 u modelu sinkronog generatora

PRIVITAK

86


PRIVITAK

87


PRIVITAK

88


PRIVITAK

89

Privitak 10 Model kogeneracijske eletkrane u Simulinku

Documents

Kogeneracijska elektrana u regulaciji djelatne snage i frekvencije