SVEUČILIŠTE U ZAGREBU FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA

Kruno Trupinić

MJERE ZA SMANJENJE GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI

MAGISTARSKI RAD

Zagreb, 2005.

Magistarski rad je izrađen u Zavodu za visoki napon i energetiku Fakulteta elektrotehnike i računarstva Mentor: Prof.dr.sc. Vladimir Mikuličić Magistarski rad ima 153 stranice. Rad br.:

Povjerenstvo za ocjenu magistarskog rada: 1 Prof.dr.sc. Zdravko Hebel - predsjednik 2 Prof.dr.sc. Vladimir Mikuličić 3 Prof.dr.sc. Srete Nikolovski Povjerenstvo za obranu magistarskog rada: 1 Prof.dr.sc. Zdravko Hebel - predsjednik 2 Prof.dr.sc. Vladimir Mikuličić 3 Prof.dr.sc. Srete Nikolovski Datum obrane magistarskog rada: 22. prosinca 2005. godine

PREDGOVOR Tijekom 1998. godine, nezadovoljni iznosom ukupnih gubitaka u pogonu Nova Gradiška DP-a Elektra Slavonski Brod započeli smo sa sustavnim praćenjem opterećenja cjelokupne distribucijske mreže i kontrolom obračunskih mjernih mjesta. Već iduće godine pokazali su se prvi učinci poduzetih aktivnosti i dali nove poticaje nastavku ovog dugotrajnog posla.

Danas, nakon sedam godina zadovoljni smo učinjenim. Uz ekonomske efekte smanjenja gubitaka, najveću vrijednost predstavlja stečeno znanje o raspodjeli, mjestima u mreži sa neopravdano velikim iznosima te alatima za efikasno smanjenje gubitaka. Najveći dio posla je učinjen, no nastavljamo dalje sa svim financijski isplativim mjerama smanjenja.

Ovaj magistarski rad predstavlja sažetak svih aktivnosti koje smo provodili. Nadam se da će biti od koristi čitateljima koji se bave zahtjevnim poslom distribucije električne energije.

Koristim ovu prigodu zahvaliti svima koji su pomogli tijekom ovih godina. Prvenstveno mentoru, prof.dr.sc. Vladimiru Mikuličiću na vođenju kroz poslijediplomski studij te pomoći i savjetima tijekom pisanja ovog rada.

Zahvaljujem također svojim kolegama iz Pogona Nova Gradiška na kvalitetnoj suradnji, posebice Dinku Pavloviću i Darku Španiću na tisućama snimljenih dijagrama opterećenja i pouzdanim tehničkim bazama podataka, te Darku Poletu na teoretskim razradama i Karlu Katalencu na praktičnom provođenju. Potpora nije izostala ni od strane pomoćnika direktora HEP distribucije Ante Pavića, direktora DP Elektre Slavonski Brod Zdenka Veira te rukovoditelja Pogona Nova Gradiška Franje Matijaševića.

Dobar dio rada nastao je na poticaj i u suradnji sa Studijskim odborom C6 «Distribucijske mreže» HO Cigre na čelu sa predsjednikom Nevenom Lang-Kosićem, te stručnjacima Energetskog instituta «Hrvoje Požar» Srđanom Žutobradićem, Ernestom Mihalekom, Lahorkom Wagmannom i Tomislavom Baričevićem. Svima veliko hvala.

Na kraju zahvaljujem gospođi Slavici Barta Koštrun na korisnim savjetima oko uređenja rada, te gospodinu Draganu Borojeviću na velikoj pomoći i uloženom trudu na pregledu rada. Autor

5

SADRŽAJ

SADRŽAJ……………………………………………………………………………………..…….. 5 SAŽETAK…………………………………………………………………………………..……….. 8 1 UVOD……………………………………………………………………………………………… 9 1.1 Karakteristike gubitaka u distribucijskoj mreži…………………………………….…... 9 1.1.1 Karakteristike tehničkih gubitaka…………………………………………….…………..… 9 1.1.2 Karakteristike netehničkih gubitaka…………………………………………................… 10

1.2 Problematika određivanja ukupnih gubitaka temeljem bilance nabave i prodaje električne energije u distribucijskom poduzeću………….……… 11

1.2.1 Bilance nabave i prodaje električne energije temeljene na "PEE" obrascima………………………………………………………………….…..... 12 1.2.2 Obračunske energetske bilance………………………………………..……………....... 13 1.2.3 Mogućnosti poboljšanja izrade obračunskih bilanci……………………….................... 14 2 PRORAČUN TEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI…..…..…………. 16 2.1 Ulazni podaci za proračun…………………………………………………………….…… 16 2.1.1 Podaci iz sustava daljinskog vođenja TS VN/SN i TS SN/SN…................................. 16 2.1.2 Podaci iz tehničke baze podataka……………………………………………………..…. 16 2.1.3 Podaci iz komercijalne baze podataka…………………………………………………... 17

2.2 Metoda proračuna……………………………………………………………………..……. 17 2.2.1 Modeliranje elemenata mreže……………………………………….……………….…… 17 2.2.2 Tijek proračuna………………………………………………………………………..……. 18 2.2.3 Rezultati proračuna…………………………………………………………………..…….. 19 2.2.3.1 Primjer rezultata proračuna za Pogon Nova Gradiška u obračunskoj godini 2003/04…………………………………………..………………. 20 2.2.3.2 Procjena točnosti rezultata proračuna…………………………................................. 22

2.3 Analiza rezultata proračuna……………………………………………………………..... 22 2.3.1 Raspodjela tehničkih gubitaka po razinama distribucijske mreže………………….…. 23 2.3.2 Raspodjela tehničkih gubitaka po elementima pojedine razine……………………….. 23 2.3.3 Ovisnost tehničkih gubitaka o opterećenosti elemenata distribucijske mreže………………………………………………………………………… 26 2.3.4 Općeniti prikaz faktora tehničkih gubitaka…………………………………………..…… 31 2.3.5 Primjer analize gubitaka u 10 kV mreži i transformaciji 10/0,4 kV………………….… 33 2.3.5.1 Opis ulaznih podataka…………………………………………………………………… 33 2.3.5.2 Proračun pada napona u 10 kV mreži…………………………………………………. 34 2.3.5.3 Proračun gubitaka djelatne snage……………………………………………………… 38 2.3.5.4 Sumarna analiza rezultata proračuna gubitaka djelatne snage odnosno energije……………………………………………………….. 48 3 PROCJENA NETEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI……..………… 54 3.1 Moguća mjesta nastanka netehničkih gubitaka………………………………..……… 54 3.1.1 Obračunska mjerna mjesta……………………………………………………………..…. 54 3.1.2 Unutrašnji priključci do mjernog mjesta u objektu kupca………………………….…… 57

6

3.2 Utvrđivanje netehničkih gubitaka u niskonaponskoj mreži - primjer jednog naselja………………………………………………….………………… 57 3.2.1 Utvrđivanje brojčanog iznosa netehničkih gubitaka…………………………….………. 58 3.2.2 Uže lociranje mjesta nastanka netehničkih gubitaka…………………………….…….. 58 3.2.3 Prikupljanje podataka o unutrašnjim priključcima svih kupaca……………….……….. 59 3.2.4 Analiza potrošnje el. energije…………………………………………….……………….. 60 3.2.4.1 Brojila el. energije……………………………………………………………..…………. 62 4 MJERE ZA SMANJENJE TEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI….... 64 4.1 Mreža 35 kV………………………………………………………………………..…………. 64

4.2 Transformacija 35/10 kV…………………………………………………………………… 65

4.3 Mreža 10 kV………………………………………………………………………..…………. 68

4.4 Transformacija 10/0,4 kV………………………………………………………….……….. 69

4.5 Mreža 0,4 kV………………………………………………………………………..………… 71 4.5.1 Metoda smanjenja nesimetričnog opterećenja u NN izvodima…………………….….. 71 4.5.2 Metoda kompenzacije jalove snage po dubini NN mreže……………………………… 74 4.5.3 Ciljani zahvati u NN izvodima s najvećim iznosima gubitaka……………………….…. 75 4.5.4 Primjeri…………………………………………………………………………………….… 76 4.5.5 Zamjena kondenzatorskih baterija………………………………………………………... 79

4.6 Rekapitulacija mjera za smanjenje tehničkih gubitaka………………………………. 79

5 MJERE ZA SMANJENJE NETEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI.. 82 5.1 Kontrole tehničke ispravnosti obračunskih mjernih mjesta……………….……….. 82 5.1.1 Iskustva sa provođenja kontrola neizravnih i poluizravnih mjernih mjesta…….…….. 83

5.2 Ciljane kontrole temeljem analize potrošnji kupaca………………………………….. 84

5.3 Korištenje suvremenih mjernih i ispitnih uređaja………………………..…………… 85 5.3.1 Kontrola ispravnosti mjerenja obračunskih mjernih mjesta……………………………. 85 5.3.1.1 Mrežni analizator…………………………………………………………………….…… 85 5.3.1.2 Vektormetar……………………………………………………………………………..… 86 5.3.2 Otkrivanje ilegalnih odvojaka sa unutrašnjih priključaka u objektima kupaca………………………………………………………………………….88 5.3.2.1 Reflektometar s vremenskom bazom (Time Domain Reflectometer - TDR)…………………………………………………… 88 5.3.2.2 Lokator trase (Wire Tracer)……………………………………………………….….... 100

5.4 Rekapitulacija mjera za smanjenje netehničkih gubitaka……………………..…… 101 6 ZAKLJUČAK…………………………………………………………………………………... 102 DODACI…………………………………………………………………………………….…….. 103 Dodatak A - slike……………………………………………………………………………….. 104 A1 - Topologija 10 kV izvoda Staro Petrovo Selo iz TS 35/10 kV Batrina...………………. 104 A2 - Topologija 10 kV izvoda Crnac polje iz TS 35/10 kV Batrina...……….............……… 105 A3 - Topologija 10 kV izvoda Dragovci iz TS 35/10 kV Batrina...…….................………… 106 A4 - Topologija SN mreže iz TS 35/10 kV Nova Gradiška 1..…………………………….... 107 A5 - Topologija SN mreže iz TS 35/10 kV Nova Gradiška 2..…………………………….... 108 A6 - Topologija SN mreže iz TS 35/10 kV Batrina..……………………...............……….... 109 A7 - Topologija SN mreže iz TS 35/10 kV Okučani..…………………..............………….... 110

7

A8 - Topologija SN mreže iz TS 35/10 kV Stara Gradiška..………………...…………….... 111

Dodatak B - tablice……………………………………………………………………………... 112 B1 - Podaci o dionicama 10 kV izvoda Staro Petrovo Selo iz TS 35/10 kV Batrina ..……. 112 B2 - Podaci o dionicama 10 kV izvoda Crnac polje iz TS 35/10 kV Batrina .............……. 113 B3 - Podaci o dionicama 10 kV izvoda Dragovci iz TS 35/10 kV Batrina ....…..........……. 113 B4 - Lista godišnjih gubitaka u elementima mreže 35 kV …….…….................................. 114 B5 - Lista godišnjih gubitaka u elementima transformacije 35/10 kV............................... 114 B6 - Lista godišnjih gubitaka u elementima mreže 10 kV ....…………………………..….. 115 B7 - Lista godišnjih gubitaka u elementima transformacije 10/0,4 kV……………………. 125 B8 - Lista godišnjih gubitaka u elementima mreže 0,4 kV …………………….………….. 131

Dodatak C – obrasci.…………………………………………………………………………... 145 C1 - Zapisnik o kontroli neizravnih i poluizravnih mjernih mjesta……………………..…… 145 C2 - Opis koraka metode za ispitivanje kućnog priključka reflektometrom……………..… 147 LITERATURA……………………………………………………………………………...…….. 151 ŽIVOTOPIS………………………………………………………………………………………..153

8

SAŽETAK Tema magistarskog rada: Mjere za smanjenje gubitaka u distribucijskoj mreži

Iznos gubitaka električne energije odnosno snage jedan je od ključnih čimbenika koji pokazuje ekonomičnost i kvalitetu poslovanja distribucijskog poduzeća. U radu je prikazana problematika određivanja ukupnih gubitaka temeljem bilanci nabave i prodaje «PEE» odnosno obračunskih bilanci. Dani su prijedlozi poboljšanja kako bi krajnji rezultat bio što točniji. Prezentirani su proračun i analiza tehničkih gubitaka temeljeni na «on-line» podacima iz sustava daljinskog vođenja i snimljenim dijagramima opterećenja u SN i NN mreži. Na osnovi poznatih ukupnih i tehničkih gubitaka određuju se netehnički kao njihova razlika, te se analiziraju moguća mjesta nastanka. U nastavku su opisane metode za smanjenje tehničkih gubitaka, prvenstveno optimiranjem tokova snaga prema tehničkim karakteristikama objekata kojima teku, a potom optimiranjem tehničkih karakteristika objekata prema pripadnim tokovima snaga. Opisane su i aktivnosti na smanjenju netehničkih gubitaka uz pomoć suvremenih mjernih uređaja. Provedba svih ovih mjera i aktivnosti dana je na primjeru Pogona Nova Gradiška, sastavnog dijela DP Elektre Slavonski Brod. Ključne riječi: ukupni, tehnički i netehnički gubici el. energije, distribucijska mreža, proračun tehničkih gubitaka, mjerenje dijagrama opterećenja, procjena netehničkih gubitaka, smanjenje gubitaka ABSTRACT Thesis title: Measures to decrease losses in distribution network

Amount of electrical energy losses is one of key elements that show cost-efficiency and quality of distribution company business. New detailed approach of total losses determination, based on balance sheet between input energy (from transmission system) and outcome energy (to end-users) in a distribution system is presented in thesis. Some suggestions and improvements for power line flow calculation (such as a time and line in-depth repartition) are proposed to get as accurate results as possible. Analysis of technical losses in distribution power system followed by precise calculation and based on measured data from remote control supervising system as well as on a load diagram measurements in MV and LV network is described here. Nontechnical losses are obtained as a difference between total losses and technical losses; also there are good preconditions for nontechnical losses allocation along the LV lines. New methodology for technical losses reduction is described: principally by optimizing power flows in the network according to technical parameters of distribution network elements and by optimizing network elements according to appurtenant power flows. It was indicated that use of a modern measurement devices efficiently decreases nontechnical losses. All measures and activities described in thesis are realized in the power network of Nova Gradiška as part of distribution area of Elektra Slavonski Brod. Key words: electrical energy total, technical and nontechnical losses, distribution network, calculation of technical losses, load diagram measurement, estimation of nontechnical losses, decrease of losses

9

1 UVOD 1.1 Karakteristike gubitaka u distribucijskoj mreži

Gubici električne energije u sustavu distribucije električne energije po definiciji su jednaki razlici energije koja je ušla u distribucijsku mrežu i energije predane potrošačima. Pritom se uzimaju u obzir izmjerene vrijednosti energije na ulazu u distribucijsku mrežu i izmjerene vrijednosti energije na izlazu tj. svim obračunskim mjernim mjestima prema kupcima. Tako definirani ukupni gubici električne energije dijele se na dvije grupe:

tehničke gubitke nastale u svim elementima distribucijske mreže, te

netehničke gubitke nastale zbog nemjerene potrošnje električne energije kod kupaca

1.1.1 Karakteristike tehničkih gubitaka

Postoje različiti kriteriji podjele gubitaka električne energije, primjerice, prema elementima distribucijske mreže (gubici u nadzemnim vodovima, kabelima, transformatorima, kondenzatorima i sl.), prema funkcijskoj ovisnosti (ovisni o struji, naponu i sl.) itd. Radi takve velike različitosti elemenata elektroenergetskog sustava i gubitaka energije u pojedinim elementima, osnovna je sljedeća podjela:

gubici električne energije koji postoje neovisno o količini potrošnje električne energije, odnosno veličini opterećenja distribucijske mreže – stalni gubici električne energije,

gubici električne energije koji postoje samo ako (kada) postoji potrošnja električne energije, odnosno opterećenje distribucijske mreže – gubici ovisni o opterećenju.

Stalni su gubici posljedica održavanja elektroenergetskog sustava u stanju stalne pogonske pripravnosti za opskrbu potrošača električnom energijom te postoje cijelo vrijeme dok je elektroenergetski sustav u pogonu. U ovu grupu spadaju gubici u jezgrama transformatora, gubici zbog korone i odvoda preko izolatora kod dalekovoda, dielektrički gubici kod kabela i kondenzatora itd. Dakle, stalni gubici se javljaju u svim elementima elektroenergetskog sustava, a razina im ovisi o naponu na pojedinom elementu sustava.

Najznačajniji stalni gubici nastaju zbog magnetiziranja transformatora. Ovisno o opterećenju distribucijske mreže, mogu biti od 20 % (kod većeg opterećenja mreže) do 50 % (kod manjeg opterećenja mreže) ukupnih gubitaka električne energije. Iznos tih gubitaka određuje se mjerenjem u praznom hodu transformatora, a ovisnost o naponu se može prikazati formulom (1) :

2

UUPP

=

1N

1g0Ng0 (1)

gdje su : Pg0N - gubici radne snage pri nazivnom primarnom naponu U1N određeni pokusom praznog hoda (W), Pg0 - gubici radne snage pri primarnom naponu U1 koji od nazivnog odstupa u intervalu ±10 % U1N (W). Dielektrički gubici kod kabela i kondenzatora također spadaju u stalne gubitke, ali su mnogo manji od stalnih gubitaka u transformatorima. Ovise o vrsti izolacijskog materijala, ali i o konstrukciji kabela te temperaturi izolacije. Dakle, strogo uzevši, ovisni su o opterećenju kabela. Najizraženija je ovisnost o vrsti izolacijskog materijala i daleko najveće gubitke imaju kabeli s PVC izolacijom (kabeli tipa PP 41 i slični). Tipične vrijednosti za kabele s PVC izolacijom nazivnog napona 10 kV su oko 2 kW/km, što je usporedivo s razinom gubitaka u

10

vodičima kabela. Povoljna okolnost je u činjenici da kabeli s PVC izolacijom čine samo oko 10 % kabelske mreže 10(20) kV. Ovisnost dielektričkih gubitaka kabela o naponu može se prikazati formulom (2) :

δ⋅⋅⋅ω⋅= tanlCUP 12

g (2)

gdje je : Pg - dielektrični gubici u kabelu (kW) U - pogonski napon kabela (kV), C1 - jedinični kapacitet kabela (µF/km), ω - kružna frekvencija (ω = 314 1/s), l - duljina kabela (km), tan δ - faktor dielektričkih gubitaka (ovisan o vrsti i temperaturi izolacije).

Gubici zbog korone i odvoda preko izolatora kod dalekovoda mogu se zanemariti na naponskim razinama nižim od 110 kV.

Gubici ovisni o opterećenju mreže jednaki su nuli ako mreža nije opterećena. Ako je opterećena onda rastu s kvadratom jakosti struje opterećenja. Ti se gubici javljaju u vodičima vodova i namota transformatora i čine veći dio ukupnih gubitaka te ih je potrebno što preciznije matematički prikazati. U vodičima trofaznog sustava javljaju se gubici radne snage koji su predstavljeni izrazom (3) :

22

23 SURRIP ⋅=⋅⋅=g (3)

gdje su: Pg - gubici radne snage u vodičima (kW), I - jakost struje kroz element (A), S - prividna snaga (kVA), R - radni otpor elementa (Ω), U - linijski napon (kV). 1.1.2 Karakteristike netehničkih gubitaka

Netehničke gubitke se ne može jednoznačno odrediti nijednom metodom, već samo neizravno kao razliku poznatih ukupnih i tehničkih gubitaka. Mogu se javiti na dva načina:

- zbog grešaka uzrokovanih isporučiteljevom nepažnjom ili tehničkim

neispravnostima na mjernim uređajima: o neočitana potrošnja na obračunskom mjernom mjestu, o nefakturirana potrošena el. energija kupcu, o smanjeno mjerenje el. energije zbog starosti odnosno isteka roka

umjeravanja indukcijskog brojila, o kvarovi na sekundarnom mjernom ožičenju odnosno pomoćnim mjernim

uređajima kod složenijih neizravnih i poluizravnih obračunskih mjerenja,

- zbog namjernog onemogućavanja točnog mjerenja prodane električne energije od strane kupaca – neovlaštena potrošnja odnosno krađa:

o potrošnje el. energije pokraj mjernih uređaja preko ilegalnih odvojaka sa unutrašnjih kućnih priključaka,

o namjernog onemogućavanja ispravnog mjerenja mjernog uređaja odnosno mjernog mjesta:

izvođenjem iz okomitog položaja indukcijskog brojila, elektromagnetskim djelovanjem na indukcijsko brojilo,

11

djelovanjem na sekundarno mjerno ožičenje odnosno pomoćne mjerne uređaje kod neizravnih i poluizravnih obračunskih mjerenja,

o samovoljnog priključenja el. instalacije i trošila na distribucijsku mrežu. Zbog velikog broja obračunskih mjernih mjesta prodaje el. energije kupcima u distribucijskoj mreži, aktivnosti na kontroli i smanjenju netehničkih gubitaka su u pravilu kontinuiran i dugotrajan posao. 1.2 Problematika određivanja ukupnih gubitaka temeljem bilance nabave i prodaje

električne energije u distribucijskom poduzeću

Iz definicije gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije slijedi da je za njihovo određivanje nužno voditi kvalitetnu energetsku bilancu sustava distribucije električne energije. Pritom prirodni vremenski interval odgovara jednoj godini, jer su tada obuhvaćene sve različite sezone potrošnje električne energije.

Jedini jedinstveni sustav na razini HEP distribucije (istovjetan u svim distribucijskim područjima) je sustav praćenja nabave i prodaje električne energije, koji se vodi na temelju PEE obrazaca, odnosno mjesečnih fakturiranih računa nabave i prodaje električne energije.

Osim ovih, više ekonomski orijentiranih bilanci, u distribucijskim područjima se vode obračunske energetske bilance, temeljene na očitanjima brojila električne energije. U nastavku je dan pregled načina vođenja različitih bilanci, prednosti i nedostaci pojedinih metoda te procjene točnosti. 1.2.1 Bilance nabave i prodaje električne energije temeljene na "PEE" obrascima

Bilance nabave i prodaje električne energije temeljene na mjesečnim fakturiranim računima jedini su jedinstveni sustav na razini HEP distribucije. Odnose se na kalendarsku godinu (31.12.) i zaključuju s datumom kraja poslovne godine. Radi se, u biti, o pregledu ulaznih računa fakturiranih distribucijskoj djelatnosti za energiju izmjerenu na ulazu u distribucijski sustav, odnosno izlaznih računa koje distribucijska djelatnost fakturira potrošačima za energiju izmjerenu na brojilima priključaka potrošača.

Iako se na temelju fakturiranih računa u načelu može dobiti iznos energije, ovakva metoda ipak u većem dijelu HEP distribucije ne omogućava vođenje kvalitetne godišnje energetske bilance. Osnovni problem je veliki broj potrošača na niskom naponu s analognim brojilima, koje radi male potrošnje nije ekonomski isplativo često očitavati. U skladu s postojećim općim uvjetima, za takve potrošače se najčešće provode godišnje jedno ili dva očitanja potrošnje. S obzirom na broj očitanja, postoje:

potrošači s mjesečnim očitanjem brojila i

potrošači sa sezonskim očitanjem brojila. Sezonska očitanja primjenjuju se na gotovo sva brojila potrošača kategorije kućanstva, tj. na približno 1 800 000 brojila, na koja otpada oko 45 % potrošnje električne energije u Hrvatskoj. Jednom mjesečno (na kraju mjeseca) očitavaju se sva ostala brojila potrošača (na 110 kV, 35 kV, 10 kV, I i II tarifna grupa i kućanstva s mjerenjem snage te javna rasvjeta na niskom naponu). Vlastita potrošnja distribucijske djelatnosti mjeri se u svim distribucijskim područjima od 1998. godine, ali ne svugdje u mjesečnim ciklusima. Ulaz energije u sustav distribucije mjeri se u mjesečnim ciklusima.

Vrijednosti mjesečne potrošnje za sve kategorije osim kućanstava mogu se smatrati točnim u granicama točnosti mjernih uređaja, jer se ti fakturirani računi temelje na mjesečnim očitanjima mjernih uređaja.

12

U primjeru kućanstava očitanje brojila se ne provodi krajem svakog mjeseca, jer to nije ekonomski opravdano niti je potrebno. Praksa se razlikuje u pojedinim distribucijskim područjima, ali prevladavaju dva modela, najčešće ovisna o veličini distribucijskog područja.

U manjim distribucijskim područjima sva kućanstva se očitavaju otprilike u isto vrijeme (u intervalu kratkom u odnosu na godinu dana, npr. jedan do dva tjedna), jednom ili dva puta godišnje.

Velika distribucijska područja podijeljena su u više dijelova, u kojima se onda očitanje kućanstava obavlja kao u manjim distribucijskim područjima.

Problem je u načinu podjele distribucijskih područja na dijelove: često područja očitanja kućanstava nije moguće povezati s područjem nabave energije, odnosno s ostalim kategorijama potrošnje te nije moguće napraviti energetsku bilancu na razini jednog područja očitanja. S druge strane, različita područja očitanja se očitavaju u različito vrijeme te opet nije moguće njihovu zajedničku potrošnju dovesti u vezu s određenom nabavom energije.

Očitanje (obračun) kućanstava se provodi jednom (ili dva puta) godišnje, ali se računi za potrošenu energiju fakturiraju jednom mjesečno. Akontacije se definiraju za sljedeću godinu nakon očitanja potrošnje za proteklu godinu. Praksa je i u ovom slučaju različita u pojedinim distribucijskim područjima, ali osnovna ideja je ista: na temelju potrošnje u prošloj godini i određenog pretpostavljenog porasta potrošnje određuje se akontacija za sljedeću godinu. Primjeri su sljedeći:

sve mjesečne akontacije tijekom godine jednake su prosječnoj mjesečnoj potrošnji protekle godine, uvećanoj za 5 %. Posljedica su nerealno male ili čak negativne vrijednosti gubitaka električne energije tijekom mjeseci s malom potrošnjom, jer se fakturira potrošnja veća od stvarne, odnosno nerealno velike vrijednosti gubitaka električne energije tijekom mjeseci s velikom potrošnjom;

dvije vrijednosti akontacije: manja za ljetno razdoblje, a veća za zimsko;

za svaki mjesec vrijednost akontacija je različita. Akontacijama se pokušava što bolje simulirati stvarna potrošnja.

Dakle, mjesečne vrijednosti prodaje električne energije koje se odnose na kućanstva ne predstavljaju stvarnu izmjerenu potrošnju u kućanstvima, već planiranu potrošnju i obračun za one potrošače koji u pojedinom mjesecu dolaze na red za obračun.

To znači da je sa zadovoljavajućom točnošću poznata potrošnja kućanstava samo u obračunskom intervalu. Što obračunska godina više odstupa od kalendarske godine, to se manje bilanca nabave i prodaje električne energije može smatrati vjerodostojnom energetskom bilancom. Idealni je slučaj, dakle, kad se obračunska bilanca distribucijskog područja daje s datumom 31.12. Mjesečne vrijednosti prodaje u bilancama nabave i prodaje električne energije za kućanstva i dalje ne odgovaraju potrošnji električne energije, ali na godišnjoj razini se njihove obračunske bilance zanemarivo razlikuju od godišnjih bilanci nabave i prodaje električne energije.

Jedan od važnijih podataka koji se može dobiti iz bilance nabave i prodaje električne energije je razina gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije. Kako procijeniti točnost tog podatka?

Najprije valja pogledati statističke pogreške samih mjerenja nabave i potrošnje električne energije. Uz pretpostavku da je dobro održavan, svaki mjerni uređaj ima graničnu pogrešku definiranu svojom klasom točnosti. Statistička pogreška svakog mjerenja može biti pozitivna ili negativna. Budući da je svaka od navedenih kategorija u bilanci nabave i prodaje električne energije najčešće rezultat zbroja više pojedinačnih mjerenja, statističke pogreške se gotovo uvijek mogu zanemariti.

Međutim, glavni izvor pogreške je odstupanje obračunske godine od kalendarske, za koju je dana bilanca nabave i prodaje električne energije. To je sustavna pogreška metode izrade bilance i nije ju moguće izbjeći. Imajući u vidu način određivanja akontacija, jasno je da se može očekivati odstupanje ostvarene potrošnje električne energije u kućanstvima od predviđene. Za procjenu veličine te pogreške mogu poslužiti podaci iz proteklih godina.

13

Dostupni podaci pokazuju da razlika između predviđene i ostvarene potrošnje električne energije u kućanstvima može biti i 10 %, a najčešće su vrijednosti oko 3 %, osim ako se obračunska godina približno ne poklapa s kalendarskom.

Primjer: Procjena točnosti gubitaka električne energije dobivenih iz bilance nabave i prodaje električne energije. Podaci:

razlika predviđene i ostvarene potrošnje električne energije u kućanstvima: +3 % (ostvarena potrošnja je 3 % manja od predviđene), udio potrošnje električne energije u kućanstvima u ukupnoj potrošnji 50 % , razina gubitaka u odnosu na nabavljenu energiju: 10 %.

Zaključci:

granična pogreška procjene gubitaka: +1,5 % prodaje električne energije, +1,35 % nabave električne energije ili +13,5 % gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije, podatak o razini gubitaka 10 % u stvari znači da su gubici od 10 % do 11,35 %, uz razliku predviđene i ostvarene potrošnje električne energije u kućanstvima samo +1 %, dobivaju se granice gubitaka od 10 % do 10,45 %, uz razliku predviđene i ostvarene potrošnje električne energije u kućanstvima +5 %, dobivaju se granice gubitaka od 10 % do 12,25 %.

Način procjene pogreške dan u gornjem primjeru može se prikazati izrazom (4) :

( )k

g

gkg p

eee

p−

=1

(4)

gdje su :

pg - točnost procjene gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije (%), ek - udio potrošnje električne energije u kućanstvima u ukupnoj potrošnji (%), eg - veličina gubitaka u odnosu na nabavljenu energiju (%), pk - razlika predviđene i ostvarene potrošnje električne energije u kućanstvima (%).

Ova analiza pokazuje da se načelno na temelju bilanci nabave i prodaje električne energije ne može odrediti razina gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije tijekom jedne godine. Izuzetak je kad se obračunska godina poklapa s kalendarskom, što u većini distribucijskih područja nije ostvareno. 1.2.2 Obračunske energetske bilance

Obračunska energetska bilanca temelji se izravno na očitanjima mjernih uređaja, a ne na posrednim vrijednostima dobivenim iz fakturiranih računa nabave i prodaje električne energije. U skladu s objašnjenjem danim u prošlom poglavlju, za ulaz energije u distribucijsku mrežu i sve kategorije potrošnje osim kućanstava postoje mjesečna mjerenja obavljena krajem svakog mjeseca. Broj podataka o potrošnji u kućanstvima sa sezonskim očitanjem ovisi o broju obračunskih područja i godišnjem broju očitanja brojila.

Ukupni gubici za sve primjere u ovom radu određeni su upravo temeljem obračunske bilance za Distribucijsko područje Elektra Slavonski Brod, Pogon Nova Gradiška gdje sam zaposlen. Obračunska godina u navedenom distribucijskom području počinje 1. listopada i traje do 30. rujna, dakle svi se kupci kategorije kućansvo očitavaju jedanput godišnje.

14

1.2.3 Mogućnosti poboljšanja izrade obračunskih bilanci Postojeća praksa izrade obračunskih bilanci razlikuje se u pojedinim distribucijskim

područjima u pogledu intervala obračunske godine i mogućnosti određivanja razine gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije s prihvatljivom točnošću. Pritom je osnovni problem (ne)mogućnost povezivanja potrošnje na pojedinom području očitanja (mjernih uređaja) s nabavom električne energije. Idealni sustav izrade obračunskih bilanci trebao bi se temeljiti na sljedećim načelima:

• sva distribucijska područja imaju jednaki interval obračunske godine, koji se ne mora nužno poklapati s kalendarskom godinom;

o u pogledu točnosti bilance poželjno je da je obračunska godina u doba minimalnog opterećenja mreže,

o potrebno je uzeti u obzir i mogućnost što jednostavnijeg očitanja potrošnje te izbjeći vrijeme godišnjih odmora ili praznika,

o dobar datum kraja obračunske godine, primjerice, bi bio 31.03. ili 30.09.,

• mjerni uređaji s mjesečnim ciklusom očitanja trebaju se očitati (krajem) zadnjeg dana u mjesecu,

• očitanje mjernih uređaja sa sezonskim ciklusom očitanja treba obavljati držeći se sljedećih načela:

o očitavati barem jednom godišnje, na kraju obračunske godine,

o očitavati u relativno kratkom intervalu u odnosu na godinu dana; zadovoljavajući interval bio bi do dva tjedna,

o nastojati da se svako pojedino mjerno mjesto očita u razmaku od godine dana, odnosno svake godine na isti datum,

Osnovni problem ovako zamišljenog sustava izrade energetske bilance je vrlo veliki broj očitanja koje je potrebno obaviti u relativno kratkom vremenu. Iz primjera obračunskih bilanci nekih manjih distribucijskih područja vidljivo je da se to može izvesti, ali bi kod većih distribucijskih područja ovakav sustav očitanja potrošnje zahtijevao neracionalan broj angažiranih za posao koji se radi jednom godišnje. Jedno moguće rješenja je korištenje honorarnih djelatnika, ali tada treba obratiti više pažnje na kontrolu kvalitete očitanja. Drugo moguće rješenje je omogućavanje potrošačima da besplatnim telefonom jave stanje brojila. U takvim okolnostima distribucijska djelatnost mora obavljati samo kontrolna mjerenja na određenom manjem uzorku potrošača.

Iako se ovakav sustav obračuna potrošnje može organizirati, nije ga moguće postići u kratkom vremenu. Stoga bi u prijelaznom razdoblju trebalo primijeniti malo prilagođeni postojeći sustav. Osnovna karakteristika tog sustava je podjela većih distribucijskih područja na više manjih obračunskih područja, na kojima se očitanja potrošnje sa sezonskim ciklusom obavljaju u različito vrijeme te ih može raditi mali broj djelatnika. Na svakom obračunskom području očitanja potrošnje obavljaju se na opisani način, a radi različitog vremena očitanja postavlja se dodatni uvjet koji mora biti ispunjen: područja očitanja moraju biti tako određena da je na svakom od njih moguće načiniti obračunsku bilancu neovisno o ostalim obračunskim područjima. Dakle, na svakom mogućem ulazu u područje očitanja mora biti brojilo električne energije i svi potrošači električne energije moraju jednoznačno biti pridruženi jednom području očitanja. To znači da se prilikom definiranja područja očitanja treba voditi računa o redovitom uklopnom stanju distribucijske mreže.

Na kraju ovog poglavlja može se zaključiti da je ukupne gubitke, kao nepoznanicu, moguće odrediti samo provođenjem organiziranih sustavnih mjerenja tokova energije. Radi toga je potrebno uspostaviti jedinstveni sustav izrade što točnijih energetskih bilanci pojedinih distribucijskih područja i distribucijske djelatnosti u cjelini. Postojeći sustav,

15

temeljen na bilancama nabave i prodaje električne energije, općenito gledano ne omogućuje dovoljno točno određivanje ukupne razine gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije. Glavni izvor pogreške je odstupanje obračunske godine od kalendarske, za koju je dana bilanca nabave i prodaje električne energije. To je sustavna pogreška postojeće metode, koju nije moguće izbjeći bez reorganizacije postupka obračuna potrošnje u kućanstvima. Predložena su načela nove jedinstvene metodologije izrade obračunskih energetskih bilanci distribucijskih područja. Budući da se promjena organizacije ne može provesti u kratkom vremenu, predloženo je prijelazno razdoblje u kojem bi se, uz djelomične prilagodbe postojećeg sustava, omogućila izrada točnijih energetskih bilanci distribucijske djelatnosti.

16

2 PRORAČUN TEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI

Pitanje određivanja ukupnih tehničkih gubitaka djelatne snage odnosno energije (u daljnjem tekstu tehnički gubici) u distribucijskim mrežama, kompleksan je problem zbog velikog broja sastavnih elemenata na različitim naponskim razinama uzrokovanog širokom rasprostranjenošću mreže što uvjetuje opsežne tehničke baze podataka zbog što vjerodostojnijeg modeliranja mreže.

Analizom rezultata proračuna za svaki pojedini element mreže, otvaraju se sljedeće mogućnosti kvalitetnijeg rada u područjima: a) planiranja i pripreme investicijskih objekata, gdje se ostalim faktorima koji određuju prioritet investicije dodaje i faktor smanjenja tehničkih gubitaka, prvenstveno u određivanju financijske isplativosti investicije. Moguće je zatim simuliranjem porasta potrošnje, na osnovi zadanih uvjeta te kontrolom porasta gubitaka, pravovremeno reagirati u zamjenama i rekonstrukcijama objekata s prevelikim gubicima. Također se simuliranjem novih uvjeta može odrediti smanjenje gubitaka pri prelasku na 20 kV distribucijski napon. b) vođenja distribucijske mreže, gdje se mogu smanjiti gubici na nekoliko načina: promjenom topologije mreže, povećanjem korisnosti rada energetskih transformatora promjenom uklopnih stanja transformatora u paralelnom radu ili odgovarajućom zamjenom, smanjenjem toka jalove energije ugradnjom dodatne kompenzacije na najoptimalnijim mjestima. Također se mogu utvrditi dodatni tehnički gubici pri poremećenom režimu isporuke koji je uzrokovan planiranim radovima ili kvarovima na srednjenaponskom dijelu mreže, kada se el. energija ne distribuira najoptimalnijom topologijom. 2.1 Ulazni podaci za proračun

U nastavku rada sve korake u provedbi proračuna tehničkih gubitaka, analizi izlaznih rezultata te aktivnostima na smanjenju gubitaka dat ćemo na primjeru Distribucijskog područja Elektre Slavonski Brod, Pogona Nova Gradiška. Naime, aktivnosti na praćenju i smanjenju gubitaka u kontinuitetu se provode od 1998. godine, pa će svi ostvareni rezultati biti prezentirani u ovom radu.

2.1.1 Podaci iz sustava daljinskog vođenja TS 110/35 i TS 35/10 kV

Na području Pogona Nova Gradiška nalaze se jedna TS 110/35 kV i šest TS 35/x kV. Od tog broja, u sustavu daljinskog vođenja su TS 110/35 kV Nova Gradiška i četiri TS 35/10 kV (Nova Gradiška I i II, Okučani i Batrina). Od ostale dvije, konzum TS 35/10 kV Stara Gradiška čini 5 % ukupnog i raspodjela izlaznih snaga se određuje iz tehničke baze podataka, dok je TS 35/x kV Slavonija slad u vlasništvu kupca i obračunsko mjerno mjesto je na 35 kV naponu.

Podaci koji se preuzimaju prethodno su spremljeni u povijesnu bazu podataka, a to su: - prosječne satne struje jedne faze svih 35 i 10 kV vodnih polja, - prosječne satne struje, djelatne i jalove snage svih 10 kV trafo polja, - prosječni satni linijski napon svih 35 i 10 kV mjernih polja. 2.1.2 Podaci iz tehničke baze podataka

Tehnička baza podataka organizirana je u dva sastavna dijela: Parametri distribucijske mreže – impedancije i admitancije vodova, gubici djelatne i jalove snage u energetskim transformatorima, topologija distribucijske mreže. Parametri se izračunavaju na osnovi baze podataka “Stanje postrojenja” izrađene u MS Accessu. Topologija mreže, odnosno faktori grananja snaga u čvorištima, mijenja se promjenama uklopnih stanja aparata u mreži. U Dodacima A4 do A8 prikazana je topologija SN mreže Pogona Nova Gradiška.

17

Parametri određeni na osnovi dodatnih mjerenja mrežnim analizatorima - data loggerima. Na osnovi 24-satnog snimanja faznih struja, napona i faktora snage, formirani su dnevni dijagrami napona, struja, djelatne i jalove snage na sljedećim mjestima u mreži:

- 10 kV izlazi iz TS 35/10 kV. Budući da se u sustavu daljinskog vođenja mjeri samo struja jedne faze, ova mjerenja su potrebna da se odredi tok djelatne i jalove snage, kao i simetričnost opterećenja po fazama. Također se provjerava točnost, i po potrebi korigira daljinsko mjerenje. Mjerenja se obavljaju sezonski u radne i neradne dane, kako bi se što točnije odredile karakteristike potrošnje u raznim uvjetima.

- NN razvodni blokovi u TS 10/0,4 kV. Mjeri se ukupno opterećenje, koje sa superponiranim gubicima djelatne i jalove snage u transformatorima određuje faktore grananja snaga u čvorištima 10 kV mreže, te opterećenja po NN izvodima iz TS koja daju početne vrijednosti za proračun u niskonaponskoj mreži. Također se kontrolira simetričnost opterećenja po fazama zbog unošenja potrebnih korektivnih faktora u proračun. Ova mjerenja na području Pogona Nova Gradiška u kontinuitetu traju od lipnja 1998. godine i također su organizirana sezonski u radne i neradne dane. 2.1.3 Podaci iz komercijalne baze podataka

Komercijalna baza podataka formirana je na osnovi sljedećih izvješća iz programa za obradu potrošača “Prodaja električne energije”:

- mjesečna očitanja utrošene djelatne i jalove energije i ostvarene vršne snage ugovornih i virmanskih potrošača – industrijskih i obrtničkih potrošača, sa karakterističnim dnevnim dijagramima opterećenja. Smještajem tih potošača u distribucijsku mrežu, snimanjem njihovih dnevnih dijagrama te podacima iz očitanja, određuje se njihov udjel u dnevnoj raspodjeli tokova snaga 10 kV i NN mrežom. Povoljna okolnost za proračun je u činjenici što su veliki industrijski potrošači napojeni direktno iz 10 kV VP-a, te se njihova potrošnja prati mjerenjem u sustavu daljinskog vođenja. - godišnja očitanja utrošene djelatne energije potrošača kategorije kućanstva. Grupiranjem svih potrošača po NN izvodima iz TS 10/0,4 kV određuje se raspodjela tokova snaga po dubini NN izvoda, a na temelju prosječne dnevne potrošnje svakog pojedinog potrošača.

Grupiranjem svih navedenih potrošača po trafo području TS 10/0,4 kV i sumiranjem njihove potrošnje, uvodi se kontrolni mehanizam za provjeru računskih dnevnih dijagrama opterećenja svake pojedine TS 10/0,4 kV, a na temelju integriranja dijagrama djelatne snage. Ova kontrola daje okvirne pokazatelje o točnosti raspodjele snaga u 10 kV mreži, a pouzdanost joj narušavaju netehnički gubici grupiranih potrošača. 2.2 Metoda proračuna 2.2.1 Modeliranje elemenata mreže

35 i 10 kV vodovi i NN mreža modelirani su uzdužnom impedancijom. Kod 35 i 10 kV kabelskih vodova u obzir su uzeti dielektrički gubici u izolaciji prema izrazu (2).

Kod svih vodova u obzir se uzima ovisnost djelatnog otpora o temperaturi vodiča, koja se određuje iz vrijednosti el. struje koja protječe kroz vodič i temperature okoline, a prema izrazu (5):

( ) '

II

00dozv2terdozv

2

k ϑ+ϑ−ϑ=ϑ (5)

gdje je : ϑk – izračunata temperatura vodiča (°C), I – struja kroz vodič (A), Iterdozv – granična termička struja (A), ϑdozv – dozvoljena temp. ugrijavanja (°C), ϑo – maksimalna temperatura okoline (°C), ϑo’ – temperatura okoline (°C).

18

Energetski transformatori modelirani su gubicima djelatne i jalove snage prema izrazima (6) i (7) :

tn

2

non

2

n

PSSP

UU∆P

+

= (6)

n

k2ontn

2on S

uSiSQSQ∆Q +=+= (7)

gdje je : ∆P – ukupni djelatni gubici (W), ∆Q – ukupni jalovi gubici (VAr), U – trenutni primarni napon (kV), Un – nazivni primarni napon (kV), Pon – djelatni gubici u praznom hodu (W), Ptn – djelatni gubici pri naz. teretu i 75°C (W), Qon – jalovi gubici u praznom hodu (VAr), Qtn – jalovi gubici pri naz. teretu (VAr), S – trenutna snaga transformatora (VA), Sn – nazivna snaga transformatora (VA), io – relativna vrijednost struje magnetiziranja, uk – relativna vrijednost napona KS-a. 2.2.2 Tijek proračuna

Suština proračuna je da se cjelokupna el. energija, preuzeta iz prijenosne mreže, distribuira potrošačima preko modelirane distribucijske mreže sa prostornom i vremenskom raspodjelom tokova snaga što bližoj stvarnoj, uz što točnije modele elemenata distribucijske mreže. Za zadovoljenje ovih zahtjeva, potrebno je da izvori ulaznih podataka za proračun –sustav daljinskog vođenja, a pogotovo tehnička i komercijalna baza podataka budu što bogatiji i vjerodostojniji.

U 35 kV mreži i transformatorima 35/10 kV raspodjela snaga jednoznačno je određena podacima iz sustava daljinskog vođenja. U tom dijelu mreže proračun gubitaka je najjednostavniji, budući da na vodovima nema odvojaka, daljinski su mjerene struje i naponi na početku i kraju vodova, a tokovi djelatnih i jalovih snaga u vodovima se određuju na temelju daljinski mjerenih djelatnih i jalovih snaga transformatora 35/10 kV.

Proračun gubitaka u transformatorima 10/0,4 kV identičan je proračunu u transformatorima 35/10 kV, uz razliku u ulaznim podacima – tokovi snaga određeni su iz tehničke baze podataka, uz dodatnu kontrolu s podacima iz komercijalne baze podataka.

Proračun gubitaka u 10 kV i NN mreži je najkompleksniji, obzirom na veliki broj čvorišta u kojima se tokovi snaga granaju. Ovdje je primjenjen proračun radijalne mreže uz poznati napon napajanja, odnosno napon na početku mreže, budući da je cjelokupna mreža u radijalnom pogonu s mogućnošću zamkastog odnosno dvostrano napajanog pogona. Postupak je pojednostavljen, za razliku od originalnog koji je iterativan, budući da je na početku mreže poznat i ukupan tok djelatne i jalove snage u mrežu. Krajnji rezultati

UA 1Z

S1

1nZ − nZ Sn"Sn

'Sn-1"S'n-1A 1 n-2 n-1 n

S"1S'

Sn-2 Sn-1 Sn

Slika 1 - Tijek postupka proračuna

19

- Tehnička baza podataka - Komercijalna baza podataka

Satno mjerenje iz SDV-a: - I ( VP) - I, P, Q (TP)

Proračun tokova snaga u radijalnojdistributivnoj mreži

Proračun gubitaka u distributivnoj mreži

24× Dnevni gubici u dist.mreži

365× Godišnji gubici u dist. mreži

Izlazni podaci - rezultati proračuna

proračuna su gubici napona, djelatne i jalove snage u svakoj dionici mreže. Tijek postupka opisan je na slici 1. i pripadajućim izrazima (8) i (9) :

n21n

'2n

'2n

n RU

QP∆P−

+= ..... n2

1n

'2n

'2n

n XU

QP∆Q−

+= (8)

1n

'nn

'nn

1n

'nn

'nn

1nn−−

−−

−+

−=U

QRPXjU

QXPRUU (9)

gdje je: ∆Pn i ∆Qn - gubici u n-toj dionici (W i VAr), Un - napon u n-tom čvorištu (V), Pn’ i Qn’ - snage na početku n-te dionice (W,VAr), Pn’’i Qn’’ - snage na kraju n-te dionice (W,VAr), Rn i Xn - djelatni i jalovi otpor uzdužne grane n-te dionice (Ω).

Za svaku dionicu računa se gubitke snaga, a za svako čvorište raspodjelu tokova snaga i napone. Kod NN mreža koje su u većini slučajeva nesimetrično opterećene primjenjuje se tropolni proračun tokova snaga.

Na slici 2 prikazana je blok shema tijeka proračuna. Osnovni rezultati proračuna su

satni gubici snage odnosno energije prema dinamičkom osvježavanju podataka iz sustava daljinskog vođenja. Ponavljanjem proračuna tijekom 24 sata dobiju se dnevni gubici, odnosno nakon 8 760 satnih proračuna konačni rezultat su godišnji tehnički gubici djelatne enegije u promatranoj distribucijskoj mreži. Ukoliko se početak i kraj godišnjeg proračuna tehničkih gubitaka uskladi sa početkom i krajem obračunske godine, iz razlike ukupnih gubitaka određenih temeljem obračunske bilance i tehničkih gubitaka određenih proračunom dobiju se godišnji netehnički odnosno komercijalni gubici.

Slika 2 - Blok shema tijeka proračuna

2.2.3 Rezultati proračuna

Kako je spomenuto, krajnji rezultati proračuna su gubici napona, djelatne i jalove snage u 35 kV, 10 kV i NN mreži, odnosno gubici djelatne i jalove snage u transformatorima 35/10 kV i 10/0,4 kV.

Pozornost će se dalje obratiti samo na gubitke djelatne snage, koji su prikazani u vidu prosječnih satnih gubitaka u dnevnom dijagramu, tako da istovremeno predstavljaju i gubitke energije. Na raspolaganju je više varijanti grafičkih prikaza, koji se mogu podijeliti u dvije osnovne grupe:

- dijagrami s vremenskom bazom – dnevni dijagrami u rasponu od prikaza ukupnih

gubitaka preko grupnih (npr. 35 kV mreža) do gubitaka u pojedinačnim elementima mreže. - dijagrami s prostornom bazom – prikazuju dnevne gubitke energije za određeni

element distribucijske mreže.

20

Također je moguće, za obje vrste dijagrama, gubitke u pojedinim elementima mreže izraziti u postotnim vrijednostima distribuirane djelatne energije tim elementima, kako bi se stekao bolji uvid u njihovu učinkovitost.

Za elemente SN mreže uvode se dijagrami gubitaka po jedinici duljine - svojevrsna gustoća gubitaka, jer duljine elemenata (dionice SN mreže) jako variraju.

2.2.3.1 Primjer rezultata proračuna za Pogon Nova Gradiška u obračunskoj godini 2003./04.

U ovom poglavlju dan je kratak pregled osnovnih značajki potrošnje električne energije u Pogonu Nova Gradiška, te izvod iz rezultata proračuna tehničkih gubitaka u distribucijskoj mreži Pogona za obračunsku godinu 2003./04.

Slika 3 - Potrošnja električne energije u Pogonu Nova Gradiška u obračunskoj godini 2003./04.

Iz dijagrama na slikama 3 i 4 vidljivo je da je raspodjela potrošnje nepovoljna, jer se najveći dio električne energije troši na niskom naponu, odnosno distribuira se najdužim putem, te su pritom i gubici najveći.

Slika 4 - Električna energija distribuirana potrošačima na pojedinim razinama mreže

21

Treba napomenuti da je za ovu namjenu distribucijska mreža razdijeljena na pet osnovnih razina: tri mreže naponskih razina 35 kV, 10 kV i 0,4 kV (NNM) te dvije transformacije: 35/10 kV i 10/0,4 kV. Od ukupne distribuirane električne energije u iznosu 101,3 GWh, vidi se da je niskonaponskom mrežom predano potrošačima 65,6 GWh.

Slika 5 - Ukupni godišnji gubici na pojedinim razinama mreže izraženi u postotku ukupne

nabavljene električne energije za obračunsku godinu 2003./04. Na slici 5 prikazan je dijagram ostvarenih tehničkih gubitaka po razinama distribucijske mreže u promatranoj obračunskoj godini. Dijagram je rezultat proračuna gubitaka djelatne snage i energije. Vidljivo je da su najveći gubici ostvareni u niskonaponskim mrežama, te iznose trećinu godišnjih tehničkih gubitaka. Nešto su manji gubici u transformaciji 10/0,4 kV, dok su na ostalim razinama znatno manji. Sveukupno tehnički gubici iznose 5,75 GWh ili 5,67 % ukupne nabavljene električne energije. U Dodacima B4 do B8 prikazane su liste svih objekata distribucijske mreže pogona N. Gradiška sa pripadajućim godišnjim gubicima.

Dijagram ukupnih godišnjih gubitaka izraženih u postotku ukupne nabavljene električne energije prikazan je na slici 6. Gubici su razloženi na tehničke i netehničke (komercijalne), dok su tehnički dodatno razloženi po razinama distribucijske mreže. Važno je napomenuti da je iznos ukupne prodane električne energije dobiven iz obračunske bilance kao razlika godišnjih očitanja svih potrošača kategorije kućanstva (01.10.2003. i 01.10.2004.) tj. ukupne godišnje potrošnje kućanstava te zbroja dvanaest mjesečnih potrošnji svih ostalih potrošača koji se očitavaju mjesečno. Prema tome, ukupni gubici su razlika ukupne godišnje nabavljene i prodane električne energije, te za obračunsku godinu 2003./04. iznose 7,61 GWh odnosno 7,51 % ukupne nabavljene električne energije. Netehnički (komercijalni) gubici se jednostavno odrede kao razlika ukupnih i tehničkih gubitaka, što u našem primjeru iznosi 1,86 GWh odnosno 1,84 %.

Slika 6 - Dijagram ukupnih godišnjih gubitaka izraženih u postotku ukupne nabavljene

električne energije

22

2.2.3.2 Procjena točnosti rezultata proračuna

7%

15%

1%

13%

22%

9%

33%

Slika 7 - Iznosi gubitaka neovisni o računskim tokovima snaga

Na slici 7 prikazana je raspodjela izračunatih gubitaka iz slike 5 na one čiji iznos ovisi o računskim tokovima snaga i na one koji ne ovise (bez boje). Prema tome, sljedeći iznosi gubitaka ne ovise o računskim tokovima snaga:

- gubici u 35 kV mreži (7 %), transformaciji 35/10 kV (15 %) i početnim dionicama 10 kV izvoda (1 %), jer se tokovi u njima određuju direktno iz sustava daljinskog vođenja,

- gubici praznog hoda u transformaciji 10/0,4 kV (22 %), koji su neovisni o opterećenju

Dakle, iz slike je vidljivo da je ukupno 45 % gubitaka neovisno o računskim tokovima snaga, što dodatno poboljšava točnost rezultata proračuna. 2.3. Analiza rezultata proračuna 2.3.1 Raspodjela tehničkih gubitaka po razinama distribucijske mreže

Za svaki od pet osnovnih razina distribucijske mreže, a na osnovi rezultata proračuna, formira se popis objekata posloženih po iznosu gubitaka od većih k manjim.

Za mreže svih naponskih razina formirani su sljedeći popisi (za SN mreže objekti su dionice vodova između čvorova mreže, a za NN mreže objekti su NN izvodi iz razdjelnih stanica):

popisi objekata po ukupnim gubicima,

popisi objekata po ukupnim gubicima po jedinici duljine (km) – za SN mreže,

popisi objekata po postotnim gubicima u odnosu na prenešenu električnu energiju,

popisi objekata po postotnim gubicima u odnosu na prenešenu električnu energiju po jedinici duljine (km) – za SN mreže.

Za energetske transformatore formirani su sljedeći popisi:

popisi objekata po ukupnim gubicima,

popisi objekata po postotnim gubicima u odnosu na prenešenu električnu energiju

23

Po ukupnim gubicima na popisima određuje se u kojim se objektima distribucijske mreže stvaraju najveći gubici. Za srednjonaponske mreže, gdje duljine objekata – dionica između čvorova mreže jako variraju, uvode se i popisi po jedinici duljine, da bi se dobili realni pokazatelji za te objekte. Kako bi se stekao uvid u učinkovitost svih objekata, formiraju se popisi postotnih gubitaka u odnosu na prenesenu električnu energiju tim objektima.

U tablici 1 prikazane su maksimalne vrijednosti godišnjih gubitaka za sve vrste popisa i sve razine distribucijske mreže. Valja napomenuti da na različitim popisima nisu isti objekti s maksimalnim iznosima gubitaka, ovisno o tehničkim karakteristikama objekata.

Općenito se iz tablice 1 mogu izvući sljedeći zaključci: u objektima više naponske razine ukupni gubici po objektu su veći, jer vodovi imaju veće duljine, a transformatorske stanice veće nazivne snage. Njima se distribuira veća količina električne energije dok im je učinkovitost visoka. Tablica 1 - Maksimalni i specifični gubici na pojedinim razinama distribucijske mreže

Maksimalni gubici na pojedinim razinama po popisima Razina distribucijske

mreže Ukupni gubici, kWh

Specifični ukupni gubici,

kWh/km Postotni gubici,

%

Specifični postotni gubici,

%/km 35 kV 196 649 40 458 1,06 0,10

35/10 kV 231 013 1,33 10 kV 53 025 43 893 0,86 0,77

10/0,4 kV 23 761 56,40 0,4 kV 58 675 10,32

Prema nižim naponskim razinama, broj objekata značajno raste, vodovi su manje duljine a transformatorske stanice manje nazivne snage. Stoga su i ukupni gubici po objektu manji, dok im je učinkovitost niža.

Najveće su varijacije na popisu postotnih gubitaka za transformaciju 10/0,4 kV zbog neopterećenosti odnosno predimenzioniranosti izvjesnog broja transformatora, te su zbog gubitaka praznog hoda učinkovitosti tih transformatora izuzetno niske. Kod transformacije 35/10 kV to se ne događa, jer su transformatori kvalitetno dimenzionirani, imaju mogućnost regulacije ovisno o promjeni uklopnih stanja transformatora u paralelnom radu te su u pogonu blizu granice maksimalne korisnosti.

2.3.2 Raspodjela tehničkih gubitaka po elementima pojedine razine Mreža 10 kV. Na slici 8 prikazana je raspodjela gubitaka na temelju popisa objekata. Vidi se da je raspodjela izrazito neravnomjerna. Na primjer, 50 % gubitaka u 10 kV mreži ostvaruje se na svega 22 dionice mreže od ukupno 479, što čini 4,6 % ukupnog broja dionica. Promatra li se po duljinama dionica, 50 % gubitaka stvara se u 33 km od ukupno 369 km mreže, što čini 8,9 % ukupne duljine 10 kV mreže. Gledajući u odnosu na ukupne tehničke gubitke, na 33 km 10 kV mreže stvara se 7,25 % ukupnih tehničkih gubitaka u distribucijskoj mreži.

Mreža NN. Na slici 9 prikazana je raspodjela gubitaka temeljem popisa objekata. Vidi se da je krivulja raspodjele položenija, odnosno da je sama raspodjela malo ravnomjernija.

Ovdje se 50 % gubitaka ostvaruje u 56 NN izvoda od ukupno 682, što čini 8,2 % ukupnog broja. Promatra li se raspodjelu gubitaka duž svakog navedenog NN izvoda, što će se opisati u nastavku rada, te odredi ukupna duljina NN izvoda na kojoj se stvara 80 % promatranih gubitaka, odnosno 40 % gubitaka u NN mreži, dobije se rezultat od 24 km. To znači da se, gledajući u odnosu na ukupne tehničke gubitke, na 24 km NN mreže stvara 13,2 % ukupnih tehničkih gubitaka u distribucijskoj mreži.

24

Slika 8 - Raspodjela gubitaka u 10 kV mreži u ovisnosti o broju dionica

Slika 9 - Raspodjela gubitaka u 0,4 kV mreži u ovisnosti o broju NN izvoda

Transformacija 10/0,4 kV. Na dijagramu na slici 10 prikazani su omjeri godišnjih gubitaka zbog tereta i gubitaka u praznom hodu za sve energetske transformatore 10/0,4 kV posložene po veličini. Ovaj omjer za potrebe dijagrama okvirno govori o korisnosti transformacije, a preko nje indirektno i o opterećenosti. Naime, maksimalna korisnost transformacije postiže se kada su gubici zbog tereta (u bakru) jednaki gubicima u praznom hodu (u željezu), pa nam ovaj pojednostavljen prikaz služi za okvirno utvrđivanje broja transformatora koji godišnje rade s prosječnim opterećenjem većim od snage pri kojoj je korisnost maksimalna (22 kom), odnosno manjom (228 kom).

25

Općeniti zaključak iz prikazanog dijagrama bio bi da je transformacija 10/0,4 kV u najvećem broju neopterećena odnosno predimenzionirana. Stoga su gubici, koji iznose 30,5 % ukupnih tehničkih gubitaka, odnosno 1,73 % distribuirane električne energije, veći od optimalnih upravo zbog povećanog udjela gubitaka u praznom hodu u odnosu na gubitke zbog tereta, kako je prikazano na slici 10. Na dijagramu na slici 11 su prikazane relativne veličine Po i Pt za sve transformatore SN/NN, razloženo prema nazivnim snagama transformatora. Vidi se da su najneopterećenije male jedinice (50 kVA) koje se koriste u rubnim ruralnim područjima za napajanje malog konzuma. Veće jedinice (400 do 630 kVA) koje se koriste u urbanim područjima su zbog dobre izgrađenosti razdjelnih TS-a i velike nazivne snage predimenzionirane.

Slika 10 - Omjeri godišnjih gubitaka zbog opterećenja i gubitaka praznog hoda za

energetske transformatore

Slika 11 - Relativne veličine Po i Pt za ukupnu transformaciju, razloženo prema nazivnim

snagama transformatora

26

2.3.3. Ovisnost tehničkih gubitaka o opterećenosti elemenata distribucijske mreže

Da bi se moglo općenitije odrediti odnos između iznosa tehničkih gubitaka i opterećenosti distribucijske mreže, promotrit će se dnevne dijagrame opterećenja, te pripadne rezultate proračuna tehničkih gubitaka za dva karakteristična dana u godini s minimalnim i maksimalnim opterećenjem. Dan s minimalnim opterećenjem je 1. kolovoza 2004. godine, dok je dan s maksimalnim opterećenjem Badnjak, 24.prosinca 2004. godine. Na osnovi usporedbe opterećenosti mreže i pripadnih tehničkih gubitaka, može se odrediti porast gubitaka ovisno o porastu opterećenja, odnosno porastu potrošnje električne energije u budućnosti. Također se mogu odrediti slaba mjesta u distribucijskoj mreži te ih na vrijeme ukloniti.

Opterećenje objekata 35 kV. Na slici 12 prikazano je srednje i maksimalno postotno opterećenje 35 kV mreže i transformacije 35/10 kV za sve objekte posložene po iznosu opterećenosti. Za mreže je postotno opterećenje izračunato kao omjer struje kroz vodič i strujne opteretivosti vodiča, dok je za transformatore izračunato kao omjer struje kroz transformator i nazivne struje.

Iz dijagrama je vidljivo da 35 kV mreža ima veliku rezervu u snazi osim jednog objekta koji je u maksimumu opterećen preko 50 %. Transformatori 35/10 kV su znatnije i ravnomjernije opterećeni, pogotovo ako se zna da su zimi uključeni dodatni transformatori u paraleli, te je stoga i broj objekata veći. Također se vidi da su i dnevne promjene opterećenja zimi veće.

Slika 12 - Srednje i maksimalno postotno opterećenje mreže 35 kV i transformacije 35/10 kV

za sve objekte posložene po iznosu opterećenosti

Opterećenje objekata 10 kV. Na slici 13 prikazano je srednje i maksimalno postotno opterećenje 10 kV mreže i transformacije 10/0,4 kV za sve objekte posložene po iznosu opterećenja.

Vidi se da određeni manji broj transformatora dolazi u preopterećenje tijekom vršnog opterećenja na Badnjak. Također je iz dijagrama zamjetno da je veliki broj objekata i kod maksimalnog godišnjeg opterećenja izrazito neopterećen.

Opterećenje mreže NN. Na slici 14 prikazano je srednje i maksimalno opterećenje niskonaponske mreže za sve objekte posložene po iznosu opterećenja. Ravnomjernost opterećenja, kao i sam iznos malo je veći nego kod 10 kV mreže, no još uvijek je znatan broj

27

NN izvoda i u maksimumu opterećenja neopterećen. Također se vidi da je manji broj NN izvoda preopterećen tijekom trajanja maksimalnog opterećenja na Badnjak.

Ovisnost tehničkih gubitaka o opterećenju distribucijske mreže. Nakon uvida u opterećenja pojedinih razina distribucijske mreže u ovisnosti o sezonskim uvjetima te u maksimalna godišnja opterećenja, proračunom se utvrđuju tehnički gubici za ova dva karakteristična dana.

Slika 13 - Srednje i maksimalno postotno opterećenje 10 kV mreže i transformacije 10/0,4 kV

za sve objekte posložene po iznosu opterećenja

Slika 14 - Srednje i maksimalno opterećenje niskonaponske mreže za sve objekte posložene

po iznosu opterećenja

28

Slika 15 - Dnevni dijagram ukupnih tehničkih gubitaka u distribucijskoj mreži u ovisnosti o

prenesenoj snazi, odnosno distribuiranoj električnoj energiji

Na slici 15 uspoređene su ulazne snage u distribucijsku mrežu i pripadni tehnički gubici generirani u mreži za ova dva karakteristična dana. Između ostalog, očitava se zanimljiv podatak kako variraju gubici snage ovisno o opterećenju: - u minimumu opterećenja 01.08. u 03 h iznose 331 kW ili 4,2 % ulazne snage ,

– u maksimumu opterećenja 24.12. u 17 h iznose 2 047 kW ili 9,1 % ulazne snage. Dakle, tijekom godine gubici snage variraju između ova dva ekstrema.

Slika 16. Dnevna raspodjela gubitaka po razinama distribucijske mreže tijekom dana za 1. 8.

29

Zanimljivo je usporediti gubitke u minimumu i maksimumu opterećenja sa snagom koju se distribuira u ova dva dana. Povećanju snage u minimumu opterećenja od samo 12 % odgovara povećanje gubitaka od 28 %, dok povećanju snage u maksimumu opterećenja u odnosu na dan minimuma od 57 %, odgovara povećanje gubitaka od 133 %.

Slika 17 - Dnevna raspodjela gubitaka po razinama distribucijske mreže tijekom dana za 24. 12.

Također se vidi da je dnevna raspodjela gubitaka u transformacijama ravnomjernija zbog stalnih gubitaka praznog hoda, te je u satima minimalnih opterećenja udio gubitaka u transformacijama prevladavajući, pogotovo za 1. kolovoz.

Slika 18 - Postotni dnevni dijagram raspodjele gubitaka po razinama distribucijske mreže za 1. 8.

30

Slika 19 - Postotni dnevni dijagram raspodjele gubitaka po razinama distribucijske mreže za 24. 12.

Na slikama 16 do 19 vidi se kakvi su međusobni odnosi gubitaka po razinama distribucijske mreže tijekom dana i u različitim sezonskim uvjetima. Odnos gubitaka u transformacijama i vodovima tijekom dana ovdje je najzorniji. Nadalje, kad se usporedi gubitke u transformacijama za ta dva karakteristična dana, dobiju se sljedeći rezultati:

bez obzira na značajno povećanje opterećenja 24. prosinca u odnosu na 1. kolovoz, postotni gubici u transformaciji 35/10 kV nisu se značajnije promijenili, čak su u maksimumu opterećenja nešto manji. Utjecaj je to sezonske regulacije paralelnog rada transformatora 35/10 kV, čime se vrlo jednostavno drži pogon ovih transformatora blizu maksimalne korisnosti,

postotni gubici u transformaciji 10/0,4 kV su 24. prosinca značajno manji u odnosu na 1. kolovoz. To je još jedan dokaz prije spomenute ukupne neopterećenosti odnosno predimenzioniranosti većine transformatora, jer su pri povećanom opterećenju u pogonu bliže maksimalnoj korisnosti.

I na kraju, na slici 20 prikazani su usporedni dijagrami ukupnih postotnih dnevnih dijagrama za 1. kolovoz (lijevo) i 24. prosinac (desno). Zanimljiv je konačni rezultat proračuna: ukupni dnevni gubici su 1. kolovoza bili 4,87 % distribuirane električne energije, a 24. prosinca 7,61 %, što je zamjetan porast.

Slika 20 - Usporedni dijagrami postotnih dnevnih gubitaka za 1. 08. (lijevo) i 24. 12. (desno)

31

2.3.4 Općeniti prikaz faktora tehničkih gubitaka

U ovom dijelu pokušat će se okvirno odrediti ovisnost iznosa tehničkih gubitaka o raznim faktorima, te procijeniti njihov utjecaj. Obradit će se dvije razine distribucijske mreže: 10 kV i NN mrežu. Na temelju formiranih popisa objekata i pridruženih faktora gubitaka prokomentirat će se njihov utjecaj na iznos gubitaka. U tablici 2 prikazan je početni dio takvog popisa za 10 kV mrežu, a u tablici 3 za NN mrežu.

Tablica 2 - Primjer popisa dionica srednjenaponskih vodova 10 kV

R.br. Dionica Duljina,

km

Djel. otpor, Ω/km

Srednja struja,

A

Gubici,

MWh/km

Gubici,

MWh

Gubici,

%

Gubici,

%/km

Sred. opter.,

% 1 2113 0,440 1,180 36 43,893 19,313 0,34 0,77 29,18 2 2102 0,577 0,313 68 41,698 24,060 0,23 0,39 24,42 3 2103 1,278 0,313 68 41,491 53,025 0,50 0,39 24,36 4 3101 0,255 0,313 60 31,975 8,154 0,09 0,34 21,70 5 2104 0,105 0,313 58 29,768 3,126 0,03 0,33 20,76 6 3102 1,100 0,313 55 26,595 29,255 0,34 0,31 19,81 7 2114 0,580 1,180 26 22,599 13,108 0,32 0,55 21,06 8 3103 0,380 0,313 48 20,035 7,613 0,10 0,27 17,20 9 3104 1,120 0,313 45 18,185 20,367 0,28 0,25 16,38 10 2101 1,126 0,126 69 17,391 19,582 0,18 0,16 17,19 11 3105 0,700 0,313 43 16,425 11,498 0,17 0,24 15,56 12 3201 1,220 0,313 43 16,025 19,550 0,29 0,24 15,58 13 1201 1,032 0,387 37 14,720 15,191 0,26 0,25 13,31 14 3106 1,490 0,313 41 14,655 21,836 0,34 0,23 14,71 15 3107 1,370 0,313 39 13,692 18,758 0,30 0,22 14,22 16 3202 0,180 0,313 38 12,448 2,241 0,04 0,21 13,68 17 3204 0,128 0,313 38 12,420 1,590 0,03 0,21 13,66

U tablici 2 prikazano je prvih 17 objekata 10 kV mreže posloženih po iznosu gubitaka po jedinici duljine (km), kojom se najrealnije prikazuje u kojim objektima je najveća “gustoća” gubitaka. Budući da je 10 kV mreža razdijeljena na dionice između čvorova mreže, okvirno sagledavanje faktora koji najviše utječu na iznos gubitaka je jednostavnije, budući da svakom pojedinom dionicom teče ista struja jer nema grananja. Kako se vidi u tablici II, osnovni faktori gubitaka su struja kroz vodič kao najznačajniji faktor, te otpor vodiča (I2R). Dalje su prikazane sva četiri popisa gubitaka, te na kraju prosječno strujno opterećenje. Vidi se da se gubici mogu najbolje procijeniti na temelju strujnog opterećenja vodiča. Gledajući konkretno ovaj primjer, uočava se da su objekti s najvećim iznosima gubitaka početne dionice tri najopterećenija dalekovoda: 21, 31 i 32 čiji ukupni gubici predstavljaju čak 61 % ukupnih gubitaka u 10 kV mreži.

Situacija je značajno složenija pri okvirnom procjenjivanju gubitaka u niskonaponskim mrežama, jer su sami NN izvodi složeniji od dionica 10 kV mreže. Struja opada duž izvoda zbog prostorne raspodjele kućnih priključaka, u izvodu ima velik broj čvorova u kojima se struja grana, čiji broj ovisi o samoj topologiji izvoda i o broju kućnih priključaka, duž izvoda često dolazi do promjene vrste voda ili presjeka vodiča. Također je zbog značajnog udjela jednofaznih potrošača izražena strujna nesimetrija, o čemu ćemo opširnije govoriti u nastavku. Zbog svega navedenog, uz osnovne faktore gubitaka – struju kroz vodič i otpor vodiča, ima još dodatan niz ostalih faktora, čije utjecaje se ne smije zanemariti pri okvirnom procjenjivanju gubitaka.

U tablici 3 su prikazani faktori koji govore o topologiji mreže: duljini prijenosa snage, čime se podrazumijeva duljina dionice NN izvoda od razdjelne TS do prvog čvora (grananja NN izvoda ili kućnog priključka) kojom teče ukupna struja, a govori o smještaju razdjelne TS u odnosu na konzum, te broj čvorova NN izvoda, koji govori kakav je oblik izvoda. Općenito, gubici su manji ako je duljina iznošenja kraća, te ako je broj čvorova veći, pogotovo ako su bliže početku izvoda, jer se struja značajno smanjuje.

32

U tablici 3 nije prikazan također izuzetno značajan faktor raspodjele potrošača duž izvoda, gdje na osnovi podataka o godišnjoj potrošnji svakog pojedinog potrošača, pa prema tome i o njegovom udjelu u grananju struje u čvoru kućnog priključka, te određivanja priključne faze jednofaznih potrošača određujemo raspodjelu tokova snaga duž izvoda. Ovaj faktor također nam govori kakav je smještaj razdjelne TS u odnosu na konzum.

Tablica 3 - Primjer popisa NN izvoda

R. br. TS NN

izvod

Duljina

km

Djel. otpor Ω/km

Sred. I A

Gubici

MWh

Gub-ici

%

Sred. opter.

%

Dulj. prijen

m

Broj čvor.

Broj NN

izvoda

Omj-er

opter

God. pot.,

MWh

1 250 3 1 300 0,433 99 58,675 10,3 41,93 110 2 5 3,00 413 2 104 3 963 0,212 89 27,313 5,29 28,40 190 1 8 2,16 242 3 104 2 875 0,373 80 25,607 5,94 28,41 160 1 8 1,92 150 4 166 1 900 0,653 65 25,111 5,47 38,29 175 1 9 2,68 215 5 504 2 535 0,620 54 21,673 5,77 31,55 470 2 6 2,07 170 6 558 3 1 140 0,887 53 21,655 7,00 36,25 31 1 2 1,79 194 7 165 1 1 056 0,747 92 21,280 7,02 59,54 60 2 2 1,80 157 8 586 1 430 1,180 36 20,687 3,54 28,43 35 1 4 1,51 307 9 525 4 1 188 1,099 47 20,551 10,0 37,78 50 2 3 1,84 123 10 279 1 1 437 0,734 59 18,769 6,89 34,47 56 4 2 1,77 210 11 360 1 1 205 0,725 56 18,670 5,52 32,87 25 1 5 2,06 218 12 583 1 1 094 0,837 44 18,342 5,69 30,49 52 1 2 1,69 259 13 367 1 974 0,939 45 17,881 7,01 30,70 40 1 5 1,55 198 14 367 4 1 277 0,680 52 17,676 6,88 30,78 35 1 5 1,82 170 15 427 3 1 087 0,851 43 17,617 5,84 29,53 55 1 2 1,43 204 16 283 1 990 0,739 53 16,757 6,79 31,02 62 2 2 1,30 173 17 301 2 968 0,443 60 16,431 5,40 25,43 66 2 2 1,07 248 18 277 1 825 0,617 57 16,033 4,65 33,62 68 1 2 1,32 217 19 166 1 596 0,871 61 14,900 4,52 42,12 92 2 9 2,52 204 20 538 1 609 0,501 55 13,779 3,91 23,45 32 2 8 2,69 159 21 105 6 984 0,270 69 13,651 4,29 21,95 165 1 4 1,53 270 22 115 3 585 0,670 67 13,132 3,29 39,36 79 2 4 1,36 321 23 105 1 720 0,270 77 12,530 3,73 24,37 135 1 4 1,70 64 24 573 1 1 049 0,778 87 12,268 3,18 51,08 40 8 8 3,52 366 25 339 4 606 0,851 40 12,138 2,74 27,51 33 1 2 1,71 356 26 373 2 535 0,731 46 12,100 4,36 26,77 60 4 4 1,58 128 27 573 1 595 0,766 57 11,980 3,34 33,63 70 7 8 2,31 167 28 538 3 1 117 0,710 37 11,933 2,38 21,61 115 2 8 1,79 378 29 507 2 665 0,935 38 11,351 3,50 26,39 55 2 3 1,84 99 30 362 1 726 0,543 63 11,337 10,3 26,89 220 5 3 1,57 157

Zatim su u tablici 3 prikazani faktori razdjelne TS, a to je broj izvoda i omjer opterećenja izvoda. Zanimljiviji je ovaj drugi, jer govori koliko je izvod više ili manje opterećen u odnosu na druge izvode iz iste TS. Do njega se dolazi množenjem udjela opterećenja promatranog izvoda u odnosu na ukupno opterećenje TS-e i ukupnog broja NN izvoda. Kada bi raspodjela opterećenja bila idealna tj. jednaka po svim izvodima, ovaj bi faktor za sve bio jednak jedinici. Kako se iz tablice vidi, izvodi s najvećim gubicima su redovito opterećeniji od ostalih izvoda iz razdjelne TS.

Na kraju, najednostavniji faktor za procjenu gubitaka je zbroj godišnjih potrošnji svih potrošača izvoda. Do ovih podataka se vrlo jednostavno i brzo dođe, te pomoću njih možemo kontrolirati raspodjelu tokova snaga po NN izvodima u razdjelnim TS. Tako se na našem primjeru vidi da izvodi od 200 MWh i više redovito imaju značajnije gubitke. Ovom faktoru točnost može narušiti veći iznos neregistrirane potrošnje odnosno netehničkih gubitaka u izvodu.

33

2.3.5 Primjer analize gubitaka u 10 kV mreži i transformaciji 10/0,4 kV U ovom poglavlju prikazat će se detaljna analiza gubitaka djelatne energije tijekom jednog dana na konkretnom primjeru 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Batrina, koja je odabrana iz sljedećih razloga:

- predmetna TS ima samo tri 10 kV izvoda, pa je količina ulaznih i izlaznih podataka relativno mala i prikladna za prezentaciju u ovom radu,

- velika je razlika u opterećenju, kao i u duljini 10 kV izvoda, te broju TS 10/0,4 kV po izvodu, pa će se u pravoj mjeri vidjeti ovisnost gubitaka o opterećenju. Snimanje dnevnih dijagrama opterećenja 10 kV izvoda obavljeno je dana 20. listopada 2004. godine (srijeda), dok je snimanje dnevnih dijagrama opterećenja svih TS 10/0,4 kV (ukupno 56) obavljeno u razdoblju od 21. listopada do 16. studenog 2004. godine. Dodatno će se proanalizirati i gubici napona u 10 kV izvodima kako bi se pokazala međusobna veza između opterećenja i gubitaka napona te djelatne snage odnosno energije. 2.3.5.1 Opis ulaznih podataka A Snimljeni dnevni dijagrami Na slikama 21 do 29 prikazani su dnevni dijagrami opterećenja sva tri 10 kV izvoda iz TS 35/10 kV Batrina (VP Staro Petrovo Selo, Crnac polje i Dragovci) snimljeni u karakterističnu srijedu 20. listopada 2004. godine. Slike 21 do 23 prikazuju dnevne dijagrame trofazne prividne, djelatne i jalove snage u 10 kV izvodima. Dijagrami su karakterističnog oblika, sa većim opterećenjima u dopodnevnim satima i vršnim opterećenjem u večernjim satima. Najopterećeniji je izvod Staro Petrovo Selo sa vršnim opterećenjem od 1,8 MVA, potom slijedi Crnac polje sa 1 MVA te Dragovci sa 0,25 MVA. Iz dijagrama je također vidljiva ravnomjernija raspodjela opterećenja jalovom snagom tijekom dana, prvenstveno zbog potrošnje induktivne jalove snage u transformatorima 10/0,4 kV kao i ugrađenih kondenzatorskih baterija u NN razvodima TS 10/0,4 kV. Najveći udio jalove snage je u izvodu Crnac polje, što će se u proračunu gubitaka pokazati preko povećanih dodatnih gubitaka djelatne snage zbog protjecanja jalovine. U izvodu Dragovci primjetna je prekapacitiranost tijekom razdoblja smanjenog opterećenja. Slike 24 do 26 prikazuju dnevne dijagrame prividnih struja svih triju faza u 10 kV izvodima. Iz ovih se dijagrama najbolje vidi strujna nesimetrija po iznosu (amplitudi). Slike 27 do 29 prikazuju dnevne dijagrame faktora snage svih triju faza u 10 kV izvodima, kako bi se bolje vidjela fazna nesimetrija struja. Kako je navedeno, u izvodu Crnac polje najveći je udjel jalove snage, što je vidljivo i iz dijagrama faktora snage, koji u razdoblju minimalnih opterećenja pada do 0,88 ind. Slika 30 prikazuje dnevni dijagram faznih napona svih tiju faza u 10 kV mjernom polju u TS 35/10 kV Batrina. Primjetna je manja nesimetrija napona po iznosu. Dnevni raspon napona kreće se od maksimalnih 6,35 kV odnosno 109,9 % nazivnog u razdoblju minimalnog opterećenja do minimalnih 6 kV odnosno 103,9 % nazivnog u vrijeme vršnog opterećenja. Dakle, dnevna varijacija napona na početku 10 kV izvoda iznosi 6 % nazivnog napona. Najveći razlog ovako velike razlike napona je u činjenici da se TS 35/10 kV Batrina napaja iz TS 110/35 kV Nova Gradiška preko 35 kV dalekovoda duljine 25 km.

34

B Tehnički podaci o mreži 10 kV U Dodatku A1 do A3 Topologija 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Batrina prikazana je aktivna topologija sva tri 10 kV izvoda, na osnovi koje se računa grananje tokova snaga u svakom čvorištu. U Dodatku B1 do B3 Podaci o dionicama 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Batrina dani su podaci o svim dionicama 10 kV izvoda - duljina svake dionice, te impedancija uzdužne grane. Ukupna duljina 10 kV mreže iz izvoda Staro Petrovo Selo iznosi 36,080 km, od čega je 14,421 km magistralnog voda izgrađenog AlČe vodičima 3×95/15 mm2 na čeličnorešetkastim stupovima. Ostatak mreže čine odcjepi izgrađeni vodičima manjih presjeka na betonskim ili drvenim stupovima.

Ukupna duljina 10 kV mreže iz izvoda Crnac polje iznosi 37,348 km, od čega je 18,278 km magistralnog voda izgrađenog AlČe vodičima 3×95/15 mm2 na čeličnorešetkastim stupovima. Ostatak mreže čine odcjepi izgrađeni vodičima manjih presjeka na betonskim ili drvenim stupovima.

Ukupna duljina 10 kV mreže iz izvoda Dragovci iznosi 18,500 km izgrađena vodičima manjih presjeka na betonskim ili drvenim stupovima.

Duljina podzemne 10 kV mreže iznosi 8,420 km, što čini svega 9,2 % ukupne 10 kV mreže.

Ukupan broj TS 10/0,4 kV koje se napajaju iz TS 35/10 kV Batrina je 61, od čega je 5 u vlasništvu kupaca, te za njih nisu računati gubici u transformatorima, niti su snimani dnevni dijagrami opterećenja.

Preko 10 kV izvoda Staro Petrovo Selo napaja se 32 TS, od čega jedna u vlasništvu kupca. Preko 10 kV izvoda Crnac polje napaja se 21 TS, od čega tri u vlasništvu kupca. Preko 10 kV izvoda Dragovci napaja se 8 TS, od čega jedna u vlasništvu kupca. 2.3.5.2 Proračun pada napona u mreži 10 kV Proračun pada napona odnosno gubitaka napona u 10 kV mreži rađen je za dva slučaja - minimalno i maksimalno opterećenje, tako da se naponi tijekom cijelog dana kreću između ova dva granična slučaja. Na slikama 31 do 33 prikazani su prostorni dijagrami linijskog napona u 10 kV izvodima. Iznosi napona u svakoj pojedinoj dionici odnose se na kraj dionice, uz prikazan početni napon na 10 kV sabirnicama u TS 35/10 kV Batrina. Vidljiva je značajna oscilacija ova dva granična napona, pogotovo za udaljenije dionice. Tako je minimalni napon tijekom maksimalnog opterećenja u 10 kV izvodu Staro Petrovo Selo na kraju dionice 3157 i iznosi 8,77 kV, dok je tijekom minimalnog opterećenja vrijednost ovog napona 10,47 kV. Maksimalna razlika ovih napona je dakle 1,7 kV. U izvodu Crnac polje situacija je nešto povoljnija (10,50 kV - 9,16 kV na kraju dionice 3235), dok je u izvodu Dragovci značajno manja ova razlika (10,89 kV - 10,04 kV na kraju dionice 3311). Valja napomenuti da je u ove oscilacije napona uključena i razlika napona na 10 kV sabirnicama koja iznosi 0,6 kV (10,99 kV - 10,39 kV), tako da su stvarne dnevne oscilacije napona generirane u 10 kV mreži umanjene za taj iznos. Na slikama 34 do 36 prikazani su prostorni dijagrami postotnog pada napona u 10 kV izvodima. Za najnepovoljniji slučaj na kraju dionice 3157 u izvodu Staro Petrovo Selo pad napona se kreće od maksimalnog 16,23 % do minimalnog 5,25 %, dakle dnevna oscilacija napona generirana u 10 kV mreži iznosi 10,98 %. Ako se ovom iznosu doda dnevna razlika napona sa 10 kV sabirnica (6 %), ukupna je dnevna oscilacija napona u najnepovoljnijem slučaju čak 16,98 %. Tako velika dnevna razlika napona zadaje probleme u izboru položaja regulacione preklopke na transformatorima 10/0,4 kV u smislu osiguranja kvalitetnog napona potrošačima na niskom naponu. Maksimalna dnevna oscilacija napona u izvodu Crnac polje je nešto manja i iznosi 7,44 % na kraju dionice 3235 ( ukupna 13,44 %). Situacija je najpovoljnija u izvodu Dragovci gdje je dnevna oscilacija 2,51 % na kraju dionice 3311 (ukupna 8,51 %).

35

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0:00

:07

0:39

:07

1:18

:07

1:57

:07

2:36

:07

3:15

:07

3:54

:07

4:33

:07

5:12

:07

5:51

:07

6:30

:07

7:09

:07

7:48

:07

8:27

:07

9:06

:07

9:45

:07

10:2

4:07

11:0

3:07

11:4

2:07

12:2

1:07

13:0

0:07

13:3

9:07

14:1

8:07

14:5

7:07

15:3

6:07

16:1

5:07

16:5

4:07

17:3

3:07

18:1

2:07

18:5

1:07

19:3

0:07

20:0

9:07

20:4

8:07

21:2

7:07

22:0

6:07

22:4

5:07

23:2

4:07

Vrijeme (h)

Priv

idna

, dje

latn

a i j

alov

a sn

aga

(kVA

, kW

, kVA

r)

S

P

Q

Slika 21 - Dnevni dijagram prividne, djelatne i jalove snage u 10 kV VP Staro Petrovo Selo

0

200

400

600

800

1000

1200

0:00

:07

0:36

:17

1:12

:27

1:48

:37

2:24

:47

3:00

:57

3:37

:07

4:13

:17

4:49

:27

5:25

:37

6:01

:47

6:37

:57

7:14

:07

7:50

:17

8:26

:27

9:02

:37

9:38

:47

10:1

4:57

10:5

1:07

11:2

7:17

12:0

7:17

12:4

3:27

13:1

9:37

13:5

5:47

14:3

1:57

15:0

8:07

15:4

4:17

16:2

0:27

16:5

6:37

17:3

2:47

18:0

8:57

18:4

5:07

19:2

1:17

19:5

7:27

20:3

3:37

21:0

9:47

21:4

5:57

22:2

2:07

22:5

8:17

23:3

4:27

Vrijeme (h)

Priv

idna

, dje

latn

a i j

alov

a sn

aga

(kVA

, kW

, kVA

r)

S

P

Q

Slika 22 - Dnevni dijagram prividne, djelatne i jalove snage u 10 kV VP Crnac polje

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

0:00

:01

0:36

:11

1:12

:21

1:48

:31

2:24

:41

3:00

:51

3:37

:01

4:13

:11

4:49

:21

5:25

:31

6:01

:41

6:37

:51

7:14

:01

7:50

:11

8:26

:21

9:02

:31

9:38

:41

10:1

4:51

10:5

1:01

11:3

1:01

12:0

7:11

12:4

3:21

13:1

9:31

13:5

5:41

14:3

1:51

15:0

8:01

15:4

4:11

16:2

0:21

16:5

6:31

17:3

2:41

18:0

8:51

18:4

5:01

19:2

1:11

19:5

7:21

20:3

3:31

21:0

9:41

21:4

5:51

22:2

2:01

22:5

8:11

23:3

4:21

Vrijeme (h)

Priv

idna

, dje

latn

a i j

alov

a sn

aga

(kVA

, kW

, kVA

r)

S

P

Q

Slika 23 - Dnevni dijagram prividne, djelatne i jalove snage u 10 kV VP Dragovci

36

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0:00

:07

0:39

:07

1:18

:07

1:57

:07

2:36

:07

3:15

:07

3:54

:07

4:33

:07

5:12

:07

5:51

:07

6:30

:07

7:09

:07

7:48

:07

8:27

:07

9:06

:07

9:45

:07

10:2

4:07

11:0

3:07

11:4

2:07

12:2

1:07

13:0

0:07

13:3

9:07

14:1

8:07

14:5

7:07

15:3

6:07

16:1

5:07

16:5

4:07

17:3

3:07

18:1

2:07

18:5

1:07

19:3

0:07

20:0

9:07

20:4

8:07

21:2

7:07

22:0

6:07

22:4

5:07

23:2

4:07

Vrijeme (h)

Stru

ja (A

) L1

L2

L3

Slika 24 - Dnevni dijagram prividne struje u 10 kV VP Staro Petrovo Selo

20

25

30

35

40

45

50

55

60

0:00

:07

0:46

:47

1:33

:27

2:20

:07

3:06

:47

3:53

:27

4:40

:07

5:26

:47

6:13

:27

7:00

:07

7:46

:47

8:33

:27

9:20

:07

10:0

6:47

10:5

3:27

11:4

0:07

12:3

0:37

13:1

7:17

14:0

3:57

14:5

0:37

15:3

7:17

16:2

3:57

17:1

0:37

17:5

7:17

18:4

3:57

19:3

0:37

20:1

7:17

21:0

3:57

21:5

0:37

22:3

7:17

23:2

3:57

Vrijeme (h)

Stru

ja (A

) L1

L2

L3

Slika 25 - Dnevni dijagram prividne struje u 10 kV VP Crnac polje

4

6

8

10

12

14

16

0:00

:01

0:36

:11

1:12

:21

1:48

:31

2:24

:41

3:00

:51

3:37

:01

4:13

:11

4:49

:21

5:25

:31

6:01

:41

6:37

:51

7:14

:01

7:50

:11

8:26

:21

9:02

:31

9:38

:41

10:1

4:51

10:5

1:01

11:3

1:01

12:0

7:11

12:4

3:21

13:1

9:31

13:5

5:41

14:3

1:51

15:0

8:01

15:4

4:11

16:2

0:21

16:5

6:31

17:3

2:41

18:0

8:51

18:4

5:01

19:2

1:11

19:5

7:21

20:3

3:31

21:0

9:41

21:4

5:51

22:2

2:01

22:5

8:11

23:3

4:21

Vrijeme (h)

Stru

ja (A

) L1

L2

L3

Slika 26 - Dnevni dijagram prividne struje u 10 kV VP Dragovci

37

0,96

0,965

0,97

0,975

0,98

0,985

0,99

0,995

1

0:00

:07

0:39

:07

1:18

:07

1:57

:07

2:36

:07

3:15

:07

3:54

:07

4:33

:07

5:12

:07

5:51

:07

6:30

:07

7:09

:07

7:48

:07

8:27

:07

9:06

:07

9:45

:07

10:2

4:07

11:0

3:07

11:4

2:07

12:2

1:07

13:0

0:07

13:3

9:07

14:1

8:07

14:5

7:07

15:3

6:07

16:1

5:07

16:5

4:07

17:3

3:07

18:1

2:07

18:5

1:07

19:3

0:07

20:0

9:07

20:4

8:07

21:2

7:07

22:0

6:07

22:4

5:07

23:2

4:07

Vrijeme (h)

Fakt

or s

nage L1

L2

L3

Slika 27 - Dnevni dijagram faktora snage u 10 kV VP Staro Petrovo Selo

0,86

0,88

0,9

0,92

0,94

0,96

0,98

1

0:00

:07

0:36

:17

1:12

:27

1:48

:37

2:24

:47

3:00

:57

3:37

:07

4:13

:17

4:49

:27

5:25

:37

6:01

:47

6:37

:57

7:14

:07

7:50

:17

8:26

:27

9:02

:37

9:38

:47

10:1

4:57

10:5

1:07

11:2

7:17

12:0

7:17

12:4

3:27

13:1

9:37

13:5

5:47

14:3

1:57

15:0

8:07

15:4

4:17

16:2

0:27

16:5

6:37

17:3

2:47

18:0

8:57

18:4

5:07

19:2

1:17

19:5

7:27

20:3

3:37

21:0

9:47

21:4

5:57

22:2

2:07

22:5

8:17

23:3

4:27

Vrijeme (h)

Fakt

or s

nage L1

L2

L3

Slika 28 - Dnevni dijagram faktora snage u 10 kV VP Crnac polje

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

1

0:00

:01

0:36

:11

1:12

:21

1:48

:31

2:24

:41

3:00

:51

3:37

:01

4:13

:11

4:49

:21

5:25

:31

6:01

:41

6:37

:51

7:14

:01

7:50

:11

8:26

:21

9:02

:31

9:38

:41

10:1

4:51

10:5

1:01

11:3

1:01

12:0

7:11

12:4

3:21

13:1

9:31

13:5

5:41

14:3

1:51

15:0

8:01

15:4

4:11

16:2

0:21

16:5

6:31

17:3

2:41

18:0

8:51

18:4

5:01

19:2

1:11

19:5

7:21

20:3

3:31

21:0

9:41

21:4

5:51

22:2

2:01

22:5

8:11

23:3

4:21

Vrijeme (h)

Fakt

or s

nage L1

L2

L3

Slika 29 - Dnevni dijagram faktora snage u 10 kV VP Dragovci

38

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

6350

6400

0:00:07 1:41:37 3:23:07 5:04:37 6:46:07 8:27:37 10:09:07 11:50:37 13:35:57 15:17:27 16:58:57 18:40:27 20:21:57 22:03:27 23:44:57

Vrij eme (h)

Fazn

i nap

on (V

)

L1

L2

L3

Slika 30 - Dnevni dijagram faznog napona u 10 kV mjernom polju

2.3.5.3 Proračun gubitaka djelatne snage A Gubici u 10 kV dalekovodima Gubici djelatne snage u 10 kV dalekovodima promatraju se kroz vremensku i prostornu raspodjelu. Dijagrami s vremenskom bazom prikazuju ovisnost gubitaka djelatne snage u 10 kV izvodu o dnevnim promjenama opterećenja. Dijagrami s prostornom bazom prikazuju raspodjelu dnevnih gubitaka djelatne energije duž 10 kV izvoda po dionicama, te nam ukazuju na dionice s povećanim iznosima gubitaka kako bismo mogli kvalitetno planirati njihovo smanjenje. Na slikama 37 do 39 prikazani su dnevni dijagrami gubitaka djelatne snage u 10 kV izvodima, sa posebno označenim dodatnim gubicima zbog toka jalove snage. Vidljiva je kvadratna ovisnost iznosa gubitaka o dnevnim promjenama opterećenja. Tako za najopterećeniji izvod Staro Petrovo Selo gubici snage pri minimalnom opterećenju iznose 7,1 kW, u odnosu na 46,6 kW pri vršnom opterećenju. Kako je prethodno navedeno, u izvodu Crnac polje značajan je tok jalove snage, što uzrokuje povećane gubitke zbog porasta prividne struje. Tako dnevni iznos ovih dodatnih gubitaka od 26,5 kWh u odnosu na ukupne dnevne gubitke od 291 kWh daje zabrinjavajuće veliki postotak od 9,1 % povećanja dnevnih gubitaka zbog toka jalove snage. Ovaj problem riješen je ugradnjom dodatnih kondenzatorskih baterija u NN razdjele TS-a 10/0,4 kV ovog izvoda. Na slikama 40 do 42 prikazani su dnevni dijagrami postotnih gubitaka djelatne snage po 10 kV izvodima, u odnosu na opterećenje izvoda djelatnom snagom. U ovim se dijagramima vidi dnevna promjena efikasnosti izvoda. Tako se za izvod Staro Petrovo Selo postotni gubici kreću od 1 % u minimumu opterećenja do 2,7 % u maksimumu, za Crnac polje od 0,82 % do 2,17 %, dok se za izvod Dragovci taj raspon kreće od 0,2 % do 0,47 %. Na slikama 43 do 45 prikazani su prostorni dijagrami dnevnih gubitaka djelatne energije po 10 kV izvodima. Ovi dijagrami nam prvenstveno pokazuju u kojim dionicama izvoda se

39

generiraju najveći gubici. Iznosi gubitaka najviše ovise o opterećenju, a zatim o duljini dionice i presjeku vodiča. U početnim, najopterećenijim dionicama magistralnih dalekovoda stvaraju se gotovo cjelokupni gubici izvoda. Tako se, naprimjer u početnim dionicama 3101 do 3113 magistralnog dalekovoda Staro Petrovo Selo generira 95 % ukupnih gubitaka izvoda, dok se u dionicama 3201 do 3212 magistralnog dalekovoda Crnac polje generira 91 % ukupnih gubitaka izvoda. Na slikama 46 do 48 prikazani su prostorni dijagrami dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije u odnosu na prenešenu energiju izvodima, što nam govori o efikasnosti pojedine dionice. Ovdje do većeg izražaja dolaze gubici u odcjepima zbog manjih presjeka vodiča odcjepnih dalekovoda. Na slikama 49 do 51 prikazani su prostorni dijagrami dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije po kilometru dionice. Ovdje je eliminiran utjecaj duljine dionice, te je prikazana svojevrsna "gustoća" gubitaka. Iznos ovih gubitaka dakle ovisi o opterećenju i presjeku vodiča. Vidljiv je još veći izražaj gubitaka u odcjepima. U ovim dijagramima najbolje se vidi efikasnost svake pojedine dionice. Na slikama 52 do 54 prikazani su prostorni dijagrami dnevnih gubitaka djelatne energije po kilometru dionice. Također je prikazana "gustoća" gubitaka koja prvenstveno ovisi o opterećenju dionice, pa su najveći iznosi redovito u prvim dionicama. Ovi dijagrami služe nam za potrebe planiranja zahvata na smanjenju gubitaka, kada jednostavno možemo odrediti iznos smanjenja gubitaka planiranim zahvatima. Najveći zabilježeni iznos dnevnih gubitaka djelatne energije je u prvoj dionici izvoda Staro Petrovo Selo od 109 kWh/km. B Gubici u transformatorima 10/0,4 kV Gubici djelatne snage odnosno energije mogu se razložiti na gubitke u jezgri Po i gubitke u namotu Pt. Gubici u jezgri ovise u naponu, dok gubici u namotu ovise o opterećenju transformatora. Najveće korisnosti ostvaruju se pri opterećenjima kod kojih su ovi gubici jednaki. Na slikama 55 do 57 prikazane su srednje dnevne snage (opterećenja) u odnosu na nazivne snage transformatora po 10 kV izvodima. Ovo su dakle osnovni pokazatelji prosječnog dnevnog opterećenja svakog transformatora, iz čega direktno proizlazi i njihova korisnost odnosno efikasnost. Najopterećeniji je transformator u TS br. 538. nazivne snage 250 kVA sa prosječnim dnevnim opterećenjem od 126 kVA (50,4 %). Svi ostali transformatori su prosječno opterećeni ispod 50 %. Kod nekoliko transformatora primjetna je izrazita podopterećenost, što će rezultirati znatno smanjenom korisnošću. Na slikama 58 do 60 prikazana je usporedba srednje dnevne i maksimalne korisnosti za svaki transformator po 10 kV izvodima. Maksimalna korisnost ovisi o izvedbi transformatora, nazivnoj snazi kao i starosti transformatora, dok je srednja dnevna korisnost direktan rezultat opterećenosti. Kod većine transformatora je ova srednja dnevna korisnost manja do 3 % od maksimalne. Izuzetak su izrazito podopterećeni transformatori, kod kojih korisnost pada i do ispod 60 %, te nam oni svojim gubicima u jezgri povećavaju ukupne tehničke gubitke.

40

8,6

8,8

9

9,2

9,4

9,6

9,8

10

10,2

10,4

10,6

10,8

11

11,2

TS 3

5/10

kV

3101

3102

3103

3104

3105

3106

3107

3108

3109

3110

3111

3112

3113

3114

3115

3116

3117

3118

3119

3120

3121

3122

3123

3125

3126

3127

3128

3129

3130

3131

3132

3133

3134

3135

3136

3137

3138

3139

3140

3141

3142

3143

3144

3145

3146

3147

3148

3149

3150

3151

3152

3153

3154

3155

3156

3157

3158

3159

3160

3162

3163

3164

3165

Dionice 10 kV voda

Lini

jski

nap

on (k

V)

Minimalno opterećenje Maksimalno opterećenje

Slika 31 - Prostorni dijagram lin. napona za min. i max. opterećenje u 10 kV VP S.P.Selo

9

9,2

9,4

9,6

9,8

10

10,2

10,4

10,6

10,8

11

11,2

TS 35/10

kV 3201

3202

3203

3204

3205

3206

3207

3208

3209

3210

3211

3212

3213

3214

3215

3216

3217

3218

3219

3220

3221

3222

3223

3224

3225

3226

3227

3228

3229

3230

3231

3232

3233

3234

3235

3236

Dionice 10 kV voda

Lini

jski

nap

on (k

V)

Minimalno opterećenje Maksimalno opterećenje

Slika 32 - Prostorni dijagram lin. napona za min. i max. opterećenje u 10 kV VP Cr. polje

9

9,2

9,4

9,6

9,8

10

10,2

10,4

10,6

10,8

11

11,2

TS 35/10kV

3301 3302 3303 3304 3305 3306 3307 3308 3309 3310 3311 3312 3313 3314 3315

Dionice 10 kV voda

Lini

jski

nap

on (k

V)

Minimalno opterećenje Maksimalno opterećenje

Slika 33 - Prostorni dijagram lin. napona za min. i max. opterećenje u 10 kV VP Dragovci

41

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

3101

3102

3103

3104

3105

3106

3107

3108

3109

3110

3111

3112

3113

3114

3115

3116

3117

3118

3119

3120

3121

3122

3123

3125

3126

3127

3128

3129

3130

3131

3132

3133

3134

3135

3136

3137

3138

3139

3140

3141

3142

3143

3144

3145

3146

3147

3148

3149

3150

3151

3152

3153

3154

3155

3156

3157

3158

3159

3160

3162

3163

3164

3165

Dionice 10 kV voda

Pad

napo

na (%

)

Minimalno opterećenje Maksimalno opterećenje

Slika 34 - Prostorni dijagram postotnog pada napona za min. i max. opterećenje u 10 kV VP S. P. Selo

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

3201

3202

3203

3204

3205

3206

3207

3208

3209

3210

3211

3212

3213

3214

3215

3216

3217

3218

3219

3220

3221

3222

3223

3224

3225

3226

3227

3228

3229

3230

3231

3232

3233

3234

3235

3236

Dionice 10 kV voda

Pad

napo

na (%

)

Minimalno opterećenje Maksimalno opterećenje

Slika 35 - Prostorni dijagram postotnog pada napona za min. i max. opterećenje u 10 kV VP Crnacpolje

0

1

2

3

4

3301

3302

3303

3304

3305

3306

3307

3308

3309

3310

3311

3312

3313

3314

3315

Dionice 10 kV voda

Pad

napo

na (%

)

Minimalno opterećenje Maksimalno opterećenje

Slika 36 - Prostorni dijagram postotnog pada napona za min. i max. opterećenje u 10 kV VP Dragovci

42

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Gub

ici (

kW)

Udio zbog toka jalove snage Ukupni gubici

Slika 37 - Dnevni dijagram gubitaka djelatne snage u 10 kV VP Staro Petrovo Selo

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Gub

ici (

kW)

Udio zbog toka jalove snage Ukupni gubici

Slika 38 - Dnevni dijagram gubitaka djelatne snage u 10 kV VP Crnac polje

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Gub

ici (

kW)

Udio zbog toka jalove snage Ukupni gubici

Slika 39 - Dnevni dijagram gubitaka djelatne snage u 10 kV VP Dragovci

43

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Post

otni

gub

ici

Slika 40 - Dnevni dijagram postotnih gubitaka djelatne snage u 10 kV VP Staro Petrovo Selo

0

0,5

1

1,5

2

2,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Post

otni

gub

ici

Slika 41 - Dnevni dijagram postotnih gubitaka djelatne snage u 10 kV VP Crnac polje

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Post

otni

gub

ici

Slika 42 - Dnevni dijagram postotnih gubitaka djelatne snage u 10 kV VP Dragovci

44

0

20

40

60

80

100

120

3101

3102

3103

3104

3105

3106

3107

3108

3109

3110

3111

3112

3113

3114

3115

3116

3117

3118

3119

3120

3121

3122

3123

3125

3126

3127

3128

3129

3130

3131

3132

3133

3134

3135

3136

3137

3138

3139

3140

3141

3142

3143

3144

3145

3146

3147

3148

3149

3150

3151

3152

3153

3154

3155

3156

3157

3158

3159

3160

3162

3163

3164

3165

Dionice 10 kV voda

Dne

vni g

ubic

i (kW

h)

Slika 43 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka djelatne energije u 10 kV VP Staro P. Selo

0

10

20

30

40

50

60

70

3201

3202

3203

3204

3205

3206

3207

3208

3209

3210

3211

3212

3213

3214

3215

3216

3217

3218

3219

3220

3221

3222

3223

3224

3225

3226

3227

3228

3229

3230

3231

3232

3233

3234

3235

3236

Dionice 10 kV voda

Dne

vni g

ubic

i (kW

h)

Slika 44 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka djelatne energije u 10 kV VP Crnac polje

0

2

4

6

8

10

12

3301

3302

3303

3304

3305

3306

3307

3308

3309

3310

3311

3312

3313

3314

3315

Dionice 10 kV voda

Dne

vni g

ubic

i (kW

h)

Slika 45 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka djelatne energije u 10 kV VP Dragovci

45

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

3101

3102

3103

3104

3105

3106

3107

3108

3109

3110

3111

3112

3113

3114

3115

3116

3117

3118

3119

3120

3121

3122

3123

3125

3126

3127

3128

3129

3130

3131

3132

3133

3134

3135

3136

3137

3138

3139

3140

3141

3142

3143

3144

3145

3146

3147

3148

3149

3150

3151

3152

3153

3154

3155

3156

3157

3158

3159

3160

3162

3163

3164

3165

Dionice 10 kV voda

Dne

vni p

osto

tni g

ubic

i

Slika 46 - Prostorni dijagram dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije u 10 kV VP S.P.Selo

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

3201

3203

3205

3207

3209

3211

3213

3215

3217

3219

3221

3223

3225

3227

3229

3231

3233

3235

Dionice 10 kV voda

Dne

vni p

osto

tni g

ubic

i

Slika 47 - Prostorni dijagram dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije u 10 kV VP Crnac polje

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

3301 3302 3303 3304 3305 3306 3307 3308 3309 3310 3311 3312 3313 3314 3315

Dionice 10 kV voda

Dne

vni p

osto

tni g

ubic

i

Slika 48 - Prostorni dijagram dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije u 10 kV VP Dragovci

46

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

3101

3102

3103

3104

3105

3106

3107

3108

3109

3110

3111

3112

3113

3114

3115

3116

3117

3118

3119

3120

3121

3122

3123

3125

3126

3127

3128

3129

3130

3131

3132

3133

3134

3135

3136

3137

3138

3139

3140

3141

3142

3143

3144

3145

3146

3147

3148

3149

3150

3151

3152

3153

3154

3155

3156

3157

3158

3159

3160

3162

3163

3164

3165

Dionice 10 kV voda

Dne

vni p

osto

tni g

ubic

i / k

m

Slika 49 - Prostorni dijagram dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije / km u 10 kV VP S. P. Selo

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

3201

3202

3203

3204

3205

3206

3207

3208

3209

3210

3211

3212

3213

3214

3215

3216

3217

3218

3219

3220

3221

3222

3223

3224

3225

3226

3227

3228

3229

3230

3231

3232

3233

3234

3235

3236

Dionice 10 kV voda

Dne

vni p

osto

tni g

ubic

i / k

m

Slika 50 - Prostorni dijagram dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije / km u 10 kV VP Crnac polje

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

3301 3302 3303 3304 3305 3306 3307 3308 3309 3310 3311 3312 3313 3314 3315

Dionice 10 kV voda

Dne

vni p

osto

tni g

ubic

i / k

m

Slika 51 - Prostorni dijagram dnevnih postotnih gubitaka djelatne energije / km u 10 kV VP Dragovci

47

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

3101

3102

3103

3104

3105

3106

3107

3108

3109

3110

3111

3112

3113

3114

3115

3116

3117

3118

3119

3120

3121

3122

3123

3125

3126

3127

3128

3129

3130

3131

3132

3133

3134

3135

3136

3137

3138

3139

3140

3141

3142

3143

3144

3145

3146

3147

3148

3149

3150

3151

3152

3153

3154

3155

3156

3157

3158

3159

3160

3162

3163

3164

3165

Dionice 10 kV voda

Dnev

ni g

ubic

i (k

Wh/

km)

Slika 52 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka djelatne energije / km u 10 kV VP Staro Petrovo Selo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

3201

3203

3205

3207

3209

3211

3213

3215

3217

3219

3221

3223

3225

3227

3229

3231

3233

3235

Dionice 10 kV voda

Dnev

ni g

ubic

i (k

Wh/

km)

Slika 53 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka djelatne energije / km u 10 kV VP Crnac polje

0

2

4

6

8

10

12

3301 3302 3303 3304 3305 3306 3307 3308 3309 3310 3311 3312 3313 3314 3315

Dionice 10 kV voda

Dnev

ni g

ubic

i (k

Wh/

km)

Slika 54 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka djelatne energije / km u 10 kV VP Dragovci

48

Na slikama 61 do 63 prikazani su dnevni dijagrami gubitaka djelatne snage u transformatorima sumarno po 10 kV izvodima. Gubici su razloženi na gubitke u jezgri i namotu. Vidljiva je ovisnost gubitaka u jezgri o naponu, kao i izrazita ovisnost gubitaka u namotu o dnevnim promjenama opterećenja. Općenito su gubici u namotu manji od gubitaka u jezgri, što nam govori o ukupnoj podopterećenosti transformatora ispod granice maksimalne korisnosti. Tek se u razdobljima maksimalnog opterećenja iznos gubitaka u namotu približava iznosu gubitaka u jezgri. Na slikama 64 do 66 prikazani su dnevni gubici djelatne energije za svaki pojedini transformator po 10 kV izvodima, koji su također razloženi na gubitke u jezgri i namotu. Na primjer, za spomenuti najopterećeniji transformator u TS br. 538 dnevni gubici djelatne energije u jezgri iznose 9,8 kWh, dok su u namotu 22,2 kWh, dakle transformator prosječno dnevno radi iznad optimalnog opterećenja sa maksimalnom korisnošću. Ugradnjom veće jedinice od 400 kVA ukupni gubici bi se smanjili. Stoga ovi dijagrami mogu biti podloga za pripremu međusobnih zamjena transformatora u smislu smanjenja gubitaka u njima. 2.3.5.4 Sumarna analiza rezultata proračuna gubitaka djelatne snage odnosno energije Tijekom promatranog dana 20. listopada 2004. godine u tri 10 kV izvoda predano je ukupno 52,33 MWh djelatne električne energije. Najviše je preuzeo izvod Staro Petrovo Selo - 29,99 MWh, zatim Crnac polje - 17,63 MWh, te najmanje Dragovci - 4,71 MWh, kako je prikazano na slici 67. U nastavku je na slici 68 prikazana raspodjela dnevnih postotnih gubitaka po 10 kV izvodima, razloženo na gubitke u dalekovodima i transformatorima. Ukupni gubici u 10 kV izvodima iznose 3,31 % ili 1 733 kWh. Slijedi tablični prikaz raspodjele gubitaka: Tablica 4 - Raspodjela gubitaka u 10 kV izvodima iz TS 35/10 kV Batrina

Gubici (%) Gubici (kWh) Izvod Vodovi Transformatori Ukupno Vodovi Transformatori Ukupno

Efikasnost izvoda

S. P. Selo 1,14 0,78 1,92 597 408 1 005 96,65 % Crnac polje

0,56 0,63 1,19 293 330 623 96,47 %

Dragovci 0,03 0,17 0,20 16 89 105 97,77 % UKUPNO 1,73 1,58 3,31 906 827 1 733 Iz tablice 4 vidljivo je da gubici u vodovima izrazitije ovise o opterećenju nego gubici u transformatorima zbog gubitaka u jezgrama transformatora neovisnim o opterećenju. Zanimljiva je činjenica da je efikasnost odnosno korisnost izvoda Crnac polje manja od opterećenijeg izvoda Staro Petrovo Selo iz dva razloga: veća podopterećenost transformatora u izvodu Crnac polje, kao i dulji put transporta el. energije, jer je veći dio konzuma izvoda Crnac polje na kraju magistralnog dalekovoda.

49

0

50

100

150

200

250

300

502

501

504

505

506

507

509

510

512

514

515

517

519

521

522

523

524

525

526

527

530

535

533

534

531

536

538

540

541

545

546

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Snag

a (k

VA)

Srednja dnevna snaga (kVA) Nazivna snaga transformatora( kVA)

Slika 55 - Srednje dnevne snage i nazivne snage transformatora u 10 kV VP S. P. Selo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

550

553

554

555

557

558

560

562

563

564

566

568

570

571

575

572

573

574

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Snag

a (k

VA)

Srednja dnevna snaga (kVA) Nazivna snaga transformatora( kVA)

Slika 56 - Srednje dnevne snage i nazivne snage transformatora u 10 kV VP Crnac polje

0

50

100

150

200

580

586

588

590

581

583

584

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Snag

a (k

VA)

Srednja dnevna snaga (kVA) Nazivna snaga transformatora( kVA)

Slika 57 - Srednje dnevne snage i nazivne snage transformatora u 10 kV VP Dragovci

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

502

501

504

505

506

507

509

510

512

514

515

517

519

521

522

523

524

525

526

527

530

535

533

534

531

536

538

540

541

545

546

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Kor

isno

st (%

)

Srednja dnevna korisnost Maksimalna korisnost

Slika 58 - Srednja dnevna korisnost u usporedbi s maksimal. za transformatore u 10 kV VP S.P.Selo

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

550

553

554

555

557

558

560

562

563

564

566

568

570

571

575

572

573

574

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Kor

isno

st (%

)

Srednja dnevna korisnost Maksimalna korisnost

Slika 59 - Srednja dnevna korisnost u usporedbi s maksimal. za transformatore u 10 kV VP Crnacpolje

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

100

580

586

588

590

581

583

584

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Kor

isno

st (%

)

Srednja dnevna korisnost Maksimalna korisnost

Slika 60 - Srednja dnevna korisnost u usporedbi s maksimal. za transformatore u 10 kV VP Dragovci

51

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Gub

ici (

kW)

Pt

Po

Slika 61 - Dnevni dijagram gubitaka djelatne snage u transformatorima 10 kV VP S P Selo

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Gub

ici (

kW)

Pt

Po

Slika 62 - Dnevni dijagram gubitaka djelatne snage u transformatorima 10 kV VP Crnac

polje

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vrijeme (h)

Gub

ici (

kW)

Pt

Po

Slika 63 - Dnevni dijagram gubitaka djelatne snage u transformatorima 10 kV VP Dragovci

52

0

5

10

15

20

25

30

35

502

501

504

505

506

507

509

510

512

514

515

517

519

521

522

523

524

525

526

527

530

535

533

534

531

536

538

540

541

545

546

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Dne

vni g

ubic

i (kW

h)

Pt

Po

Slika 64 - Dnevni gubici djelatne energije u transformatorima 10 kV VP Staro Petrovo Selo

0

10

20

30

40

50

60

550

553

554

555

557

558

560

562

563

564

566

568

570

571

575

572

573

574

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Dne

vni g

ubic

i (kW

h)

Pt

Po

Slika 65 - Dnevni gubici djelatne energije u transformatorima 10 kV VP Crnac polje

0

5

10

15

20

25

580

586

588

590

581

583

584

Transformatori u TS 10/0,4 kV

Dne

vni g

ubic

i (kW

h)

Pt

Po

Slika 66 - Dnevni gubici djelatne energije u transformatorima 10 kV VP Dragovci

53

17,63

4,71

29,99

10 kV VP Crnac polje (MWh) 10 kV VP Dragovci (MWh)10 kV VP Staro Petrovo Selo (MWh)

Slika 67 – El. energija predana u 10 kV VP-a u TS 35/10 kV Batrina dana 20.10.2004.

96,69

0,56

0,03

1,14

0,63

0,17

0,78

3,31

Dnevna energija predana u NN mrežu (%) Gubici u 10 kV vodu Crnac polje (%)

Gubici u 10 kV vodu Dragovci (%) Gubici u 10 kV vodu Staro Petrovo Selo (%)

Gubici u transformatorima VP Crnac polje (%) Gubici u transformatorima VP Dragovci (%)

Gubici u transformatorima VP Staro Petrovo Selo (%)

Slika 68 - Dnevni postotni gubici u 10 kV vodovima i transformatorima TS 35/10 kV Batrina

54

3 PROCJENA NETEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI

Godišnji tehnički gubici energije rezultat su sumiranja ukupnih dnevnih tehničkih gubitaka energije tijekom obračunske godine. Ukupni godišnji gubici energije razlika su preuzete energije iz mreže prijenosa i prodane el. energije potrošačima, izmjerene registriranim mjernim uređajima tijekom obračunske godine, kako je opširnije obrađeno u potpoglavlju 1.2. Godišnji netehnički gubici su prema tome razlika ukupnih i tehničkih gubitaka.

Na osnovi iznosa ovih računskih netehničkih gubitaka planira se vrsta i opseg djelatnosti na smanjenju istih: tehnička kontrola obračunskih mjernih mjesta i otkrivanje neovlaštene potrošnje (krađe) el. energije. 3.1 Moguća mjesta nastanka netehničkih gubitaka 3.1.1 Obračunska mjerna mjesta

Neizravna mjerna mjesta na srednjem naponu. Budući se na ovim mjernim mjestima potrošačima prodaju velike količine el. energije, svaka greška koja onemogućuje ispravno mjerenje uzrokuje velike gubitke. Najčešće su greške u ožičenju sekundarnih strujnih i naponskih mjernih vodova. Stoga su sljedeći preduvjeti neophodni za kvalitetne kontrolne preglede ovakvih mjernih mjesta:

- opsežni poslovi u pripremi kontrole u beznaponskom stanju (dogovor s kupcem u svezi obustave isporuke el. energije, iskapčanje i osiguranje mjesta rada u beznaponskom stanju),

- pripremljenost i obučenost radnika odgovornih za kontrolu, kao i opremljenost potrebnim mjernim uređajima i alatom.

Poluizravna mjerna mjesta na niskom naponu. Za ovakva mjerna mjesta vrijede iste činjenice kao i kod neizravnih, uz razliku u priključku naponskih mjernih vodova. Naime, zbog direktnog priključka naponskih mjernih vodova na elemente NN razvoda u postrojenju javlja se problem kada se želi u potpunosti zaštiti mjerno mjesto plombama isporučitelja. U važećim Uputama za opremanje i ispitivanje obračunskih mjernih mjesta na niskom i srednjem naponu [L – 1] za ovu vrstu mjerenja nije predviđena zaštita plombom priključka naponskih mjernih vodova, prema slici 69 koja je preuzeta iz poglavlja 8.1. Načelne sheme spajanja navedenih uputa.

Kako je u najvećem broju slučajeva ovaj priključak izveden vijčanim spojem naponskog mjernog voda na sabirnice NN razvoda kod kupca, isti može vrlo jednostavno onemogućiti ispravno mjerenje.

U nastavku su fotografije nekoliko karakterističnih načina priključaka naponskih

mjernih vodova kod poluizravnih mjernih mjesta, na slikama 70 do 72.

U svakom slučaju, trebalo bi donijeti jedinstveno tehničko rješenje za zaštitu plombom priključaka naponskih mjernih vodova, te ga primjeniti na sva postojeća, odnosno uvjetovati za sva nova mjerna mjesta.

55

Slika 69 - Načelna shema spajanja strujnih mjernih transformatora kod poluizravnog mjerenja (iz HEP-ovog biltena 73.)

Slika 70 - Na dolaznim sabirnicama u NN sklopnom bloku u TS-i u vlasništvu kupca

(zajedno sa priključnim vodovima pokaznih voltmetara)

56

Slika 71 - Na dolaznim sabirnicama sa transformatora u TS-i u vlasništvu kupca

Slika 72 - Na sabirnicama u priključno mjernom ormaru kupca

Izravna mjerna mjesta na niskom naponu. Budući je u distribucijskoj mreži najveći broj ovakvih obračunskih mjernih mjesta, pojedinačne kontrole zahtijevaju velik utrošak vremena. S druge strane, sama mjerna mjesta su znatno jednostavnije izvedbe, te je i mogućnost tehničke neispravnosti smanjena.

Detaljnije će se opisati mogućnost neovlaštene potrošnje pomicanjem brojila el. energije izvan okomitog položaja. Ovo je najjednostavniji mogući oblik neovlaštene potrošnje (krađe) el. energije, ukoliko kupac ima mogućnost pomaknuti indukcijsko brojilo el. energije s okretnom pločicom izvan okomitog položaja montaže. Slučaj je to npr. kod montaže brojila na nadžbuknu ploču ili na nosivu ploču u starim mjerno razdjelnim ormarima. U slučaju znatnijeg nagiba brojila, zbog povećanog trenja na ležajima okretne pločice dolazi do usporavanja vrtnje, te u krajnjem slučaju i zaustavljanja same pločice. Temeljem provedenih mjerenja na raznim modelima indukcijskih brojila, uz razna opterećenja i nagibe po obje osi, prikazan je ovaj sažeti tablični prikaz ovisnosti greške mjerenja brojila o nagibu. Opterećenje brojila je 30 % nazivnog.

57

Tablica 5 - Ovisnost greške mjerenja indukcijskih brojila o nagibu Greška mjerenja pri nagibu Tip brojila

«Iskra» Godina proizvodnje 30° 60° 90°

Zaustavljanje okretne pločice pri nagibu

E3 1964. 0,3 % 5,6 % 12,1 % 100° E52 1969. 1,5 % 1,6 % - 65° E7 1973. 1,3 % 2,5 % - 75° E73 1981. 0,5 % - - 60° E84 1995. 0,1 % 3,4 % 7,6 % - T22 1975. 5,6 % 12,2 % - 85° T30 1994. 4,1 % 7,7 % 18,5 % - Ovakav oblik krađe može se jednostavno eliminirati:

- montažom brojila na nosivu ploču sa sva tri vijka, od kojih su dva donja pod priključnim poklopcem tj. plombom,

- plombiranjem mogućih pomičnih dijelova nadžbukne ploče odnosno nosive ploče za fiksne dijelove – nosače odnosno okvir ormarića.

3.1.2 Unutrašnji priključci do mjernog mjesta u objektu kupca

Na ovakvim unutrašnjim priključcima moguć je još jedan vid neovlaštene potrošnje (krađe) električne energije - preuzimanje odnosno potrošnju el. energije pokraj (prije) mjernih uređaja. Javlja se prvenstveno u kupaca kod kojih su mjerni uređaji smještani u objektu, gdje unutrašnji priključci sa neregistriranom el. energijom prolaze kroz vlasništvo potrošača i “na dohvat ruke”. Dakle, predmet ovakve kontrole je dio priključka od ulaza u objekt do mjernog uređaja. Kod podzemnog priključka kontrola se proširuje do mjesta priključka na distribucijsku niskonaponsku mrežu. U najvećem broju slučajeva, krađa se ostvaruje izradom odvojaka sa unutrašnjeg priključka, koji je nedostupan vizualnom pregledu (u zidu, pod žbukom, u zemlji i sl.). Ovakvu se krađu, zahvaljujući suvremenoj mjerno – ispitnoj tehnologiji dostupnoj na svjetskom tržištu može otkriti na dva načina: Korištenje reflektometra s vremenskom bazom (TDR - time domain reflectometer). Ovi mjerni uređaji rade na principu odašiljanja impulsa određene amplitude i duljine u ispitivani kabel, te na osnovi primljenih reflektiranih odziva na svim mjestima promjena uzdužnih impedancija i admitancija u kabelu možemo odrediti vrstu i udaljenost kvara. Dakle, osnovna namjena je lociranje svih vrsta kvarova na kabelima, s minimalnim duljinama od nekoliko metara. Korištenje lokatora trase (wire tracer s transmiterom za kućne instalacije). Ovakvim uređajem omogućeno nam je selektivno lociranje trase unutrašnjeg priključka u objektu potošača. Transmiter priključujemo na vodiče unutrašnjeg priključka, te lokatorom određujemo trasu i eventualni odvojak s trase. 3.2 Utvrđivanje netehničkih gubitaka u niskonaponskoj mreži - primjer jednog naselja

U ovom poglavlju detaljnije će se opisati postupak utvrđivanja netehničkih gubitaka na primjeru niskonaponske mreže jednog naselja preko točnog utvrđivanja ukupnih gubitaka ugrađenim kontrolnim mjerenjima u svim razdjelnim TS 10/0,4 kV, umanjenih za iznos tehničkih gubitaka dobivenih proračunom. Nakon točnog utvrđivanja iznosa netehničkih gubitaka, prikazane su daljnje aktivnosti na analiziranju i pobližem lociranju mjesta njihovog nastanka.

Naselje iz primjera smješteno na granici sa Bosnom i Hercegovinom do domovinskog rata bilo je opskrbljivano el. energijom od strane distribucijskog poduzeća iz susjedne države. Tijekom rata je priključeno na mrežu Hrvatske elektroprivrede. U idućim godinama interpolirane su nove razdjelne TS te djelomično rekonstruirana niskonaponska mreža, prvenstveno zbog sanacije naponskih prilika. Zbog određenih tehničkih rješenja

58

izvedbe unutrašnjih priključaka u objektima kupaca (glavni osigurači priključka smješteni uz brojilo el. energije u kućnoj razdjelnici, neizravno dovođenje povratnog vodiča na brojilo preko N-sabirnice kućne instalacije) ali i zbog naslijeđenog prijeratnog mentaliteta ovo je naselje dulji niz godina smatrano sumnjivim po pogledu povećane neovlaštene potrošnje el. energije. Stoga su 2002. godine ugrađena kontrolna mjerenja djelatne energije u NN razdjelima svih TS SN/NN koja se sinkronizirano očitavaju sa redovnim obračunskim očitanjima brojila kupaca. Tako su nakon 2,5 godine i 3 obračunska razdoblja dobiveni reprezentativni podaci o ukupnim gubicima u NN mreži naselja.

Bez obzira na navedene specifične uvjete koji su potakli ovakav način utvrđivanja gubitaka, ova metoda se može primjenjivati i u drugim dijelovima niskonaponske distribucijske mreže prema prioritetima i kriterijima određenim na osnovi terenskih iskustava.

3.2.1 Utvrđivanje brojčanog iznosa netehničkih gubitaka

Osnovni brojčani pokazatelji potrošnje el. energije tijekom 2,5 godina (od 1.4.2002. do 1.10.2004. godine) su sljedeći:

- ukupna el. energija predana u niskonaponsku mrežu iznosi 7 123 560 kWh, određena kao suma kontrolnih mjernih uređaja u svim razdjelnim TS SN/NN ( ispitivanje točnosti mjerenja svih kontrolnih uređaja obavljeno je pomoću mrežnih analizatora istih razreda točnosti na početku i kraju mjernog perioda ),

- ukupna el. energija prodana kupcima iznosi 6 497 685 kWh, određena kao suma potrošnji svih obračunskih mjerenja kod kupaca tijekom navedena tri obračunska razdoblja.

Valja napomenuti da su očitanja svih 730 brojila provedena u minimalnom broju dana i usklađeno sa očitanjem kontrolnih mjerenja kako bi se greška zbog neistovremenosti svela na što manji iznos. Kako su sva obračunska očitanja obavljana tijekom dva dana, maksimalni iznos ove greške se zbog relativno dugog mjernog perioda od 912 dana kreće oko 0,2 %.

Ukupni gubici određeni razlikom gornja dva broja iznose 625 875 kWh, odnosno prosječno 250 350 kWh godišnje. U postotnom iznosu to je 8,78 %. Kako bi dobili netehničke gubitke, od ovih iznosa se oduzimaju tehnički gubici određeni proračunom tehničkih gubitaka za predmetnu niskonaponsku mrežu. Njihov iznos je 1,54 %, što prevedeno na promatrano razdoblje od 2,5 godina čini 107 625 kWh.

Dakle, ukupni netehnički gubici u ovom razdoblju iznose 516 172 kWh ili prosječno 206 469 kWh godišnje. U postotnom iznosu to je 7,25 %, što predstavlja zabrinjavajući broj. Uz informaciju o ukupnim godišnjim netehničkim gubicima pogona Nova Gradiška , dobije se zanimljiv podatak da se u predmetnom naselju koje čini svega 2,5 % konzuma ovog pogona generira oko 10 % od ukupnih netehničkih gubitaka u pogonu. Vidljivo je da su se sumnje u povećani iznos netehničkih gubitaka potvrdile temeljem ovih rezultata. Ciljanim akcijama na smanjenju ovih gubitaka na malom broju mjernih mjesta u promatranom naselju mogu se dakle smanjiti ukupni gubici pogona za maksimalno 0,2 %

3.2.2 Uže lociranje mjesta nastanka netehničkih gubitaka

Za određena obračunska mjerna mjesta kupaca sa većom ili manjom sigurnošću se može reći da ne generiraju netehničke gubitke u smislu neovlaštene potrošnje. Na slici 73 prikazana je raspodjela ukupne predane el. energije u niskonaponsku mreže prema vrstama obračunskih mjerenja. U tablici 6 dani su brojčani iznosi za promatrano razdoblje od 2,5 godina.

Ukupna predana el. energija u niskonaponsku mrežu (a) u startu se dijeli na opću potrošnju (b) i javnu rasvjetu (1). Na mjernim mjestima javne rasvjete ne stvaraju se netehnički gubici, jer su pod nadzorom HEP-a, a točnost mjerenja jednostavno se kontrolira wattmetarskim kliještima.

U NN mreži opće potrošnje nastaju tehnički gubici (2), čiji je iznos definiran proračunom. Dakle, (c) je električna energija koja se predaje kupcima, da li registrirana odnosno neregistrirana.

59

Sljedeća grupa kupaca odnosno mjernih mjesta za koja pretpostavljamo da ne generiraju netehničke gubitke su NN izvodi sa malim brojem potrošača (3), kakvih u naselju ima tri. Ovi izvodi su prekontrolirani postavljenim mrežnim analizatorima u razdjelnim TS sa nenajavljenim očitanjima brojila na početku i kraju mjernog perioda, te je usporedbom pokazivanja analizatora i brojila utvrđen izostanak netehničkih gubitaka.

Kupci kojima je brojilo smješteno u vanjske fasadne kućne priključno-mjerne ormariće (KPMO) su u grupi (4) sa značajno smanjenom mogućnošću neovlaštene potrošnje.

Ovim postupkom je smanjen broj priključaka i mjernih mjesta na kojima realno mogu nastati netehnički gubici. Od ukupno 730 kupaca odnosno mjernih mjesta na 104 je znatno smanjena mogućnost nastanka netehničkih gubitaka, te je za preostalih 626 kupaca postotni iznos netehničkih gubitaka skočio na 8,73 % (e - f)

1

23

4

5

b

cd

e

f

a

Slika 73 - Raspodjela el. energije u NN mreži

Tablica 6 - Brojčani podaci uz sliku 73 a 7.123.560 kWh 1 Javna rasvjeta (a - b) - 4 brojila 128.353 kWh b 6.995.207 kWh 2 Tehnički gubici u NN mreži (b - c) 107.625 kWh c 6.887.582 kWh 3 Potrošnja prekontroliranih kupaca (c - d) - 11

brojila 163.458 kWh

d 6.724.124 kWh 4 Potrošnja kupaca s KPMO-ima (d - e) - 89 brojila 785.900 kWh e 5.938.224 kWh 5 Netehnički gubici (e - f) 516.172 kWh f 5.422.052 kWh je iznos ukupne el. energije prodane kupcima umanjen za iznose grupa 1, 3 i 4.

3.2.3 Prikupljanje dodatnih podataka o unutrašnjim priključcima svih kupaca

Početkom 2005. godine provedena je kontrola unutrašnjih priključaka i mjernih mjesta svih kupaca s naglaskom na otkrivanje neovlaštene potrošnje odnosno evidentiranje svih potencijalnih mjesta nastanka netehničkih gubitaka, kao i pripreme za rekonstrukciju unutrašnjih priključaka kako bi se na minimalnu mjeru svela mogućnost neovlaštene potrošnje.

Na slici 74 prikazana je zastupljenost raznih vrsta glavnih osigurača priključaka te njihova plombiranost. Na oko dvije trećine priključaka glavni osigurači smješteni su unutar objekta zajedno sa brojilom el. energije na kućnoj razdjelnici. Manja je zastupljenost kućnih priključno-mjernih ormarića (kupci priključeni unatrag dvanaest godina) te kućnih priključnih

60

tavanskih ormarića. Izrazita je bila zatečena neplombiranost glavnih osigurača, i u ukupnom zbroju iznosila je oko 52 %.

Na 44 % priključaka zatečen je nezadovoljavajući presjek vodiča unutrašnjeg priključka, prema slici 75. Tim i takvim priključcima kupcima se preda oko 40 % ukupne el. energije, što dodatno povećava tehničke gubitke u vodičima priključaka.

Slika 74 - Smještaj glavnih osigurača priključka

Slika 75 - Presjeci vodiča unutrašnjih priključaka 3.2.4 Analiza potrošnje el. energije

Potrošnja el. energije svakog kupca u promatranom naselju prati se unatrag posljednjih šest godina. Ukoliko se ovim podacima za sve kupce kategorije kućanstvo pridoda podatak o broju članova domaćinstva, dobije se zanimljiv dijagram prikazan na slici 76. Na dijagramu se vidi ovisnost godišnje potrošnje el. energije o broju članova

61

domaćinstva. Svaka linija predstavlja kategoriju domaćinstva sa 1 do 7 i više članova. Na osi apscisa je broj kupaca određene kategorije. Kupci su za svaku kategoriju posloženi prema iznosu godišnje potrošnje, od najveće do najmanje. Tako se u lijevom dijelu dijagrama nalazi određeni manji broj kupaca sa najvećim iznosima potrošnje. U srednjem dijelu nalazi se najveći dio kupaca sa potrošnjama bliskima prosječnoj potrošnji za svaku pojedinu kategoriju, dok je nama najzanimljiviji desni dio dijagrama sa kupcima čije su godišnje potrošnje znatno ispod prosječnih. U ovim se slučajevima može raditi o obiteljima sa slabim materijalnim stanjem, a može biti riječi i o kupcima kod kojih se generiraju veći iznosi netehničkih gubitaka, bilo zbog netočnog (smanjenog) mjerenja brojila, bilo zbog neovlaštene potrošnje.

Slika 76 - Raspodjela kupaca po broju članova domaćinstva i godišnjoj potrošnji el. energije

Stoga je na slici 77 prikazana daljnja raspodjela ovih kupaca sa znatno smanjenom potrošnjom el. energije, uz pokazatelje o njihovom broju za svaku kategoriju domaćinstva, smještaju glavnih osigurača i zatečenoj plombiranosti istih, te udio starih brojila ( proizvedenih od 1960. do 1969. odnosno od 1970. do 1979. godine ). Izrazit je postotak glavnih osigurača smještenih uz brojilo u objektu kupca, malo je manji postotak neplombiranih osigurača. Udio starih brojila također je značajan i premašuje 70 %. Dakle, kupci sa smanjenom potrošnjom najčešće imaju ovakve karakteristike priključaka.

Slika 77 - Neke karakteristike kupaca sa smanjenom potrošnjom

62

3.2.4.1 Brojila el. energije

Na slici 78 prikazana je raspodjela aktivnih brojila električne energije po godini proizvodnje i po godini zadnjeg umjeravanja. Vidljivo je da u ukupnom zbroju postotak brojila starijih od 25 godina premašuje 50 %. Postotak brojila pri kraju ili izvan roka umjeravanja bio je oko 10 %, te su ona tijekom kontrole unutrašnjih priključaka zamijenjena. Ovako velik postotak starijih brojila, pogotovo ako su pri kraju roka umjeravanja upućuje na činjenicu da je određeni iznos netehničkih gubitaka nastao zbog njihovog netočnog mjerenja.

Slika 78 - Raspodjela brojila el. energije po godini proizvodnje i godini zadnjeg umjeravanja

Slika 79 - Razlika u potrošnji prije i poslije izmjene brojila zbog isteka roka umjeravanja

Za primjer je na slici 79 prikazana razlika u prosječnoj dnevnoj potrošnji u

obračunskom razdoblju prije i poslije izmjene brojila, za kupce kategorije kućanstvo kod kojih

63

je ova izmjena obavljena 2000. godine. I na ovako malom uzorku od svega 15 brojila vidljivo je da je kod nekoliko kupaca nakon izmjene došlo do značajnijeg porasta potrošnje. Prosjek porasta potrošnje u obračunskom razdoblju nakon izmjene za ovih 15 kupaca iznosi 16 %, što može upućivati na smanjenu točnost mjerenja pri kraju roka umjeravanja, pogotovo za starija brojila.

64

4 MJERE ZA SMANJENJE TEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI

U prošlom se poglavlju opširnije govorilo o analizama rezultata proračuna tehničkih gubitaka u distribucijskoj mreži Pogona Nova Gradiška. Iz zaključaka predmetnih analiza slijedi koje mjere treba poduzeti kako bi se tehnički gubici što efikasnije smanjili. U ovom poglavlju konkretno će se govoriti o tim mjerama, razloženo po razinama distribucijske mreže. 4.1 Mreža 35 kV

Budući da u 35 kV mreži ima mali broj velikih objekata, efikasno smanjenje gubitaka bez većeg ulaganja može se ostvariti optimiranjem tokova snaga. Promjenu topologije 35 kV mreže ne može se ostvariti zbog malog broja objekata, pa se tokove snaga optimira posredno putem 10 kV mreže, o čemu će se opširnije govoriti u nastavku. Na slici 80 prikazana je topologija 35 kV mreže, dok su na slici 81 prikazani odnosi gubitaka u 35 kV vodovima, zajedno s odnosima faktora gubitaka. Vidi se da su gubici najveći u vodovima 12 i 15. Vod 12 je srednje opterećen, ali velike duljine, dok je vod 15 najviše opterećen i male duljine, te je i “gustoća” gubitaka najveća. Oba su voda od istog materijala i presjeka vodiča. Topološki se može dio opterećenja ova dva voda prebaciti na vod 14, koji je srednje opterećen, ali je znatno većeg presjeka vodiča i kraći, te su gubici u njemu znatno manji. Stoga se, prilikom optimiranja topologije 10 kV mreže, vodi računa i o ovom postavljenom cilju.

TS 110/35 kV N. Gradiška

TS 35/10 kV N. Gradiška 1

TS 35/10 kVOkučani

TS 35/10 kVS. Gradiška

prema TS 35/10 kVNovska

TS 35/10 kVBatrina

TS 35/10 kV N. Gradiška 2

prema TS 35/10 kVOriovac

TS 35/X kVSlavonija slad

V12 V13

V14V15

V45 V56

V67

Slika 80 - Topologija 35 kV mreže Pogona Nova Gradiška

65

Slika 81 - Odnosi gubitaka u 35 kV vodovima, zajedno s odnosima faktora gubitaka

4.2 Transformacija 35/10 kV Budući da su energetski transformatori 35/10 kV velike i skupe jedinice, gubitke će se pokušati efikasno smanjiti kvalitetnijom regulacijom paralelnog rada transformatora, jer su u svim TS 35/10 kV dva transformatora s mogućnošću paralelnog rada. Pod pojmom regulacija paralelnog rada misli se na istodobno utvrđivanje je li korisnost transformacije u pogonu veća s jednim ili s dva transformatora. Tako se korisnost transformacije η u slučaju pogona sa jednim energetskim transformatorom računa prema izrazu (10) :

tnn

on PSS

SPη 21 −−= (10)

Maksimalna korisnost postiže se pri opterećenju transformatora Smax prema izrazu (11) :

tn

onnmax P

PSS = (11)

Dok je iznos maksimalne korisnosti ηmax prema izrazu (12) :

n

tnonmax S

PPη

21−= (12)

Za slučaj paralelnog rada dva transformatora granica u kojoj su korisnosti rada jednog ili oba transformatora jednake Sgran definirana je izrazom (13) :

tn

onngran P

PSS 2= (13)

gdje je :

66

Pon i Ptn - nazivni gubici transformatora u željezu i bakru (kW), S - trenutno opterećenje transformatora (kVA), Sn - nazivna snaga transformatora (kVA).

Za svaku TS 35/10 kV formira se dnevni dijagram korisnosti rada jednog ili oba transformatora te se uspoređuju s maksimalnom korisnosti. Na osnovi ovih dijagrama vidljivo je u kojem dijelu dana je isplativije ići s jednim transformatorom u pogonu a u kojem s oba. Primjer dnevnog dijagrama korisnosti za TS 35/10 kV Nova Gradiška 1 dan je na slici 82.

99,05

99,1

99,15

99,2

99,25

99,3

99,35

99,4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

vrijeme [h]

iskor

istivo

st [%

]

max

1 TR

2TR

Slika 82 - Dnevni dijagram korisnosti transformatora u TS 35/10 kV N.Gradiška 1

Točni iznosi moguće uštede rezultat su proračuna gubitaka u transformatorima za oba slučaja. Gubitke za jednu situaciju dobiva se direktno iz proračuna, dok se za drugu simulira ulazne podatke. Što je povoljnije odlučuje se ovisno o razlici veličine ovih dvaju gubitaka. Opisat će se tri stupnja regulacije: sezonska, tjedna i dnevna, uz napomenu, da se sezonska regulacija provodi u praksi, dok se ostale dvije zasad određuje računski. Ovdje je prikazan primjer, na slici 83 za sezonsku, a na slici 84 za tjednu i dnevnu regulaciju u TS 35/10 kV Nova Gradiška 1.

Slika 83 - Dnevni dijagrami gubitaka za dva dana (srijede): 1. kolovoza i 23. siječnja

67

Na slici 83 prikazani su dnevni dijagrami gubitaka za dva dana (srijede): 1. kolovoza 2000. godine kao primjer ljetne sezone s manjim opterećenjima, te 23. siječnja 2001. godine kao primjer zimske sezone s većim opterećenjima. Za svaki navedeni dan prikazana su tri dijagrama: dijagrami gubitaka s jednim, odnosno dva transformatora u pogonu te dijagram razlike ovih dvaju gubitaka. Ukoliko je razlika pozitivna, veća je korisnost kod jednog transformatora u pogonu i obratno. Iz dijagrama se zaključuje da je 1. kolovoza tijekom dana korisnost pogona sa samo jednim transformatorom veća, te da je ukupna dnevna razlika gubitaka 104 kWh. 23. je siječnja, međutim, za veći dio dana veća korisnost pogona s oba transformatora, te je ukupna dnevna razlika gubitaka 33 kWh. Može se zaključiti da se jednostavno, svakodnevnim praćenjem opterećenja te pripadnim proračunom gubitaka može odrediti kad će se s pogona s jednim transformatorom (ljetni) prijeći u pogon s oba transformatora (zimski) i pritom ostvariti što manji gubici. Na slici 32 za dan 23.01. lako se mogu uočiti dodatne mogućnosti u dnevnoj regulaciji.

Na slici 84 u kojoj je obrađena tjedna i dnevna regulacija za transformatorske stanice u sustavu daljinskog vođenja, prikazani su dnevni dijagrami gubitaka za tri različita dana u tjednu: srijedu 23. siječnja, te dane vikenda, subotu i nedjelju 26. i 27. siječnja 2001. godine. Kao i na prethodnom dijagramu i na ovom su prikazana tri karakteristična dijagrama za svaki pojedini dan. Vidi se da konzum ove transformatorske stanice s malo industrijskih postrojenja ima karakteristično opterećenje, pa prema tome i gubitke veće subotom nego radnim danom. Jedino su nedjeljom opterećenja i gubici smanjeni. Prema tome, razlika gubitaka za pogon s jednim ili s oba transformatora za ova tri dana iznosi:

23. siječnja su ukupni dnevni gubici pri pogonu oba transformatora manji od pogona s jednim transformatorom za 33 kWh,

26. siječnja su ukupni dnevni gubici pri pogonu oba transformatora manji od pogona s jednim transformatorom za 74 kWh,

27. siječnja su ukupni dnevni gubici pri pogonu oba transformatora veći od pogona s jednim transformatorom za 22 kWh,

Slika 84 - Karakteristični dnevni dijagrami za srijedu, subotu i nedjelju 23., 26. i 27. siječnja

68

Vidi se, dakle, u konkretnom primjeru, da se tjedna regulacija može ostvariti isključenjem jednog transformatora u subotu, 26. siječnja u 23,00 sata te ponovnim uključenjem u ponedjeljak, 28. siječnja.u 7,00 sati, pri čemu se uštedi 50 kWh.

Što se tiče dnevne regulacije, vidi se da su u noćnim satima manji gubici pri pogonu s jednim transformatorom, te bi moguća dnevna ušteda 23. siječnja bila 27 kWh, 26. siječnja 28 kWh, te 27. siječnja 41 kWh.

Pitanje je, međutim, koliki su troškovi povećanog održavanja transformatorskih prekidača te naprezanja transformatora pri ovim učestalijim ukapčanjima i iskapčanjima, pogotovo dnevnim, odnosno da li bi se ovim dvjema regulacijama ostvarila ušteda. 4.3 Mreža 10 kV

U dosadašnjem dijelu vidjelo se koliki su ukupni tehnički gubici u 10 kV mreži, te se putem formiranih popisa utvrdilo kakva je njihova raspodjela po dionicama, koje su dionice s najvećom “gustoćom” gubitaka i kakvo je opće opterećenje 10 kV mreže ovisno o sezonskim promjenama. Iz svih ovih iznesenih podataka moguće je definirati metode efikasnog smanjenja gubitaka. Za početak je na slici 85 prikazan dijagram raspodjele godišnjih gubitaka po 10 kV izvodima iz TS 35/10 kV.

Ponovno se primjećuje izrazita neravnomjernost u raspodjeli gubitaka po izvodima, uzrokovana različitom veličinom i opterećenošću izvoda. Zna se također, prema tablici XI, da se glavnina gubitaka stvara u početnim dionicama izvoda zbog najvećeg opterećenja. Na osnovi navedenog, gubitke u određenim dionicama 10 kV mreže valja smanjiti sljedećim metodama:

Slika 85 - Dijagram raspodjele godišnjih gubitaka po 10 kV izvodima iz TS 35/10 kV

Optimiranje topologije 10 kV mreže. Ovom metodom analiziraju se tokovi snaga u 10 kV vodovima koji imaju mogućnost zamkastog (iz iste TS 35/10 kV) odnosno dvostrano napajanog pogona (iz dvije TS 35/10 kV), gdje se promjenama uklopnih stanja rastavnih aparata jednostavno mijenja topologija mreže. Koraci u provedbi ovog postupka su sljedeći:

69

za sve dionice dvaju radijalnih vodova koje u slučaju zamkastog odnosno dvostrano napajanog pogona tvore zatvorenu petlju formiraju se popisi gubitaka po dionicama za postojeći radijalni pogon,

simulacijom za sve varijante novih rastavnih mjesta, a obzirom na promijenjene tokove snaga, formiraju se novi popisi gubitaka po dionicama.

analizom svih mogućih varijanti izabire se ona koja daje najmanje gubitke u oba radijalna voda.

ukoliko je riječ o vodovima koji imaju mogućnost dvostranog napajanja (iz dvije TS 35/10 kV) obavlja se dodatna analiza promjene iznosa gubitaka u 35 kV mreži te posredno optimiraju tokovi snaga u njoj. Vodi se također računa i o preraspodjeli snaga u transformatorima 35/10 kV. Ukoliko je krajnji rezultat ovih analiza smanjenje gubitaka, pristupa se realizaciji promjene rastavnog mjesta.

10 kV izvodi koji imaju mogućnost zamkastog i dvostrano napajanog pogona jesu:

Zamkasti: (11,12,16),(23,25,28)

Dvostrano napajani: (12,23),(12,25),(12,28),(14,43),(15,22),(17,46,52),(21,31)

Podebljani su izvodi u kojima su do sada optimiranjem smanjeni gubici. Vidi se, međutim, da još uvijek ima dosta radijalnih SN izvoda, pa su tako među pet izvoda s najvećim gubicima dva radijalna (13 i 32).

Ciljani zahvati na dionicama s najvećom “gustoćom” gubitaka. U tablici 2 prikazan je početni dio popisa dionica 10 kV mreže s najvećim gubicima po jedinici duljine, te se na osnovi nje i poznate topologije 10 kV mreže može omogućiti kvalitetnije planiranje, priprema tehničke dokumentacije i izvođenje radova na rekonstrukcijama postojećih odnosno izgradnji novih objekata. Omogućuje se dakle, da utjecaj smanjenja tehničkih gubitaka dobije veće značenje uz ostale poznate faktore pri planiranju elektroenergetskih objekata. Stoga je, ovisno o veličini planiranog zahvata, odlučeno da se obavi sljedeće:

1 povećati presjek vodiča. Na primjer, iz popisa u tablici 2 vidi se da su dionice 2113, 2114 do 2117 opterećene velikom “gustoćom” gubitaka, prvenstveno zbog malog presjeka vodiča. Stoga je odlučeno povećati presjek vodiča u spomenutim dionicama.

2 promijeniti topologiju mreže. Sjedinjujući podatke iz popisa i iz topologije mreže, odlučeno je izgraditi nove dionice kako bi se, uz smanjenje gubitaka u postojećim dionicama postigli i drugi rezultati: poboljšanje naponskih okolnosti duž izvoda, povećanje pouzdanosti napajanja potrošača, eliminiranje radijalnih 10 kV izvoda izgradnjom spojnih vodova, povećanje prijenosne moći.

3 interpolirati nove TS x/10(20) kV. Prema dijagramu na slici 85 vidi se da se u prva četiri 10 kV izvoda po iznosu gubitaka (31,21,13 i 32) godišnje stvara oko 580 MWh gubitaka. Sva četiri izvoda su velike ukupne duljine, opterećena znatnim tokovima snaga a pokrivaju velika područja, koja graniče jedna s drugim, te zajedno napajaju područje između dvije TS 35/10 kV udaljene 25 km. Stoga je optimalan način smanjenja gubitaka izgraditi novu TS x/10(20) kV u centru tog područja. Ovo rješenje također uklanja ostale probleme na tom području, a zadovoljava i ostale faktore pri planiranju. Ukupno godišnje smanjenje gubitaka u 10 kV mreži iznosilo bi oko 360 MWh. 4.4 Transformacija 10/0,4 kV

Na osnovi rezultata proračuna gdje je zaključeno da je transformacija 10/0,4 kV predimenzionirana, može se odmah predložiti sljedeće metode smanjenja gubitaka: Optimiranje nazivnih snaga međusobnim zamjenama ugrađenih transformatora. Suština je ove metode da se transformatore koji su u prosjeku opterećeni preko granice maksimalne korisnosti (veći Pt1 od Po1) zamjenjuje transformatorima veće nazivne snage koji

70

su u prosjeku opterećeni ispod granice maksimalne korisnosti (manji Pt2 od Po2), te se na taj način ostvaruje ušteda ukupnim smanjenjem gubitaka u bakru (Pt1 + Pt2 ). Prema slici 10. vidi se da je izbor opterećenijih transformatora znatno ograničen (>1 kod otprilike 20 kom), za razliku od neopterećenih transfomatora(<1 kod otprilike 200 kom). Za razdjelnu TS u koju se ugrađuje transformator manje nazivne snage provjerava se da li zadovoljava obzirom na maksimalno godišnje opterećenje (prema slici 11). Primjer zamjene prikazan na slici 86 pokazuje da ukupna godišnja ušteda za ovaj primjer iznosi oko 4 MWh.

Optimiranje nazivnih snaga zamjenom predimenzioniranih transformatora. Ova metoda, kao i iduća, znatno su skuplje budući da uvjetuju kupnju novih transformatora. Svrha je zamijeniti neopterećene, odnosno predimenzionirane transformatore novim, manje nazivne snage, optimiranim prema srednjem godišnjem opterećenju. Uštedu ostvarujemo na razlici nastaloj od znatnog smanjenja Po i nešto manjeg povećanja Pt.

Zamjena starih modela transformatora s povećanim gubicima novim modelima sa smanjenim gubicima. Za ilustraciju ove metode dani su podaci o graničnim iznosima Po i Pt ugrađenih transformatora ovisno o godini proizvodnje i nazivnim snagama u tablici 7.

Podaci o gubicima u transformatorima uzeti su iz tvorničkih ispitnih listova, pa se ovisno o starosti transformatora mora ove iznose povećati zbog samog povećanja gubitaka tijekom eksploatacije, ponajviše u željezu. Ukupan broj ugrađenih transformatora proizvedenih prije 1970. godine iznosi 67 komada ili 27 % ukupnog broja transformatora, pa se vidi da ima dosta prostora za ovu metodu, pogotovo ako se u obzir uzme i životni vijek transformatora. Najbolje rezultate u smanjenju gubitaka dobije se ako se ovu metodu kombinira s prethodnom, tako da se stari transformator veće nazivne snage i s povećanim gubicima zamijeni novim transformatorom manje nazivne snage i sa smanjenim gubicima.

Tablica 7 - Granični iznosi Po i Pt ugrađenih transformatora ovisno o godini proizvodnje i nazivnim snagama

Najstariji ugrađeni transformator Najnoviji ugrađeni transformator Nazivna snaga, kVA Proizveden

godine Po , W Pt , W Proizveden godine Po , W Pt , W

50 1960. 400 1 259 1995. 167 1 050 100 1962. 700 2 509 2004. 206 1 770 160 1964. 800 3 118 2004. 306 2 414 250 1970. 757 3 780 2003. 406 3 457 400 1964. 1 900 7 141 2002. 635 5 053 630 1971. 1 274 7 300 2002. 875 6 737

Slika 86 - Smanjenje gubitaka (ušteda) zamjenom ugrađenih transformatora

71

4.5 Mreža 0,4 kV

U prethodnom dijelu rada pokazano je da se u niskonaponskoj mreži stvara godišnje prosječno 33 % ukupnih tehničkih gubitaka, dok u danima s najvećim godišnjim opterećenjima ovaj udio raste i na preko 40 %. Zbog tako velikog udjela i činjenice da ova razina distribucijske mreže ima najveći broj objekata – NN izvoda s relativno najlošijom učinkovitošću, više će se pažnje posvetiti upravo njima, jer se tu može provesti najednostavnije i najjeftinije zahvate za smanjenja gubitaka. Slično kao u 10 kV mreži, i ovdje će se voditi ciljani zahvati na objektima s najvećim gubicima, te upotrijebiti modificirana metoda optimiranja tokova snaga. Prije toga valja opisati dvije metode koje se primjenjuju u objektima niskonaponske mreže.

4.5.1 Metoda smanjenja nesimetričnog opterećenja u NN izvodima

Poznato je da su NN izvodi opterećeni nesimetričnim tokovima snaga zbog velikog broja jednofaznih potrošača, te se javljaju dodatni gubici u faznim i u povratnom (N) vodiču u odnosu na idealnu situaciju simetričnog trofaznog opterećenja izvoda. U faznim vodičima dodatni se gubici javljaju jer je povećanje gubitaka u faznom vodiču (vodičima) s tokom snaga većim od idealnog veće od smanjenja gubitaka u faznom vodiču (vodičima) s tokom snaga manjim od idealnog. U povratnom vodiču gubici se javljaju zbog samog protjecanja povratne struje koja je vektorska suma tri fazne struje. U većem broju NN izvoda starije izvedbe otegotna je okolnost da je presjek povratnog vodiča za jedan stupanj manji od presjeka faznih vodiča.

Tijek ove metode u praksi prikazat će se upravo na takvom NN izvodu br. 1 iz TS 558, koji je prije simetriranja bio znatnije nesimetrično opterećen. U prvom koraku obavlja se sinkronizirano 24-satno mjerenje na početku i na kraju NN izvoda. U razdjelnoj TS, na početku izvoda, mjere se tri fazna napona, struje i faktori snage, dok se na kraju izvoda mjere tri fazna napona, sve s intervalom uzimanja uzoraka 60 s, zbog ograničenja mjernih instrumenata. Po završetku snimanja obavlja se proračun tokova snaga u predmetnom izvodu sa sljedećim ulaznim podacima: izmjerene veličine s početka NN izvoda (ukupno 1 440 zapisa svih mjerenih veličina) i podaci topologije mreže koji uključuju djelatne i induktivne otpore dionica između čvorova, faktore grananja u svakom čvoru određene prema omjerima godišnjih potrošnji potrošača priključenih u granama koje izlaze iz tih čvorova te, budući da je model izvoda tropolan, raspored priključaka jednofaznih potrošača po fazama. Trofazne se potrošače u prvom koraku raspoređuje simetrično u sve tri faze. Računa se tokove snaga duž NN izvoda u sva tri fazna vodiča i u povratnom vodiču. Struju kroz povratni vodič duž izvoda određuje se računski, vektorskim sumiranjem tri fazne struje, uzimajući dakle u obzir nesimetriju po iznosu i po faznom pomaku.

Na temelju računskih tokova snaga za svaki mjerni interval od 60 s određuje se po dionicama NN izvoda gubitke snage i energije te napone za svaku fazu posebno. Sumiranjem gubitaka energije svih mjernih intervala dobije se ukupne dnevne gubitke u faznim i povratnom vodiču. Paralelno s ovim proračunom, računa se gubitke u faznim vodičima za idealni slučaj simetričnog opterećenja gdje se struju jednaku u sva tri fazna vodiča računa za svaku dionicu izvoda iz trofazne prividne snage prenešene tom dionicom. Na kraju usporedbom mjerenih i računskih napona na kraju izvoda kontrolira se točnost određivanja faktora grananja u čvorovima NN izvoda, te obavlja korekcije u raspodjeli opterećenja trofaznih potrošača u čvorovima mreže.

Na slici 87 prikazan je dnevni dijagram faznih struja na početku NN izvoda te satni gubici energije u izvodu, kao sume 60 minutnih gubitaka energije iz proračuna. Vidi se da se u ovom izvodu može simetrirati opterećenje, jer je struja faze L3 uvijek veća od ostale dvije. U dijagramu gubitaka primjećujemo da su u dijelovima dana s većom nesimetrijom stvarni gubici znatno veći od idealnih, upravo za iznos povećanih gubitaka u povratnom vodiču i dodatnih gubitaka u opterećenijem faznom vodiču. Na slici 88 vidi se dnevni dijagram faktora snage na početku NN izvoda, kako bi se pokazalo koliki je iznos, pa prema tome i utjecaj fazne nesimetrije struja.

72

Slika 87 - Dnevni dijagram faznih struja na početku NN izvoda (A - desna ordinata) te satni gubici

energije u izvodu

Na temelju rezultata proračuna, pristupa se dubinskom simetriranju, kako bi se po cijeloj duljini izvoda dobilo što simetričnije tokove snaga. U prvom koraku obavlja se preraspodjela jednofaznih priključaka, ovisno o njihovoj snazi (godišnjoj potrošnji) i mjestu u mreži. Ukoliko taj postupak nije dovoljan, odabire se trofazne potrošače kojima se mjeri stvarno opterećenje po fazama te ih se ciklički zamjenjuje. Nakon provedenog postupka, obavlja se ponovno 24-mjerenje kao na početku, zatim i proračun s novim ulaznim podacima mjerenja te promijenjenih faktora grananja u dubini mreže.

Rezultat je prikazan na slici 89. Na prvi pogled uočava se smanjenje nesimetrije, kao i stvarnih gubitaka u odnosu na idealne.

Slika 88 - Dnevni dijagram faktora snage na početku NN izvoda

73

Slika 89 - Dnevni dijagram faznih struja na početku NN izvoda (A - desna ordinata) te satni gubici

energije u izvodu nakon provedenog postupka simetriranja Kako bi se zornije predočilo koliko je smanjenje gubitaka simetriranjem u ovom stvarnom primjeru, na slici 90 prikazani su usporedno dijagrami raspodjele stvarnih gubitaka prije i poslije zahvata. Vidi se da se prije simetriranja 17 % gubitaka u ovom NN izvodu stvaralo zbog nesimetričnog opterećenja, dok je taj iznos poslije simetriranja smanjen na 14 %. Na prvi pogled izgleda smanjenje od 3 % malo u odnosu na preostalih 14 %, ali u NN izvodima u kojem je 95 % kućanstva s jednofaznim priključkom nemoguće je postići kontinuirano simetrično opterećenje. Uzrok povećanim gubicima zbog nesimetrije leži i u činjenici da je neutralni vodič manjeg presjeka. Kad bi bio jednakog presjeka kao fazni vodič, gubici bi u njemu pali za 30 % i pritom se približili idealnim gubicima od približno 12 %.

Slika 90 - Usporedni prikaz dijagrama raspodjele stvarnih gubitaka prije i poslije zahvata na

NN izvodu Prema dosad prikupljenim i obrađenim mjerenjima opterećenja NN izvoda, postoci udjela gubitaka zbog nesimetrije u stvarnim gubicima iznose od minimalnih 10 do 15 % do najviših zabilježenih 25 do 27 %. Postupkom simetriranja vrlo je teško, u mrežama s pretežnim udjelom kućanstava ostvariti gubitke zbog nesimetrije manje od 10 % stvarnih. U NN

74

izvodima sa zajedničkim neutralnim vodičem s javnom rasvjetom nesimetrija je, u razdoblju uključene javne rasvjete još veća jer se povratna struja rasvjete superponira na postojeću, pogotovo ako prigušnice rasvjete nisu kompenzirane. 4.5.2 Metoda kompenzacije jalove snage po dubini NN mreže

Opravdanost ove metode prikazana je na slici 91. Na slici je prikazana raspodjela ukupnih godišnjih tehničkih gubitaka po razinama distribucijske mreže, s naznačenim gubicima zbog protjecanja jalove snage. Vidi se da su ovi gubici najveći u niskonaponskoj mreži iz sljedećeg razloga: posljednji stupanj kompenzacije jalove snage je u NN blokovima u razdjelnim TS 10/0,4 kV, sa svrhom kompenziranja potrošnje induktivne jalove energije transformatora 10/0,4 kV. Međutim, ove kondenzatorske baterije u najvećem broju slučajeva predimenzionirane su samo za ovu svrhu te preostalim većim dijelom kompenziraju potrošnju jalove energije u niskonaponskoj mreži. Podatak da je u Pogonu Nova Gradiška u ovom stupnju kompenzacije instalirano 4,1 MVAr snage, a da se preostali tokovi jalove snage u 10 kV mreži kreću od 1-1,5 MVAr govori koliko su veći tokovi jalovih snaga u niskonaponskoj mreži nego u ostalim razinama. Stoga niskonaponskom mrežom teku prirodne jalove snage priključenih potrošača, dok su u ostalim razinama distribucijske mreže one dobrim dijelom kompenzirane, te su i dodatni gubici zbog toka jalovine znatno manji. Zbroji li se ukupne gubitke zbog toka jalove snage distribucijskom mrežom, dobit će se iznos od 450 MWh, što je oko 8 % ukupnih tehničkih gubitaka, dok od tog iznosa na NN mrežu otpada 320 MWh, što je oko 17 % gubitaka u NN mreži.

Slika 91 - Raspodjela ukupnih godišnjih tehničkih gubitaka po razinama distribucijske mreže

s naznačenim gubicima zbog protjecanja jalove snage

Koliki su tokovi jalove snage u NN mreži može se vidjeti na slici 88 iz opisa prethodne metode, gdje je prikazana dnevna promjena faktora snage u primjeru NN izvoda br.1 iz TS 558. U minimumu opterećenja faktor snage pada u prosječnom NN izvodu do minimalno 0,6 - 0,7, dok pri maksimalnim dnevnim opterećenjima ide do 0,9 - 0,95. Zanimljivo je istaknuti da je dnevna raspodjela jalove snage u NN mreži znatno ravnomjernija od raspodjele djelatne snage. Tijekom ljetnih mjeseci zamjetan je porast toka jalovih snaga zbog većeg udjela rashladnih uređaja, dok se u zimskim mjesecima faktor snage popravlja zbog većeg utjecaja termičkih trošila.

75

U provedbi ove metode prva dva koraka identična su metodi simetriranja opterećenja: 24-satno snimanje u NN izvodu i proračun na temelju snimljenih ulaznih podataka. Dodatno se u proračun unosi još dva ulazna podatka: mjesta ugradnje i snage ugrađene kondenzatorske baterije. Proračun se ponavlja dok se ne odredi mjesto ugradnje i snaga kondenzatorske baterije koji daju najveće smanjenje gubitaka. Okvirno se može, na osnovi poznavanja tokova jalove snage u NN izvodu procijeniti snaga i mjesto ugradnje. Naime, gubitke se može smanjiti samo baterijama snage manje od dvostrukog iznosa toka jalove snage na početku NN izvoda. Ako je baterija snage veće od toka jalove snage na početku, tada već od samog početka izvoda pa do mjesta ugradnje postoji kapacitivni tok jalove snage i suprotno, za bateriju manje snage kapacitivni se tok javlja negdje između početka izvoda i mjesta ugradnje. Suština izbora snage baterije je da se smanjenjem toka jalove snage smanji ukupna prividna struja te s njom i gubici. Suština, pak, u određivanju mjesta ugradnje baterije je u određivanju mjesta u dubini NN izvoda, gdje je prirodni induktivni tok jalove snage, koji opada s udaljenošću od početka izvoda, jednak razlici ovog induktivnog i stalnog kapacitivnog toka jalove snage baterije. Do tog mjesta u dubini izvoda uspijeva se smanjiti prividnu struju, dok bi u daljnjim dionicama ona ponovno rasla zbog prevladavanja konstantnog kapacitivnog toka baterije nad sve manjim prirodnim induktivnim tokom. Pozitivno je to, što se smanjuje iznos prividne struje odnosno gubitaka u početnim dionicama izvoda gdje ima najveće iznose. Vidi se, dakle, da baterije manje snage treba ugrađivati dalje u dubinu izvoda i obratno. Indirektno, ova metoda utječe i na smanjenje gubitaka napona, što je također povoljna okolnost. Važno je napomenuti da ovu metodu treba uvijek kombinirati s prethodnom metodom simetriranja, kako bi se ostvarilo što veće smanjenje gubitaka.

Prema obrađenim primjerima iz prakse, može se dati okvirne podatke o smanjenju gubitaka snage i napona, ovisno o opterećenosti NN izvoda. Za najopterećenije izvode, gdje se stvaraju godišnji gubici preko 20 MWh, kompenzacijom jalove snage u izvodima možemo smanjiti gubitke snage od 10 do 15 % te indirektno smanjiti gubitke napona do 3 %. U srednje opterećenim NN izvodima, s godišnjim gubicima 10 – 20 MWh, smanjenje gubitaka snage iznosi od 5 – 10 %, a indirektno smanjenje gubitaka napona do 2 %. U ostalim manje opterećenim izvodima, efekti su manji od navedenih, s iznosom ovisnim o opterećenju. Najčešće snage baterija koje se ugrađuju su 10 – 20 kVAr.

Treba napomenuti još jednu važnu činjenicu: ovako ugrađene kondenzatorske baterije djeluju i na smanjenje tokova jalovih snaga u ostalim razinama distribucijske mreže, te u se njima smanjuju dodatni gubici zbog jalovine koji ukupno godišnje iznose 130 MWh. 4.5.3 Ciljani zahvati u NN izvodima s najvećim iznosima gubitaka

Temeljem formiranog popisa objekata složenih po iznosima gubitaka, čiji se početni dio vidi u tablici 3, omogućeno je, kao i u 10 kV mreži, kvalitetnije i pouzdanije određivanje faktora smanjenja gubitaka u postupku planiranja, pripreme i izvođenja zahvata u NN mreži. Znajući koji su NN izvodi s najvećim iznosima gubitaka, te poznavajući njihove osnovne podatke opterećenja i topologije, dakle izvedbu, oblik izvoda, vrstu i presjek vodiča, strujno opterećenje, raspodjelu potrošača duž izvoda – proračunske tokove snaga duž izvoda, smještaj susjednih izvoda iz iste ili bližih TS-a te smještaj tih TS-a, određuje se kojim zahvatima se najučinkovitije može smanjiti gubitke. Budući da se radi o objektima s velikim gubicima, a zahvati su u odnosu prema ostalim razinama distribucijske mreže jednostavniji i jeftiniji, valja planirati zahvate koji će rezultirati najvećim smanjenjem gubitaka.

Povećanje presjeka vodiča u početnim dionicama NN izvoda. Na slici 92 prikazana je raspodjela gubitaka po dionicama NN izvoda br.3 iz TS 367 u odnosu na tok snage duž izvoda, prikazan u postocima početnog. Znatne razlike u iznosu gubitaka u nekoliko dionica su zbog većih razlika u njihovoj duljini. Na istom dijagramu prikazan je i dijagram postotnog udjela gubitaka, a govori nam koliki su gubici u dijelu izvoda do određenog čvora u odnosu na ukupne gubitke. Vidi se da 50 % gubitaka nastaje do 10-og čvora, dok 80 % gubitaka nastaje do 20-og čvora. Na osnovi ovog dijagrama određuje se do kojeg čvora je ekonomski

76

opravdano povećanje presjeka vodiča, odnosno koji novi presjek vodiča se odabire. Postupak je primjenjiviji kod radijalnih izvoda bez grananja.

Razdvajanje postojećeg NN izvoda na dva ili više. Ovdje se koristi ista vrsta dijagrama, a sam je postupak vrlo sličan prethodnom, osim što se ovdje postiže smanjenje struje u postojećim vodičima. Postupak je primjenjiviji u razgranatim izvodima, gdje se pojedine grane pretvaraju u samostalne izvode te se gubici smanjuju u dionicama od TS-a do mjesta grananja, a time se povećava i pouzdanost isporuke. Ovaj postupak primjenjen je u izvodu br. 1 TS-e 279, čiji su osnovni podaci prikazani u tablici 3.

Slika 92 - Raspodjela gubitaka po dionicama NN izvoda br.3 iz TS 367

Napajanje dijela NN izvoda putem susjednog neopterećenog izvoda. Iz dijagrama raspodjele gubitaka za oba NN izvoda odlučuje se koji dio izvoda valja prebaciti na neopterećeni izvod, u svrhu maksimalnog smanjenja gubitaka. Pritom se mora zadovoljiti i sve ostale tehničke propise zaštite NN mreža. Ovaj postupak primjenjen je, primjerice, u izvodu br. 3 iz TS 504, čiji su osnovni podaci prikazani u tablici 3.

Napajanje dijela NN izvoda putem susjedne TS. Postupak sličan prethodnom, uz razliku u izgradnji novog NN izvoda, a ne terećenja postojećeg. Ovaj postupak, kao i prošli, više se primjenjuje u urbanim sredinama gdje su NN izvodi kabelski i razgranati, a razdjelne TS gušće izgrađene. Ovaj postupak primjenjen je, primjerice, u izvodima br. 1 i 3 iz TS 104, čiji su osnovni podaci prikazani u tablici 3.

Interpolacija nove razdjelne TS-e u dubini NN izvoda. Ovaj postupak je najskuplji, ali dovodi do najvećih smanjenja gubitaka, ne samo u NN izvodu, već i u 10 kV mreži, postojećoj razdjelnoj TS i mogućim susjednim NN izvodima. Postupak je primijenjen, na primjer u izvodu br. 3 iz TS 250 gdje je postojeći NN izvod rastavljen u tri, a gubici smanjeni s 59 MWh na ukupno 11 MWh godišnje. 4.5.4. Primjeri

Najbolji se rezutati na smanjenju gubitaka u niskonaponskim mrežama dobiju kad se metode smanjenja gubitaka kombiniraju kako bi se iskoristile sve povoljne situacije koje se na terenu pružaju. U sljedeća dva primjera prikazat će se postupak izbora metoda, ovisno o iznosima gubitaka te postojećem stanju na terenu.

77

Razdvajanje na više NN izvoda. NN izvod br. 3 iz TS 10/0,4 kV br. 250 u vrhu je svih lista godišnjih gubitaka u NN mrežama. Na slici 93 prikazan je prostorni dijagram dnevnih gubitaka izražen u postotnim vrijednostima distribuirane djelatne energije. Prijedlozi metoda za smanjenje gubitaka su sljedeći:

1. varijanta: povećanje presjeka vodiča sa postojećih 70 mm2 (SKS) na 150 mm2 (PP00 A), 2. varijanta: razdvajanje na tri NN izvoda (SKS 70 mm2) iz postojeće TS 10/0,4 kV, 3. varijanta: interpoliranje nove TS 10/0,4 kV uz razdvajanje na četiri NN izvoda. Dnevni dijagrami gubitaka za svaki od ovih prijedloga, kao i dijagram postojećeg stanja prikazani su na slici 94. Dijagram za treći prijedlog obuhvaća također i smanjenje gubitaka u rasterećenim postojećim objektima (10 kV vod i TS 10/0,4 kV br. 250) kao i gubitke u novim objektima. U sljedećim koracima izrađuje se financijska analiza svakog prijedloga te izabire najpovoljnija varijanta.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38

broj stupa

gubi

ci [%

]

Dnevna distribuirana energija 1662 kWhPostotni dnevni gubitak 8,07%

Odvojak sa stupa br. 11

Slika 93 - Prostorni dijagram postotnih gubitaka u NN izvodu br. 3 TS br. 250.

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

gubi

ci [k

W]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24vrijeme [h]

Sadašnje stanje

3.Varijanta

1.Varijanta2.Varijanta

Slika 94 - Smanjenje gubitaka u NN izvodu br. 3 TS br. 250. za sve tri varijante

78

Povećanje presjeka vodiča sa kompenzacijom jalove snage. Na sljedećem primjeru smanjenjenja gubitaka u NN izvodu br.3 iz TS 224 prikazana je kombinirana primjena ovih metoda. Na slici 95 prikazan je dubinski dijagram raspodjele gubitaka po dionicama NN izvoda za sljedeće varijante:

a) gubici u NN izvodu bez zahvata, b) gubici u NN izvodu sa kompenzacijom jalove snage kond. baterijom 20 kVAr

ugrađenom u 20-oj dionici mreže ( sa KB ) c) gubici u NN izvodu sa povećanjem presjeka vodiča ugradnjom dodatnog SKS-a

70 mm2 od razdjelne TS do 20-te dionice ( sa SKS ), d) gubici u NN izvodu sa kombiniranim metodama b i c ( sa SKS i KB ).

Slika 95 - Prostorni dijagram dnevnih gubitaka u NN izvodu za sve tri varijante

Napomena: U čvorištu 20 NN izvod se grana u dva dijela (21 – 33, 34 – 40) Na slici 96 prikazani su sumarni dnevni dijagrami gubitaka za navedene metode, sa naznačenim mogućnostima dodatnog smanjenja simetriranjem.

Slika 96 - Sumarni dijagrami dnevnih gubitaka za sve tri varijante

79

Vidljivo je da se kombiniranjem ovih metoda mogu smanjiti gubici i do 65 %, uz povrat uloženih sredstava za tri godine. Ovakve metode smanjenja gubitaka djelatne snage i energije posredno smanjuju i gubitke napona u NN izvodima. Na slici 97 prikazan je tako dubinski dijagram napona jedne faze u maksimumu opterećenja za navedene metode.

Slika 97 - Prostorni dijagram faznog napona L1-N za sve tri varijante

Iz slike 97 vidljivo je koliki dio izvoda je u maksimumu opterećenja zahvaćen nedozvoljeno niskim naponom, te kako pojedine metode, odnosno njihove kombinacije utječu na smanjenje gubitaka napona. 4.5.5 Zamjena kondenzatorskih baterija

Temeljem mjerenja dielektričnih gubitaka u starim kondenzatorskim baterijama sa polikloriranim bifenilom (PCB) smještenim u NN razvodima u razdjelnim TS 10/0,4 kV ustanovljena je velika razina istih, u prosjeku oko 5-7 W po kVAr-u instalirane snage. Zbog toga su sve zamijenjene novim, suhim baterijama sa prosjekom dielektričnih gubitaka od 0,5-1 W po kVAr-u, čime su zadovoljeni i sve stroži ekološki zahtjevi za uklanjanjem opasnog PCB-a iz postrojenja. Gledajući sumarno za Pogon, zamjenom ukupno 105 kondenzatorskih baterija snaga od 10 do 50 kVAr-a smanjeni su gubici za 110 MWh godišnje, uz povrat uloženih sredstava za prosječno 2 do 2,5 godina. 4.6 Rekapitulacija mjera za smanjenje tehničkih gubitaka

U tablici 8 okvirno će se prikazati kolike su mogućnosti smanjenja tehničkih gubitaka metodama navedenim u ovom poglavlju, te koliko smo primjenjujući ove metode uspjeli smanjiti gubitke u protekle dvije godine. Moguće smanjenje gubitaka u ciljanim zahvatima na objektima 10 kV i NN mreže obuhvaća samo one objekte u kojima se stvaraju veći iznosi gubitaka, odnosno u kojima možemo efikasno smanjiti gubitke navedenim metodama. Zasad

80

se ne promatra srednje i nisko opterećene objekte jer je vrijeme povrata uloženih sredstava pri provođenju ovih zahvata znatno duže.

Tablica 8 - Rekapitulacija mjera za smanjenje tehničkih gubitaka u Pogonu Nova Gradiška

Razina distribucijske

mreže Metoda Postupak

Moguće smanjenje gubitaka, MWh/god

Vrijeme povrata uloženih

sredstava

Ostvareno smanjenje gubitaka MWh/god

35 kV mreža A) optimiranje tokova snaga

12 odmah. 10

1. sezonsko optimiranje

odmah 70

2.tjedno optimiranje odmah transformacija 35/10 kV

A) optimiranje paralelnog rada 3. dnevno

optimiranje

115

odmah

A) optimiranje tokova snaga

45 odmah 40

1. povećanje presjeka vodiča

2–6 godina

55

2. izmjena topologije mreže

230 4–10 godina

60 10 kV mreža B) ciljani

zahvati prema popisu objekata 3. interpolacija nove

TS x/10(20) kV 360

20–25 godina

1. međusobne zamjene ugrađenih

41 0,2 godina 30

2. zamjena novima predimenzioniranih

transformacija 10/0,4 kV

A) optimiranje nazivnih snaga

3. zamjena starih modela novima

210 10 – 20 godina

A) simetriranje opterećenja

90 odmah 24

1. U dubini NN izvoda

190+130 SN

0,5 – 1 godina

65

B) kompenzacija jalovih snaga

2. Zamjena starih modela s PCB-om novima sa smanjenim gubicima – u NN razvodima razdjelnih TS SN/NN

110 2 – 2,5 godina

110

1. Povećanje presjeka

2 – 5 godina

45

2. Razdvajanje na više izvoda

2 – 5 godina

30

3. Napajanje putem susjednog izvoda

0,1 – 2 godina

36

4. Napajanje iz susjedne TS

1 – 4 godina

40

NN mreža

C) ciljani zahvati prema popisu objekata

5.Interpolacija nove TS 10(20)/0,4 kV

510

10 – 15 godina

75

UKUPNO: 690

81

Moguća smanjenja gubitaka različitim metodama u istim razinama se preklapaju, pa ih se ne može jednostavno zbrojiti kako bi se vidjelo koliko je ukupno moguće smanjenje gubitaka. Na primjer, smanjenje gubitaka u 10 kV mreži metodama B1 i B2 u izvjesnom dijelu objekata preklapa se s metodom B3, kao i u niskonaponskoj mreži, gdje se metode A i B preklapaju s metodom C.

Vidi se da se u proteklih pet godina, primjenjujući ove metode, uspjelo u distribucijskoj mreži Pogona Nova Gradiška smanjiti tehničke gubitke za 690 MWh godišnje. Pri izradi planova za iduće razdoblje i dalje će se u najvećoj mjeri uvažavati faktori smanjenja gubitaka, te prvenstveno provoditi metode koje ne zahtijevaju veća sredstva.

82

5 MJERE ZA SMANJENJE NETEHNIČKIH GUBITAKA U DISTRIBUCIJSKOJ MREŽI 5.1 Kontrole tehničke ispravnosti obračunskih mjernih mjesta Neizravna mjerna mjesta na srednjem naponu. Kontrole ovih mjernih mjesta treba obavljati u beznaponskom stanju s osiguranim mjestom rada prema Uputama za opremanje i ispitivanje obračunskih mjernih mjesta na niskom i srednjem naponu [L – 26].

Također tijekom kontrole treba provjeriti, odnosno uzeti podatke za naknadnu provjeru svih odredbi iz poglavlja 2 navedenih Uputa.

Dodatne provjere koje treba poduzeti prilikom kontrole: - Ispitivanje razreda točnosti mjernih transformatora. - Proračun ispravnog dimenzioniranja mjernih vodova, koje izravno utječe na

točnost mjerenja: a) naponskih mjernih vodova obzirom na dozvoljeni pad napona između

sekundarnih stezaljki naponskog mjernog transformatora i naponskih stezaljki brojila, te kutnu pogrešku naponskog mjernog transformatora,

b) strujnih mjernih vodova obzirom na iznos sekundarno priključenog tereta. - Pristupačnost mjernih vodova isporučitelju cijelom svojom duljinom u svrhu

eliminiranja prekidnih mjesta kod naponskih mjernih vodova te mjesta grananja kod strujnih mjernih vodova.

- Zaštita plombom isporučitelja primarnih stezaljki primarno preklopivih strujnih transformatora.

Poluizravna mjerna mjesta na niskom naponu. Kontrole ovih mjernih mjesta u potpunosti se obavljaju prema prethodnoj točki. Dodatne napomene koje dodatno treba uvažiti i primjeniti pri kontrolama, uz one spomenute u prethodnoj točki:

- Priključak naponskih mjernih vodova mora biti zaštićen od neovlaštenog pristupa potrošača.

- Naponski mjerni vodovi moraju na početku biti zaštićeni odgovarajućim osiguračima.

Dodatno se ovakva mjerna mjesta mogu kontrolirati serijski spojenim mrežnim

analizatorom s mogućnošću mjerenja snage i energije s jednakim ili boljim razredom točnosti. Analizator se priključuje primarno, pa se na taj način kontrolira ispravnost mjerenja cjelokupnog mjernog mjesta.

- Kontrola mjerenja 15 minutne vršne snage (maxigrafa): Sinhronizirano se snima analizatorom 15 minutni dijagram djelatne snage te ga se integrira u svrhu izračuna 15 minutne srednje snage dok se s druge strane očitava pokazivanje maxigrafa u istom ciklusu. Usporedbom ova dva rezultata može se ustanoviti grešku u mjerenju 15 minutne vršne snage. Ovu se metoda primjenjuje naročito kod starijih modela brojila s mehaničkim maxigrafom, gdje se u većem broju slučajeva ustanovila znatna netočnost mjerenja znatno prije isteka baždarnog roka.

- Kontolom mjerenja djelatne i jalove energije: istovremenim očitanjem na početku i kraju probnog mjernog vremena te usporedbom rezultata utvrđuje se ispravnost mjerenja energije.

Prilikom kontrole obračunskih mjernih mjesta iz prethodne dvije točke koristi se

Zapisnik o kontroli. U Dodatku C1 prikazan je primjer Zapisnika za neizravno mjerno mjesto s dvosistemskim mjernim uređajima. Poluizravna i izravna mjerna mjesta javne rasvjete. Specifičnosti ovih mjernih mjesta su sljedeće:

- Još uvijek velika većina mjernih mjesta je nedostupna kupcima, te je i mogućnost krađe značajno umanjena.

- Potrošnja el. energije je vremenski nepromjenjiva, te je i sama kontrola brža i jednostavnija. Serijski spojenim mrežnim analizatorom odnosno wattmetarskim

83

kliještima mjeri se djelatna snaga, koja se uspoređuje sa djelatnom snagom određenom iz brzine vrtnje pločice brojila i pripadajućih konstanti. Kontrola prema prethodnim točkama obavlja se u slučaju utvrđene razlike u izmjerenim snagama. Ovakav postupak omogućuje brzu kontrolu ovakvih obračunskih mjernih mjesta.

Ovakvim kontrolama smanjeni su netehnički gubici za 200 MWh godišnje. Neizravna mjerna mjesta preuzimanja iz prijenosne mreže i na mjestima razgraničenja.

Provedbu ovih kontrola treba povjeriti zajedničkim ekipama: - distribucijskog područja i prijenosnog područja za mjerna mjesta na kojima

distribucijsko područje preuzima el. energiju od prijenosnog područja, - obiju distribucijskih područja na mjestima njihovih razgraničenja.

Napomena: ukoliko je mjerenje vlastite potrošnje postrojenja u vlasništvu prijenosa poslije mjernog mjesta preuzimanja el. energije, iznos vlastite potrošnje treba oduzeti od izmjerene preuzete el. energije, odnosno pribrojiti vlastitoj potrošnji distribucije.

Mjerna mjesta vlastite potrošnje. Na ovim mjernim mjestima potpuno je isključena mogućnost krađe. No, budući da se ova el. energija ne fakturira, primjetan je zanemarujući odnos prema evidentiranju ove potrošnje i tehničkoj ispravnosti ovih mjernih mjesta. Izravna mjerna mjesta na niskom naponu kategorije poduzetništva i kućanstva. Budući je u distribucijskoj mreži najveći broj ovakvih obračunskih mjernih mjesta, pojedinačne kontrole zahtijevale bi velik utrošak vremena. S druge strane, sama mjerna mjesta su znatno jednostavnije izvedbe, te je i mogućnost tehničke neispravnosti smanjena. Nasuprot tome, nepreglednost unutrašnjeg priključka do mjernog uređaja omogućuje jednostavniju krađu el. energije. Zbog svega navedenog, ovakva mjerna mjesta kotroliraju se prema metodama iz sljedećeg poglavlja. 5.1.1 Iskustva sa provođenja kontrola neizravnih i poluizravnih mjernih mjesta Ovi radovi izvođeni su u beznaponskom stanju, s potpunom kontrolom mjernih transformatora, sekundarnih mjernih vodova, mjernih uređaja i ostalih pomoćnih uređaja u mjernom krugu. Svi nedostaci prema Pravilniku o opremanju obračunskih mjernih mjesta odmah su otklanjani, a ukoliko to nije bilo izvedivo, u ponovljenoj kontroli. Nedostaci koji su onemogućavali ispravno mjerenje pronađeni su i otklonjeni na ukupno sedam mjernih mjesta. Ukupan je iznos godišnje električne energije koja se zbog ovih nedostataka nije mjerila i obračunavala kupcima 3 100 MWh. U nastavku opisuju se nedostaci koji su uzrokovali ove gubitke.

Kao prvi primjer valja spomenuti kvar dodatnih mjernih uređaja u sekundarnim mjernim krugovima sa strujnih odnosno naponskih mjernih transformatora, kao što su pokazni ampermetri i voltmetri te njihove pripadajuće preklopke. Na jednoj preklopki ovakvog sklopa zbog kvara je jedna sekundarna strujna grana ostala kratko spojena.

Drugi je primjer djelomična nezaštićenost mjernih uređaja i opreme plombom isporučitelja, najčešće na vratima mjerne ćelije, pogonu rastavljača mjerne ćelije, priključnoj mjernoj kutiji ili osiguračima naponskih grana. Ovdje valja spomenuti problem zapažen na poluizravnim mjernim mjestima (kod niskonaponske mjerne garniture), gdje potrošač ima pristup mjernim uređajima: nemogućnost da se plombom zaštiti priključak naponskih mjernih vodova. Nigdje u navedenom Pravilniku nije točno definiran način priključka i njegova zaštita, tako da potrošač, ukoliko ima pristup mjernim uređajima (npr. industrijska TS u vlasništvu potrošača) vrlo jednostavno može onesposobiti mjerenje ili narušiti njegovu točnost.

Sljedeći je na redu primjer krivog ožičenja sekundarnih mjernih vodova starim načinom ožičenja, manjim brojem mjernih vodova te dodatnim rednim stezaljkama kod dužih mjernih vodova, gdje se povećava mogućnost krivog spoja. Ovo je posebno izraženo u tipskim industrijskim TS-ima starije proizvodnje.

84

Često je i krivo unošenje obračunskih mjernih veličina i konstanti, na primjer prijenosnog odnosa strujnih mjernih transformatora primarno polno preklopivih.

Posebno je važno upozoriti na nepoštivanje uvjeta koji su obvezni za ispravno mjerenje prema Pravilniku, kao na primjer uvažavanje mjernog opsega strujnih mjernih transformatora, klase točnosti, okomitosti položaja brojila i slično. Razlozi koji su doveli do navedenih nedostataka i ovako velikih gubitaka su sljedeći:

na ovakvim se mjernim mjestima potrošačima predaju velike količine energije, te svaka moguća greška dovodi do značajnih gubitaka,

kvalitetna kontola zahtijeva rad u beznaponskom stanju, a za to su potrebne opsežne pripreme i predradnje za osiguranje mjesta rada, pa se zbog navedenog ovakav oblik kontrole često izbjegavao,

djelatnici odgovorni za ispravnost mjernih mjesta nisu dovoljno pripremljeni za kvalitetnu kontrolu, što je razlog više da se ovakva mjerna mjesta povjere stručnom tehničkom osoblju,

i na kraju, uz obvezu kontrole jednom godišnje, prema navedenom Pravilniku, potrebno je nakon svakog mjesečnog očitanja mjernih uređaja provjeravati očitane potrošnje te na taj način rano otkriti evenualne greške na mjernim mjestima.

5.2 Ciljane kontrole temeljem analize potrošnji kupaca Osnovni cilj ovih mjera je dodatnim mjerenjima i kontrolama potrošnji locirati

sumnjiva mjerna mjesta, prvenstveno na niskom naponu kategorija poduzetništvo i kućanstva, kako bi se mogle provoditi ciljane kontrole tih mjernih mjesta.

Vremenska usporedba potrošnji prema prošlim obračunskim razdobljima. Za sve potrošače uspoređuju se mjesečne odnosno godišnje potrošnje s potrošnjama proteklih razdoblja, te se u slučaju značajnijeg smanjenja potrošnje provode ciljane kontrole mjernih mjesta tih potrošača.

Prostorna usporedba potrošnji “sličnih” potrošača. Ovom mjerom promatramo prvenstveno potrošače kategorije “ostali potrošači na 0,4 kV-I tarifna grupa”, te uspoređujemo mjesečne odnosno godišnje potrošnje potrošača sa sličnim karakteristikama potrošnje, instaliranim i vršnim snagama (npr. ugostiteljski objekti, prodavaonice i sl.). Kod potrošača sa značajno manjom potrošnjom provodimo ciljane kontrole. Usporedna mjerenja potrošača po NN izvodima. Postavljanjem mrežnog analizatora na NN izvod iz razdjelne TS SN/NN s manjim brojem potrošača te usporednim očitanjem kontroliranih mjernih uređaja i analizatora na početku i na kraju probnog mjernog perioda (1 - 2 dana) ustanovljavamo ima li razlike u izmjerenim vrijednostima. Ukoliko ima, provodimo kontrole svih mjernih mjesta. Ovakva mjerenja moraju biti nenajavljena promatranim potrošačima.

Ugradnja mjernih uređaja u razdjelne TS. Ovim postupkom ugrađuju se mjerni uređaji za mjerenje ukupne potrošnje u razdjelnim TS-ima u «problematičnim» ulicama, kvartovima, naseljima. Ovom metodom uspoređuje se godišnja potrošnja ovih mjernih uređaja sa sumama svih godišnjih potrošnji potrošača priključenih na NN izvod ili cijelu razdjelnu TS, uvećanim za tehničke gubitke iz proračuna. Tako se, na osnovi razlike, može točno odrediti netehničke gubitke i poduzeti određene akcije. Cilj je što više konzuma obuhvatiti ovakvim mjerenjima, bilo klasičnim brojilima ili kvalitetnijim mjernim terminalima koji pružaju i druge mogućnosti. Primjer ove metode detaljno je prikazan u poglavlju 3.2. Metodama iz poglavlja 5.2 smanjeni su u protekle četiri godine netehnički gubici za ukupno 230 MWh godišnje.

85

5.3 Korištenje suvremenih mjernih i ispitnih uređaja 5.3.1 Kontrola ispravnosti mjerenja obračunskih mjernih mjesta 5.3.1.1 Mrežni analizator U dosadašnjem dijelu rada na više mjesta spominjani su mrežni analizatori kao mjerni uređaji koji se često i višenamjenski koriste kako u aktivnostima na proračunu tehničkih gubitaka, tako i na određivanju netehničkih gubitaka. Dva uređaja različitih proizvođača prikazana su na slici 98. Osnovne tehničke karakteristike koje ovakvi uređaju moraju zadovoljiti su sljedeće:

• mogućnost snimanja karakterističnih veličina ( minimalno tri fazne struje i napona te faktore snage, djelatne i jalove snage u četiri kvadranta ) u internu memoriju uređaja tijekom 24 sata s optimalnim vremenom uzimanja uzoraka svakih 60 s,

• mogućnost programiranja vremena snimanja i mjerenih veličina te preuzimanje podataka putem računala,

• mogućnost mjerenja i registriranja djelatne i jalove energije u četiri kvadranta minimalnim razredom točnosti 1,

• priključak strujnih grana uređaja preko strujnih kliješta odnosno Rogowskih svitaka. Pri proračunu tehničkih gubitaka koriste se u sljedećim slučajevima:

• snimanje dnevnih dijagrama opterećenja u 10 kV izvodima iz TS 35/10 kV te NN razvodnim blokovima i NN izvodima iz TS 10/0,4 kV, za potrebe određivanja računskih tokova snaga u 10 kV i NN distribucijskoj mreži,

• snimanje dnevnih dijagrama napona na krajevima NN izvoda, za potrebe kontrole proračuna tokova snaga u NN izvodu.

Pri određivanju netehničkih gubitaka koriste se u sljedećim slučajevima:

• kontrola mjerenja energije poluizravnih i izravnih mjernih mjesta spajanjem u seriju sa brojilom i istovremenim očitanjem na početku i kraju kontrolnog mjernog perioda,

• kontrola mjerenja snage mjernih mjesta s mjerenjem 15-minutne vršne snage na temelju integriranja dijagrama djelatne snage tijekom 15-minutnog ciklusa

• kontrola ispravnosti mjernih mjesta kod kupaca sa samostalnim NN izvodima iz razdjelnih TS SN/NN, sinhroniziranim očitanjem analizatora i kontroliranog brojila na početku i kraju kontrolnog mjernog perioda.

Slika 98 - Mrežni analizatori različitih proizvođača

86

5.3.1.2 Vektormetar Ovim mjernim uređajem se vrlo brzo i pouzdano može provjeriti ispravnost ožičenja sekundarnih mjernih vodova kod neizravnih i poluizravnih mjernih mjesta. Pri tome se kupcu ne isključuje el. energija, dok sam postupak traje do 10 minuta spajanjem strujnih kliješta na strujne vodove neposredno pred brojilom i sigurnosnih štipaljki na naponske mjerne vodove, također pred brojilom. Ovakav postupak pogodan je za redovne godišnje kontrole ovih mjernih mjesta. Na ekranu uređaja trenutno se očitavaju vrijednosti struja i napona te njihovi međusobni kutni pomaci, uz prikaz vektorskog dijagrama struja i napona. Primjer ovakvog uređaja koji je dosta zastupljen u HEP distribuciji je TPZ 308 proizvođača ZERA prikazan je na slici 99. Na sljedeće dvije slike 100 i 101 prikazani su primjeri Protokola sa ispitivanja dvosistemskog i trosistemskog mjernog mjesta, snimljeni navedenim uređajem i pripremljeni u pratećem software-u ZERA SSM 3000.

Slika 99 - Uređaj TPZ 308 i prateći software SSM 3000

Na slici 100 prikazan je Protokol ispitivanja dvosistemskog neizravnog mjerenja u Aronovom spoju. Tablično su prikazane vrijednosti faznih i linijskih napona, struja, međusobnih kuteva te snaga po fazi (sistemu). Posebno su prikazane sumarne vrijednosti trofaznih snaga, srednjeg faktora snage te smjera okretnog polja (PS 123). Također je prikazan i vektorski dijagram napona i struja, čijom se analizom odmah može utvrditi ispravnost sekundarnog ožičenja. U ovom konkretnom primjeru vidljivo je da kupac preuzima el. energiju s izrazito lošim faktorom snage (neispravna kompenzacija jalove snage), pa je i doprinos drugog sistema znatno veći od prvoga. Na slici 101 prikazan je Protokol ispitivanja trosistemskog poluizravnog mjerenja. U ovom slučaju snimaju se struje i naponi sve tri faze. Budući je riječ o manjem potrošaču na niskom naponu, primjetna je nesimetričnost opterećenja. Kod izraženijih nesimetrija obavezno treba provjeriti i usporediti struje na početku i kraju mjernih vodova kako bi se eliminirala mogućnost premoštenja strujnih grana prije brojila.

87

SLAVONIJA RADINOST

Slika 100 - Protokol ispitivanja dvosistemskog neizravnog mjerenja (Aronov spoj)

DOM ZDRAVLJA NOVA GRADIŠKA

Slika 101 - Protokol ispitivanja trosistemskog poluizravnog mjerenja

88

5.3.2 Otkrivanje ilegalnih odvojaka sa unutrašnjih priključaka u objektima kupaca 5.3.2.1 Reflektometar s vremenskom bazom (Time Domain Reflectometer - TDR)

Budući je kvalitetan i pouzdan rad s ovim uređajem uvjetovan predznanjima iz teorije reflektometrije i kompleksnim analiziranjem snimaka, ovom poglavlju posvećeno je više mjesta.

TDR-i su mjerni uređaji konstruirani za ispitivanje kabela, traženje grešaka na kabelskim instalacijama i mjerenje dužine kabela koji se koriste u sustavima prijenosa električne energije ili telekomunikacijskim sustavima bez galvanske veze sa zemljom te se stoga ne mogu koristiti druge, jednostavnije metode određivanja mjesta kvara. Njihov rad se zasniva na principu sličnom radu radara. Uređaj priključen na jedan kraj kabela, između dva vodiča, emitira kratkotrajni impuls. Impuls putuje uzduž vodiča te će na mjestu oštećenja, drugog kraja kabela ili bilo koje druge promjene geometrije vodiča, zbog nagle promjene impedancije, doći do stvaranja dva nova vala od kojih je jedan prolazni jer prolazi u drugo sredstvo ili drugi dio kabela, a jedan se jače ili slabije reflektira i vraća prema mjernom uređaju. Na osnovi vremena mjerenog od polaska impulsa sa mjernog mjesta do povratka reflektiranog impulsa može se odrediti udaljenost do mjesta promjene impedancije odnosno oštećenja. A Teorija reflektometrije Vrste uređaja. U osnovi postoje dva načina na koji uređaji mogu prikazati informacije koje se dobiju mjerenjem. Prvi i više uobičajen je da se na zaslonu ekrana prikazuje stvarni valni oblik odziva na kabelu. Na ekranu, koji može biti LCD ili CRT tipa prikazuje se odaslani impuls generiran od strane TDR-a i odzivi – refleksije koje su uzrokovane promjenama impedancije uzduž kabela. Na osnovi poznavanja karakterističnih valnih oblika odziva može se odrediti vrsta promjene impedancije.

Drugi način prikaza je jednostavni brojčani ispis koji označava udaljenost u jedinici mjere do prvog značajnijeg mjesta refleksije uzrokovanog promjenama na kabelu. Neki instrumenti mogu prikazati i da li se radi o prekidu ili kratkom spoju ovisno o tome da li je promjena impedancije na visoku ili malu impedanciju. Brzina prostiranja impulsa PVF. Da bi što točnije izračunali udaljenost do mjesta promjene impedancije mjerenjem vremena povrata reflektiranog impulsa, potrebno je znati brzinu kojom impuls putuje duž vodiča promatranog kabela – brzinu prostiranja, engleski Propagation Velocity Factor (PVF). Brzina prostiranja je mjera o tome kako konstrukcija kabela (vrsta izolacije, geometrija poprečnog presjeka itd.) utječe na brzinu impulsa i specifično je ovisna o tipu kabela odnosno njegovoj relativnoj dielektričnosti i permeabilitetu.

Za idealni vod, ako se zanemare radni otpor i drugi gubici odvoda, za brzinu prostiranja vrijedi jednadžba (14) :

εµCLPVF

⋅=

⋅=

1111

(14)

gdje su : L1 i C1 - jedinični induktivitet i kapacitet idealnog voda, µ i ε - relativni permeabilitet i dielektričnost idealnog voda.

Brzina prostiranja se definira relativno prema brzini svjetlosti u vakuumu, pri čemu brzina svjetlosti ima faktor 1 (100 %). Električni impuls putuje sporije pa je npr. za koaksijalni kabel tipično 85 % brzine svjetlosti, za ukrižanu paricu 65 %, za energetske kabele tipično 50 % itd. Promjene brzine prostiranja za isti tip kabela nisu rijetkost. Ona je ovisna o stabilnosti izolacije, starenju, temperaturi i vlažosti i može varirati i do nekoliko postotaka ovisno o promatranim uvjetima. Moguća je razlika za isti tip kabela ovisno o proizvođaču. Svaki proizvođač bi trebao specificirati taj podatak za svaki tip kabela.

89

Poznavanje brzine prostiranja za kabel koji se ispituje je najvažniji čimbenik u preciznom korištenju TDR-a za traženje greške. Ukoliko se ne zna brzina prostiranja za kabel koji se ispituje, može se mjerenjem na istoj vrsti kabela poznate duljine utvrditi točan iznos brzine prostiranja. Pri tome treba koristiti kabel dug najmanje 30 m. Što je kabel duži, preciznije je određivanje brzine prostiranja.

Karakteristična valna impedancija ZK za idealizirani slučaj je omjer trenutne vrijednosti napona i struje. Određena je promjerom vodiča, međusobnim razmakom vodiča i vrstom izolacijskog materijala. Može se prikazati jednadžbom (15) :

εµ

CLZK ==

1

1 (15)

Iz jednadžbe (15) se vidi da impedancija ima dimenziju otpora i da ne ovisi o dužini

vodiča. Za preciznost mjerenja i očitanja je važno da impedancija instrumenta kojim se obavljaju mjerenja odgovara impedanciji kabela kako bi se energija odaslanog impulsa što bolje prenijela na kabel te kako promjena impedancije na mjestu spoja instrumenta i kabela ne bi uzrokovala reflektirani impuls koji bi otežao ili onemogućio mjerenja i prikaz rezultata. Pojedini noviji instrumenti imaju mogućnost podešavanja prilagođenja impedanciji kabela. Faktor refleksije r. Na ekranu uređaja se prilikom mjerenja pokazuju različiti reflektirani impulsi, koje uzrokuju nehomogena mjesta – promjene impedancije uzduž promatranog vodiča. Pretpostavljajući da je prigušenje impulsa vrlo malo, može se smatrati da reflektirani impulsi imaju relativno istu amplitudu na ekranu kao i na mjestu refleksije. Prema veličini i polaritetu reflektiranog impulsa može se zaključiti o vrsti promjene impedancije na osnovi faktora refleksije koji je prikazan sa jednadžbom (16) :

==P

R

UUr

K

K

ZZZZ

+−

100 % (16)

gdje je : Z - impedancija mjesta refleksije (Ω), ZK - karakteristična impedancija promatranog kabela (Ω).

Faktor refleksije je, prema tome, odnos amplitude reflektiranog impulsa (UR) i početnog impulsa (UP). On omogućuje da se posredno, preko veličine i polariteta reflektiranog impulsa, odredi veličina i vrsta greške (nehomogenog mjesta) na promatranom paru vodiča kabela. Karakteristični odzivi. U sljedećih nekoliko primjera su prikazani oscilogrami odziva za karakteristične tipove promjena impedancija na kabelima.

PREKID VODIČA: Faktor refleksije kod prekida vodiča, gdje je impedancija na mjestu refleksije Z= ∞, može se prikazati jednadžbom (17) :

%%rK

K 100100ZZ

+=+∞−∞

= (17)

što znači da se od prekida ili otvorenog kraja vodiča impuls reflektira potpuno. Reflektirani impuls ima isti polaritet, dok je amplituda u stvarnosti nešto manja u odnosu na početni impuls zbog prigušenja impulsa na mjerenom kabelu (slika 102 pod A).

KRATKI SPOJ VODIČA: Faktor refleksije kod kratkog spoja vodiča, gdje je impedancija na mjestu refleksije Z = 0, može se prikazati jednadžbom (18) :

%%ZZr 100100

00

−=+−

=K

K (18)

90

Iz gore navedenoga vidi se da na mjestu kratkog spoja nastaje 100 %, odnosno potpuna refleksija impulsa. Negativni predznak znači da impuls prilikom refleksije mijenja polaritet. Na ekranu uređaja vidi se, kao što je prikazano na slici 102 pod B, da reflektirani impuls ima suprotni polaritet obzirom na početni impuls dok je amplituda u stvarnosti nešto manja u odnosu na početni impuls zbog prigušenja impulsa na mjerenom kabelu.

SPOJ KABELA ISTOG TIPA: Ako je kabel karakteristične impedancije ZK nastavljen istim takvim kabelom iste impedancije, pri čemu je Z = ZK , slijedi jednadžba (19) :

0100 =+−

= %ZZZZr

K

K (19)

Iz toga slijedi da na mjestu spoja nema refleksije. U stvarnosti se, zbog promjene impedancije kabela uslijed promjene međusobne udaljenosti i geometrije vodiča na mjestu spoja, javlja mali reflektirani impuls (slika 102 pod C). Ostatak impulsa napreduje dalje u drugi kabel sa gotovo cijelom amplitudom. Potpuno je isti odziv ako je kabel zaključen trošilom koje ima jednaku impedanciju kao i promatrani kabel.

SPOJ KABELA RAZLIČITOG TIPA: Ako se promatrani kabel karakteristične impedancije ZK spoji sa kabelom drugog tipa karakteristične impedancije Z koja se malo razlikuje od ZK, onda na tom mjestu nastaje djelomična refleksija sa amplitudom i polaritetom ovisnima o veličini Z. Ako je Z manji od ZK, faktor refleksije je negativan i manji od 100 % te nastaje veći li manji reflektirani impuls negativnog polariteta (slika 102 pod D). Ako je Z veći od ZK , faktor refleksije je pozitivan i manji od 100 %. Na ekranu se pojavljuje odziv sa reflektiranim pozitivnim impulsom amplitude ovisne o odnosu Z i ZK. (slika 102 pod E).

ODVOJAK KABELA: Ako mjereni kabel ima odvojak izveden kabelom impedancije ZO faktor refleksije može se izračunati iz jednadžbe (20), koja je izvedena iz jednadžbe (16), na način da je impedancija na mjestu refleksije Z prikazana kao paralelna veza impedancije odcjepa ZO i karakteristične valne impedancije preostalog dijela voda ZK.

%

ZZr 10021

1

K

O+

−= (20)

Iz jednadžbe (20) vidljivo je da je faktor refleksije na mjestu odvojka uvijek negativan, nezavisno od veličine odvoda. To znači da je reflektirani impuls na mjestu odvojka uvijek suprotnog polariteta od početnog impulsa (slika 102 pod F).

A B C D E F Slika 102 - Karakteristični odzivi

91

Širina impulsa. Količina energije koja se prenosi u kabel može se kontrolirati amplitudom i širinom mjernog impulsa. To omogućava da se, uz konstantnu amplitudu, odabirom širine impulsa kompenzira gubitak energije zbog stvarnog prigušenja koje nastaje zbog duljine mjerenog kabela. Što je širi impuls to će se više energije prenijeti na kabel i impuls će imati veći domet. U načelu bi ispitivanja trebalo započinjati sa kraćom širinom impulsa jer promjena impedancije može biti na početku kabela pa je širina impulsa može zakloniti. Širinu impulsa treba postupno povećavati sve dok ne uspijemo locirati mjesto promjene impedancije. B Osnovne značajke TDR-a Poznavajući prosječne duljine, presjek vodiča i izvedbe unutrašnjih priključaka, od široke palete ovih mjernih uređaja na tržištu treba izabrati one koji zadovoljavaju sljedeće osnovne uvjete:

- što manji minimalni rang mjerenja (do deset metara) odnosno mogućnost zumiranja, kako bismo sa većom rezolucijom mogli kvalitetno vidjeti detalje na cijeloj duljini relativno kratkih priključaka, - što kraće trajanje impulsa, kako bi i odzivi bili uži te cjelokupna slika jasnija, bez prekrivanja susjednih odziva (do 10 ns), - primjerena amplituda impulsa (do 10 V), - izlazna impedancija što bliža impedanciji priključaka ( oko 25 Ω), - mogućnost pojačanja reflektiranih odziva (gain) zbog boljeg uočavanja odziva, - mogućnost balansiranja (TX null) prijelaznog odziva spoja instrumenta na početku priključka u svrhu smanjenja prijelaznog odziva i manjeg prigušenja impulsa te bolje vidljivosti početne dionice ispitivanog priključka, - mogućnost podešenja brzine širenja impulsa (PVF) zbog točnog određivanja udaljenosti odziva, a za standardne tipove priključaka (50 do 80 % brzine svjetlosti), - prikaz slike valnog oblika odziva na LCD-u što kvalitetnije rezolucije zbog točnijeg prikaza odziva (minimalno 128 × 64, optimalno 240 × 128), - mogućnost priključenja na ispitivani priključak pod naponom.

Svi primjeri u nastavku referata obrađeni su uređajem T631 proizvođača Bicotest –

Radiodetection, čiji je kratki opis: high specification short range TDR. U nastavku su navedene osnovne karakteristike uređaja:

- minimalni rang mjerenja 3 m, maksimalni 12 km; - mogućnost zumiranja slike odziva do maksimalno 8 puta (po x osi); - mogućnost pojačavanja odziva (gain) do 60 dB (po y osi); - širine impulsa: 2, 10, 30, 100, 300, 1 200 ns; mogućnost podešenja automatski

ovisno o rangu odnosno ručno; amplituda 2,5 V; - mogućnost prilagođenja impedancije: 50, 70 odnosno 93 Ω; izbor za energetske

kabele 50 Ω; - mogućnost udešenja brzine impulsa (PVF) od 0,300 do 0,999; - ugrađen filter 16 MHz za smanjenje smetnji; - mogućnost mjerenja smanjenja amplitude odziva (return loss); - dva kursora – lijevi i desni, što omogućuje jednostavno određivanje karakterističnih

duljina kao razliku pokazivanja početnog i završnog; - 15 memorijskih mjesta za pohranu slika odziva; - serijska RS 232 veza s računalom uz software X600 TRACEability za obradu slika

odziva na računalu; - LCD rezolucije 240 × 128; - mogućnost priključka na kabel pod naponom do 600 V preko blokirajućeg filtera

T631F; - napajanje instrumenta preko punjivih Ni-Cd odnosno Ni-Mh baterija, uz priloženi

punjač. Iz navedenih karakteristika ovog uređaja vidljivo je da posjeduje značajne dodatne mogućnosti, čija primjena olakšava rad na kontroli priključaka i povećava pouzdanost

92

otkrivanja nelegalnih odvojaka. Jedini nedostatak ovog modela je neprilagođenost izlazne impedancije (min. 50 Ω) energetskim kabelima, zbog čega je izraženije prigušenje impulsa zbog povećanog prijelaznog odziva.

Slika 103 - TDR T631

C Ispitivanje u beznaponskom stanju Metoda se može raščlaniti na dva sastavna dijela: ispitivanje dijela kućnog priključka od glavnih osigurača do mjernih uređaja u beznaponskom stanju te ispitivanje pod naponom dijela kućnog priključka od glavnih osigurača do spoja na distribucijsku niskonaponsku mrežu. Ispitivanje dijela priključka između glavnih osigurača i mjernih uređaja u beznaponskom stanju provodi se u sljedećim koracima: - odspojiti priključak na početku (KPTO odnosno KPO) i kraju (mjerni uređaj), kako bismo za potrebe mjerenja dobili «čisti» kabel, otvoren na početku i kraju, - priključiti TDR na dva vodiča jednog kraja te nakon podešavanja parametara (rang, širina impulsa, pojačanje, PVF) snimiti odziv, ponoviti za sve kombinacije L i N vodiča, - vodiče na drugom kraju priključka kratkospojiti, snimiti odzive za sve kombinacije L i N vodiča; na osnovi promjene odziva iz otvorenog kraja u kratkospojeni kraj točno definirati mjesto kraja kao i duljinu priključka, - kod ispravnog priključka bez odvojka, izraženo su vidljivi transmitirani odziv instrumenta, prijelazni odziv spoja mjernih vodova instrumenta na početku priključka i odziv otvorenog kraja, - TDR se potom može priključiti na drugi kraj priključka kako bi se izbjeglo moguće pokrivanje mjesta odvojka prijelaznim odzivom spoja instrumenta koji pokriva određeni početni dio priključka, odnosno ukoliko se određena sumnjiva mjesta bolje vide s drugog kraja, - može se koristiti predkabel duljine do 5 m na kojem se «isprazne» zagađenja uslijed transmitiranog odziva instrumenta pri ispitivanju sa većim širinama impulsa, - u slučaju postojanja odvojka na priključku, na instrumentu se registrira odziv mjesta odvojka između početka i kraja priključka, kao i odzivi kraja odvojka odnosno instalacije priključene na odvojak; ove odzive kvalitetnije uočavamo i analiziramo uz pomoć odgovarajućeg zumiranja i pojačavanja odziva, - za veću pouzdanost ispitivanja može se koristiti funkcija mjerenja prigušenja odziva kraja priključka (Return Loss) odnosno slika razlike odziva priključka sa otvorenim odnosno kratkospojenim krajem. Ukoliko na ispitivanom priključku postoji odvojak, slika odziva se mijenja, ovisno o mjestu, duljini i stanju odvojka. Redom su navedeni sljedeći mogući slučajevi i njihove kombinacije:

1 Mjesto odvojka: bliže početku, sredini ili kraju priključka, 2 Kraći odnosno dulji odvojci, 3 Kraj odvojka otvoren odnosno s priključenim trošilom.

93

1 Mjesto odvojka: Samo mjesto odvojka sa priključka vidljivije je ukoliko je bliže

početku priključka, dok je pri kraju narušena njegova vidljivost. Valni oblik mjesta odvojka prikazan je na slici 102 pod F.

Prigušenje signala mjesta odvojka na udaljenijem kraju priključka rješavamo priključenjem instrumenta i snimanjem odziva na oba kraja priključka. 2 Duljina odvojka: O njoj ovisi vidljivost kraja odvojka, kao i prigušenje odziva kraja priključka. Općenito je situacija povoljnija kod duljih odvojaka, ali značajnog utjecaja ima i sam položaj odvojka. Naime, ulazni impuls se na mjestu odvojka grana ovisno o omjeru duljine odvojka i preostale duljine priključka. Ukoliko je duljina odvojka veća od preostale duljine priključka veći dio ulaznog impulsa će na mjestu odvojka ući u odvojak, te će i odziv mjesta odvojka, kao i njegovog kraja biti jasniji, dok će amplituda odziva kraja priključka biti značajno smanjena. Kod obratnog slučaja, kad je duljina odvojka manja od preostale duljine priključka, manji dio ulaznog impulsa ulazi u odvojak, te su i slike ovih odziva teže uočljive. Ukoliko je na odvojak priključen dio instalacije, odziv kraja priključka je skoro u potpunosti prigušen zbog doprinosa duljine instalacijskih kabela.

3 Stanje odvojka: Razlikuju se dvije mogućnosti – kraj odvojka otvoren (potrošač je isključio dio instalacije koja se napaja preko

njega ili u trenutku ispitivanja nema na njoj priključenih trošila), – na kraju odvojka odnosno instalacije koja se preko njega napaja priključeno

jedno ili više trošila. Suštinska razlika je u valnom obliku odziva kraja odvojka: dok je za otvoreni kraj odvojka oblik identičan gore prikazanom kraju priključka, valni oblik odziva trošila je sličan odzivu kratkospojenih vodiča samo s manjom amplitudom, ovisno o snazi trošila. Tako trošila veće snage daju odzive veće amplitude, a uz to dodatno preuzimaju još veći dio ulaznog impulsa na mjestu odvojka te samim tim značajnije ruše amplitudu odziva kraja priključka. Primjer slike odziva ispravnog priključka bez odvojka. Na slici 104 prikazane su slike odziva ispravnih priključaka duljina 3, 7, 11 i 15 metara izvedenih izoliranim vodičima u zaštitnoj cijevi (4 × P6 mm2). Kod ovakve vrste priključaka dolazi do pojave «zagađenja» slike na cijeloj duljini manjim odzivima uslijed promjene impedancije zbog promjena međusobne geometrije vodiča uzrokovanih slobodnim položajem vodiča u zaštitnoj cijevi. Ovi odzivi ipak ne utječu na vidljivost jasno izraženih odziva početka i kraja priključka.

Slika 104 - Slike odziva ispravnih priključaka izvedbe 4×P6 mm2

Transmitirani odziv instrumenta je na poziciji 0,4 m, odziv spoja mjernih vodova instrumenta na vodiče priključka (početak priključka) na poziciji 3,5 m, te slijede odzivi otvorenih krajeva

94

priključka. Primjetno je prigušenje odziva kraja u odnosu na transmitirani odziv uzrokovano neprilagođenošću impedancija instrumenta i priključka i prigušenjem u mjernim vodovima (25 %) te prigušenjem u priključku koje iznosi, za ovakvu vrstu priključka i širinu impulsa od 10 ns oko 2,3 % po metru. Vidljivi su i «parazitni» odzivi iza odziva kraja priključka, no oni ne utječu na jasnoću slike u nama zanimljivom području između početka i kraja priključka. Primjer slike odziva priključka sa odvojkom izvedenog kabelom PP00 ili PP41. Kod ovakvih vrsta priključaka valna impedancija je konstantna uslijed homogenosti izolacije i nepromijenjene međusobne geometrije ispitivanih vodiča. Na slici 105 prikazan je priključak izveden kabelom PP00 4 × 6 mm2 duljine 8,5 m. Na udaljenosti 3,5 m od početka priključka nalazi se mjesto odvojka. Prikazane su četiri slike odziva: sa odvojcima duljina 2 m, 1 m i 0,5 m otvorenima na kraju, te bez priključenog odvojka ali sa skinutom izolacijom na mjestu odvojka (0 m).

Slika 105 - Slike odziva priključaka s odvojkom izvedenih kabelom PP00

Lijevim kursorom označen je početak priključka (bez predkabela), a desnim mjesto odvojka. Na poziciji 11,5 m nalazi se otvoreni kraj priključka. Vidimo da je i sa osnovnim pojačanjem instrumenta (Gain : 1 + 0 dB) kvalitetno vidljivo mjesto odvojka za sve slučajeve. Vidljivo je čak i kad je duljina odvojka 0 m (isključeni odvojak), jer na tom mjestu dolazi do promjene valne impedancije uslijed dva razloga: skidanja svih slojeva izolacije i neizbježnog razmicanja vodiča tj. promjene međusobne geometrije. Što je odvojak dulji, mjesto odvojka kao i otvoreni kraj odvojka su vidljiviji, a amplituda otvorenog kraja priključka pada. Primjer slike odziva priključka sa odvojkom izvedenog izoliranim vodičima u zaštitnoj cijevi. Ovisnost kvalitete vidljivosti karakterističnih mjesta ista je kao i za prethodni primjer. Za ovakvu vrstu priključka specifično je da su izuzetno kratki odvojci odnosno sama oštećenja izolacije vodiča priključka teže uočljivi pri manjim pojačanjima. Na slici 106 prikazane su četiri slike odziva priključka izvedbe 4 × P6 mm2: - ispravni priključak duljine 15 m, - isti priključak s odvojkom duljine 3 m i otvorenim krajevima odvojka i priključka, - isti priključak s odvojkom duljine 3 m, otvorenim krajem odvojka i kratkospojenim krajem priključka, - isti priključak s odvojkom duljine 3 m, otvorenim krajem priključka i trošilom snage 1 kW na kraju odvojka,

- mjesto odvojka je na 5 metara od početka priključka.

95

Slika 106 - Slike odziva priključka s odvojkom izvedbe 4 × P6 mm2

Lijevim kursorom označen je početak priključka, a desnim mjesto odvojka. Kraj odvojka je na poziciji 11,5 m, a kraj priključka na 18,5 m. Uz činjenice navedene u prethodnom primjeru, zanimljive su dodatne:

- jednak je iznos dodatnog prigušenja amplituda odziva otvorenog odnosno kratkospojenog kraja priključka uzrokovanog grananjem dijela impulsa u odvojak;

- ukoliko je na kraju odvojka priključeno trošilo gubi se odziv otvorenog kraja odvojka koji prelazi u blagi propad, ovisno o snazi priključenog trošila, uz daljnje smanjenje amplitude otvorenog kraja priključka.

D Ispitivanje pod naponom

Model T631 ima mogućnost priključenja na ispitivani priključak pod naponom preko blokirajućeg filtera. Ovu mogućnost koristimo u sljedećim slučajevima:

- kontrola dijela zračnog priključka od glavnih osigurača u objektu potrošača do spoja

na zračnu niskonaponsku mrežu, ukoliko na dijelu priključka kroz objekt potrošača postoji mogućnost krađe,

- kontrola podzemnog priključka od glavnih osigurača u objektu potrošača do spoja odvojnom spojnicom na podzemnu niskonaponsku mrežu, ukoliko podzemni priključak ide dijelom kroz privatno vlasništvo potrošača.

Osnovna karakteristika ovih slika je u činjenici da na kraju priključka nisu odzivi otvorenog ili kratkospojenog kraja već mjesta odvojka odnosno priključka na mrežu. Stoga je jedina metoda za otkrivanje nelegalnog odvojka pronalaženje eventualnog odziva mjesta nelegalnog odvojka pojačavanjem odziva i zumiranjem po dionicama priključka. Na slici 107. prikazana je slika odziva zračnog priključka. Priključak je izveden SKS-om 4 × 16 mm2 duljine 30 m, od čega prvih 7 m prolazi kroz objekt potrošača. Prikazane su dvije slike odziva, jedna s duljinom impulsa 10 ns, druga s 30 ns. Korišten je predkabel duljine 5 m. Lijevi kursor je na početku priključka (glavni osigurači), a desni na kraju priključka (spoj na mrežu). Detaljnim pregledom slike ustanovljeno je da u potencijalno sumnjivom dijelu priključka kroz objekt nema odvojaka.

96

Slika 107 - Slika odziva priključka pod naponom

E Korištenje dodatnih mogućnosti modela T631 Ručna promjena širine impulsa. Kako je navedeno u opisu uređaja, na ovom modelu imamo mogućnost ručnog udešenja širine impulsa. Kraći impuls daje uže odzive te izbjegavamo eventualna preklapanja bližih odziva, ali mu je snaga manja pa su i amplitude odziva manje. Suprotno tome, dulji impulsi veće snage daju šire odzive većih amplituda. Na slici 108 vidi se odziv mjesta odvojka snimljen sa impulsima različitih duljina: 2, 10 i 30 ns.

Slika 108 - Slika odziva mjesta odvojka sa impulsima duljina 2, 10 i 30 ns

Početak priključka označen je lijevim kursorom, a mjesto odvojka (5 m od početka) desnim. Impuls duljine 2 ns (plavi) nema dovoljno snage da generira kvalitetno vidljiv odziv mjesta

97

odvojka sa ovim pojačanjem. Priključak je snimljen uz korištenje predkabela duljine 5 m. Za impulse duljine 2 i 10 ns, koje obično koristimo do ranga 25 m predkabel ne moramo koristiti jer se transmitirani odziv isprazni na priključnim mjernim vodovima instrumenta duljine 3 m. Kod duljih priključaka užim impulsima na kraćim rangovima kvalitetno možemo promotriti početnu dionicu priključka i bez predkabela.

Zumiranje slike odziva. Na slici 109 prikazana je zumirana slika odziva priključka izvedenog kabelom PP00 4 × 6 mm2 duljine 15 m sa odvojkom otvorenog kraja duljine 6 m. Mjesto odvojka je 1 m od kraja priključka. Pojačanje odziva po y osi je 36 dB (Gain 6 + 0 dB) dok je zumiranje po x osi 2 puta. Prikazane su slike odziva sa otvorenim i kratkospojenim krajem priključka. Lijevim kursorom označen je kraj priključka utvrđen kratkospajanjem, a desnim otvoreni kraj odvojka. Samo mjesto odvojka nalazi se 1 m prije kraja priključka i zbog toga je slabije vidljivo, no ovakvim uvećanjem slike odziva jasno se vidi propad signala. Odziv otvorenog kraja odvojka praktično je preuzeo svu amplitudu impulsa, jer je njegova duljina znatno veća od preostale duljine priključka, pa je izostao očekivani odziv otvorenog kraja priključka.

Slika 109 - Zumiranje slike odziva

Funkcija Return Loss. Osnovna namjena ove funkcije u našem konkretnom slučaju je određivanje prigušenja amplitude otvorenog odnosno kratkospojenog kraja priključka u odnosu na amplitudu početnog - transmitiranog odziva. Naime, faktor refleksije otvorenog kraja jednak je jedinici, tj. kompletan impuls se vraća. Isto je i sa kratkospojenim krajem, samo suprotnog predznaka odnosno amplitude. Ako negdje na priključku postoji odvojak, dio impulsa će, ovisno o njegovoj duljini otići u odvojak te će i amplituda kraja priključka biti smanjena. Ukoliko znamo koliko je prigušenje impulsa na jednakoj duljini ispravnog priključka bez odvojka, usporedbom izmjerenog i očekivanog prigušenja možemo ustanoviti da li na priključku imamo odvojak. Ako tijekom ispitivanja ovakvog priključka ustanovimo veće prigušenje, zaključujemo da negdje na kabelu imamo mjesta nehomogenosti ili odvojke na kojima se dio impulsa “potroši”. Na primjeru sa slike 104 utvrđeno je tako jedinično prigušenje impulsa za priključak izvedbe 4 × P6 mm2 u iznosu 2,3 % po metru duljine za širinu impulsa od 10 ns. Slika usporedbe i razlike. Ovom metodom najjednostavnije se može utvrditi postoji li na ispitivanom priključku odvojak ili bilo koja druga nehomogenost. Postupak je sljedeći:

98

- snimi se slika odziva priključka sa kratkospojenim krajem i spremi u memoriju instrumenta,

- snimi se slika odziva priključka sa otvorenim krajem, - odabere se funcija prikaza razlike žive slike (otvoreni kraj) i memorirane slike

(kratkospojeni kraj). Ova slika se, za ispravni priključak, sastoji od ravne crte od početka do kraja priključka te slike otvorenog kraja priključka dvostruke amplitude. Ovim su izbjegnuti svi odzivi duž priključka i vidljiva je samo slika razlike otvorenog i kratkospojenog kraja priključka. Ukoliko postoji odvojak, odzivi kraja priključka će se dodatno prigušiti i izobličiti, pa na slici razlike više neće biti očekivan odziv.

Slika 110a Slika 110b Slika 110c Tako je na slici 110a. prikazana slika razlike za priključak duljine 14 m sa odvojkom duljine 1 m na polovici priključka. Na slici 110b prikazan je isti priključak, sa odvojkom duljine 3 m, dok je na slici 110c odvojak duljine 6 m. Vidljivo je da su promjene i u amplitudi i u valnom obliku značajne i lako uočljive.

Slika usporedbe može se koristiti na dva načina: - Usporedba odziva sa dva različita para vodiča u kabelu snimljenih na istom kraju kabela. Tada se, u slučaju ilegalnog odvojka sa jednog, dva ili tri vodiča u kabelu javlja razlika u slikama na mjestu odvojka koja je lako uočljiva. Primjer je prikazan na slici 111. Crvenom i zelenom bojom označena su dva para vodiča, crnom bojom označena je njihova slika razlike, koja također na mjestu odvojka prelazi iz ravne crte u nepravilan oblik.

Slika 111 - Usporedba odziva sa dva različita para vodiča u kabelu snimljenih na istom kraju kabela

99

- Usporedba odziva sa istog para vodiča sa oba kraja kabela. Tada je mjesto odvojka vidljivo na dva mjesta na slici, ovisno s kojeg kraja kabela gledamo. Primjer ovakve slike usporedbe i razlike prikazan je na slici 112. Crvenom i zelenom bojom označene su slike istog para vodiča sa oba kraja kabela, dok je crnom označena njihova slika razlike

Slika 112 - Usporedba odziva sa istog para vodiča sa oba kraja kabela

F Primjer otkrivenog odvojka

Na slici 113 prikazane su slike odziva stvarnog priključka izvedenog vodičima 4 × P10 mm2 duljine 18,8 m na kojem je otkriven odvojak.

Slika 113 - Slika odziva priključka sa otkrivenim odvojkom

100

Lijevim kursorom označen je početak priključka (korišten je predkabel duljine 5 m) a desnim mjesto odvojka koje se nalazi 1,1 m prije kraja priključka. Prikazane su slike odziva priključka sa otvorenim i kratkospojenim krajem (zelena i crvena), kao i razlika ovih slika (crna). Na prvi pogled iz slike razlike zaključuje se o postojanju odvojka, jer rezultat nije slika otvorenog kraja dvostruke amplitude već odziv suprotnog predznaka i izobličenog valnog oblika zbog činjenice da je na kraju odvojka priključen dio instalacije sa trošilima. Također je vidljivo da se iz slika odziva priključka moglo točno odrediti mjesto odvojka.

G Zaključno o TDR-u U Dodatku C2 prikazana je rutina za provođenje kontrole unutrašnjih priključaka reflektometrom, koja je usvojena i primjenjuje se u HEP distribuciji. Tu se najbolje vide svi potrebni koraci metode, kao i korištenje svih mogućnosti koje pruža ovaj uređaj. Za provedbu metode na terenu dovoljna su dvojica djelatnika opremljena ovim instrumentom te prijenosnim sredstvima veze. Okvirno vrijeme provedbe metode po priključku je 30 minuta, od čega 15 minuta ispitivanja i 15 minuta ˙pripremnih i završnih radova (otvaranje priključka, skidanje i ponovno postavljanje plombi). Poželjno bi bilo snimljene slike odziva svih ispitanih kućnih priključaka arhivirati u formiranim bazama podataka zbog mogućnosti usporedbe tijekom kasnijih ponovljenih kontrola. 5.3.2.2 Lokator trase (Wire Tracer) Ovaj uređaj, kao i TDR pomaže utvrditeljima u kontroli vizualno nedostupnih dijelova unutrašnjih priključaka - u zidu, pod žbukom i sl. Sastoji se iz dva osnovna dijela: odašiljač koji generira specifičan visokofrekventni signal u vodičima ispitivanog priključka i prijemnik koji detektira elektromagnetsko polje nastalo tim signalom oko vodiča duž trase priključka, uz svjetlosni i zvučni signal ovisan o jačini polja. Odašiljač se, ovisno o uvjetima kontrole može priključiti na vodiče unutrašnjeg priključka koji su pod pogonskim naponom ili su u beznaponskom stanju. Za brzo lociranje trase priključka kontrola započinje većim podešenim vrijednostima jačine signala odašiljača i osjetljivosti prijemnika uz detektirano šire područje priključka, te se postupnim smanjenjem ovih vrijednosti može vrlo precizno locirati trasa ispitivanog priključka i eventualnog neovlaštenog odvojka.

Temeljem provedenih ispitivanja i stečenih iskustava navedene su sljedeće činjenice o upotrebljivosti ovog uređaja:

- pri podešenom visokom stupnju osjetljivosti uređaj pouzdano može locirati kabel kroz puni zid debljine do 35 cm,

- pri podešenom srednejm stupnju osjetljivosti uređaj pouzdano može locirati kabel kroz puni zid debljine do 12 cm,

- pri podešenom niskom stupnju osjetljivosti uređaj pouzdano može locirati kabel pod žbukom,

- mogućnost točnog lociranja ovisi o udaljenosti od kabela i podešenoj osjetljivosti: za bliže položene kabele veća se preciznost lociranja postiže sa manjim stupnjevima osjetljivosti,

- za početno otkrivanje kabela treba krenuti s najvećom osjetljivošću, kako bi se brzo lociralo šire područje na kojem se kabel nalazi; postupnim smanjenjem osjetljivosti može se zatim točno odrediti trasa kabela s tolerancijom od maksimalno par centimetara,

- kabeli s metalnim plaštem generiraju upola slabije EM polje u svojoj blizini, te u njihovo preciznije lociranje treba ići s podešenim većim osjetljivostima,

- vrlo je malo prigušenje signala transmitera duž ispitivanog kabela, tako da je omogućeno pouzdano korištenje i na većim udaljenostima.

101

TDR i lokator trase na dva potpuno različita i neovisna načina dovode do istog rezultata: TDR reflektometrijskim snimanjem svih promjena na unutrašnjem priključku uz lociranje sumnjivih mjesta temeljem izračunate udaljenosti od uređaja, dok lokator trase detekcijom elektomagnetskog polja oko vodiča priključka i eventualnih odvojaka prostorno locira mjesto odvojka. Stoga se najbolji rezultati odnosno najveća sigurnost otkrivanja neovlaštenih priključenja mogu očekivati kombiniranjem ovih dvaju metoda, kada jednim uređajem dodatno potvrđujemo rezultate drugog.

Slika 114 - Dvije vrste wire tracer-a različitih proizvođača

5.4 Rekapitulacija mjera za smanjenje netehničkih gubitaka

Osnovne pretpostavke za kvalitetno obavljanje navedenih mjera na smanjenju netehničkih gubitaka su:

- formiranje stručnih ekipa opremljenih potrebnim alatom i mjernim uređajima za provedbu kontrola tehničkih ispravnosti obračunskih mjernih mjesta,

- omogućavanje međusobne kompatibilnosti sadašnjih baza podataka u aplikacijama za prodaju el. energije (npr. mjesečne i godišnje potrošnje svih potrošača) sa programima pod Windows i sličnim operativnim sustavom.

Pri tome ne treba zanemariti mogućnost upletenosti djelatnika HEP-a u onemogućavanju ispravnog mjerenja pojedinih mjernih mjesta, a u dogovoru i suradnji s kupcima. Prvenstveno se to odnosi na tehničku neispravnost mjernog mjesta, kao i na netočno (smanjeno) očitanje starijih modela maxigrafa bez memoriranja prethodnih stanja i broja resetiranja. O ovoj mogućnosti treba voditi računa prilikom formiranja ekipa za kontrolu mjernih mjesta, te povremeno provoditi kontrolu očitanja.

Osnovna svrha svih ovih djelovanja je smanjenje broja mjernih mjesta na kojima može doći do pojave netehničkih gubitaka, zbog tehničke neispravnosti ili krađe. Za svako se mjerno mjesto nakon kontrole tehničke ispravnosti mora u kontinuitetu provoditi kontrola mjesečnih, odnosno godišnjih potrošnji, te ciljano intervenirati u slučaju znatnijih smanjenja potrošnje.

Na primjeru Pogona Nova Gradiška, trenutna situacija je sljedeća: do sada je prekontrolirano oko 8 % mjernih mjesta na kojima se kupcima prodaje oko 35 % ukupne distribuirane el. energije. Ukoliko se od ostalih 92 % mjernih mjesta oduzmu ona kod kojih je značajno smanjena mogućnost krađe: - centralna mjerna mjesta u višestambenim zgradama,

- mjerna mjesta na vanjskom dijelu pojedinačnih objekata u kućnim priključno mjernim ormarićima (KPMO),

dobije se podatak o 59 % mjernih mjesta na kojima se kupcima prodaje oko 45 % ukupne distribuirane el. energije, a na kojima još uvijek postoji realna mogućnost pojave netehničkih gubitaka.

102

6 ZAKLJUČAK

Tehničke gubitke električne energije moguće je relativno točno procijeniti pomoću proračuna tokova snaga na modelima elektroenergetske mreže. Međutim, nemjerenu potrošnju, odnosno netehničke gubitke električne energije, kao nepoznanicu, moguće je odrediti samo provođenjem organiziranih sustavnih mjerenja tokova energije. Radi toga je nužno potrebno uspostaviti jedinstveni sustav izrade što točnijih energetskih bilanci distribucijskih područja odnosno distribucijske djelatnosti u cjelini. Postojeći sustav, temeljen na bilancama nabave i prodaje električne energije, općenito gledano ne omogućuje dovoljno točno određivanje ukupne razine gubitaka i neregistrirane potrošnje električne energije. Glavni izvor pogreške je odstupanje obračunske godine od kalendarske, za koju je dana bilanca nabave i prodaje električne energije. To je sustavna pogreška postojeće metode, koju nije moguće izbjeći bez reorganizacije postupka obračuna potrošnje u kućanstvima.

U nastavku su prikazane veličine tehničkih i netehničkih gubitaka u distribucijskoj mreži Pogona Nova Gradiška. Prema formiranim popisima objekata ustanovljeno je u kojima se stvaraju najveći gubici, te kakva je raspodjela gubitaka po objektima. Na kraju je prikazano više sezonskih promjena opterećenja u distribucijskoj mreži, te njihov utjecaj na veličine gubitaka. Osnovni zaključak je da su opterećenja, pa prema tome i gubici izrazito neravnomjerno raspoređeni jer je broj visoko i srednje opterećenih objekata mali u odnosu na znatno veći broj neopterećenih objekata.

Zatim su redom prikazane metode za učinkovito smanjenje tehničkih gubitaka. Najučinkovitije metode smanjenja tehničkih gubitaka su optimiranje tokova snaga prema tehničkim karakteristikama objekata kojima teku, na čemu se temelje zahvati za postizanje ravnomjernije raspodjele opterećenja u distribucijskoj mreži. Potom slijede metode optimiranja tehničkih karakteristika objekata prema pripadnim tokovima snaga odnosno ciljani zahvati na objektima s najvećim gubicima, za koje su potrebna veća ili manja financijska ulaganja.

Najveći rezultati u smanjenju gubitaka ostvareni su metodama za smanjenje netehničkih gubitaka, i to prvenstveno otklanjanjem tehničkih neispravnosti mjernih mjesta. Drugi veliki generator netehničkih gubitaka – krađu električne energije, ne može se jednostavno i u kratko vrijeme riješiti, već je to kontinuiran dugotrajni proces. Velika pomoć u provedbi mjera za smanjenje netehničkih gubitaka su suvremeni mjerni i ispitni uređaji detaljno opisani u radu.

Na primjeru distribucijske mreže Pogona Nova Gradiška, može se reći da su tijekom posljednjih šest godina, uz kontinuirani porast potrošnje električne energije smanjeni ukupni gubici električne energije s 11 % na prosječno 7,5 %, uz nastavak aktivnosti na daljnjem smanjenju. Uz spomenuto smanjenje netehničkih gubitaka, važno je istaći da se i tehnički gubici mogu efikasno smanjiti uz minimalna novčana ulaganja za prosječno 0,5 do 1 % ukupne nabavljene el. energije.

103

DODACI

104

Dodatak A - Slike

T S 3 5 / 1 0 k VB A T R I N A

5 0 2 B A T R I N A 2

5 0 1 B A T R I N A 1

5 0 7 N O V A K A P E L A 2

5 0 4 N K A P E L A 1

5 0 5 N K A P E L A C

5 1 7 B L . D O L " S "

5 1 5 B L . D O L " J "

T 5 2 6 T U R I S T

5 0 6 N O V A K A P E L A 3

5 0 9 B B R I G 2

5 1 0 B B R I G 1

5 1 2 V R B O V A 3

5 1 4 V R B O V A 1

5 4 0 O Š S P S

5 3 8 S P S 2

5 3 9 M L J E K A R A

5 2 5 S P S 3

T 5 2 4 H Ž S P S

5 2 3 S P S 4

5 1 9 V R B O V A 2

5 3 4 S T A R C I 2

5 3 1 O Š T R I V R H 2

5 3 6 T I S O V A C

5 2 1 S P S 1

5 2 2 S P S 6

5 3 3 S T A R C I 1

5 3 0 O Š T R I V R H 1

5 3 5 M A K S I M O V H R A S T

5 2 7 S P S 5

5 4 1 S P S G O D I N J A K

5 4 5 G O D I N J A K 2

5 4 6 G O D I N J A K 1

31013102

31033104

31053106

31073108

31093110

31113112

31133114

31153116

31173118

3119

LR

3 1 2 0 3 1 2 1

3 1 2 23 1 2 3

3 1 2 53 1 2 6

3 1 2 7

3 1 2 8

3 1 2 9

3 1 3 0

3 1 3 1

3132

3 1 3 3

3 1 3 4

3 1 3 5

3 1 3 6

3 1 3 7

3 1 3 8

31393140

3 1 4 1

3 1 4 2

3 1 4 3

3 1 4 4

3 1 4 5

31463147

3148

3 1 4 9

3 1 5 0

3 1 5 1

3152

3 1 5 3

3 1 5 4

3 1 5 5

3 1 5 6

3 1 5 7

3 1 5 8

3159

3 1 6 0

3 1 6 2

3 1 6 3

3 1 6 4

3 1 6 5

Slika A1 - Topologija 10 kV VP Staro Petrovo Selo

105

3201

T 550 METAL PLAST

T551 PROIZVOD

T 552 TANG

T 553 HŽ N KAPELA

T 554 PIK N KAPELA

T 555 SECE

566 SIČE

T569 CS CRNAC

568 LOVNA KUĆA

T570 CS DAVOR

571 DAVOR 4

32023203

32043205

32063207

32083209

32103211

3212

3215

3216

3217

3218

3219

32203221

32223223

3225

3226

3227

3228

3229

3224

3213

3214

3230

3231

3232

3233

32343235

3236

564 ŠTIVICA 2

563 ŠTIVICA 1

562 ŠTVICA 3

560 KOMARNICA

558 M MALA 1

557 M MALA 2

572 DAVOR 3

575 DAVOR 5

573 DAVOR 2

574 DAVOR 1

Slika A2 - Topologija 10 kV VP Crnac polje

106

TS 35/10 kVBATRINA

3301

580 BATRINA 3

581 BATRINA DRAGOVCI

583 DRAGOVCI 1

584 DRAGOVCI 2

586 DONJI LIPOVAC

588 GORNJI LIPOVAC

590 SREDNJI LIPOVAC

592 PROIZVOD LIPOVAC

33023303

3304

33053306

3307

3312

3308

3313

3314

3309

3310

33113315

Slika A3 - Topologija 10 kV VP Dragovci

107

Slika A4 - Topologija 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Nova Gradiška 1

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,755

km

AlF

e 3x

95 m

m2 /0

,21

km

M

AlFe 3x120 mm2/2,37 km Prema TS 110/35 kV N. Gradiška

NHEKBA 3x95 mm2/1,72 km Prema TS 35/10 kV NG 2

VP K

UĆ

NI T

RAF

O

35 kV

TR 18 MVA

TR 28 MVA

10 kV

VP T

ANG

1

VP T

AN

G 2

VP G

RAD

M M M M

VP

LOBI

NO

1

K5K2K1K0

M

K6

M

K7

M

K8

VP D

BO

GIĆ

EVC

I

VP

KOM

PEN

ZAC

IJA

VP

LOB

INO

2

M

K9

VP

LJU

FIN

A

M

K10

VP M

ED

AR

I

M

K11

VP N

G J

UG

M

K12

VP

STR

MAC

M

K13

VP T

ANG

VP

MJ.

PO

LJE

TS 35/10 kV N. GRADIŠKA 1

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,66 km

104 PARK

630 kVA

106 CENTAR

400 kVA

116 D. LOBE

108 G. VITEZA

630 kVA

250 kVA

122 M. LANOSOVIĆA

250

kVA

NKBA 3x70 mm2/0,317 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,405 km

Prema TS 35/10 kV Okučani AlFe 3x120 mm2 /13,979 km

K14K3

K4

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,66 km

EHP

48A

3x1

x150

mm

2 /0,1

km

NK

BA 3

x50

mm

2 /1,0

32 k

m

105 PETEROKATNICA

630 kVA

400 kVA

110 STEPINČEVA

EHP48A 3x1x95 mm2/0,265 km

107 FRANKOPANSKA

630 kVA

EHP48A 3x1x95 mm2/0,39 km

NKBA 3x50 mm2/0,36 km

T109 KOŽARA

400 kVA

PP41 3x50 mm2/0,48 km

Prema TS Mala 1VP Nektar iz

TS N.Gradiška 2

NKBA 3x50 mm2/0,306 km

Prema TS Centar 2VP Nektar iz

TS N.Gradiška 2

400 kVA

T111 Hž

EHP48A 3x1x95 mm2/0,265 kmNYBY 3x95 mm2/0,708 km

EHP48A 3x1x95 mm2/0,415 km

Prema TS TeslinaVP Teslina izTS N.Gradiška 2

115 ZRINSKIH

PP4

1 3x

50 m

m2 /0

,48

km

PP4

1 3x

50 m

m2 /0

,4 k

mPP

41 3

x50

mm

2 /0,5

23 k

m

EHP

48A

3x1x

150

mm

2 /0,7

4 km

400 kVA

117 LJ. GAJA

XH

P 48

A 3x

1x15

0 m

m2 /0

,236

km

PP

41 3

x50

mm

2 /0,4

km

400 kVA

250 kVA

120 VINOGRADSKA2

250 kVA

119 VINOGRADSKA1

250 kVA

118 SLAVČA

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,46 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,52 km

EH

P 48

A 3x

1x18

5 m

m2 /0

,47

km

160

kVA302 PRVČA 2

100

kVA

AlFe 3x25 mm2/ 0,06km

250

kVA301 PRVČA 1

AlFe 3x25 mm2/0,315 km

AlFe 3x50 mm2/0,8km

AlFe 3x25 mm2/0,2 km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,529

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,865

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,161

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /1

,802

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,909

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,865

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,338

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /1

,428

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,53

kmAl

-Fe

3x95

mm

2 /0,7

5 km

EHP48A 3x1x150 mm2/1,583 km

Prema TS ČvorVP S.Gradiška izTS Okučani

EH

P 48

A 3x

1x15

0 m

m2 /0

,26

km

100

kVA

323 LJUPINA 1

160

kVA

322 LJUPINA 3

100

kVA

Al-Fe 3x95 mm2/2,479 km

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,96 km

Al-Fe 3x95 mm2/0,557 km

AlFe 3x25 mm2/0,36 km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,539

km

324 LJUPINA 4

100

kVA

AlFe 3x50 mm2/0,67 km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,911

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,911

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /1

,136

km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /1

,936

km

AlFe

3x2

5 m

m2 /0

,6 k

m

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,79

kmAl

Fe 3

x25

mm

2 /0,6

km

AlF

e 3x

25 m

m2 /1

,31

km

304 V. GREDAAlFe 3x25 mm2/2,4km

50 k

VA306 S. BOK

AlFe 3x35 mm2/4,18km

100

kVA308 POLJANE

AlFe 3x50 mm2/1,405km

100

kVA311 GORICE 2

AlFe 3x25 mm2/0,845km

100

kVA310 GORICE 1

AlFe 3x50 mm2/0,15km

AlFe 3x50 mm2/1,5km

100

kVA312 GORICE 3

400

kVAT313 AC DRAGALIĆ

XHE 49A 150 mm2/0,075km

160

kVA314 DRAGALIĆ 2

AlFe 3x50 mm2/0,49km

160

kVA315 DRAGALIĆ 1

AlFe 3x50 mm2/2,02km

50 k

VA

317 D. BOGIĆEVCI 2

AlFe 3x50 mm2/0,145 km

50 k

VA

318 D. BOGIĆEVCI 1

AlFe 3x25 mm2/0,42km

50 k

VA318 D. BOGIĆEVCI 3

AlFe 3x50 mm2/1,12 km

Al-Fe 3x95 mm2/1,428 km

100

kVA221 CERNIK 6

kV

A

AlFe 3x25 mm2/0,32 km

250

kVA220 CERNIK 3

AlFe 3x50 mm2/0,21 km

AlFe 3x35 mm2/0,709 km

227 CERNIK 8

AlFe 3x25 mm2/km

250

kVA222 CERNIK 1

AlFe 3x35 mm2/0,15 km

160

kVA223 CERNIK 4

AlFe 3x35 mm2/1,383 km

160

kVA224 BAČICA

AlFe 3x35 mm2/0,195km

100

kVA226 C. ŠAGOVINA 2

AlFe 3x35 mm2/0,19km

EHP48A 3x1x95mm2/0,02km

100

kVA225 C. ŠAGOVINA 1

XHP 48A 3x1x150 mm2/1,919 kmAlFe 3x25 mm2/0,196 km

AlFe 3x25 mm2/0,424 kmAlFe 3x95 mm2/0,185 km

AlFe 3x95 mm2/0,52 km PP41 3x50 mm2/0,062 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,462

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,84

kmA

lFe

3x95

mm

2 /0,7

16 k

m

AlF

e 3x

35 m

m2 /3

,478

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,526

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,435

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,972

km

100

kVA

50 k

VA

630

kVA

AlFe

3x9

5 m

m2 /1

,198

km

AlF

e 3x

95 m

m2 /1

,729

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /1

,899

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /1

,248

km

AlF

e 3x

95 m

m2 /4

,772

km

EHP48A 3x1x95 mm2/0,3 km

AlFe 3x25 mm2/0,28 km

250

kVA201 SLAVONSKA

XHP48A 3x1x95 mm2/0,69 km

315

kVAT202 N. KOVAČEVAC

AlFe 3x50 mm2/0,356 km

160

kVA203 KOVAČEVAC

100

kVA207 MAŠIĆ 2

AlFe 3x50 mm2/0,137 km

100

kVA208 MAŠIĆ 1

50 k

VA

209 MAŠIĆ 3

AlFe 3x50 mm2/0,249 km

100

kVA211 MEDARI 2

AlFe 3x50 mm2/0,138 km

160

kVA212 MEDARI 1

AlFe 3x25 mm2/0,05 km10

0 kV

A

215 DRAGALIĆ 3

AlFe 3x50 mm2/0,861 km 100

kVA

217 TRNAVA

AlFe 3x50 mm2/1,25 km

kVA

? M. ŠAGOVINA

AlFe 3x25 mm2/4,503 km

EHP 48A 3x1x185 mm2/0,47 km AlFe 3x95 mm2/1,62 km

AlFe 3x50 mm2/1,25 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,43

kmAl

Fe 3

x95

mm

2 /1 k

mA

lFe

3x95

mm

2 /1,0

93 k

mA

lFe

3x95

mm

2 /1,2

47 k

mAl

Fe 3

x95

mm

2 /0,9

02 k

mAl

Fe 3

x95

mm

2 /0,8

44 k

mA

lFe

3x95

mm

2 /0,3

46 k

mA

lFe

3x95

mm

2 /0, 1

05km

AlF

e 3x

95 m

m2 /1

,09

km

PremaVP N.Gradiška izTS Okučani

2x10

00 k

VA2x

1000

kVA

1000

kV

A63

0 kV

A

T101

TA

NG

CEN

TAR

T102

TA

NG

ŽA

RN

A P

EĆ

1000

kVA

T103

TA

NG

STA

RA

2x10

00 k

VA

630

kVA

400 kVA

100

kVA350 ORUBICA 3

100

kVA349 ORUBICA 2

AlFe 3x50 mm2/0,71 km

351 ORUBICA 1

AlFe 3x25 mm2/0,21 kmAlFe 3x25 mm2/2,4 km

50 k

VA354 DOLINA 2

100

kVA353 DOLINA 1

AlFe 3x50 mm2/0,21 km

355 MAČKOVAC

AlFe 3x25 mm2/0,387 kmAlFe 3x25 mm2/3,41 km

T357 CS LJUFINA

AlFe

3x9

5 m

m2 /2

,072

km

AlFe 3x25 mm2/0,9 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /2

,137

km

AlFe 3x25 mm2/0,75 km

AlFe 3x25 mm2/3,525 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,066

km

EHP

48A

3x1x

95 m

m2 /0

,05

km

100

kVA

AlFe 3x25 mm2/0,17 km364 GAJ ZASELAK

400

kVA362 I.G. KOVAČIĆA

AlFe 3x25 mm2/0,55 km

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,26 km

Al-F

e 3x

95 m

m2 /0

,654

km

AlFe 3x25 mm2/0,48 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,1 km

AlFe 3x25 mm2/0,38 km

NKBA 3x50 mm2/0,75 km

Prema TS K. Zvonimira 1VP B.Trenka izTS NG 2

AlFe 3x25 mm2/1,288 km

Pre

ma

TS B

.Tre

nka

2V

P B

.Tre

nka

izTS

NG

2

PROJEKT:

STANJE POSTROJENJA

OBJEKT:

-JEDNOPOLNA SHEMA NAPAJANJAIZ -TS 35/10 kV N. GRADIŠKA 1

OBRADILI:CRTAO:PREGLEDAO:ODOBRIO:

Španić-PavlovićPavlović D.

Trupinić K.Matijašević F.

AlFe 3x95 mm2/2,329 km

112 GUNDULIĆEVA

kVA

XHE

49A

3x1

x150

mm

2 /0,1

5km

121 LIPOVICA

123 RADNIČKA

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,21km

HEP DISTRIBUCIJA d.o.o.DP "ELEKTRA" SLAVONSKI BRODPOGON NOVA GRADIŠKA

100

kVA347 G. CRNOGOVCI

AlFe 3x25 mm2/1,75 km 100

kVA345 D. CRNOGOVCI

AlFe 3x35 mm2/0,332 km 160

kVA343 LAZE

AlFe 3x25 mm2/0,025 km 100

kVA341 ZAPOLJE 1

AlFe 3x25 mm2/2,365 km

100

kVA339 BODOVALJCI 2

AlFe 3x25 mm2/0,128 km

100

kVA338 BODOVALJCI 1

AlFe 3x25 mm2/0,128 km

50 k

VA

AlFe 3x 35mm2/1,05km337 PIK VRBJE

50 k

VA

336 BODOVALJCI 3AlFe 3x35 mm2/0,62 km

333 VRBJE 2

AlFe 3x30 mm2/0,671 km 100

kVA334 VRBJE 3

AlFe 3x35 mm2/0,552km

160

kVA332 VRBJE 1

100

kVA

331 VRBJE 4

AlFe 3x50 mm2/0,26 km

AlFe 3x50 mm2/ 0,29km

50 k

VA

AlFe 3x25 mm2/0,225 km

100

kVA329 SIČICE 3

AlFe 3x35 mm2/0,39 km

328 SIČICE 2

327 SIČICE 1

100

kVAAlFe 3x25 mm2/0,61 km

AlFe 3x mm2/0,75 km

100

kVA

325 LJUPINA 2

AlFe 3x50 mm2/ 0,54km

AlFe 3x25 mm2/1,275 km

XHE49A 150 mm2/ 0,11km

326 LJUPINA 510

0 kV

AXHE49A 150 mm2/ 0,15km

AlFe 3x50 mm2/ 1,4km

XHE49A 150 mm2/ 0,438km

T242 B. POLJE

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,07 km

AlFe 3x95 mm2/0,243 km

T243 R.P. B. POLJE

AlFe 3x25 mm2/0 km

240 STRMAC 1

AlFe 3x25 mm2/0,02 km

100

kVA239 STRMAC 2

AlFe 3x35 mm2/0,038 km

50 k

VAT238 STRMAC 3

AlFe 3x35 mm2/0,235 km

100

kVA236 ŠUMETLICA

AlFe 3x25 mm2/0,07 km

160

kVA

228 CERNIK 2

AlFe 3x25 mm2/0,74 km

kVA

230 CERNIK 7

AlFe 3x50 mm2/0,03km

30 k

VA229 CERNIK 5

AlFe 3x50 mm2/0,749km

100

kVA

234 GILETINCI

AlFe 3x25 mm2/1,48 km

AlFe 3x50 mm2/0,89km

231 CERNIK 9

100

kVA

XHE49A 150 mm2/ 0,11km

Prema TS MAČKOVAC

AlFe 3x70 mm2/3,55 km

2x250 kVA10 kVA

Prema TS S.Bok

AlFe 3x25 mm2/0,15 km

AlFe 3x25 mm2/0,44 km

AlFe 3x25 mm2/0,3 km

AlFe 3x50 mm2/0,31km

160

kVA

100

kVAT366 PIK BILJNA

AlFe 3x35 mm2/0,161 km

100

kVA367 K. ZVONIMIRA 2

AlFe 3x25 mm2/0,125 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/1,32 km

01.05.01.05.01.05.

01.05.

160

kVA

T368 SLAVEN

100

kVAT369 NAPL. KUĆICE

AlFe 3x35 mm2/2,259 km

XHP 3x1x95 mm2/0,7 km

XHP 3x1x95 mm2/0,35 km

T370 ZMG

1000 kVA

108

EHP 48 3x1x185 mm2/1,25 km Prema TS 110/35 kV N. Gradiška

NHEKBA 3x95 mm2/1,72 km Prema TS 35/10 kV NG1

VP K

OM

PEN

ZAC

IJA

35 kV

TR 24 MVA

TR 14 MVA

10 kV

VP

REZ

ER

VA

VP K

UĆ

NI T

R.

VP S

EK

ULIĆ

PIL

AN

A

M M M M M

VP S

LAD

AR

A

K5K4K2K1K0

M

K6

M

K7

M

K8

VP L

J. P

OSA

VSK

OG

VP R

EZE

RVA

VP

RE

ZER

VA

M

K9

VP N

. TE

SLE

M

K10

VP N

EKT

AR

M

K11

VP R

EZE

RVA

M

K12

VP S

EKU

LIĆ

IVE

RIC

A

M

K13

VP B

ARU

NA

TR

EN

KA

M

K14

VP

MLI

N S

ILO

S

M

K15

VP

BATR

INA

TS 35/10 kV N. GRADIŠKA 2

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,36 km

PP41 3x95 mm2/1,065 kmNAYBY Al 3x95 mm2/0,864 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,365 km

T 135 SEKULIĆPILANA

2x630 kVA

175 MLIN SILOS

1000+630 kVA

T 178 SL.RADINOST

630 kVA

T 177REPROMATERIJAL

400 kVA

T176 SILOS 2

630 kVA

EH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,17

km

EHP

48A

3x1x

95 m

m2 /0

,28k

mEH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,53

km

145 LJ. POSAVSKOG

400 kVA

146 BOLNICA

250+630 kVA

152 JUG 3

400 kVA

T153 VOJARNA

400 kVA

147 MAŽURANIĆEVA

250 kVA

149 GUPČEVA

250 kVA

155 JUG 1

400 kVAE

HP

48A

3x1

x95

mm

2 /0,2

1 km

156 TESLINA

400 kVA

157 NEBODER

630 kVA

165 NEKTAR

400 kVA

166 ŠTROSMAYEROVA

500 kVA

158 JUG 5

400 kVA

400 kVA

167 NAS. JAVORA

2x630 kVA

159 JUG 6

160 URIJE 1

400 kVA

161 URIJE 2

160 kVA

150 MALA 1

160 kVA

151 MALA 2

250 kVA

500+630kVA

T170 SEKULIĆIVERICA

371 B. TRENKA 2

250 kVA

372 B. TRENKA 1

250 kVA

373 K. ZVONIMIRA 1

250 kVA

NK

BA

Al 3

x70

mm

2 /0,3

93 k

m

NKB

A C

u 3x

50 m

m2 /0

,409

km

NK

BA 3

x50

mm

2 /0,5

48 k

mP

rem

a TS

Hž

VP

Gra

d iz

TS N

.Gra

dišk

a 1

EHP 48 3x1x150 mm2/1,126 km

100

kVA

245 BEDEM

AlFe 3x35 mm2/0,222 km

160

kVA

T247 BERIĆ

NA2X6 2Y 3x(1x150/25 mm2)/0,16 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,577

km

2x63

0kVA

T248

KO

ŽAR

A

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,43 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,718

km

50 k

VA

249 REŠETARI 5

AlFe 3x25 mm2/0,57 km

250

kVA

273 REŠETARI 8

AlFe 3x35 mm2/0,323 km

160

kVA

T276 DRVORAD

AlFe 3x35 mm2/0,216 km

100

kVA

275 ADŽAMOVCI 2

EHP 48A 3x1x70 mm2/0,262 km

160

kVA

277 ZAPOLJE 2

AlFe 3x25 mm2/1,37 km

100

kVA

286 ZAPOLJE 3

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,09 km

AlF

e 3x

95 m

m2 /0

,105

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /1

,646

km

AlF

e 3x

95 m

m2 /0

,493

km

AlF

e 3x

95 m

m2 /0

,576

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,663

km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,9 k

m

100

kVA

287 GODINJAK 3

AlFe 3x35 mm2/0,41 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,3 k

m

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,7 k

m

LR

AlF

e 3x

95 m

m2 /0

,9 k

m

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,148

km

160

kVA

285 DREŽNIK

AlFe 3x25 mm2/2,552 km

160

kVA

283 GUNJAVCI

100

kVA

282 ADŽAMOVCI 3

AlFe 3x35 mm2/0,175 km

100

kVA

280 BRĐANI

AlFe 3x25 mm2/0,95 km

160

kVA

279 ADŽAMOVCI 1

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,083 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,122 km

AlFe 3x25 mm2/0,210km

AlFe 3x35 mm2/0,429 km

AlFe

3x2

5 m

m2 /0

,281

km

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,288

km

AlF

e 3x

25 m

m2 /1

,433

km

160

kVA

253 REŠETARI 6

100

kVA

254 REŠETARI 2

AlFe 3x25 mm2/0,845km

AlFe 3x25 mm2/0,11km

400

kVA

252 REŠETARI 3

AlFe 3x70 mm2/0,105km

AlFe 3x25 mm2/0,11km

100

kVA

AlFe 3x25 mm2/0,8km

AlFe

3x7

0 m

m2 /0

,78k

m

AlF

e 3x

70 m

m2 /0

,52k

mA

lFe

3x25

mm

2 /0,4

5km

AlFe

3x2

5 m

m2 /2

,0km

AlFe

3x2

5 m

m2 /0

,9km

AlFe

3x2

5 m

m2 /2

,68k

m

AlF

e 3x

25 m

m2 /1

,73k

m

AlF

e 3x

25 m

m2 /2

,32k

m

AlFe 3x70 mm2/0,1km

EHP

48A

3x1

x95

mm

2 /0,6

5 km

EH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,225

km

EH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,465

km

EH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,85

km

PP 4

1 3x

50 m

m2 /0

,43

km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,91km

XHE 3x1x150 mm2/0,385 km

Prema TS G. VitezaVP Grad iz

TS N.Gradiška 1

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,64km

NYB

Y 3

x50

mm

2 /0,3

11 k

m

EH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,12

km

EHP

48A

3x1

x95

mm

2 /0,2

3 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,052 km

PP41 3x50mm2/0,573 km

PP41 3x50mm2/0,257 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,348 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,115 kmEHP 48A 3x1x95 mm2/0,348 km

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,187km

PP 41 3x50 mm2/0,053 km

PP 41 3x50 mm2/0,21 km

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,28

km

PremaVP Ind. zona

iz TS N.Gradiška 1

148 CIGLANA

500 kVA

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,37 km

168 CENTAR 2

400 kVA

Prema TS KožaraVP Grad izTS N.Gradiška 1

PROJEKT:

STANJE POSTROJENJA

OBJEKT:

-JEDNOPOLNA SHEMA NAPAJANJAIZ TS 35/10 kV N. GRADIŠKA 2-

OBRADIO:CRTAO:PREGLEDAO:ODOBRIO:

160

kVA

255 REŠETARI 7

100

kVA

260 BUKOVICAAlFe 3x25 mm2/1,318km

50 k

VA

262 BAĆINDOL 2

100

kVA

263 BAĆINDOL 1

100

kVA

265 OPATOVAC

AlFe 3x25 mm2/0,13km

100

kVA

271 PODVRŠKOAlFe 3x25 mm2/2,02km

30 k

VA

T270 VIPNETAlFe 3x25 mm2/0,08km

269 BANIĆEVAC

400

kVA

256 REŠETARI 9

250

kVA

250 REŠETARI 4

250

kVA

250 REŠETARI 1

XHE49A 3x1x150mm2/2,28 km

XHE49A 3x1x185mm2/1,35 km

XHE49A 3x1x150mm2/2,9 km

XHE49A 3x1x150mm2/1,92 km

XHE49A 3x1x150mm2/3,15 km

XHE49A 3x1x150mm2/1,11 km

XHE49A 3x1x150mm2/1,08 km

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,56

km

XHE49A 150mm2/0465 km

AlFe 3x70 mm2/0,89 km

XHE

49A

3x1

x150

mm

2 /0,9

9 km

HEP DISTRIBUCIJA d.o.o.DP "ELEKTRA" SLAVONSKI BRODPOGON NOVA GRADIŠKA

AlFe 3x55 mm2/0,21 km

360 ŽELJEZNIČKA

250 kVA

T374 KAUFLAND

630

kVA

XHP 48A 3x1x150 mm2/0,24 km

XHP 48A 3x1x150 mm2/0,195 km

XHP 49A 3x1x150 mm2/0,175 km

Španić-PavlovićPavlović D.

Trupinić K.Matijašević F.

01.05.01.05.

01.05.

01.05.

XHP 49A 3x1x150 mm2/0,175 km

Slika A5 - Topologija 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Nova Gradiška 2

109

M

VP S. BROD

VP S

TAR

O P

ETR

OVO

SEL

O10 kV

REZ

ERVA

M M M

VP

CR

NA

C P

OLJ

E

M M M

RE

ZER

VA

RE

ZER

VA

VP

KUĆ

NI T

RA

FO

M

VP

LJU

FIN

A

M

VP D

RA

GO

VC

I

VP M

J. P

OLJ

E

TS 35/10 kV BATRINA25

0 kV

A 501 BATRINA 1

PP41A 3x95 mm2/0,478 km

100

kVA 502 BATRINA 2

AlFe 3x25 mm2/0,6 km

250

kVA 505 N. KAPELA C.

AlFe 3x35 mm2/0,108 km

AlFe 3x95 mm2/1,1 km

AlFe 3x95 mm2/0,255 kmAlFe 3x25 mm2/0,4 km

250

kVA 504 N. KAPELA 1

100

kVA 506 N. KAPELA 3

AlFe 3x25 mm2/0,02 kmAlFe 3x95 mm2/0,38 km

160

kVA 507 N. KAPELA 2

AlFe 3x25 mm2/0,35 kmAlFe 3x95 mm2/1,12 km

160

kVA 509 B. BRIG 2

AlFe 3x25 mm2/0,17 kmAlFe 3x95 mm2/0,7 km

100

kVA 510 B. BRIG 1

AlFe 3x25 mm2/0,1 kmAlFe 3x95 mm2/1,49 km

160

kVA 512 VRBOVA 3

AlFe 3x25 mm2/0,24 kmAlFe 3x95 mm2/1,37 km

AlFe 3x25 mm2/0,245 km

AlF

e 3x

95 m

m2 /1

,09

km

AlFe 3x25 mm2/0,1 kmAlFe 3x95 mm2/0,859 km

AlFe 3x25 mm2/0,11 km

AlF

e 3x

95 m

m2 /0

,22

km

AlFe 3x35 mm2/0,66 km

AlFe 3x95 mm2/0,465 km

AlFe 3x95 mm2/0,522 km

AlFe 3x25 mm2/0,5 km

100

kVA

AlFe 3x95 mm2/0,1 km

XLFE-Ay 3x50 mm2/1,09 km

AlFe 3x25 mm2/0,06 kmXLFE-Ay 3x50 mm2/1,09 km

XHP 48A 3x1x70 mm2/3,55 km

250

kVA T551 PROIZVOD

AlFe 3x25 mm2/0,11 km

250

kVA T550 METALPLAST

AlFe 3x25 mm2/0,135 km

50 k

VA T553 Hž N. KAPELA

AlFe 3x95 mm2/0,103 km

AlFe 3x95 mm2/1,22 km

AlFe 3x35 mm2/0,15 km

250

kVA T552 TANG

AlFe 3x95 mm2/0,128 km

160

kVA T555 SEOCE

AlFe 3x25 mm2/1,24 km

160

kVA 566 SIČE

AlFe 3x25 mm2/0,37 km

AlFe 3x95 mm2/0,9 km

T569 CRNAC

AlFe 3x95 mm2/2,008 kmA2YHSY 3x1x95 mm2/0,068 km

AlFe 3x95 mm2/0,95 km

AlFe 3x95 mm2/0,18 km

XHP 48A 3x1x70 mm2/0,075 km

AlFe 3x95 mm2/0,091 km

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,12 km

AlFe 3x95 mm2/1,011 km

30 k

VA

T554 PIK N. KAPELAAlFe 3x25 mm2/0,588 km

AlFe 3x95 mm2/1,12 km

100

kVA580 BATRINA 3

AlFe 3x50 mm2/1,89 km

AlFe 3x95 mm2/1,64 km

AlFe 3x95 mm2/0,97 km

3x40

0+10

kVA

30 k

VA

568 LOVNA KUĆAAlFe 3x35 mm2/2,171 km

AlFe 3x25 mm2/0,33 km

AlFe 3x95 mm2/1,06 km

AlFe 3x95 mm2/8,05 km

T570 CS DAVOR

2x63

0+2x

250+

100k

VA

XHP 48A 3x1x95 mm2/0,12 km

AlFe 3x25 mm2/0,03 km

100

kVA 590 S. LIPOVAC

588 G.LIPOVAC

586 D. LIPOVAC

AlFe 3x25 mm2/0,05 kmAlFe 3x25 mm2/3,8 km

AlFe 3x25 mm2/3,4 kmAlFe 3x25 mm2/0,56 km

AlFe 3x25 mm2/3,6 kmAlFe 3x25 mm2/0,11 km

250

kVA 592 PROIZVOD

AlFe 3x25 mm2/0,88 km

50 k

VA581 BATRINA DRAGOVCI

AlFe 3x25 mm2/2,3 km

AlFe 3x25 mm2/1,1 km

AlFe 3x25 mm2/0,05 km

100

kVA583 DRAGOVCI 1

AlFe 3x35 mm2/0,6 kmAlFe 3x25 mm2/0,1 km

584 DRAGOVCI 2

100

kVA

RE

ZER

VA

35 kV

TR 14 MVA

VP N. GRADIŠKA

TR 22,5 MVA

AlFe 3x35 mm2/0,537 km

AlFe 3x70 mm2/1,4 km

AlFe 3x70 mm2/0,187 km

100 kVA562 ŠTIVICA 3

560 KOMARNICA100 kVA

160 kVA558 M. MALA 1

AlFe 3x70 mm2/2,468 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,088 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,097 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,302 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,425 km

160 kVA

563 ŠTIVICA 1

100 kVA564 ŠTIVICA 2

AlFe 3x25 mm2/1,25 km

AlFe 3x25 mm2/0,25 kmAlFe 3x25 mm2/0,32 km

AlFe 3x25 mm2/0,29 kmAlFe 3x25 mm2/1,010 km

100 kVA

557 M. MALA 2

100

kVA582 DRAGOVCI 3

AlFe 3x25 mm2/1,1 km

AlFe 3x25 mm2/0,0? km

PROJEKT:

STANJE POSTROJENJA

OBJEKT:

-JEDNOPOLNA SHEMA NAPAJANJAIZ TS 35/10 kV BATRINA-

OBRADILI:CRTAO:PREGLEDAO:ODOBRIO:

Španić-PavlovićPavlović D.

Trupinić K.Matijašević F.

Pavlovic D.

160

kVA 514 VRBOVA 1

50 k

VA 513 VRBOVA 4

AlFe

3x9

5 m

m2 /0

,26

km

160

kVA 521 SPS 1

AlF

e 3x

95 m

m2 /1

,42

km

HEP DISTRIBUCIJA d.o.o.DP "ELEKTRA" SLAVONSKI BRODPOGON NOVA GRADIŠKA

250

kVA538 SPS 2

250

kVA539

MLJEKARA

AlFe 3x25 mm2/0,24 km

AlFe 3x35 mm2/0,108 km

AlFe 3x95 mm2/1,23 km

AlFe 3x95 mm2/0,16 kmAlFe 3x25 mm2/0,06 km

540 OŠ SPS

160

kVA

EHP 48A 3x95 mm2/0,507 km

160

kVA541 SPS GODINJAK

100

kVA545 GODINJAK 2

160

kVA546 GODINJAK 1

AlFe 3x25 mm2/0,17 km

AlFe 3x95 mm2/1,23 km

AlFe 3x35 mm2/0,435 km

AlFe 3x95 mm2/0,474 km

AlFe 3x25 mm2/0,06 km

AlFe 3x95 mm2/0,1 km

PremaVP Batrina izTS N. Gradiška 2

527 SPS 5AlFe 3x25 mm2/0,19 km

AlFe 3x25 mm2/0,5 km

100

kVA530 O. VRH 1

AlFe 3x25 mm2/0,152 km

AlFe 3x25 mm2/0,55 km

AlFe 3x25 mm2/0,6 km

50 k

VA533 STARCI 1

AlFe 3x35 mm2/0,51 km534 STARCI 2

AlFe 3x25 mm2/1,3 km

535 M. HRAST

30 k

VA

100

kVA531 O. VRH 2

AlFe 3x25 mm2/0,336 km

AlFe 3x95 mm2/1,64 km

160

kVA536 TISOVAC

AlFe 3x95 mm2/0,9 km

160 kVA

571

DA

VOR

4A

lFe

3x50

mm

2 /0,5

4 km

AlF

e 3x

95 m

m2 /2

,3 k

m

160 kVA

575

DA

VOR

5

160 kVA

572

DA

VOR

3

AlFe

3x5

0 m

m2 /0

,7 k

m

AlFe

3x5

0 m

m2 /0

,08

km

630 kVA

573

DA

VOR

2A

lFe

3x25

mm

2 /0,9

2 km

400 kVA

574

DA

VOR

1

XH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,41

km

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,217

km

T526

TU

RIS

T

160 kVA

523

SPS

4

30 kVA

T524

Hž

SPS

AlFe

3x2

5 m

m2 /0

,24

km

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,4 k

m

160 kVA

525

SPS

3

AlFe

3x2

5 m

m2 /0

,16

km

XH

P 4

8A 3

x1x9

5 m

m2 /0

,115

km

AlF

e 3x

25 m

m2 /0

,84

km XHP 48A 3x1x150 mm2/0,7 km

250 kVA

30 k

VA 522 SPS 6

50 k

VA 520 SPS 7

160

kVA 519 VRBOVA 2

50 k

VA

515 B. DOL JUG

AlFe 3x25 mm2/0,33 km

AlFe 3x25 mm2/0,9 km

30 k

VA

517 B. DOL SJEVER

AlFe 3x25 mm2/2,38 km

AlFe 3x95 mm2/0,796 km

XHP 48A 70 mm2/0,255 km

XHP 48A 70 mm2/0,43 km

AlFe 3x50 mm2/0,64 km

160 kVA

559 M. MALA 3

XHE 49A 150 mm2/0,31 km

AlF

e 3x

70 m

m2 /0

,41

km

AlFe 3x25 mm2/0,66 km

Slika A6 - Topologija 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Batrina

110

M

VP N. GRADIŠKA

VP

RO

GO

LJI

10 kV

VP

BO

DE

GR

AJ

M M M

VP K

UĆ

NI T

RAF

O

M M M

VP P

ILA

NA

VP C

EN

TAR

VP N

. GR

AD

IŠKA

M

VP S

. GR

AD

IŠK

A

VP M

J. P

OLJ

E

TS 35/10 kV OKUČANI16

0 kV

A 401 OKUČANI 2

AlFe 2x35 mm2/0,23 km

160

kVA T402 RSIZ OKUČANI

AlFe 3x95 mm2/0,37 km

100

kVA

404 CAGE 2

AlFe 3x25 mm2/0,23 km

AlFe 3x95 mm2/0,765 km

AlFe 3x95 mm2/0,436 km

AlFe 3x25 mm2/0,206 km

100

kVA 403 F. BODEGRAJ

100

kVA 405 CAGE 1

AlFe 3x25 mm2/0,2 km

AlFe 3x95 mm2/0,235 km

50 k

VA 407 BENKOVAC

AlFe 3x25 mm2/0,22 kmAlFe 3x25 mm2/2,58 km

50 k

VA

409 ČAPRGINCIAlFe 3x25 mm2/2,21 km

AlFe 3x25 mm2/2,8 km

100

kVA 411 TRNAKOVAC

AlFe 3x25 mm2/0,7 kmAlFe 3x25 mm2/0,25 km

50 k

VA 413 B. STIJENA

AlFe 3x25 mm2/1,19 kmAlFe 3x25 mm2/2,45 km

30 k

VA 421 LJEŠTANI

AlFe 3x25 mm2/0,44 km

AlFe 3x25 mm2/0,8 km

30 k

VA

415 BOBAREAlFe 3x25 mm2/0,431 km

AlFe 3x50 mm2/0,7 km

10 k

VA

417 "14 KILOMETAR"

AlFe 3x50 mm2/2,23 km

AlFe 3x25 mm2/0,06 km

50 k

VA 419 "18 KILOMETAR"

AlFe 3x25 mm2/0,1 km

AlFe 3x25 mm2/3,8 km

630

kVA T420 K. FUKINAC

AlFe 3x50 mm2/1,85 km

80 k

VA

423 ROGOLJIAlFe 3x15 mm2/0,12 km

AlFe 3x15 mm2/0,5 km

400

kVA T425 K. BUK

AlFe 3x25 mm2/2,5 km

AlFe 3x25 mm2/1,23 km

160

kVA430 LAĐEVAC

100

kVA428 BODEGRAJ 2

100

kVA427 BODEGRAJ 1

AlFe 3x25 mm2/0,15 km

AlFe 3x25 mm2/2,1 km

AlFe 3x25 mm2/0,7 km

AlFe 3x25 mm2/1,34 kmAlFe 3x35 mm2/0,67 km

AlFe 3x35 mm2/0,12 km

AlFe 3x35 mm2/1,28 km

50 k

VA 462 VRBOVLJANI 3

461 VRBOVLJANI 1

460 VRBOVLJANI 2

AlFe 3x35 mm2/0,37 kmAlFe 3x35 mm2/0,53 km

AlFe 3x35 mm2/0,17 kmAlFe 3x35 mm2/0,84 km

AlFe 3x35 mm2/3,6 km

AlFe 3x35 mm2/0,12 km

50 k

VA

464 RIBNJAKAlFe 3x35 mm2/0,14 km

RE

ZER

VA

35 kV

TR 12,5 MVA

VP NOVSKA

TR 22,5 MVA

VP S. GRADIŠKA

AlFe 2x25 mm2/0,42 km

AlFe 3x95 mm2/0,985 km

AlFe 3x25 mm2/0,06 km

XHP 48A 3x1x150 mm2/0,05 km

XHE 49A 3x1x185 mm2/0,412 km

PremaVP Borovac izTS Novska

250 kVA

433 VUKOVARSKA

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,4 km

250

kVA

AlFe 3x35 mm2/0,36 km

439 G. BOGIĆEVCI 1

AlFe 3x95 mm2/0,485 km

100

kVA437 KOSOVAC

AlFe 3x95 mm2/0,709 km

AlFe 3x25 mm2/0,09 km

EHP 48A 3x1x185 mm2/1,306 km

EHP 48A 3x1x185 mm2/0,543 km

432 OKUČANI 5

250

kVA

400

kVA

440 G. BOGIĆEVCI 2

100

kVA

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,85 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,89 km

100

kVA442 G. BOGIĆEVCI 4

AlFe 3x25 mm2/1,5 km

AlFe 3x95 mm2/2,78 km

AlFe 3x35 mm2/0,342 km

100

kVA445 SMRTIĆ 1

AlFe 3x25 mm2/0,92 km

AlFe 3x25 mm2/0,53 km

444 SMRTIĆ RATKOVAC

160

kVA

441 G. BOGIĆEVCI 3

AlFe 3x25 mm2/0,25 km

PremaVP Medari izTS N. Gradiška 1

448 CENTAR

160 kVA

449 P-2 OKUČANI

450 kVA

450 OKUČANI 1

PP 41Cu 3x50 mm2/0,46 km

PP 41Cu 3x50 mm2/0,32 km

NA2XCY 120 mm2/0,72 km

AlFe 3x25 mm2/0,55 km

100

kVA

XHP 49A 3x1x95 mm2/0,03 km

451 G. VITEZA

160

kVA

PP41 3x95 mm2/0,32 km

T452 Hž OKUČANI

AlFe 3x25 mm2/0,23 km

100

kVA

AlFe 3x35 mm2/0,04 km

T453 KAMEN PSUNJ

AlFe 3x25 mm2/0,04 km

630

kVA

AlFe 3x25 mm2/0,26 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,05 km

T454 PILANA

400

kVA

0,15 km

PP41 3x50 mm2/0,47 km

T455 SUŠARA

1000

kVA

T456 GALTAR

XHE 49A 3x1x150/25 mm2/0,07 km

100

kVA 458 ČOVAC

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,12 kmEHP 48A 3x1x150 mm2/0,065 km AlFe 3x35 mm2/0,26 km

AlFe 3x35 mm2/1,1 kmEHP 48A 3x1x150 mm2/0,18 km

100

kVA

50 k

VA

160

kVA

466 OKUČANI 4

AlFe 3x35 mm2/1,4 km

AlFe 3x35 mm2/0,448 km

AlFe 3x35 mm2/0,275 km

100

kVA 469 DUBOVAC 1

AlFe 3x35 mm2/0,585 kmAlFe 3x35 mm2/0,288 km

470 DUBOVAC 2

160

kVA

XHP 48A 3x1x95 mm2/0,078 km

AlFe 3x35 mm2/0,373 km

630

kVA

AlFe 3x35 mm2/0,373 km

EHP 48A 3x1x150 mm2/0,15 km

XHP 48A 3x1x150 mm2/0,052 km

PremaVP Okučani izTS S. Gradiška

PremaVP D. Bogićevci izTS N. Gradiška 1

EHP 48A 3x1x150 mm2/1,583 km

T471 HC ČVOR OK

PROJEKT:

STANJE POSTROJENJA

OBJEKT:-JEDNOPOLNA SHEMA

NAPAJANJA IZ TS 35/10 kVOKUČANI-

OBRADILI:CRTAO:PREGLEDAO:ODOBRIO:

Španić-PavlovićPavlović D.

Trupinić K.Matijašević F.

HEP DISTRIBUCIJA d.o.o.DP "ELEKTRA" SLAVONSKI BRODPOGON NOVA GRADIŠKA

AlFe 3x95 mm2/0,22 km

Pre

ma

TS P

-2

XHP 49A 150 mm2/0,395 km

Prema 10 kV ZDV Rogolji

Pre

ma

TSO

kuča

ni 1

AlFe 3x25 mm2/0,23 km

Prema 10 kV ZDV Pilana

XHP 49A 150 mm2/0,11 km

457

GR

EĐA

NI 3

50 kVA

AlFe 3x50 mm2/1,25 kmAlFe 3x25 mm2/0,163 km

AlFe 3x25 mm2/0,296 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,345 km

400 kVA

446 OKUČANI 8

400 kVA

NA2XCY 120 mm2/0,195 km

XHE

49A

3x1

x150

mm

2 /0,1

6 km

XHE

49A

3x1

x150

mm

2 /0,1

6 km

01.05.01.05.

01.05.

01.05.

Slika A7 - Topologija 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Okučani

111

M

KUĆ

NI T

RA

FO

10 kV

RE

ZER

VA

MMMMMM

VP

S. G

RA

DIŠ

KA

2

VP

G. V

AR

OŠ

MV

P O

KUČ

AN

I

MJ.

PO

LJE

TS 35/10 kV S. GRADIŠKA

RE

ZER

VA

35 kV

TR 11,6 MVA

TR 21,6 MVA

VP OKUČANI

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,505 km

Prema TS ČvorVP S. Gradiška izTS Okučani

VP

S. G

RA

DIŠ

KA

1

M

VP

B. G

RA

DIŠ

KA

VP

PIV

AR

E

2x1000 kVA

T474 S. GRADIŠKA 1

2x630 kVA

T475 S. GRADIŠKA 2

EHP 48A 3x1x95 mm2/0,505 km

PP41 3x25 mm2/? km

2x630 kVA

T476 G. PRIJELAZ

XHP 48A 3x1x95 mm2/0,37 km

479 G. VAROŠAlFe 3x50 mm2/1,31 km

AlFe 3x50 mm2/0,745 km

XHE 48A 3x1x150 mm2/0,115 km

160

kVA

477 USKOCIAlFe 3x50 mm2/0,454 km

100

kVA

481 D. VAROŠ 1AlFe 3x50 mm2/0,584 km

100

kVA

482 D. VAROŠ 2AlFe 3x50 mm2/0,315 km

100

kVA

484 PIVARE

AlFe 3x50 mm2/1,386 km

50 k

VA

XHP 48A 3x1x185 mm2/0,225 km

AlFe 3x120 mm2/0,609 kmAlFe 3x50 mm2/0,441 km

AlFe 3x50 mm2/0,455 km

Odcjep za buduću CS PivareAlFe 3x50 mm2/2,022 km

AlFe 3x50 mm2/0,126 kmAlFe 3x120 mm2/0,334 km

486 N. VAROŠ 2AlFe 3x50 mm2/0,1 kmAlFe 3x95 mm2/5,123 km

487 N. VAROŠ 1AlFe 3x50 mm2/0,13 kmAlFe 3x95 mm2/0,775 km

AlFe 3x50 mm2/0,05 km

AlFe 3x95 mm2/1,068 km

XHE 49A 3x1x150 mm2/0,23 km

497 PUSTARA

AlFe 3x95 mm2/0,323 km

T489 IFOR

630

kVA

630

kVA

T490 C. PRIJELAZ

AlFe 3x95 mm2/0,194 kmXHP 48A 3x1x95 mm2/0,06 km

493 GREĐANI 2AlFe 3x35 mm2/0,12 km

492 GREĐANI 1

AlFe 3x95 mm2/0,194 km

AlFe 3x25 mm2/1,3 km

AlFe 3x25 mm2/1,47 km

T495 NAFTOVOD

AlFe 3x95 mm2/1,496 kmAlFe 3x25 mm2/0,54 km

T496 B. STANICA

AlFe 3x95 mm2/0,088 km

AlFe 3x95 mm2/0,123 km

XHP 48A 3x1x150 mm2/0,052 km

100

kVA

100

kVA

100

kVA

50 k

VA50

kV

A50

kVA

XHE 3x1x150 mm2/0,095 km

PROJEKT:STANJE POSTROJENJA

OBJEKT:

-JEDNOPOLNA SHEMA NAPAJANJAIZ TS 35/10 kV S. GRADIŠKA-

OBRADILI:CRTAO:PREGLEDAO:ODOBRIO:

Španić-PavlovićPavlović D.Trupinić K.Matijašević F.

HEP DISTRIBUCIJA d.o.o.DP "ELEKTRA" SLAVONSKI BRODPOGON NOVA GRADIŠKA

01.05.01.05.01.05.01.05.

Slika A8 - Topologija 10 kV mreže iz TS 35/10 kV Stara Gradiška

112

Dodatak B - tablice Tablica B1 - Podaci o dionicama 10 kV Tablica B1 - nastavak izvoda Staro Petrovo Selo Dionica L R X Dionica L R X

[km] [Ω] [Ω] [km] [Ω] [Ω] 3101 0,255 0,079815 0,051 3134 2,380 2,8084 0,913923102 1,100 0,3443 0,22 3135 0,100 0,118 0,03843103 0,380 0,11894 0,076 3136 0,110 0,1298 0,042243104 1,120 0,35056 0,224 3137 0,660 0,56166 0,242883105 0,700 0,2191 0,14 3138 0,500 0,59 0,1923106 1,490 0,46637 0,298 3139 0,300 0,354 0,11523107 1,370 0,42881 0,274 3140 1,100 1,2113 0,3983108 1,330 0,41629 0,266 3141 0,217 0,25606 0,0833283109 0,796 0,249148 0,1592 3142 0,400 0,3404 0,14723110 0,859 0,268867 0,1718 3143 0,050 0,059 0,01923111 1,640 0,51332 0,328 3144 0,700 0,1414 0,118723112 0,465 0,145545 0,093 3145 0,500 0,59 0,1923113 0,522 0,163386 0,1044 3146 0,550 0,649 0,21123114 0,100 0,0313 0,02 3147 0,600 0,708 0,23043115 0,160 0,05008 0,032 3148 0,600 0,708 0,23043116 1,230 0,38499 0,246 3149 0,190 0,2242 0,072963117 0,330 0,10329 0,066 3150 0,152 0,17936 0,0583683118 0,474 0,148362 0,0948 3151 2,250 2,655 0,8643119 0,100 0,0313 0,02 3152 0,100 0,118 0,03843120 0,400 0,472 0,1512 3153 2,086 2,46148 0,8010243121 0,110 0,1298 0,04158 3154 0,010 0,0118 0,003843122 0,600 0,708 0,2268 3155 0,500 0,59 0,1923123 0,621 0,73278 0,234738 3156 0,340 0,4012 0,130563125 0,478 0,149614 0,085562 3157 0,900 1,062 0,34563126 0,020 0,0236 0,00756 3158 0,060 0,0708 0,023043127 0,350 0,413 0,1323 3159 0,240 0,2832 0,092163128 0,170 0,2006 0,06426 3160 0,135 0,14369 0,0427863129 0,100 0,118 0,0378 3162 0,700 0,1414 0,118723130 0,240 0,2832 0,09072 3163 0,170 0,2006 0,065283131 0,245 0,2891 0,09261 3164 0,435 0,370185 0,160083132 0,900 1,062 0,3456 3165 0,060 0,0708 0,023043133 0,330 0,3894 0,12672

113

Tablica B2 - Podaci o dionicama 10 kV Tablica B3 - Podaci o dionicama 10 kV izvoda Crnac polje izvoda Dragovci Dionica L R X Dionica L R X

[km] [Ω] [Ω] [km] [Ω] [Ω] 3201 1,220 0,382 0,244 3301 0,030 0,035 0,0113202 0,180 0,056 0,036 3302 0,070 0,083 0,0263203 0,103 0,032 0,021 3303 1,100 1,298 0,4163204 0,128 0,040 0,026 3304 2,300 2,714 0,8693205 1,222 0,382 0,244 3305 3,600 4,248 1,3613206 1,195 0,374 0,239 3306 0,520 0,614 0,1973207 0,900 0,282 0,180 3307 3,800 4,484 1,4363208 0,970 0,304 0,194 3308 1,890 1,187 0,6713209 1,060 0,332 0,212 3309 0,110 0,130 0,0423210 0,950 0,297 0,190 3310 3,400 4,012 1,2853211 8,050 2,520 1,610 3311 0,050 0,059 0,0193212 2,300 0,720 0,460 3312 0,880 1,038 0,3333213 0,150 0,128 0,055 3313 0,050 0,059 0,0193214 0,135 0,159 0,051 3314 0,100 0,118 0,0383215 0,075 0,033 0,028 3315 0,600 0,511 0,2213216 0,110 0,130 0,042 3217 0,588 0,694 0,222 3218 1,240 1,463 0,469 3219 1,450 0,631 0,500 3220 0,260 0,099 0,081 3221 3,115 1,285 1,031 3222 1,900 0,640 0,539 3223 0,920 1,086 0,348 3224 0,537 0,457 0,198 3225 0,250 0,295 0,095 3226 0,080 0,094 0,030 3227 1,010 1,192 0,382 3228 0,370 0,437 0,140 3229 2,008 0,629 0,402 3230 2,171 1,848 0,799 3231 0,636 0,362 0,197 3232 0,540 0,339 0,192 3233 0,335 0,105 0,065 3234 0,700 0,440 0,249 3235 0,080 0,050 0,028 3236 0,410 0,128 0,070

114

Tablica B4 - Lista godišnjih gubitaka u elementima mreže 35 kV

Oznaka 35 kV Voda

Duljina(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici (%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno Opterećenje

(%)

Minimalno

Opterećenje (%)

V12 24,752 196,649 7,945 1,07 0,04 13,70 6,09 V13 0,9 1,975 2,194 0,01 0,02 6,43 2,77 V14 1,16 11,693 10,080 0,04 0,03 12,33 6,67 V15 2,37 95,886 40,458 0,23 0,10 31,35 15,52 V56 13,979 45,753 3,273 0,39 0,03 9,13 4,57 V67 13,744 5,158 0,375 0,14 0,01 3,35 1,52 Tablica B5 - Lista godišnjih gubitaka u elementima transformacije 35/10 kV

Naziv TS 35/10 kV

Oznaka transformatora

Nazivna snaga (MVA)

Godišnji gubici (MVA)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) Batrina T21 4 76,287 0,66 47 22 Batrina T22 2,5 71,973 1,00 46 21 NG II T41 4 74,680 0,71 45 19 NG II T42 4 73,296 0,71 45 19 NG I T51 8 114,322 0,66 67 32 NG I T52 8 116,691 0,67 67 32 Okučani T61 2,5 40,366 1,33 43 22 Okučani T62 2,5 42,108 1,33 43 22 Stara Gradiška T71 1,6 25,673 1,34 43 20 Stara Gradiška T72 1,6 19,050 1,35 43 20

115

Tablica B6 - Lista godišnjih gubitaka u elementima 10 kV mreže

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 1 2113 0,440 19,313 43,893 0,34 0,77 39,89 14,652 2102 0,577 24,060 41,698 0,23 0,39 32,96 10,983 2103 1,278 53,025 41,491 0,50 0,39 32,91 10,964 3101 0,255 8,154 31,975 0,09 0,34 28,50 12,385 2104 0,105 3,126 29,768 0,03 0,33 28,35 9,796 3102 1,100 29,255 26,595 0,34 0,31 25,94 11,347 2114 0,580 13,108 22,599 0,32 0,55 30,38 11,698 3103 0,380 7,613 20,035 0,10 0,27 22,44 9,829 3104 1,120 20,367 18,185 0,28 0,25 21,32 9,2810 2101 1,126 19,582 17,391 0,18 0,16 23,33 7,7811 3105 0,700 11,498 16,425 0,17 0,24 20,21 8,7312 3201 1,220 19,550 16,025 0,29 0,24 19,50 11,6313 1201 1,032 15,191 14,720 0,26 0,25 16,88 8,6314 3106 1,490 21,836 14,655 0,34 0,23 19,25 8,4115 3107 1,370 18,758 13,692 0,30 0,22 18,61 8,1216 3202 0,180 2,241 12,448 0,04 0,21 17,56 9,4717 3204 0,128 1,590 12,420 0,03 0,21 17,56 9,4718 3203 0,103 1,279 12,420 0,02 0,21 17,56 9,4719 2115 0,815 10,119 12,416 0,33 0,41 22,41 8,6520 3108 1,330 16,344 12,289 0,28 0,21 17,63 7,7121 3205 1,222 14,573 11,925 0,25 0,20 17,27 9,1522 3206 1,195 14,228 11,906 0,24 0,20 17,26 9,1323 1701 0,965 11,118 11,521 0,19 0,20 16,33 5,6724 1402 0,539 5,868 10,886 0,11 0,20 17,05 7,4025 2701 0,409 4,335 10,598 0,17 0,41 23,17 2,1726 1301 0,775 8,160 10,529 0,17 0,22 15,38 6,0027 3109 0,796 8,246 10,359 0,15 0,19 15,90 7,2128 1401 2,297 23,689 10,313 0,40 0,17 16,33 7,0029 3207 0,900 9,242 10,269 0,17 0,19 16,02 8,4330 1403 0,910 9,202 10,112 0,17 0,19 16,41 7,2031 3110 0,859 8,175 9,517 0,16 0,18 15,22 6,9032 1404 0,630 5,890 9,350 0,11 0,18 15,89 6,7733 1702 0,462 4,026 8,714 0,08 0,18 15,28 5,1234 1413 0,300 2,471 8,237 0,10 0,33 16,84 7,6935 3111 1,640 13,248 8,078 0,28 0,17 13,81 6,4336 1405 1,136 9,049 7,965 0,19 0,17 14,63 6,4237 2116 0,780 6,155 7,891 0,25 0,32 18,20 6,8638 2301 0,365 2,772 7,596 0,06 0,16 13,50 5,6339 2801 0,864 6,414 7,423 0,17 0,19 15,00 1,5040 1703 0,840 6,129 7,296 0,14 0,16 14,00 4,7141 3112 0,465 3,161 6,797 0,07 0,15 12,73 5,8542 3113 0,522 3,532 6,766 0,08 0,15 12,68 5,8443 1414 0,900 6,081 6,757 0,27 0,30 15,48 6,5844 2117 0,520 3,421 6,579 0,15 0,30 16,70 6,3245 2401 0,393 2,506 6,376 0,07 0,18 12,51 4,9146 2402 0,573 3,531 6,162 0,12 0,21 14,41 5,09

116

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 47 1302 0,523 3,215 6,148 0,09 0,16 11,73 4,8748 1406 1,940 11,731 6,047 0,28 0,15 12,95 5,4749 1601 0,914 5,178 5,665 0,15 0,16 13,63 6,7050 1704 0,760 3,944 5,190 0,11 0,14 11,89 3,7451 2601 0,360 1,784 4,955 0,10 0,27 17,38 3,6252 1415 0,600 2,832 4,720 0,15 0,25 13,33 5,3853 2118 0,450 2,089 4,642 0,11 0,25 14,08 5,3854 3208 0,970 4,073 4,198 0,12 0,12 10,44 5,1955 1705 0,526 2,158 4,103 0,07 0,12 10,69 3,2256 1202 0,306 1,254 4,097 0,04 0,14 9,42 3,4457 3114 0,100 0,404 4,041 0,01 0,12 9,41 4,1258 2105 1,643 6,395 3,892 0,20 0,12 10,23 3,0659 3301 0,030 0,115 3,822 0,01 0,23 14,28 4,2060 1303 0,400 1,498 3,746 0,05 0,13 8,94 3,5661 2119 2,000 7,347 3,673 0,44 0,22 12,64 4,8262 2140 0,150 0,537 3,578 0,03 0,23 12,16 2,9663 1417 0,790 2,797 3,541 0,17 0,22 11,57 4,6264 3158 0,060 0,203 3,388 0,01 0,22 11,06 3,4665 3209 1,060 3,501 3,303 0,11 0,11 9,25 4,6366 3210 0,950 3,100 3,263 0,10 0,11 9,20 4,5867 3211 8,050 26,111 3,244 0,86 0,11 9,18 4,5668 3212 2,300 7,365 3,202 0,24 0,11 9,13 4,5169 3302 0,070 0,220 3,141 0,01 0,21 13,24 3,8070 2106 0,493 1,491 3,025 0,05 0,11 9,52 2,8771 2107 0,576 1,742 3,025 0,06 0,11 9,52 2,8772 1706 0,435 1,299 2,986 0,05 0,11 8,87 2,6673 2501 0,210 0,580 2,762 0,02 0,10 8,63 3,7574 2120 0,900 2,449 2,721 0,17 0,19 11,15 3,8475 1707 0,972 2,606 2,681 0,10 0,10 8,36 2,5176 2302 0,650 1,714 2,637 0,06 0,10 8,16 2,9277 1418 0,750 1,897 2,530 0,14 0,19 10,11 3,9578 2125 0,512 1,272 2,483 0,08 0,15 9,63 2,9079 1602 1,821 4,509 2,476 0,17 0,09 8,87 4,4180 2108 0,663 1,575 2,376 0,06 0,09 8,56 2,6081 2502 0,311 0,727 2,339 0,03 0,10 7,08 3,0482 1708 1,198 2,565 2,141 0,11 0,09 7,56 2,1983 1101 0,999 2,082 2,084 0,08 0,08 8,67 3,3384 3115 0,160 0,304 1,900 0,01 0,08 6,85 2,6385 1501 1,660 3,130 1,886 0,14 0,09 10,50 1,8886 3219 1,450 2,702 1,863 0,14 0,09 6,67 3,8587 3123 0,621 1,093 1,760 0,10 0,15 8,69 3,4088 1709 1,499 2,540 1,694 0,12 0,08 6,88 1,7389 1710 1,899 3,173 1,671 0,15 0,08 6,83 1,7090 1711 1,248 2,057 1,648 0,10 0,08 6,81 1,6791 1102 0,865 1,380 1,596 0,07 0,08 7,92 3,1092 2201 0,465 0,722 1,552 0,03 0,07 7,13 2,25

117

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 93 3145 0,500 0,775 1,550 0,07 0,14 7,92 3,0994 2143 0,410 0,623 1,520 0,06 0,14 7,97 2,9795 2109 0,599 0,906 1,513 0,04 0,07 6,91 2,1496 1607 0,480 0,726 1,512 0,07 0,14 7,79 2,7097 2804 0,170 0,257 1,509 0,03 0,20 6,72 0,6798 4601 1,720 2,581 1,501 0,20 0,12 7,97 2,9099 1424 2,400 3,575 1,490 0,34 0,14 7,81 2,92100 2121 2,680 3,919 1,462 0,37 0,14 8,05 3,03101 2127 0,288 0,419 1,455 0,04 0,14 8,16 2,54102 1714 0,420 0,610 1,452 0,06 0,14 7,52 2,81103 1419 1,310 1,895 1,446 0,18 0,14 7,86 2,73104 2126 0,270 0,390 1,444 0,03 0,11 7,37 2,33105 1712 4,772 6,623 1,388 0,35 0,07 6,29 1,35106 3138 0,500 0,678 1,356 0,07 0,13 7,47 3,80107 4201 1,340 1,758 1,312 0,18 0,13 6,72 2,94108 1734 0,070 0,091 1,307 0,01 0,07 6,15 1,26109 1713 0,243 0,318 1,307 0,02 0,07 6,15 1,26110 3233 0,335 0,425 1,267 0,02 0,07 5,56 2,64111 3159 0,240 0,303 1,263 0,03 0,13 6,44 2,51112 3220 0,260 0,312 1,201 0,02 0,07 4,92 2,77113 1103 2,524 2,989 1,184 0,16 0,07 6,84 2,74114 3305 3,600 4,099 1,139 0,46 0,13 8,32 2,04115 1425 1,800 1,992 1,106 0,22 0,12 6,84 2,38116 2128 1,433 1,579 1,102 0,18 0,12 7,00 2,21117 2202 0,750 0,747 0,996 0,05 0,07 5,62 1,67118 1407 2,210 2,132 0,965 0,13 0,06 5,43 2,04119 2403 0,348 0,329 0,946 0,02 0,06 4,85 1,60120 3120 0,400 0,375 0,939 0,05 0,11 6,38 2,32121 1611 0,125 0,117 0,935 0,01 0,11 5,97 2,58122 1603 0,755 0,690 0,914 0,04 0,06 5,40 2,54123 5101 0,815 0,732 0,898 0,06 0,08 4,91 2,23124 3146 0,550 0,469 0,853 0,06 0,11 5,84 2,26125 3221 3,115 2,615 0,839 0,19 0,06 4,69 2,46126 4102 0,580 0,486 0,838 0,03 0,05 4,88 2,63127 1606 0,722 0,599 0,830 0,08 0,11 5,74 2,70128 1604 0,210 0,172 0,820 0,01 0,05 5,18 2,45129 1420 0,980 0,775 0,791 0,10 0,10 6,01 1,93130 4602 0,448 0,353 0,787 0,04 0,09 5,83 1,74131 2503 0,230 0,179 0,780 0,01 0,05 4,49 1,96132 1104 1,802 1,391 0,772 0,10 0,05 5,52 2,20133 2204 0,280 0,212 0,757 0,03 0,10 5,65 1,68134 3139 0,300 0,223 0,742 0,03 0,10 5,72 2,94135 1718 0,150 0,102 0,683 0,01 0,10 5,13 1,77136 4101 0,900 0,592 0,658 0,04 0,04 4,33 2,33137 1421 2,560 1,679 0,656 0,25 0,10 5,57 1,72138 1105 0,909 0,590 0,649 0,04 0,05 5,17 1,99

118

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 139 3213 0,150 0,097 0,648 0,01 0,08 4,63 2,45140 3122 0,600 0,368 0,614 0,06 0,09 5,15 1,79141 2504 0,052 0,032 0,613 0,00 0,05 3,96 1,82142 1502 0,430 0,262 0,609 0,02 0,05 5,98 1,11143 2305 0,430 0,259 0,603 0,02 0,05 4,13 1,20144 1111 0,200 0,118 0,592 0,02 0,09 5,29 1,45145 3140 1,100 0,644 0,586 0,09 0,09 5,35 2,68146 2142 0,990 0,580 0,585 0,09 0,10 5,75 0,74147 1609 0,480 0,273 0,569 0,04 0,08 4,48 1,55148 3160 0,135 0,076 0,562 0,01 0,10 5,25 0,83149 2122 1,730 0,938 0,542 0,15 0,09 5,10 1,76150 1304 0,460 0,245 0,532 0,02 0,04 3,96 1,76151 4202 0,700 0,370 0,528 0,06 0,08 4,54 1,69152 3223 0,920 0,476 0,518 0,08 0,08 4,31 1,84153 2132 0,430 0,222 0,516 0,01 0,03 5,24 0,80154 2144 0,105 0,054 0,512 0,01 0,08 4,21 1,73155 3303 1,100 0,556 0,506 0,09 0,08 4,92 1,58156 1410 0,750 0,378 0,503 0,06 0,08 4,00 2,14157 5401 0,505 0,250 0,495 0,02 0,04 4,13 1,88158 5301 5,985 2,945 0,492 0,25 0,04 4,13 1,88159 2802 0,530 0,257 0,484 0,03 0,06 3,57 0,36160 1106 0,865 0,417 0,482 0,04 0,04 4,43 1,64161 3147 0,600 0,277 0,462 0,05 0,08 4,45 1,54162 5302 0,800 0,369 0,461 0,03 0,04 4,05 1,74163 1426 1,860 0,844 0,454 0,15 0,08 4,39 1,48164 1427 3,400 1,520 0,447 0,26 0,08 4,25 1,56165 5201 1,300 0,573 0,440 0,05 0,04 3,67 1,67166 2404 0,450 0,195 0,434 0,02 0,04 3,39 0,92167 3304 2,300 0,991 0,431 0,18 0,08 4,55 1,46168 3148 0,600 0,258 0,430 0,05 0,08 4,33 1,44169 5303 0,940 0,403 0,428 0,04 0,04 3,98 1,61170 3309 0,110 0,046 0,420 0,01 0,08 4,97 1,13171 4117 0,200 0,084 0,419 0,02 0,08 4,80 2,03172 2141 0,070 0,028 0,399 0,00 0,04 3,08 0,99173 1605 0,665 0,261 0,393 0,04 0,06 4,62 0,75174 5402 0,370 0,141 0,382 0,01 0,04 3,90 1,37175 2137 1,370 0,511 0,373 0,10 0,07 3,88 0,96176 1511 0,300 0,109 0,363 0,01 0,04 4,52 0,70177 1203 0,708 0,254 0,359 0,02 0,03 3,11 1,56178 1305 0,520 0,187 0,359 0,02 0,04 3,23 1,38179 4103 0,770 0,274 0,355 0,03 0,04 3,13 1,44180 4106 1,650 0,574 0,348 0,11 0,07 3,81 1,71181 1716 0,160 0,055 0,346 0,01 0,05 3,68 1,38182 3222 1,900 0,652 0,343 0,07 0,04 2,94 1,34183 1724 0,740 0,252 0,341 0,05 0,07 4,39 1,14184 3234 0,700 0,235 0,336 0,03 0,05 3,62 1,69

119

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 185 5202 0,440 0,143 0,325 0,02 0,05 4,38 1,51186 2155 0,210 0,066 0,316 0,01 0,07 3,87 1,23187 3131 0,245 0,077 0,316 0,02 0,07 3,87 1,12188 1122 0,141 0,041 0,290 0,01 0,05 3,99 1,12189 1503 1,000 0,280 0,280 0,03 0,03 3,91 0,89190 1107 0,338 0,093 0,275 0,01 0,03 3,27 1,06191 5102 1,355 0,372 0,274 0,06 0,04 3,19 1,42192 3143 0,050 0,013 0,268 0,00 0,06 3,39 1,17193 1430 0,360 0,096 0,268 0,02 0,06 3,45 1,07194 5205 0,315 0,084 0,267 0,01 0,04 3,94 1,38195 1205 0,265 0,069 0,259 0,01 0,03 2,38 1,49196 2134 0,323 0,081 0,252 0,02 0,07 4,39 0,42197 2303 0,850 0,214 0,252 0,03 0,03 2,87 0,81198 3235 0,080 0,020 0,251 0,00 0,04 3,25 1,45199 2203 0,053 0,013 0,248 0,00 0,03 2,52 0,75200 2205 0,210 0,052 0,248 0,01 0,03 2,52 0,75201 1513 0,280 0,068 0,242 0,02 0,06 4,65 0,48202 2129 2,552 0,610 0,239 0,15 0,06 3,27 0,98203 4104 0,450 0,107 0,237 0,01 0,03 2,49 1,21204 5103 0,454 0,106 0,233 0,02 0,04 3,87 1,47205 3218 1,240 0,285 0,230 0,07 0,06 2,84 1,36206 2803 0,280 0,064 0,229 0,02 0,06 3,36 0,34207 4501 0,780 0,178 0,229 0,04 0,06 2,94 1,68208 1504 1,093 0,249 0,227 0,03 0,03 3,61 0,82209 2150 0,130 0,029 0,226 0,01 0,05 2,95 1,23210 3135 0,100 0,023 0,225 0,01 0,06 3,16 1,04211 4107 2,800 0,621 0,222 0,16 0,06 3,28 1,07212 1450 0,050 0,011 0,218 0,00 0,06 3,32 0,88213 4108 0,250 0,054 0,214 0,01 0,06 3,24 1,02214 1433 1,720 0,367 0,213 0,09 0,05 2,93 0,78215 3226 0,080 0,017 0,212 0,00 0,05 2,66 0,96216 3136 0,110 0,023 0,210 0,01 0,05 2,80 1,25217 3236 0,410 0,086 0,209 0,01 0,03 2,32 0,96218 3128 0,170 0,035 0,207 0,01 0,06 3,53 0,71219 4203 2,100 0,432 0,206 0,11 0,05 2,93 1,04220 4207 0,150 0,031 0,206 0,01 0,05 2,93 1,04221 3228 0,370 0,076 0,205 0,02 0,05 2,87 1,10222 4615 0,355 0,071 0,199 0,02 0,04 2,77 0,58223 2505 0,115 0,023 0,197 0,00 0,03 2,43 0,80224 2149 0,110 0,022 0,196 0,01 0,05 3,10 0,80225 1612 0,350 0,069 0,196 0,01 0,03 2,80 0,46226 3116 1,230 0,240 0,195 0,03 0,03 2,50 1,07227 5204 0,584 0,109 0,187 0,02 0,04 2,67 1,35228 1505 1,247 0,233 0,187 0,03 0,03 3,19 0,77229 3306 0,520 0,094 0,180 0,03 0,05 3,35 0,88230 1306 0,115 0,021 0,180 0,01 0,05 2,61 1,30

120

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 231 1719 0,709 0,127 0,179 0,03 0,04 2,71 0,86232 4205 0,163 0,029 0,177 0,01 0,05 2,48 1,20233 1717 0,180 0,031 0,174 0,01 0,04 2,69 0,80234 3126 0,020 0,003 0,170 0,00 0,05 2,51 1,23235 3127 0,350 0,060 0,170 0,02 0,05 2,51 1,23236 4603 1,400 0,238 0,170 0,06 0,04 2,81 1,01237 2146 0,845 0,143 0,169 0,04 0,05 2,62 0,93238 1608 0,170 0,029 0,168 0,01 0,05 2,60 0,90239 1428 0,750 0,126 0,168 0,04 0,05 2,34 0,90240 1729 0,070 0,012 0,168 0,00 0,06 2,30 0,62241 1207 0,390 0,065 0,168 0,01 0,02 2,26 0,92242 2151 2,020 0,327 0,162 0,10 0,05 2,86 0,93243 4105 0,800 0,128 0,160 0,02 0,02 2,10 0,96244 1715 0,196 0,031 0,160 0,01 0,05 2,57 0,90245 3157 0,900 0,142 0,158 0,04 0,05 3,11 0,87246 1204 0,360 0,056 0,155 0,01 0,03 1,90 0,94247 1308 0,405 0,062 0,153 0,01 0,02 2,32 0,75248 1447 0,128 0,019 0,152 0,01 0,04 2,26 1,22249 1736 0,510 0,076 0,150 0,02 0,03 1,90 0,58250 3130 0,240 0,035 0,147 0,01 0,05 2,58 0,92251 2309 0,225 0,032 0,144 0,01 0,02 2,04 0,82252 3225 0,250 0,036 0,144 0,01 0,04 2,33 1,11253 3163 0,170 0,024 0,143 0,01 0,04 2,79 0,97254 3232 0,540 0,074 0,137 0,02 0,03 2,62 1,08255 1411 0,610 0,083 0,137 0,03 0,04 2,05 1,27256 1506 0,902 0,120 0,133 0,02 0,02 2,71 0,61257 4109 2,450 0,327 0,133 0,11 0,05 2,70 0,64258 1721 3,478 0,460 0,132 0,13 0,04 2,24 0,71259 4606 1,668 0,216 0,129 0,06 0,03 2,05 0,90260 1429 3,610 0,460 0,127 0,15 0,04 2,00 0,78261 1408 2,137 0,269 0,126 0,05 0,02 1,94 0,73262 1113 2,530 0,317 0,125 0,09 0,04 2,67 0,75263 3307 3,800 0,475 0,125 0,16 0,04 2,82 0,67264 3314 0,100 0,012 0,125 0,00 0,04 2,55 0,78265 1728 1,480 0,179 0,121 0,06 0,04 2,26 0,68266 1112 0,315 0,038 0,120 0,01 0,04 2,50 0,71267 1114 0,060 0,007 0,120 0,00 0,04 2,50 0,71268 1613 2,959 0,354 0,120 0,12 0,04 2,54 0,25269 1422 0,870 0,103 0,119 0,04 0,04 2,25 0,80270 3311 0,050 0,006 0,116 0,00 0,04 2,48 0,67271 2123 2,320 0,262 0,113 0,09 0,04 2,23 0,83272 4110 0,800 0,086 0,108 0,03 0,04 2,52 0,54273 2124 0,800 0,084 0,105 0,03 0,04 2,17 0,78274 3149 0,190 0,020 0,104 0,01 0,04 2,26 0,83275 5312 0,015 0,002 0,104 0,00 0,02 1,76 0,63276 1512 0,690 0,071 0,103 0,01 0,02 2,21 0,31

121

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 277 2153 0,950 0,095 0,100 0,04 0,04 2,03 0,63278 3165 0,060 0,006 0,095 0,00 0,04 2,09 0,82279 3141 0,217 0,020 0,094 0,01 0,04 2,05 0,78280 4111 0,060 0,006 0,093 0,00 0,04 2,41 0,48281 5403 0,380 0,035 0,091 0,01 0,02 2,22 0,40282 5304 0,470 0,039 0,083 0,01 0,02 2,07 0,21283 5305 0,260 0,022 0,083 0,01 0,02 2,07 0,21284 4113 0,700 0,056 0,080 0,03 0,04 2,32 0,35285 4206 0,296 0,023 0,078 0,01 0,03 2,40 0,64286 1123 0,062 0,005 0,078 0,00 0,02 1,91 0,48287 1437 0,710 0,054 0,077 0,02 0,02 1,80 0,65288 3224 0,537 0,040 0,075 0,01 0,03 1,63 0,80289 2148 0,110 0,008 0,073 0,00 0,03 1,58 0,99290 3156 0,340 0,024 0,072 0,01 0,03 1,84 0,50291 3132 0,900 0,062 0,069 0,03 0,03 1,72 0,71292 1124 2,160 0,149 0,069 0,05 0,02 2,09 0,57293 1438 0,387 0,027 0,069 0,01 0,03 1,90 0,66294 3227 1,010 0,069 0,069 0,03 0,03 1,72 0,87295 3315 0,600 0,040 0,067 0,02 0,03 2,02 0,58296 4607 0,120 0,008 0,065 0,00 0,02 1,66 0,69297 3129 0,100 0,006 0,063 0,00 0,03 1,69 0,62298 1444 0,120 0,008 0,063 0,00 0,03 1,72 0,51299 2145 0,100 0,006 0,062 0,00 0,03 1,99 0,54300 3117 0,330 0,020 0,062 0,00 0,01 1,35 0,63301 3150 0,152 0,009 0,061 0,00 0,03 1,50 0,65302 4303 0,485 0,029 0,060 0,00 0,00 6,39 2,21303 1723 1,383 0,080 0,058 0,03 0,02 1,61 0,46304 4401 0,320 0,018 0,057 0,00 0,00 4,50 1,88305 2147 1,318 0,075 0,057 0,04 0,03 1,55 0,54306 1518 0,050 0,003 0,056 0,00 0,03 2,30 0,33307 4604 0,585 0,031 0,052 0,01 0,02 1,58 0,56308 4617 0,373 0,020 0,052 0,01 0,02 1,58 0,56309 4118 0,420 0,022 0,052 0,01 0,03 1,68 0,39310 2306 0,910 0,047 0,051 0,01 0,01 1,31 0,39311 1507 0,844 0,043 0,051 0,01 0,01 1,77 0,29312 4304 0,709 0,035 0,049 0,00 0,00 5,69 2,00313 2110 0,900 0,043 0,047 0,01 0,01 1,32 -0,24314 1732 0,020 0,001 0,046 0,00 0,02 1,28 0,65315 2139 0,410 0,019 0,046 0,01 0,02 1,62 0,45316 4301 1,306 0,060 0,046 0,00 0,00 5,44 1,81317 1446 0,620 0,028 0,045 0,01 0,02 1,41 0,44318 5306 0,070 0,003 0,043 0,00 0,02 1,52 0,06319 1517 0,138 0,006 0,041 0,00 0,02 1,73 0,53320 1440 0,260 0,010 0,040 0,00 0,02 1,15 0,80321 2130 0,222 0,009 0,039 0,00 0,02 1,72 0,41322 2506 0,075 0,003 0,039 0,00 0,01 1,03 0,35

122

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 323 1206 0,415 0,016 0,038 0,00 0,01 0,92 0,55324 4120 0,200 0,007 0,037 0,00 0,02 1,30 0,43325 4114 2,250 0,083 0,037 0,05 0,02 1,64 0,14326 4115 3,800 0,140 0,037 0,08 0,02 1,64 0,14327 4507 0,030 0,001 0,036 0,00 0,01 1,11 0,49328 5307 1,500 0,053 0,035 0,02 0,02 1,40 0,00329 3121 0,110 0,004 0,035 0,00 0,02 1,23 0,51330 5308 0,100 0,004 0,035 0,00 0,02 1,40 0,00331 4616 0,288 0,010 0,035 0,01 0,02 1,40 0,45332 4302 0,543 0,019 0,034 0,00 0,00 4,77 1,60333 2136 0,262 0,009 0,034 0,00 0,01 1,15 0,24334 2507 0,120 0,004 0,033 0,00 0,01 0,98 0,30335 1307 0,236 0,008 0,033 0,00 0,01 1,07 0,44336 1735 0,050 0,002 0,033 0,00 0,02 1,05 0,48337 5320 0,175 0,005 0,031 0,00 0,01 1,24 0,00338 4608 0,840 0,026 0,031 0,01 0,02 1,16 0,56339 1126 0,420 0,013 0,031 0,01 0,02 1,26 0,57340 1432 0,670 0,021 0,031 0,01 0,01 0,98 0,67341 1121 0,075 0,002 0,030 0,00 0,01 1,26 0,05342 1435 0,390 0,012 0,030 0,01 0,02 1,30 0,36343 4119 0,230 0,007 0,030 0,00 0,02 1,24 0,43344 1436 0,210 0,006 0,029 0,00 0,02 1,01 0,53345 3133 0,330 0,009 0,028 0,01 0,02 1,10 0,46346 1423 1,750 0,048 0,028 0,03 0,02 1,11 0,37347 4311 0,530 0,014 0,027 0,00 0,00 4,85 1,82348 1117 1,610 0,042 0,026 0,02 0,01 1,22 0,38349 3118 0,474 0,012 0,025 0,00 0,01 0,93 0,37350 2154 0,175 0,004 0,025 0,00 0,02 1,17 0,33351 4129 1,900 0,046 0,024 0,04 0,02 1,36 0,00352 1725 0,840 0,020 0,023 0,01 0,02 1,07 0,30353 1451 0,332 0,008 0,023 0,01 0,02 1,01 0,33354 2133 0,570 0,013 0,023 0,01 0,02 1,00 0,41355 3164 0,435 0,010 0,023 0,01 0,01 1,08 0,41356 1108 1,428 0,031 0,022 0,01 0,01 0,85 0,38357 3125 0,478 0,010 0,021 0,00 0,01 0,78 0,36358 3216 0,110 0,002 0,020 0,00 0,02 0,80 0,43359 1434 0,250 0,005 0,019 0,00 0,02 0,80 0,41360 3308 1,890 0,036 0,019 0,02 0,01 1,09 0,25361 1442 0,550 0,010 0,017 0,01 0,01 0,81 0,32362 4121 0,200 0,003 0,017 0,00 0,02 0,89 0,39363 4403 0,460 0,008 0,017 0,00 0,00 2,60 1,02364 2111 1,300 0,022 0,017 0,01 0,01 0,84 -0,71365 1722 0,190 0,003 0,016 0,00 0,01 0,88 0,24366 2307 0,385 0,006 0,015 0,00 0,01 0,73 0,18367 3144 0,700 0,010 0,015 0,00 0,01 0,67 0,24368 4610 0,670 0,010 0,015 0,01 0,01 0,78 0,36

123

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 369 2138 0,300 0,004 0,015 0,00 0,01 0,59 0,17370 1109 0,530 0,007 0,014 0,00 0,01 0,71 0,32371 1726 0,030 0,000 0,014 0,00 0,01 0,85 0,23372 1443 0,671 0,009 0,014 0,01 0,01 0,76 0,25373 4502 0,230 0,003 0,013 0,00 0,01 0,89 0,36374 4123 0,700 0,008 0,012 0,01 0,01 0,76 0,25375 4305 2,780 0,032 0,011 0,00 0,00 2,88 1,00376 4609 0,530 0,006 0,011 0,01 0,01 0,79 0,32377 1116 0,800 0,009 0,011 0,01 0,01 0,74 0,33378 1508 0,346 0,004 0,011 0,00 0,01 0,75 0,13379 1520 0,997 0,010 0,010 0,01 0,01 0,84 0,14380 2304 0,370 0,004 0,010 0,00 0,01 0,73 0,02381 1516 0,249 0,002 0,009 0,00 0,01 0,81 0,25382 3134 2,380 0,021 0,009 0,03 0,01 0,61 0,25383 4308 0,400 0,003 0,008 0,00 0,00 2,24 0,77384 1610 0,161 0,001 0,008 0,00 0,01 0,81 0,18385 5314 0,060 0,000 0,008 0,00 0,01 0,55 0,13386 4613 0,370 0,003 0,007 0,00 0,01 0,61 0,19387 4306 1,500 0,011 0,007 0,00 0,00 2,17 0,81388 1208 0,480 0,003 0,007 0,00 0,01 0,44 0,13389 1449 2,360 0,016 0,007 0,02 0,01 0,58 0,17390 4315 0,250 0,002 0,007 0,00 0,00 2,43 0,91391 4316 0,920 0,006 0,007 0,00 0,00 2,43 0,91392 2308 0,465 0,003 0,006 0,00 0,00 0,55 0,21393 4611 0,120 0,001 0,006 0,00 0,01 0,53 0,14394 1514 0,137 0,001 0,006 0,00 0,01 0,54 0,12395 1519 0,861 0,005 0,006 0,01 0,01 0,64 0,11396 3310 3,400 0,018 0,005 0,03 0,01 0,53 0,19397 4612 0,170 0,001 0,005 0,00 0,01 0,41 0,23398 2112 0,700 0,003 0,005 -0,01 -0,02 0,00 -1,34399 4128 0,300 0,001 0,004 0,00 0,01 0,42 0,20400 4309 0,850 0,004 0,004 0,00 0,00 1,57 0,55401 1515 0,356 0,001 0,004 0,00 0,01 0,70 0,09402 1720 0,195 0,001 0,004 0,00 0,01 0,51 0,15403 1115 3,990 0,015 0,004 0,03 0,01 0,51 0,10404 1119 1,610 0,006 0,004 0,01 0,01 0,46 0,14405 1120 1,400 0,005 0,004 0,01 0,01 0,46 0,14406 3142 0,400 0,001 0,004 0,00 0,01 0,32 0,22407 4503 0,040 0,000 0,003 0,00 0,01 0,58 0,06408 3313 0,050 0,000 0,003 0,00 0,01 0,51 0,07409 1118 1,190 0,004 0,003 0,01 0,01 0,41 0,13410 5203 2,288 0,007 0,003 0,01 0,00 0,44 0,13411 1509 0,050 0,000 0,003 0,00 0,00 0,37 0,06412 5315 1,690 0,004 0,003 0,01 0,01 0,33 0,14413 4124 1,190 0,003 0,003 0,01 0,01 0,42 0,09414 4313 0,090 0,000 0,002 0,00 0,00 1,59 0,47

124

Red.br.

Oznaka dionice

Duljina dionice

(km)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici

(MWh/km)

Godišnji gubici

(%)

Godišnji gubici (%/km)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 415 1445 1,100 0,002 0,002 0,01 0,00 0,34 0,07416 1127 1,120 0,002 0,002 0,00 0,00 0,30 0,10417 1125 0,145 0,000 0,002 0,00 0,00 0,30 0,10418 1439 0,120 0,000 0,002 0,00 0,00 0,26 0,09419 5309 0,100 0,000 0,001 0,00 0,00 0,29 0,08420 5310 0,130 0,000 0,001 0,00 0,00 0,29 0,08421 4314 0,342 0,001 0,001 0,00 0,00 1,39 0,37422 4508 0,320 0,000 0,001 0,00 0,00 0,20 0,08423 4504 0,410 0,000 0,001 0,00 0,00 0,33 0,05424 4125 0,440 0,001 0,001 0,00 0,00 0,28 0,06425 4126 0,850 0,001 0,001 0,00 0,00 0,25 0,09426 4130 0,120 0,000 0,001 0,00 0,00 0,25 0,09427 4112 0,500 0,001 0,001 0,00 0,00 0,25 0,09428 4402 0,915 0,001 0,001 0,00 0,00 0,76 0,24429 1733 0,230 0,000 0,001 0,00 0,00 0,20 0,06430 1110 0,750 0,001 0,001 0,00 0,00 0,18 0,06431 4614 0,140 0,000 0,001 0,00 0,00 0,21 0,03432 2131 0,160 0,000 0,001 0,00 0,00 0,29 0,00433 5317 1,100 0,001 0,001 0,00 0,00 0,19 0,07434 3151 2,250 0,001 0,001 0,01 0,00 0,13 0,09435 3312 0,880 0,001 0,001 0,01 0,01 0,34 0,00436 5316 0,270 0,000 0,001 0,00 0,00 0,16 0,08437 4310 0,890 0,001 0,001 0,00 0,00 0,54 0,23438 4505 0,470 0,000 0,001 0,00 0,00 0,17 0,02439 4312 0,360 0,000 0,000 0,00 0,00 0,97 0,20440 3152 0,100 0,000 0,000 0,00 0,00 0,10 0,07441 3231 0,636 0,000 0,000 0,00 0,00 0,07 0,04442 4509 0,040 0,000 0,000 0,00 0,00 0,17 0,00443 1730 0,235 0,000 0,000 0,00 0,00 0,09 0,03444 1731 0,038 0,000 0,000 0,00 0,00 0,11 0,03445 1727 0,700 0,000 0,000 0,00 0,00 0,09 0,03446 3162 0,700 0,000 0,000 0,00 0,00 0,07 0,03447 3214 0,135 0,000 0,000 0,00 0,00 0,11 0,00448 3137 0,660 0,000 0,000 0,00 0,00 0,10 0,01449 3229 2,008 0,000 0,000 0,00 0,00 0,06 0,03450 1409 0,116 0,000 0,000 0,00 0,00 0,05 0,04451 3154 0,010 0,000 0,000 0,00 0,00 0,05 0,04452 3155 0,500 0,000 0,000 0,00 0,00 0,05 0,04453 3230 2,171 0,000 0,000 0,00 0,00 0,05 0,03454 4122 2,210 0,000 0,000 0,00 0,00 0,06 0,03455 2152 0,080 0,000 0,000 0,00 0,00 0,05 0,03456 3217 0,588 0,000 0,000 0,00 0,00 0,03 0,02457 3153 2,086 0,000 0,000 0,00 0,00 0,03 0,02458 5318 0,540 0,000 0,000 0,00 0,00 0,00 0,00

125

Tablica B7 - Lista godišnjih gubitaka u elementima transformacije 10/0,4 kV Red.br.

Naziv TS 10/0,4 kV

Nazivna snaga (kVA)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(kVA)

Minimalno opterećenje

(kVA)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 1 MLIN SILOS 1000 23,763 1,19 386 39 38,56 3,89 2 DAVOR 2 630 18,785 1,57 171 90 27,15 14,26 3 N. Javor 400 18,270 3,32 82 34 20,38 8,51 4 Park 630 18,026 0,89 310 168 49,21 26,65 5 J.J. Strosmayera 500 17,751 1,33 224 76 44,73 15,28 6 Zrinski 500 16,474 1,38 192 59 38,40 11,87 7 Centar 2 400 15,436 1,38 175 48 43,78 11,88 8 Gajeva 400 14,167 1,30 182 55 45,46 13,72 9 Rešetari 8 160 12,801 3,30 101 10 63,13 19,63 10 G. VAROŠ 100 12,622 2,06 98 43 97,66 43,03 11 DAVOR 1 400 12,552 1,54 123 51 30,65 12,87 12 Zapolje 2 100 12,536 2,37 89 22 89,41 22,27 13 Peterokatnica 630 12,499 1,13 222 18 35,24 2,81 14 NASELJE 630 12,110 2,17 99 38 15,69 5,97 15 Slaven 500 12,028 2,89 78 17 15,57 3,46 16 GR. PRIJELAZ 630 11,977 2,54 113 20 17,92 3,24 17 Centar 400 11,930 1,68 119 48 29,79 12,05 18 Nektar 400 11,679 1,70 101 53 25,30 13,24 19 Rešetari 3 250 11,675 1,06 184 69 73,60 68,81 20 USKOCI 100 11,642 2,08 117 44 117,36 43,71 21 Ciglana 500 11,485 10,56 37 1 7,47 0,24 22 Urije 1 400 11,216 1,85 95 48 23,74 12,00 23 D. VAROŠ 2 100 11,052 1,80 122 43 121,90 42,77 24 Lj. Posavskog 400 10,937 0,92 187 81 46,87 20,16 25 Jug 1 400 10,722 2,14 80 34 19,93 8,38 26 IFOR 630 10,515 1,55 116 41 18,34 6,58 27 Rešetari 1 250 10,502 1,05 158 51 63,13 20,57 28 G BOGIĆEVCI 2 400 10,499 2,42 72 18 18,04 4,60 29 CENTAR 400 10,448 2,42 78 29 19,38 7,18 30 Jug 5 400 10,440 2,44 75 19 18,85 4,84 31 A. Stepinca 400 10,394 1,84 82 44 20,41 11,01 32 AC Dragalić 400 10,261 3,45 86 3 21,49 0,79 33 SPS 2 250 10,246 1,02 151 58 60,37 23,22 34 Frankopanska 400 9,997 1,66 102 39 25,47 9,86 35 SEOCE 160 9,834 2,22 67 32 41,82 20,31 36 Jug 6 630 9,778 2,90 53 18 8,44 2,92 37 Urije 2 400 9,749 5,68 34 7 8,50 1,75 38 Neboder 630 9,742 3,13 50 16 8,02 2,51 39 N. Tesle 400 9,704 1,77 85 37 21,13 9,21 40 Kožara 400 9,688 7,54 23 7 5,68 1,72 41 Rešetari 6 160 9,646 1,51 97 40 60,57 25,00 42 C PRIJELAZ 630 9,579 6,49 28 6 4,44 1,01 43 B Brig 2 160 9,514 2,44 81 17 50,86 10,56

126

Red.br.

Naziv TS 10/0,4 kV

Nazivna snaga (kVA)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(kVA)

Minimalno opterećenje

(kVA)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 44 Rešatari 4 160 9,179 1,44 132 17 82,80 10,80 45 D. VAROŠ 1 100 9,093 1,74 83 42 82,65 41,59 46 M. Lanosovića 400 9,067 2,30 73 30 18,32 7,49 47 Podvrško 160 8,901 2,50 66 22 41,20 13,52 48 K. Zvonimira 2 250 8,709 0,99 139 61 55,73 24,32 49 METAL PLAST 250 8,639 0,98 129 68 51,59 27,13 50 G. Viteza 630 8,461 1,35 100 49 15,85 7,80 51 Željeznička 250 8,248 0,99 135 63 53,95 25,30 52 OKUČANI 1 250 8,158 0,98 128 51 51,35 20,23 53 Bodovaljci 1 100 8,055 2,26 53 29 52,71 28,53 54 Dragalić 1 100 7,930 2,36 61 15 60,92 15,22 55 DAVOR 3 160 7,789 1,24 105 47 65,74 29,37 56 Vrbova 1 160 7,776 1,54 92 27 57,57 16,78 57 Drežnik 100 7,729 1,80 75 23 74,86 22,70 58 Kovačevac 160 7,485 1,87 108 11 67,80 6,99 59 Adžamovci 1 100 7,348 1,81 77 18 76,71 17,79 60 B.I Mažuranića 250 7,335 1,00 128 41 51,29 16,37 61 Cernik 4 250 7,319 0,99 120 42 47,84 16,69 62 I.G. Kovačića 250 7,268 0,99 122 42 48,82 16,74 63 SPS 3 160 7,266 1,55 80 28 50,00 17,53 64 D. LIPOVAC 160 7,259 1,27 116 27 72,34 16,91 65 KOMARNICA 100 7,173 1,69 59 37 58,67 37,21 66 Ljupina 2 160 7,172 1,75 68 18 42,63 11,42 67 Banićevac 50 7,000 2,41 50 18 100,19 36,40 68 Batrina 1 250 6,999 0,99 123 43 49,06 17,28 69 B. Trenka 2 250 6,967 0,99 123 39 49,12 15,51 70 Gaj zaselak 100 6,945 1,89 61 21 61,02 20,92 71 Gupčeva 160 6,901 1,78 68 20 42,40 12,78 72 Vrbje 1 100 6,897 1,76 60 28 60,01 27,88 73 Prvča 1 250 6,832 1,00 124 34 49,68 13,46 74 OKUČANI 2 160 6,826 1,24 107 45 66,89 28,04 75 Mala 1 400 6,745 1,24 100 28 25,07 7,06 76 Slavča 250 6,733 1,00 121 39 48,23 15,72 77 B. Trenka 1 250 6,690 0,99 118 33 47,23 13,33 78 N Kapela 3 100 6,679 1,76 60 29 59,66 29,31 79 K. Zvonimira 1 250 6,664 1,00 118 33 47,23 13,33 80 Vinogradska 1 250 6,606 1,00 113 38 45,21 15,16 81 Cernik 2 160 6,508 1,25 103 27 64,47 16,75 82 Jug 3 250 6,478 0,98 106 42 42,25 16,97 83 SMRTIĆ R. 100 6,422 1,95 54 20 54,09 20,31 84 Rešatari 7 100 6,381 1,74 60 22 60,47 21,67 85 Naplatne kućice 100 6,266 2,02 69 7 69,02 6,73 86 M MALA 1 100 6,201 1,74 53 31 52,52 31,11 87 HŽ 160 6,176 1,78 49 29 30,52 17,95

127

Red.br.

Naziv TS 10/0,4 kV

Nazivna snaga (kVA)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(kVA)

Minimalno opterećenje

(kVA)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 88 Gunjavci 160 6,160 1,24 89 29 55,79 17,83 89 BODEGRAJ 1 100 6,160 1,69 55 27 54,85 27,08 90 ŠTIVICA 3 100 6,145 1,76 56 27 55,84 26,63 91 Orubica 1 250 6,069 1,01 103 35 41,02 13,85 92 Adžamovci 2 100 6,048 1,80 66 14 66,47 14,11 93 OKUČANI 4 160 6,021 1,29 82 18 51,01 11,07 94 Ljupina 1 100 5,988 2,86 35 11 34,90 10,58 95 SPS Godinjak 160 5,924 1,73 66 23 41,51 14,66 96 SMRTIĆ 1 100 5,902 1,79 54 20 54,09 20,31 97 Ljupina 3 160 5,836 1,26 81 25 50,63 15,62 98 Mala2 400 5,828 2,28 49 12 12,33 3,08 99 Strmac 1 100 5,799 2,95 30 15 29,68 15,30 100 DAVOR 4 160 5,792 1,25 85 35 53,06 21,90 101 Prog. naselje 315 5,773 1,08 115 16 36,63 5,13 102 Mačkovac 100 5,762 1,79 47 18 46,72 18,27 103 DRAGOVCI 1 100 5,748 1,81 59 19 59,27 18,90 104 Visoka Greda 100 5,730 1,87 59 17 58,82 16,60 105 Sičice 1 100 5,725 1,68 48 30 47,86 29,81 106 Opatovac 160 5,646 1,32 68 28 42,48 17,81 107 Bodovaljci 2 100 5,629 1,97 43 18 43,30 18,27 108 Giletinci 100 5,625 1,82 53 16 52,58 16,03 109 Prvča 2 100 5,609 1,83 59 17 58,82 16,60 110 Godinjak 3 160 5,500 2,48 43 12 26,96 7,60 111 Laze 160 5,379 1,31 77 21 48,43 12,91 112 SPS 5 100 5,337 1,81 53 20 53,41 19,89 113 Šumetlica 100 5,323 1,86 54 14 53,55 14,47 114 Cernik 8 250 5,306 1,06 83 25 33,22 10,17 115 SIČE 160 5,297 1,28 68 26 42,30 16,53 116 Slavonska 250 5,246 1,14 126 20 50,55 7,97 117 ŠTIVICA 1 160 5,190 1,24 64 23 40,02 14,35 118 S. LIPOVAC 100 5,150 1,69 58 16 57,67 15,94 119 P-2 160 5,110 2,16 42 13 26,34 8,41 120 DRAGOVCI 2 100 5,109 1,85 56 16 55,74 16,37 121 B Brig 1 100 5,103 2,24 40 15 39,81 15,03 122 D. Lobe 250 5,090 1,06 75 39 30,12 15,47 123 LAĐEVAC 160 5,079 1,30 65 23 40,90 14,53 124 Brđani 100 5,034 1,81 47 15 46,82 14,62 125 Vrbova 2 160 5,014 1,17 75 25 47,09 15,57 126 N Kapela 1 250 4,984 0,52 165 62 66,12 24,69 127 N Kapela 2 160 4,978 1,31 60 29 37,29 18,32 128 D Bogićevci 1 50 4,971 3,08 30 13 59,33 26,84 129 M MALA 2 100 4,907 1,65 45 22 44,99 22,29 130 Cernik 1 250 4,902 1,12 73 22 29,07 8,63 131 N VAROŠ 1 100 4,874 10,93 9 2 8,81 2,32

128

Red.br.

Naziv TS 10/0,4 kV

Nazivna snaga (kVA)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(kVA)

Minimalno opterećenje

(kVA)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 132 SPS 1 160 4,868 1,15 66 30 41,27 18,70 133 Tisovac 160 4,867 1,38 74 21 46,49 13,19 134 HŽ 160 4,865 8,39 10 4 6,38 2,35 135 C. Šagovina 1 100 4,810 1,92 44 13 43,53 12,66 136 Dolina 1 100 4,780 2,04 44 15 44,44 15,38 137 Vrbova 3 160 4,749 1,38 60 22 37,46 13,70 138 Orubica 3 160 4,709 1,38 57 21 35,61 12,97 139 O Vrh 2 100 4,672 1,98 43 12 42,87 12,18 140 Baćindol 1 250 4,625 1,19 72 19 28,61 7,44 141 ŠTIVICA 2 100 4,622 1,92 41 21 40,94 20,56 142 Dragalić 2 160 4,580 1,45 67 18 41,71 11,25 143 Lipovica 250 4,572 1,17 62 31 24,65 12,28 144 G VITEZA 160 4,519 1,46 55 24 34,66 15,22 145 ČVOR 160 4,514 2,00 71 0 44,10 0,00 146 Bodovaljci 3 100 4,457 2,01 38 12 38,38 11,86 147 Cernik 3 250 4,455 1,24 60 21 23,99 8,46 148 O Vrh 1 100 4,455 1,97 36 16 35,65 15,58 149 Bedem 100 4,451 2,26 46 11 46,08 11,08 150 KOSOVAC 100 4,419 2,24 35 10 35,40 10,45 151 F BODEGRAJ 100 4,390 2,44 37 8 37,09 8,45 152 Ljupina 4 100 4,384 1,96 31 21 31,16 21,33 153 G BOGIĆEVCI 3 100 4,301 2,02 30 13 30,27 12,67 154 Godinjak 1 160 4,283 1,52 50 20 31,05 12,27 155 SPS 4 160 4,270 1,53 49 19 30,45 11,65 156 OKUČANI 5 250 4,265 1,37 55 15 22,06 6,17 157 BATRINA 3 100 4,237 2,55 35 8 35,32 8,34 158 Rešatari 2 100 4,235 1,95 46 13 45,94 12,57 159 BODEGRAJ 2 100 4,210 1,80 53 14 52,98 14,31 160 Bukovica 100 4,206 1,98 36 13 35,93 12,56 161 G BOGIĆEVCI 4 160 4,128 2,29 36 10 22,40 5,98 162 DUBOVAC 1 100 4,088 2,26 35 12 35,13 11,70 163 Turist 250 4,074 1,57 46 17 18,55 6,65 164 Sičice 3 100 4,058 2,23 35 10 35,23 9,84 165 G BOGIĆEVCI 1 250 4,054 1,56 45 13 17,83 5,16 166 Medari 2 100 4,045 1,65 55 17 55,06 17,01 167 Orubica 2 100 4,041 2,59 24 12 23,68 12,50 168 Cernik 6 100 4,039 1,78 33 15 33,40 15,44 169 N Kapela C 250 4,022 1,55 42 19 16,65 7,64 170 G Crnogovci 100 4,017 2,71 26 9 26,17 8,65 171 Cernik 7 100 3,994 2,79 27 7 26,77 7,23 172 DUBOVAC 2 160 3,994 1,74 41 14 25,56 8,98 173 Baćindol 2 250 3,973 1,61 36 23 14,49 9,16 174 Medari 1 100 3,942 2,00 54 8 53,57 7,84 175 Vinogradska 2 250 3,939 1,69 39 19 15,41 7,70

129

Red.br.

Naziv TS 10/0,4 kV

Nazivna snaga (kVA)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(kVA)

Minimalno opterećenje

(kVA)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 176 Batrina 2 100 3,938 2,31 29 12 29,19 12,15 177 B Dol J 50 3,928 2,56 26 11 52,54 21,86 178 CAGE 1 100 3,885 2,38 29 10 28,68 9,54 179 D Crnogovci 100 3,863 2,41 27 9 27,35 8,86 180 VUKOVARSKA 100 3,777 3,63 25 5 25,13 5,11 181 CAGE 2 100 3,760 2,56 28 10 27,66 9,56 182 Zapolje 3 160 3,748 2,29 26 8 16,05 4,73 183 Vojarna 250 3,711 2,67 28 11 11,20 4,37 184 Vrbje 2 100 3,703 2,65 22 9 21,83 8,65 185 Bolnica 250 3,673 0,49 146 41 58,31 16,34 186 C. Šagovina 2 100 3,661 2,79 24 7 23,77 6,58 187 D Bogićevci 3 50 3,651 7,31 10 3 19,40 6,12 188 Rešetari 5 50 3,639 2,67 23 10 45,86 19,22 189 Vrbje 3 100 3,600 2,92 21 7 20,67 6,73 190 PROIZVOD 250 3,584 50,97 3 0 1,05 0,00 191 HŽ N KAPELA 50 3,565 2,69 19 10 38,69 20,34 192 GREĐANI 1 50 3,535 15,17 4 1 8,48 2,99 193 Berić 160 3,530 12,37 15 0 9,14 0,08 194 ČAPRGINCI 50 3,507 43,69 1 1 2,49 1,20 195 Sičice 2 50 3,504 2,76 19 10 37,39 19,23 196 Godinjak 2 100 3,466 2,15 30 11 29,55 11,38 197 ČOVAC 50 3,463 2,80 20 9 39,95 18,34 198 Bačica 160 3,449 5,30 14 4 8,62 2,56 199 PIK Biljna 100 3,446 3,74 22 5 21,96 4,91 200 Trnava 100 3,424 4,05 20 3 19,53 3,25 201 Mašić 3 50 3,415 2,95 26 8 51,11 15,77 202 OŠ SPS 160 3,408 12,12 5 2 2,99 1,10 203 BENKOVAC 50 3,408 3,01 20 9 39,86 17,16 204 VRBOVLJANI 3 100 3,399 4,03 16 5 15,58 5,05 205 Mašić1 100 3,379 4,77 22 3 22,07 2,91 206 Gorice 1 100 3,361 4,56 15 4 14,60 4,40 207 Zapolje 1 100 3,357 4,63 13 4 13,47 3,95 208 VRBOVLJANI 1 100 3,347 4,64 11 6 10,72 5,81 209 Gorice 2 100 3,286 6,58 10 3 9,70 3,06 210 D Bogićevci 2 100 3,286 6,58 10 3 9,70 3,06 211 Dolina 2 100 3,283 6,87 8 3 8,34 2,88 212 N VAROŠ 2 100 3,276 7,34 9 2 8,81 2,32 213 Adžamovci 3 160 3,275 2,36 27 8 16,81 4,86 214 B Dol S 30 3,239 3,80 15 6 48,65 20,24 215 CS DAVOR 100 3,235 15,02 3 2 3,15 1,66 216 Vrbje 4 100 3,135 1,23 36 26 36,49 25,66 217 TRNAKOVAC 50 3,119 3,39 17 6 33,82 11,24 218 KAMEN PSUNJ 100 3,072 31,49 4 0 4,25 0,00 219 Dragalić 3 100 3,051 3,67 20 3 20,44 3,39

130

Red.br.

Naziv TS 10/0,4 kV

Nazivna snaga (kVA)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(kVA)

Minimalno opterećenje

(kVA)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 220 VRBOVLJANI 2 50 2,992 3,86 14 4 27,20 7,07 221 DAVOR 5 160 2,949 2,88 15 8 9,37 4,93 222 R. Postaja 50 2,897 4,45 14 4 27,59 8,19 223 Savski bok 50 2,883 4,61 14 3 27,64 5,52 224 PIVARE 50 2,878 4,57 14 4 27,20 7,78 225 Mašić2 100 2,843 3,13 17 4 17,16 3,73 226 18 km 50 2,824 4,97 9 4 18,54 8,45 227 G. LIPOVAC 30 2,815 4,30 12 5 40,75 15,36 228 BATRINA DRAG. 50 2,793 5,73 12 2 23,49 3,41 229 HŽ SPS 30 2,780 4,22 9 6 28,85 20,54 230 Gorice 3 100 2,771 3,76 15 4 14,60 4,40 231 PIK Vrbje 50 2,770 6,67 9 2 18,52 3,85 232 B STIJENA 50 2,756 6,75 9 2 18,91 4,12 233 RIBNJAK 50 2,695 11,67 6 1 11,10 1,46 234 GREĐANI 2 50 2,679 12,39 4 2 7,16 3,40 235 Strmac 3 50 2,669 16,13 2 1 4,93 1,82 236 Strmac 2 50 2,668 16,90 3 1 5,82 1,60 237 Starci 1 50 2,659 28,24 1 1 2,47 1,76 238 M Hrast 50 2,655 56,40 1 0 1,24 0,88 239 NAFTOVOD 50 2,654 641,05 0 0 0,14 0,05 240 ROGOLJI 80 2,652 9,59 6 2 7,10 2,48 241 LJEŠTANI 30 2,311 8,50 6 1 20,99 4,58 242 BOBARE 30 2,303 8,33 6 2 18,92 6,62 243 Cernik 5 30 2,226 14,23 2 1 8,21 2,65 244 SPS 6 30 2,214 20,69 3 0 9,18 1,33 245 Poljane 100 2,213 1,69 24 10 23,76 10,39 246 VIPNET 30 2,206 20,08 2 1 5,46 3,41 247 LOVNA KUĆA 30 2,205 21,50 1 1 5,00 2,63 248 Starci 2 30 2,202 23,39 1 1 4,12 2,93 249 PIK N KAPELA 30 2,194 42,78 1 0 2,50 1,31

131

Tablica B8 - Lista godišnjih gubitaka u elementima mreže 0,4 kV Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 1 Rešetari 1 NN br.3 1.300 413.117 58,675 10,33 57,74 18,812 Park NN br.3 963 242.155 27,313 5,29 38,05 20,613 S. P. Selo 2 NN br.2 875 150.019 25,607 5,94 55,46 19,464 Park NN br.1 900 215.298 25,111 5,47 38,06 20,615 Štrosmajerova NN br.2 535 169.588 21,673 5,77 56,19 19,196 N. Kapela 1 NN br.3 1.140 193.673 21,655 7,00 48,10 17,967 M. Mala I NN br.1 1.056 156.636 21,280 7,02 46,69 27,668 Nektar NN br.1 430 306.854 20,687 3,54 76,77 40,169 Donji Lipovac NN br.4 1.188 122.609 20,551 10,03 50,45 11,7910 S. P. Selo 3 NN br.1 1.437 210.312 18,769 6,89 56,38 19,7711 Adžamovci 1 NN br.1 1.205 217.549 18,670 5,52 57,14 13,2512 Željeznička NN br.1 1.094 259.392 18,342 5,69 46,80 21,9513 Dragovci 1 NN br.1 974 197.787 17,881 7,01 49,85 15,9014 Kralja Zvonimira 2 NN br.4 1.277 169.503 17,676 6,88 42,69 18,6315 Kralja Zvonimira 2 NN br.3 1.087 204.003 17,617 5,84 42,79 18,6716 Bodegraj 1 NN br.1 990 173.084 16,757 6,79 38,85 19,1817 Gunjavci NN br.2 968 247.746 16,431 5,40 48,98 15,6518 Prvča 1 NN br.1 825 217.273 16,033 4,65 40,65 11,0119 Zapolje 2 NN br.1 596 204.360 14,900 4,52 49,70 12,3820 Štrosmajerova NN br.1 609 159.148 13,779 3,91 61,83 21,1221 S. P. Selo 2 NN br.6 984 269.925 13,651 4,29 30,95 11,9022 Peterokatnica NN br.3 585 320.623 13,132 3,29 38,64 3,0823 D. Varoš 2 NN br.1 720 64.200 12,530 3,73 34,27 17,2524 Zrinskih NN br.1 1.049 365.508 12,268 3,18 55,42 17,1325 Peterokatnica NN br.4 606 355.890 12,138 2,74 42,89 3,4226 S. P. Selo 5 NN br.2 535 128.249 12,100 4,36 52,79 19,6627 Željeznička NN br.2 595 167.090 11,980 3,34 36,97 16,2928 Davor 2 NN br.3 1.117 377.840 11,933 2,38 63,80 33,5129 Cernik 4 NN br.2 665 99.458 11,351 3,50 44,04 16,4030 Bodovaljci 2 NN br.1 726 157.409 11,337 4,93 36,51 15,4031 K. Zvonimira 1 NN br.2 1.013 224.834 11,323 4,31 40,82 12,8932 Davor 2 NN br.4 925 248.792 11,030 3,35 42,01 22,0633 S. P. Selo 2 NN br.1 1.435 179.902 10,999 5,19 28,51 10,9734 N. Kapela 2 NN br.2 1.139 179.352 10,973 4,97 36,24 17,8135 I. G. Kovačića NN br.1 1.635 276.111 10,890 2,99 39,05 13,3936 Davor 1 NN br.4 1.120 263.291 10,590 2,82 59,17 24,8437 Oštri vrh 1 NN br.2 809 93.672 10,379 5,61 35,42 15,4838 Štivica III NN br.1 964 121.368 10,342 5,08 34,18 16,3039 Cernik 2 NN br.3 1.235 185.772 10,222 4,90 37,09 9,6440 Ljupina 2 NN br.2 1.647 189.878 10,007 4,54 32,71 8,7641 Rešetari 4 NN br.2 944 185.659 9,883 3,48 52,84 6,8942 Opatovac NN br.2 825 197.357 9,832 3,77 37,01 15,5143 Cernik 4 NN br.1 1.357 187.272 9,829 3,90 26,28 9,1744 Zrinskih NN br.2 1.313 379.228 9,596 2,38 57,86 17,8945 B. Trenka 2 NN br.4 1.310 170.816 9,319 4,70 31,30 8,8346 Orubica 1 NN br.4 1.549 191.344 9,250 3,68 44,70 15,0947 Slavča NN br.3 1.652 320.883 9,191 2,87 51,17 16,68

132

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 48 Ljupina 3 NN br.2 840 166.957 8,851 4,78 20,87 6,4449 Centar 2 NN br.3 710 241.635 8,376 2,75 30,86 8,3750 Štrosmajerova NN br.3 150 26.220 8,222 2,06 36,21 12,3751 Prvča 1 NN br.2 528 187.550 8,057 2,71 35,09 9,5152 Rešetari 4 NN br.3 906 122.611 8,040 4,29 34,90 4,5553 Rešetari 3 NN br.2 542 186.900 8,019 3,24 36,91 13,8454 Gajeva NN br.3 760 177.589 7,950 3,33 25,79 7,7855 Cernik 4 NN br.3 635 174.699 7,943 3,34 34,27 11,9556 Željeznička NN br.3 1.102 196.278 7,943 3,26 25,62 12,0157 B. Trenka 1 NN br.1 1.065 169.306 7,875 3,99 30,95 8,7358 Okučani 2 NN br.1 610 144.863 7,575 3,71 48,30 20,2559 Uskoci NN br.2 746 157.800 7,416 3,49 30,61 10,6860 Stepinčeva NN br.4 717 297.920 7,180 2,28 40,73 21,9661 Naselje S. G. NN br.3 720 534.986 7,138 1,82 37,61 14,3162 Lj. Posavskog NN br.4 829 191.032 7,122 3,40 29,60 12,7363 Podvrško NN br.1 899 241.095 7,112 2,61 45,06 14,7864 Rešetari 6 NN br.4 845 133.349 7,031 3,43 27,68 11,4265 Cernik 8 NN br.2 615 191.160 6,987 3,05 33,94 10,3966 Ljupina 2 NN br.1 1.119 143.880 6,551 3,92 24,79 6,6467 Orubica 1 NN br.1 1.035 163.974 6,498 3,07 32,12 10,8468 Okučani 4 NN br.2 730 160.993 6,457 3,58 33,05 7,1769 Rešetari 3 NN br.1 784 134.004 6,431 3,62 26,47 9,9270 Centar 2 NN br.4 535 259.335 6,423 1,96 24,71 6,7071 Lj. Posavskog NN br.5 822 241.544 6,389 2,41 43,87 18,8772 Davor 4 NN br.4 813 176.595 6,326 2,92 43,96 19,6473 Zapolje 2 NN br.2 1.021 105.513 6,234 3,66 25,66 6,3974 Rešetari 7 NN br.1 548 223.254 6,231 3,12 34,50 12,3775 N. Kapela 1 NN br.5 540 166.099 6,227 2,35 29,84 11,1476 Banićevac NN br.1 1.188 110.372 6,150 3,88 24,45 8,8877 B. Trenka 1 NN br.3 1.115 152.889 6,089 3,42 27,95 7,8978 Štivica I NN br.1 926 131.386 6,084 3,29 25,32 9,0879 B. I. Mažuranića NN br.3 1.020 231.847 6,062 2,87 32,85 10,4880 Rešetari 6 NN br.3 774 126.180 6,006 3,10 26,19 10,8181 B. Trenka 2 NN br.1 872 157.196 5,956 3,27 28,81 8,1382 I. G. Kovačića NN br.2 1.012 178.284 5,835 2,48 34,86 11,9583 N. Kapela 1 NN br.4 810 111.432 5,549 3,12 20,02 7,4884 Batrina 1 NN br.5 891 165.680 5,537 2,75 22,52 7,9385 Giletinci NN br.2 528 180.580 5,446 2,62 31,57 9,6386 Rešetari 3 NN br.4 714 134.239 5,349 3,01 26,51 9,9487 Park NN br.2 552 119.285 5,305 2,09 25,13 13,6188 Okučani 4 NN br.1 1.023 130.510 5,146 3,52 22,85 4,9689 Srednji Lipovac NN br.2 858 134.134 5,075 3,44 33,98 9,3990 D. Varoš 1 NN br.5 750 149.939 5,056 2,86 23,76 9,1491 B. I. Mažuranića NN br.2 840 166.221 5,034 2,84 27,57 8,8092 Seoce NN br.3 908 126.912 4,983 2,95 22,79 11,0793 Orubica 3 NN br.4 880 127.452 4,943 2,96 24,87 9,0694 K. Zvonimira 1 NN br.1 720 170.940 4,939 2,47 31,03 9,80

133

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 95 Cernik 1 NN br.6 390 181.943 4,926 2,26 32,34 9,6096 Davor 3 NN br.4 1.116 129.331 4,907 3,30 24,38 10,0697 Gunjavci NN br.1 852 132.835 4,892 3,00 26,26 8,3998 Adžamovci 2 NN br.1 792 150.988 4,890 3,05 33,13 7,0399 Batrina 1 NN br.3 1.305 106.639 4,795 3,70 23,49 8,28100 Vrbova 1 NN br.3 840 143.579 4,793 3,19 24,54 7,15101 Cernik 2 NN br.1 660 184.979 4,676 2,25 26,71 6,94102 G. Varoš NN br.2 1.015 102.022 4,670 2,13 22,58 9,95103 Godinjak 1 NN br.2 1.268 138.122 4,599 4,00 21,23 8,39104 Rešetari 1 NN br.2 693 129.069 4,595 2,43 19,25 6,27105 Cernik 6 NN br.1 560 99.264 4,569 3,17 22,28 10,30106 Baćindol 2 NN br.1 396 38.160 4,463 3,52 22,61 14,30107 Mačkovac NN br.1 990 121.385 4,452 3,06 18,87 7,38108 Brđani NN br.2 885 79.922 4,350 2,80 23,36 7,30109 Mačkovac NN br.3 1.038 127.188 4,333 2,84 14,30 5,59110 Bukovica NN br.1 924 71.352 4,301 4,00 22,13 7,74111 Okučani 5 Zagreb. NN br.2 1.515 163.639 4,226 1,99 33,53 9,37112 Kralja Zvonimira 2 NN br.1 607 110.407 4,217 2,58 23,16 10,11113 Adžamovci 2 NN br.2 1.086 148.427 4,207 2,67 32,57 6,91114 Vrbova 2 NN br.2 940 103.545 4,190 3,31 23,24 7,68115 Centar 2 NN br.5 460 194.811 4,180 1,70 18,56 5,04116 Vrbova 2 NN br.4 990 98.244 4,151 3,46 22,05 7,29117 Vrbova 1 NN br.4 1.698 110.293 4,060 3,52 22,11 6,44118 Smrtić 1 NN br.3 1.221 155.657 4,060 2,65 16,20 6,08119 Rešetari 7 NN br.2 680 163.457 4,059 2,78 25,26 9,05120 Tisovac NN br.1 776 151.538 4,038 2,68 28,44 8,07121 Medari 2 NN br.2 528 52.507 3,999 1,94 29,86 9,22122 Okučani 2 NN br.4 840 105.624 3,941 2,64 25,89 10,86123 S. P. Selo 1 NN br.3 1.020 83.424 3,933 3,29 19,57 8,87124 Frankopanska NN br.2 940 237.893 3,912 1,68 35,17 13,61125 M. Gupca NN br.1 525 130.196 3,901 1,98 30,95 9,33126 Šumetlica NN br.1 669 141.027 3,896 2,52 25,76 6,96127 G. Viteza NN br.2 1.009 176.184 3,874 1,77 35,02 15,38128 Vrbova 3 NN br.1 733 84.084 3,836 2,86 24,50 8,96129 Lipovica NN br.3 606 121.644 3,780 2,27 23,54 11,72130 S. P. Selo 1 NN br.4 891 85.092 3,757 3,08 19,96 9,05131 Rešetari 2 NN br.2 352 122.796 3,677 2,53 37,42 10,24132 Gajeva NN br.4 560 137.430 3,666 1,98 27,63 8,34133 Drežnik NN br.3 764 143.347 3,663 2,41 23,66 7,17134 Srednji Lipovac NN br.3 1.200 117.119 3,651 2,83 29,67 8,20135 Vinogradska 1 NN br.1 535 158.288 3,632 1,88 21,24 7,12136 Dragovci 2 NN br.1 545 114.751 3,599 2,43 31,43 9,23137 Vinogradska 1 NN br.4 390 144.726 3,597 2,04 26,86 9,01138 Donji Lipovac NN br.1 480 102.780 3,562 2,07 31,10 7,27139 Bodovaljci 1 NN br.2 370 112.726 3,502 1,98 27,33 14,79140 Mala 1 NN br.3 615 156.979 3,445 2,06 19,93 5,61141 Smrtić 1 NN br.1 1.763 158.616 3,383 2,17 16,50 6,20

134

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 142 G. Varoš NN br.2 775 135.491 3,371 2,00 24,45 11,46143 N. Kapela 3 NN br.1 580 121.944 3,362 1,97 17,29 8,49144 Okučani 1 NN br.1 625 277.657 3,307 0,69 65,34 25,74145 Park NN br.6 150 118.355 3,302 1,31 16,05 8,69146 Uskoci NN br.1 735 62.148 3,299 1,63 27,52 10,25147 Naselje javora NN br.9 705 220.642 3,299 1,78 17,79 7,42148 Donji Lipovac NN br.3 132 88.440 3,282 2,22 36,39 8,50149 K. Zvonimira 1 NN br.4 989 97.118 3,220 2,83 12,79 4,04150 Gaj zaselak NN br.2 528 172.967 3,177 1,70 27,73 9,51151 Godinjak SPS NN br.3 997 116.820 3,171 1,66 38,76 13,69152 Siče NN br.1 1.056 137.946 3,126 2,00 22,88 8,94153 S. P. Selo 1 NN br.2 1.783 76.328 3,124 2,85 17,91 8,12154 Vrbova 2 NN br.1 1.090 83.448 3,123 3,07 18,73 6,19155 Batrina 1 NN br.4 852 106.380 3,115 2,41 19,99 7,04156 Rešetari 1 NN br.1 572 117.015 3,104 2,05 21,29 6,94157 Lađevac NN br.1 900 96.360 3,070 2,39 19,25 6,84158 Smrtić 2 NN br.1 805 38.928 3,033 1,98 16,27 6,11159 Mala 1 NN br.1 851 144.780 3,025 1,96 25,41 7,15160 M. Gupca NN br.2 584 110.364 3,015 1,80 26,23 7,90161 Laze NN br.2 858 129.364 3,008 2,00 29,63 7,90162 B. I. Mažuranića NN br.1 745 164.116 2,981 1,70 27,24 8,69163 S. P. Selo 4 NN br.2 919 131.796 2,952 2,15 21,43 8,19164 Smrtić 2 NN br.2 700 39.981 2,940 1,87 16,71 6,27165 Visoka Greda NN br.2 1.023 100.146 2,901 2,16 16,73 4,72166 S. P. Selo 3 NN br.3 1.313 64.475 2,847 3,41 14,90 5,23167 Davor 4 NN br.1 499 121.489 2,826 1,89 26,07 11,65168 Komarnica NN br.2 510 83.424 2,786 2,05 19,72 12,51169 B. I. Mažuranića NN br.4 780 123.264 2,780 2,12 20,45 6,52170 Vrbje 1 NN br.3 390 152.921 2,764 1,63 23,24 10,80171 Seoce NN br.2 807 97.886 2,754 2,12 17,58 8,54172 Neboder NN br.1 130 232.170 2,751 0,94 22,97 7,19173 Batrina 2 NN br.3 1.023 60.694 2,713 3,08 18,31 7,62174 Vrbova 1 NN br.2 1.290 104.652 2,704 2,47 17,89 5,21175 Bodovaljci 1 NN br.1 337 102.157 2,690 1,68 24,76 13,41176 Okučani 1 NN br.3 625 92.343 2,667 1,68 21,73 8,56177 Ljupina 4 NN br.2 403 53.988 2,631 1,76 21,82 14,93178 Baćindol 1 NN br.4 542 77.860 2,622 2,76 21,21 5,52179 Okučani 4 NN br.3 1.155 101.436 2,621 2,31 17,76 3,86180 Godinjak 1 NN br.1 344 181.236 2,617 1,73 27,86 11,01181 Naselje javora NN br.1 647 177.079 2,608 1,75 19,74 8,24182 Davor 4 NN br.2 502 113.883 2,575 1,84 20,85 9,31183 Laze NN br.3 1.091 131.382 2,468 1,62 25,67 6,84184 Donji Crnogovci NN br.1 611 94.822 2,446 2,11 20,69 6,70185 N. Urije 1 NN br.2 165 248.140 2,444 0,80 23,06 11,66186 D. Lobe NN br.2 655 164.403 2,426 1,11 35,89 18,44187 B. Trenka 2 NN br.3 644 123.647 2,425 1,69 22,66 6,39188 Gajeva NN br.6 416 96.186 2,419 1,60 16,28 4,91

135

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 189 Siče NN br.2 928 97.543 2,414 2,19 16,18 6,32190 Rešetari 3 NN br.3 688 91.654 2,390 1,97 18,10 6,78191 Gajeva NN br.7 440 99.985 2,384 1,76 14,63 4,41192 N. Kapela 2 NN br.1 413 112.404 2,379 1,72 22,72 11,16193 Šumetlica NN br.2 1.063 106.124 2,373 2,04 19,38 5,24194 Rešetari 3 NN br.5 439 141.297 2,363 1,26 27,91 10,46195 Bodegraj 2 NN br.2 708 78.372 2,359 2,20 25,44 6,87196 B. Trenka 1 NN br.4 562 114.609 2,341 1,75 15,16 4,28197 Gaj zaselak NN br.1 561 147.914 2,338 1,46 23,71 8,13198 Slavonska NN br.4 790 114.660 2,336 1,55 26,89 4,24199 M.Mala II NN br.1 548 118.385 2,274 1,61 19,19 9,50200 Slavča NN br.1 760 156.736 2,271 1,31 20,03 6,53201 Teslina NN br.1 140 132.756 2,261 0,87 19,33 8,42202 Davor 3 NN br.3 681 92.148 2,228 1,79 20,39 8,42203 Dolina 1 NN br.4 965 60.732 2,216 2,62 19,57 6,77204 Ljupina 3 NN br.3 450 109.756 2,205 1,81 22,24 6,86205 Godinjak SPS NN br.1 631 65.844 2,193 2,04 21,84 7,72206 Lj. Posavskog NN br.3 801 150.639 2,165 1,31 23,34 10,04207 Rešetari 8 NN br.1 359 107.801 2,158 1,58 31,77 3,09208 Medari 1 NN. br. 3 1.848 133.860 2,157 1,99 26,29 3,85209 Okučani 2 NN br.2 625 88.156 2,149 1,73 21,61 9,06210 S. P. Selo 2 NN br.4 740 80.993 2,129 2,23 12,84 4,94211 Park NN br.5 0 89.185 2,123 1,12 14,01 7,59212 Visoka Greda NN br.3 759 97.370 2,121 1,62 16,27 4,59213 Baćindol 1 NN br.3 476 74.655 2,108 2,32 20,33 5,29214 B. Trenka 1 NN br.2 550 107.592 2,084 1,66 19,67 5,55215 Frankopanska NN br.1 885 187.766 2,037 1,11 27,76 10,75216 Bili Brig 1 NN br.1 363 164.823 2,027 1,37 23,10 8,72217 Vrbje 4 NN br.1 502 43.848 1,976 1,69 17,50 12,30218 Dragalić 1 NN br.2 945 138.499 1,972 1,45 15,90 3,97219 Kovačevac NN br.3 600 115.504 1,945 1,50 22,69 2,34220 Štivica II NN br.1 938 79.872 1,945 1,43 20,68 10,38221 N. Kapela 3 NN br.2 585 88.152 1,911 1,55 17,27 8,49222 Zapolje 3 NN br.2 986 72.042 1,911 1,71 21,32 6,28223 Kralja Zvonimira 2 NN br.2 660 71.904 1,905 1,79 17,68 7,72224 Sičice 1 NN br.2 413 73.772 1,873 1,34 17,52 10,91225 Tisovac NN br.2 594 104.150 1,868 1,80 22,91 6,50226 Davor 1 NN br.3 468 87.644 1,858 1,49 16,80 7,05227 Vrbova 3 NN br.3 588 63.384 1,840 1,82 18,47 6,75228 Godinjak 2 NN br.1 558 69.798 1,835 1,51 19,91 7,67229 Davor 1 NN br.2 398 142.571 1,828 0,90 32,04 13,45230 Cage 1 NN br.1 1.127 87.865 1,807 1,82 15,53 5,17231 Bukovica NN br.2 462 61.409 1,806 1,95 19,05 6,66232 Vrbova 3 NN br.2 763 55.788 1,785 2,01 16,26 5,95233 Drežnik NN br.2 588 116.592 1,775 1,43 22,56 6,84234 G. Bogićevci 4 NN br.2 805 94.618 1,751 1,52 14,74 3,94235 Vrbje 4 NN br.2 370 46.543 1,729 1,40 18,57 13,06

136

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 236 Vinogradska 1 NN br.2 370 115.282 1,727 1,23 21,39 7,17237 Cage 2 NN br.2 528 73.039 1,697 1,62 20,72 7,16238 Laze NN br.1 990 73.586 1,691 1,98 14,38 3,83239 Lipovica NN br.2 535 63.366 1,680 1,97 14,10 7,03240 Bili Brig 2 NN br.2 426 35.287 1,677 1,59 23,13 4,80241 Ljupina 1 NN br.1 693 49.723 1,662 1,24 23,44 7,11242 Godinjak 3 NN br.2 624 58.105 1,654 1,63 17,71 5,00243 Vrbje 1 NN br.2 429 113.453 1,634 1,30 17,24 8,01244 Frankopanska NN br.3 634 152.744 1,628 1,09 16,34 6,32245 Davor 2 NN br.1 500 94.872 1,606 1,28 11,59 6,09246 Vrbova 1 NN br.1 1.120 95.640 1,597 1,60 16,35 4,77247 D. Varoš 2 NN br.2 320 30.204 1,576 1,00 16,12 8,11248 Rešetari 6 NN br.2 400 84.644 1,528 1,18 12,71 5,25249 Cernik 3 NN br.1 573 105.344 1,528 1,19 22,61 7,97250 Batrina 1 NN br.7 726 86.940 1,513 1,43 22,21 7,83251 Baćindol 1 NN br.1 469 83.784 1,509 1,48 19,67 5,12252 Jug 3 NN br.3 120 198.372 1,500 0,50 23,16 9,30253 Cernik 7 NN br.2 203 60.024 1,492 1,12 16,06 4,34254 Gajeva NN br.5 490 107.472 1,483 1,02 15,63 4,72255 Mala 1 NN br.4 590 101.139 1,483 1,37 17,75 5,00256 Lađevac NN br.4 1.215 60.540 1,482 1,84 12,09 4,30257 Centar Okučani III NN br.6 455 126.237 1,457 1,22 19,22 7,12258 Ljupina 3 NN br.1 495 118.399 1,457 1,11 14,80 4,57259 Orubica 2 NN br.2 627 64.272 1,432 1,41 13,77 7,27260 Bodegraj 2 NN br.1 345 82.948 1,411 1,24 26,92 7,27261 Bedem NN br.3 390 67.000 1,411 1,68 12,64 3,04262 Vinogradska 1 NN br.3 413 98.832 1,411 1,17 18,32 6,14263 Lipovica NN br.1 404 86.455 1,403 1,19 16,74 8,34264 C. Šagovina 2 NN br.1 521 87.621 1,393 1,33 12,25 3,39265 G. Bogićevci 2 NN br.3 720 103.111 1,356 1,29 11,33 2,89266 Dolina 1 NN br.1 805 45.135 1,347 2,14 14,54 5,03267 Gornji Crnogovci NN br.1 462 114.939 1,344 1,24 17,10 5,65268 Kovačevac NN br.1 550 98.337 1,315 1,19 19,32 1,99269 Rešetari 3 NN br.6 340 95.446 1,304 1,03 18,85 7,07270 Rešetari 8 NN br.4 240 80.163 1,299 1,28 17,09 1,66271 Slavonska NN br.2 715 89.152 1,293 1,10 20,91 3,30272 Gajeva NN br.2 485 101.172 1,268 0,93 14,74 4,45273 Godinjak 3 NN br.1 335 61.188 1,255 1,17 21,86 6,17274 Štivica III NN br.3 352 75.904 1,246 0,98 13,19 6,29275 D. Varoš 1 NN br.1 245 51.048 1,233 0,84 18,87 6,62276 Banićevac NN br.2 491 80.232 1,231 1,07 20,84 7,57277 Davor 3 NN br.1 455 120.504 1,206 0,87 26,63 10,99278 Sičice 1 NN br.3 626 48.921 1,205 1,30 11,62 7,24279 Poljane NN br.1 875 36.276 1,199 1,28 10,97 4,80280 Baćindol 1 NN br.2 634 64.750 1,195 1,51 15,20 3,95281 Sičice 3 NN br.2 624 65.880 1,189 1,48 16,25 4,54282 Centar NN br.4 295 136.275 1,188 0,79 16,26 6,58

137

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 283 Zrinskih NN br.3 817 224.026 1,174 0,49 34,23 10,58284 Bodegraj 1 NN br.2 363 68.400 1,171 1,20 15,35 7,58285 Peterokatnica NN br.1 90 104.700 1,165 0,89 23,38 1,86286 Brđani NN br.1 456 55.087 1,161 1,09 16,10 5,03287 Slavča NN br.2 675 112.897 1,159 0,82 16,29 5,31288 Okučani P+2 NN br.3 250 66.389 1,152 1,75 14,25 4,55289 S. P. Selo 2 NN br.7 70 88.440 1,147 1,10 16,43 6,32290 Bodovaljci 3 NN br.2 264 94.333 1,139 0,94 21,99 6,79291 Prvča 2 NN br.2 910 82.764 1,134 1,29 10,90 3,08292 Cernik 8 NN br.3 435 91.033 1,129 1,03 16,16 4,95293 Štivica I NN br.2 327 83.882 1,122 0,95 16,16 5,79294 M. Lanosovića NN br.4 500 80.935 1,086 1,16 9,44 3,86295 Dubovac 2 NN br.2 785 67.904 1,075 1,29 9,60 3,37296 Sičice 2 NN br.1 429 71.436 1,068 1,23 13,46 6,92297 Bili Brig 2 NN br.1 393 28.872 1,067 1,23 18,93 3,93298 Bl. dol jug NN br.2 1.290 51.108 1,066 0,89 18,33 7,63299 S. P. Selo 3 NN br.2 479 67.296 1,064 1,22 15,55 5,45300 Cernik 3 NN br.3 460 81.734 1,056 1,06 14,96 5,28301 Lađevac NN br.2 850 57.213 1,034 1,36 11,43 4,06302 Adžamovci 3 NN br.2 536 62.940 1,034 1,10 16,26 4,70303 D. Bogićevci 1 NN br.1 400 11.016 1,025 0,92 13,22 5,98304 Komarnica NN br.3 479 59.320 1,020 1,06 11,96 7,59305 Okučani P+2 NN br.1 825 123.021 1,018 0,83 19,48 6,22306 K. Zvonimira 1 NN br.3 344 77.028 1,010 1,12 13,98 4,42307 Prvča 2 NN br.3 585 103.102 0,975 0,89 13,58 3,83308 Opatovac NN br.1 713 108.231 0,955 0,67 20,29 8,51309 Giletinci NN br.1 561 72.912 0,955 1,14 12,75 3,89310 Tisovac NN br.3 479 78.440 0,941 1,20 17,26 4,90311 M.Mala II NN br.3 510 80.424 0,940 0,98 9,43 4,67312 B. Trenka 2 NN br.2 370 91.497 0,924 0,87 16,77 4,73313 Štivica II NN br.2 450 54.384 0,922 1,00 14,08 7,07314 Lađevac NN br.3 615 61.992 0,908 1,10 12,38 4,40315 Cernik 3 NN br.2 360 84.004 0,904 0,88 15,38 5,42316 Oštri vrh 2 NN br.2 579 99.588 0,897 1,20 12,01 3,76317 N. Kapela centar NN br.2 1.415 71.546 0,896 1,22 10,57 4,85318 Slavonska NN br.1 650 67.839 0,895 1,00 15,91 2,51319 Grigora Viteza NN br.4 616 113.800 0,892 0,69 21,50 10,57320 Lj. Posavskog NN br.2 396 101.868 0,890 0,80 9,58 4,12321 Komarnica NN br.4 476 54.108 0,881 1,00 10,91 6,92322 Dragalić 2 NN br.4 700 86.232 0,877 1,03 11,69 3,15323 Dolina 2 NN br.1 753 19.224 0,875 3,44 2,87 0,99324 Dubovac 1 NN br.2 411 52.114 0,864 1,02 10,66 3,55325 Ljupina 1 NN br.2 985 67.421 0,862 1,36 3,95 1,20326 Mala 2 NN br.1 393 102.867 0,861 0,92 18,80 4,70327 C. Šagovina 1 NN br.3 429 81.521 0,861 1,08 12,36 3,60328 Sičice 1 NN br.1 420 47.148 0,857 0,96 11,20 6,97329 N. Kapela centar NN br.1 456 88.885 0,829 0,91 9,50 4,36

138

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 330 Grigora Viteza NN br.2 612 91.000 0,823 0,80 14,66 7,21331 Okučani 5 Zagreb. NN br.1 545 63.227 0,800 0,98 12,95 3,62332 Baćindol 2 NN br.2 396 31.896 0,782 0,74 10,05 6,36333 Sičice 3 NN br.1 271 74.292 0,771 0,85 15,63 4,36334 Mala 2 NN br.2 680 96.516 0,769 0,88 15,04 3,76335 Rešetari 5 NN br.1 869 39.036 0,763 1,21 11,13 4,67336 Stepinčeva NN br.5 320 143.681 0,761 0,50 14,21 7,66337 Centar NN br.6 40 303.360 0,757 0,23 23,30 9,43338 Mašić 2 NN br.1 627 69.444 0,755 0,91 10,10 2,19339 Bodovaljci 3 NN br.1 330 68.427 0,745 0,85 15,95 4,93340 Dubovac 1 NN br.1 312 52.572 0,732 0,85 10,76 3,58341 Centar 2 NN br.2 415 78.332 0,727 0,73 13,83 3,75342 S. P. Selo 4 NN br.3 835 61.416 0,721 1,13 9,98 3,82343 Rešetari 4 NN br.4 360 59.448 0,720 0,79 9,13 1,19344 Dubovac 2 NN br.3 527 56.940 0,718 1,03 8,05 2,83345 Rešetari 8 NN br.2 403 57.996 0,703 0,96 17,09 1,66346 Park NN br.7 115 73.355 0,697 0,43 11,84 6,41347 Batrina 3 NN br.3 563 54.468 0,696 1,10 12,01 2,84348 Grigora Viteza NN br.5 482 65.870 0,693 0,93 10,61 5,22349 Mala 1 NN br.2 415 78.780 0,692 0,82 13,83 3,89350 Vrbje 3 NN br.1 456 53.436 0,683 0,99 12,11 3,94351 Dragalić 2 NN br.1 595 80.784 0,679 0,85 10,95 2,96352 Vrbova 2 NN br.3 1.155 46.500 0,674 1,19 10,44 3,45353 S. P. Selo 1 NN br.1 1.080 33.288 0,669 1,40 7,81 3,54354 Vrbje 1 NN br.1 363 66.504 0,669 0,91 11,85 5,51355 Čovac NN br.2 665 42.468 0,667 0,97 7,19 3,30356 Dubovac 2 NN br.1 685 51.540 0,660 1,04 7,29 2,56357 Bedem NN br.2 165 75.000 0,657 0,71 22,77 5,48358 Mašić 3 NN br.1 726 21.648 0,656 0,91 10,31 3,18359 Bili Brig 1 NN br.2 429 74.655 0,650 0,97 12,27 4,63360 C. Šagovina 1 NN br.2 905 56.471 0,649 1,18 8,55 2,49361 Jug 1 NN br.2 100 195.288 0,644 0,39 12,62 5,31362 Kožara NN br.2 330 104.813 0,626 0,68 7,86 2,38363 Dragalić 2 NN br.2 630 75.264 0,625 0,84 10,20 2,75364 Prvča 2 NN br.1 396 86.377 0,625 0,68 11,38 3,21365 Kovačevac NN br.4 400 76.045 0,617 0,72 14,94 1,54366 Rešetari 5 NN br.2 600 40.428 0,614 0,94 9,83 4,12367 Zapolje 1 NN br.1 1.386 44.892 0,611 1,14 8,90 2,61368 Batrina 3 NN br.2 528 57.768 0,602 0,90 12,74 3,01369 Batrina 1 NN br.1 621 52.842 0,600 0,94 9,93 3,50370 Rešetari 2 NN br.1 330 50.038 0,598 1,01 15,25 4,17371 Davor 4 NN br.3 280 72.012 0,593 0,67 13,18 5,89372 Komarnica NN br.1 824 50.137 0,592 0,73 11,85 7,52373 Jug 1 NN br.1 70 219.636 0,570 0,31 14,19 5,97374 Grigora Viteza NN br.1 455 95.100 0,569 0,53 11,08 5,45375 Slavonska NN br.3 515 56.964 0,569 0,76 13,36 2,11376 M. Lanosovića NN br.5 75 98.148 0,545 0,49 10,07 4,12377 Drežnik NN br.1 406 59.159 0,540 0,86 11,45 3,47

139

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 378 Bl. dol sjever NN br.2 360 47.340 0,529 0,94 11,68 4,86379 Dragovci 2 NN br.4 661 28.353 0,529 1,44 9,01 2,65380 Vrbje 2 NN br.2 416 54.756 0,527 0,82 10,58 4,19381 Rešetari 6 NN br.1 352 49.392 0,527 0,69 10,25 4,23382 Rešetari 8 NN br.3 264 42.921 0,526 0,97 17,20 1,67383 Jug 3 NN br.1 110 109.932 0,523 0,31 12,83 5,15384 Benkovac NN br.1 770 47.772 0,518 0,79 7,44 3,20385 N. Kapela 3 NN br.3 390 46.548 0,514 0,79 6,60 3,24386 Cernik 1 NN br.2 330 73.970 0,510 0,57 9,52 2,83387 G. Bogićevci 2 NN br.2 680 66.588 0,508 0,75 7,31 1,87388 G. Bogićevci 3 NN br.2 480 41.748 0,506 0,66 7,08 2,96389 Okučani 1 NN br.4 180 38.570 0,505 0,76 9,08 3,58390 Vukovarska NN br.1 520 56.604 0,498 0,70 11,06 2,25391 Kosovac NN br.4 600 81.852 0,498 0,73 7,88 2,32392 Okučani 2 NN br.3 300 29.358 0,497 1,20 8,44 3,54393 Štivica I NN br.3 510 55.849 0,484 0,62 6,53 2,34394 Trnava NN br.2 561 54.408 0,477 0,85 11,65 1,94395 Vrbje 2 NN br.1 304 56.880 0,476 0,71 10,99 4,36396 Dolina 1 NN br.3 701 33.540 0,474 1,01 10,81 3,74397 Orubica 2 NN br.1 1.089 28.892 0,474 1,04 6,19 3,27398 G. Bogićevci 4 NN br.1 945 45.684 0,472 0,85 7,12 1,90399 C. Šagovina 1 NN br.1 953 58.647 0,451 0,79 8,89 2,59400 Cernik 8 NN br.1 295 66.711 0,448 0,56 8,57 2,62401 Orubica 3 NN br.3 415 44.976 0,445 0,76 10,29 3,75402 Centar 2 NN br.1 350 61.932 0,442 0,57 7,91 2,15403 M. Lanosovića NN br.1 560 69.408 0,433 0,58 6,72 2,74404 Štrosmajerova NN br.8 85 5.256 0,428 0,49 13,20 4,51405 N. Kapela 1 NN br.6 550 33.570 0,416 0,78 9,77 3,65406 Lj. Posavskog NN br.1 206 65.724 0,414 0,57 10,18 4,38407 I. G. Kovačića NN br.3 636 71.760 0,410 0,43 10,15 3,48408 Teslina NN br.2 280 41.388 0,404 0,50 6,03 2,63409 Siče NN br.5 434 46.740 0,403 0,76 9,09 3,55410 Orubica 3 NN br.1 297 45.517 0,400 0,67 10,41 3,79411 Orubica 1 NN br.3 415 42.900 0,397 0,72 9,85 3,33412 Dragalić 2 NN br.3 665 57.876 0,386 0,67 7,85 2,12413 Gorice 3 NN br.3 945 35.208 0,385 0,73 6,72 2,03414 S. P. Selo 4 NN br.1 421 59.424 0,381 0,61 9,66 3,69415 Cernik 6 NN br.2 208 43.102 0,377 0,60 8,25 3,81416 Centar Okučani III NN br.7 380 70.172 0,375 0,56 7,73 2,86417 Dragalić 1 NN br.1 560 62.114 0,374 0,61 7,13 1,78418 Cernik 2 NN br.2 414 61.740 0,373 0,54 12,33 3,20419 Vrbje 3 NN br.2 553 36.730 0,369 0,78 8,32 2,71420 M. Lanosovića NN br.2 940 31.332 0,362 0,97 4,50 1,84421 N. Kapela 1 NN br.2 280 42.924 0,348 0,51 10,66 3,98422 Davor 2 NN br.7 325 27.566 0,347 0,95 4,65 2,44423 Seoce NN br.1 411 45.777 0,345 0,57 8,22 3,99424 Seoce NN br.4 446 45.672 0,344 0,57 8,20 3,98425 Bl. dol sjever NN br.1 1.860 20.457 0,340 1,40 5,05 2,10

140

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 426 Mala 2 NN br.3 405 67.332 0,339 0,56 7,59 1,90427 D. Lobe NN br.1 470 64.008 0,335 0,39 8,63 4,43428 G. Bogićevci 2 NN br.8 520 54.696 0,324 0,58 3,87 0,99429 Davor 2 NN br.5 295 42.480 0,321 0,57 7,17 3,77430 Davor 2 NN br.8 320 51.549 0,318 0,46 8,70 4,57431 Vrbovljani 2 NN br.1 581 44.619 0,315 0,60 5,91 1,54432 Pivare NN br.2 1.240 16.044 0,314 0,10 33,14 16,68433 Okučani 1 NN br.2 405 51.231 0,312 0,36 8,72 3,44434 Podvrško NN br.3 1.467 28.296 0,311 0,98 5,29 1,73435 Dragalić 1 NN br.3 420 63.462 0,307 0,49 7,28 1,82436 G. Bogićevci 2 NN br.1 160 69.852 0,298 0,42 4,94 1,26437 Mašić 1 NN br.1 561 114.876 0,297 0,59 10,14 1,34438 Kovačevac NN br.2 525 46.896 0,292 0,55 9,21 0,95439 C. Šagovina 1 NN br.4 330 45.400 0,291 0,66 6,88 2,00440 Jug 1 NN br.3 80 146.280 0,289 0,23 9,45 3,97441 Batrina 3 NN br.1 931 23.700 0,288 1,05 7,11 1,68442 D. Lobe NN br.3 420 70.017 0,288 0,31 13,04 6,70443 Drežnik NN br.4 285 63.168 0,287 0,43 7,54 2,29444 Kosovac NN br.3 440 69.808 0,279 0,48 6,72 1,98445 Lj. Posavskog NN br.7 81 78.913 0,279 0,32 12,23 5,26446 Savski Bok NN br.2 570 35.580 0,278 0,63 8,65 1,73447 Ljupina 4 NN br.1 363 22.202 0,275 0,45 5,54 3,79448 Dragovci 2 NN br.2 198 42.732 0,273 0,49 11,70 3,44449 Dragovci 1 NN br.2 380 36.216 0,273 0,58 9,13 2,91450 Jug 6 NN br.5 250 99.144 0,267 0,39 5,23 1,81451 N. Urije 1 NN br.3 70 103.308 0,266 0,21 9,60 4,85452 Siče NN br.4 846 31.368 0,265 0,75 5,20 2,03453 Dragalić 1 NN br.4 665 59.544 0,265 0,45 6,83 1,71454 G. Bogićevci 1 NN br.3 840 39.303 0,262 0,64 4,54 1,31455 Gornji Lipovac NN br.1 1.122 40.727 0,250 0,61 9,32 3,51456 Teslina NN br.3 120 39.816 0,248 0,32 6,52 2,84457 G. Bogićevci 1 NN br.5 410 56.471 0,248 0,42 6,52 1,89458 Orubica 3 NN br.2 575 28.234 0,246 0,67 6,46 2,35459 Batrina 2 NN br.1 479 25.980 0,241 0,64 6,76 2,81460 Vrbovljani 3 NN br.2 373 29.760 0,240 0,54 5,26 1,70461 Grigora Viteza NN br.3 265 51.900 0,236 0,40 8,36 4,11462 Gorice 1 NN br.1 770 43.709 0,231 0,54 5,45 1,64463 N. Urije 1 NN br.1 50 113.328 0,228 0,16 10,53 5,32464 G. Bogićevci 1 NN br.4 440 68.184 0,228 0,32 5,07 1,47465 Adžamovci 1 NN br.2 317 28.632 0,223 0,50 8,82 2,04466 N. Kapela centar NN br.3 192 77.149 0,222 0,28 6,15 2,82467 Park NN br.4 70 31.464 0,221 0,33 6,63 3,59468 Peterokatnica NN br.2 50 56.784 0,221 0,31 6,84 0,55469 Cage 1 NN br.2 302 48.891 0,221 0,40 8,64 2,87470 Oštri vrh 2 NN br.4 280 55.465 0,219 0,53 4,84 1,51471 Siče NN br.3 495 32.664 0,218 0,59 6,35 2,48472 Batrina 1 NN br.6 391 31.769 0,213 0,55 5,97 2,10473 Gajeva NN br.1 245 30.531 0,198 0,48 3,33 1,01

141

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 474 G. Bogićevci 1 NN br.2 435 43.112 0,194 0,43 4,98 1,44475 Vrbovljani 1 NN br.2 421 22.248 0,193 0,52 3,57 1,94476 Lještani NN br.2 690 8.748 0,192 0,81 6,70 1,46477 Medari 1 NN br.2 594 50.468 0,192 0,47 7,17 1,05478 Donji Crnogovci NN br.2 644 29.034 0,192 0,54 5,40 1,75479 Teslina NN br.5 180 28.210 0,190 0,34 4,62 2,01480 Zapolje 3 NN br.1 353 27.436 0,189 0,44 5,97 1,76481 Benkovac NN br.2 665 30.288 0,188 0,45 4,72 2,03482 Orubica 1 NN br.2 340 39.812 0,185 0,36 7,80 2,63483 Centar NN br.3 115 29.856 0,184 0,56 6,70 2,71484 Dragalić 3 NN br.4 759 61.388 0,184 0,54 5,46 0,91485 D. Bogićevci 2 NN br.1 560 8.148 0,183 0,45 5,12 1,61486 Jug 3 NN br.2 60 103.344 0,182 0,12 12,06 4,84487 Adžamovci 3 NN br.1 556 24.852 0,179 0,48 6,42 1,85488 Centar NN br.5 160 62.700 0,179 0,26 5,58 2,26489 D. Lobe NN br.4 285 44.520 0,174 0,29 6,00 3,08490 Cernik 1 NN br.4 355 23.483 0,174 0,62 3,02 0,90491 G. Bogićevci 3 NN br.1 400 39.840 0,173 0,27 4,41 1,85492 Trnakovac NN br.2 1.105 44.928 0,171 0,47 4,29 1,42493 G. Viteza NN br.1 270 48.794 0,165 0,27 9,70 4,26494 Donji Lipovac NN br.2 693 10.896 0,163 0,89 4,48 1,05495 Godinjak SPS NN br.2 906 15.168 0,161 0,65 5,03 1,78496 G. Bogićevci 3 NN br.4 240 26.508 0,159 0,32 4,50 1,88497 Cernik 8 NN br.4 195 45.357 0,155 0,28 5,83 1,78498 Vukovarska NN br.2 776 21.799 0,155 0,57 5,89 1,20499 Davor 1 NN br.1 55 49.452 0,151 0,21 5,12 2,15500 Jug 5 NN br.4 55 77.664 0,150 0,14 8,98 2,31501 Gornji Crnogovci NN br.2 594 33.348 0,146 0,46 4,96 1,64502 Medari 1 NN br.1 528 45.624 0,145 0,39 6,48 0,95503 Lj. Posavskog NN br.9 70 82.632 0,139 0,15 6,91 2,97504 Rogolji NN br.2 1.122 36.288 0,139 0,59 5,09 1,78505 M.Mala II NN br.2 355 36.828 0,138 0,31 4,32 2,14506 Poljane NN br.2 910 11.628 0,137 0,46 3,52 1,54507 Lj. Posavskog NN br.6 140 48.030 0,136 0,26 4,52 1,94508 G. Bogićevci 2 NN br.7 580 33.960 0,133 0,38 3,73 0,95509 Gorice 2 NN br.1 825 31.440 0,130 0,42 3,90 1,23510 Podvrško NN br.2 330 27.977 0,128 0,41 6,13 2,01511 Naselje S. G. NN br.5 95 71.448 0,128 0,24 5,98 2,28512 Čovac NN br.3 764 20.592 0,128 0,38 3,49 1,60513 C. Šagovina 2 NN br.2 669 16.080 0,126 0,66 3,11 0,86514 Cage 2 NN br.1 429 23.337 0,126 0,38 5,65 1,95515 Rešetari 1 NN br.5 200 9.604 0,126 0,66 3,62 1,18516 Bodovaljci 2 NN br.2 165 27.077 0,123 0,31 6,28 2,65517 Trnava NN br.1 1.254 22.500 0,120 0,52 3,48 0,58518 Dolina 2 NN br.2 1.024 14.864 0,120 0,61 4,17 1,44519 M. Lanosovića NN br.6 260 23.928 0,118 0,32 3,36 1,37520 Visoka Greda NN br.1 1.386 17.172 0,116 0,50 2,87 0,81521 S. P. Selo 2 NN br.2 400 22.326 0,115 0,44 2,56 0,98

142

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 522 Naselje javora NN br.4 360 38.952 0,115 0,35 4,34 1,81523 Cernik 1 NN br.5 125 45.670 0,114 0,21 9,52 2,83524 Davor 3 NN br.2 208 40.272 0,113 0,24 7,59 3,13525 Teslina NN br.4 130 21.875 0,112 0,26 4,27 1,86526 Bijela Stijena NN br.2 768 25.320 0,111 0,39 4,24 0,92527 Batrina 2 NN br.2 264 24.243 0,111 0,32 5,38 2,24528 Jug 5 NN br.1 40 78.372 0,111 0,10 9,06 2,33529 Mašić 3 NN br.2 363 11.064 0,110 0,30 5,27 1,63530 D. Bogićevci 3 NN br.2 520 3.924 0,110 0,40 3,47 1,10531 Sičice 2 NN br.2 231 26.626 0,103 0,32 5,02 2,58532 Gornji Lipovac NN br.2 476 20.976 0,098 0,46 4,80 1,81533 Kosovac NN br.2 520 37.013 0,095 0,31 3,56 1,05534 Rešetari 4 NN br.5 150 17.811 0,094 0,35 5,94 0,78535 Bobare NN br.2 726 11.820 0,092 0,68 3,39 1,19536 M. Mala I NN br.2 198 18.732 0,091 0,25 4,76 2,82537 M. Lanosovića NN br.3 280 29.184 0,091 0,27 3,40 1,39538 Bl. dol jug NN br.1 900 10.644 0,090 0,36 2,76 1,15539 Jug 5 NN br.2 50 63.192 0,090 0,10 7,30 1,88540 Oštri vrh 2 NN br.3 603 39.751 0,088 0,30 4,80 1,50541 Vrbovljani 3 NN br.1 1.459 24.036 0,088 0,25 4,24 1,38542 Centar NN br.1 155 35.989 0,087 0,22 3,60 1,46543 Jug 6 NN br.4 180 63.636 0,086 0,20 3,36 1,16544 Centar Okučani III NN br.3 55 71.928 0,084 0,12 5,91 2,19545 Naselje javora NN br.2 133 34.668 0,083 0,28 5,26 2,19546 Jug 5 NN br.3 30 77.544 0,081 0,08 8,96 2,30547 Gorice 1 NN br.2 630 27.648 0,080 0,30 3,45 1,04548 Čovac NN br.1 1.325 8.880 0,079 0,55 1,50 0,69549 D. Bogićevci 1 NN br.2 440 2.472 0,079 0,32 2,97 1,34550 Godinjak 2 NN br.2 329 17.520 0,078 0,26 3,62 1,39551 Oštri vrh 1 NN br.1 314 14.424 0,077 0,27 4,01 1,75552 Batrina-Dragovci NN br.1 264 15.168 0,077 0,28 5,92 0,86553 Kosovac NN br.1 440 35.666 0,075 0,26 3,43 1,01554 Vrbovljani 1 NN br.1 322 18.456 0,075 0,24 2,96 1,61555 Trnakovac NN br.1 896 30.504 0,074 0,30 2,91 0,97556 Medari 2 NN br.1 495 6.528 0,073 0,29 3,71 1,15557 Štrosmajerova NN br.5 35 25.861 0,073 0,13 8,48 2,90558 Rešetari 1 NN br.4 200 27.314 0,071 0,19 2,87 0,94559 Dragalić 3 NN br.2 231 58.956 0,071 0,21 5,25 0,87560 Naselje javora NN br.6 112 51.420 0,068 0,16 4,15 1,73561 Centar NN br.2 135 40.959 0,068 0,15 3,65 1,47562 Naselje S. G. NN br.2 65 77.040 0,062 0,11 5,42 2,06563 G. Bogićevci 2 NN br.6 505 24.552 0,060 0,24 2,70 0,69564 N. Kapela 1 NN br.1 345 13.342 0,059 0,28 1,79 0,67565 Jug 6 NN br.6 235 45.800 0,058 0,18 2,42 0,84566 Jug 6 NN br.1 40 109.849 0,057 0,07 5,80 2,01567 Jug 6 NN br.2 70 82.992 0,057 0,10 4,38 1,52568 Frankopanska NN br.4 80 2.329 0,054 0,10 4,63 1,79569 Lj. Posavskog NN br.8 50 59.688 0,052 0,08 4,99 2,15

143

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 570 Centar Okučani III NN br.5 165 37.676 0,051 0,14 3,10 1,15571 G. Bogićevci 2 NN br.5 470 23.364 0,051 0,21 2,57 0,65572 N. Urije 2 NN br.1 60 70.320 0,050 0,09 5,48 1,13573 N. Urije 2 NN br.3 75 62.340 0,049 0,10 4,86 1,00574 Gorice 2 NN br.2 924 16.176 0,047 0,29 2,78 0,88575 Batrina-Dragovci NN br.2 231 10.356 0,046 0,25 4,74 0,69576 Štrosmajerova NN br.4 150 19.082 0,046 0,11 2,94 1,01577 G. Bogićevci 2 NN br.4 420 24.218 0,046 0,19 1,71 0,44578 Jug 6 NN br.3 120 56.712 0,046 0,12 2,99 1,04579 Pivare NN br.1 525 8.352 0,045 0,03 17,25 8,68580 Dragovci 2 NN br.3 228 16.670 0,044 0,20 3,89 1,14581 Gređani 1 NN br.1 528 27.384 0,043 0,28 3,35 1,18582 Stepinčeva NN br.1 115 38.000 0,042 0,10 2,80 1,51583 Gređani 2 NN br.2 594 30.644 0,041 0,28 3,00 1,43584 Kožara NN br.1 220 32.940 0,041 0,14 2,47 0,75585 N. Varoš 2 NN br.4 560 52.032 0,041 0,21 2,53 0,67586 Vrbovljani 2 NN br.2 449 17.940 0,040 0,19 2,38 0,62587 Dolina 1 NN br.2 231 18.716 0,040 0,15 3,21 1,11588 G. Bogićevci 1 NN br.1 330 28.188 0,039 0,13 2,10 0,61589 Bobare NN br.1 693 10.884 0,037 0,30 3,12 1,09590 N. Urije 2 NN br.2 50 66.024 0,037 0,07 5,14 1,06591 D. Bogićevci 3 NN br.1 360 2.760 0,036 0,18 2,44 0,77592 Mašić 1 NN br.2 858 37.632 0,034 0,20 3,32 0,44593 Štivica I NN br.4 350 10.974 0,033 0,21 1,53 0,55594 Okučani P+2 NN br.2 75 34.908 0,033 0,09 2,98 0,95595 Gorice 3 NN br.2 80 10.961 0,032 0,19 3,39 1,02596 Davor 2 NN br.2 150 13.240 0,032 0,18 1,36 0,71597 Starci 1 NN br.1 1.741 9.828 0,031 0,39 1,25 0,89598 Centar Okučani III NN br.1 80 41.010 0,029 0,08 3,37 1,25599 Centar Okučani III NN br.8 65 35.892 0,028 0,08 2,95 1,09600 Grigora Viteza NN br.6 210 20.400 0,028 0,12 2,38 1,17601 D. Bogićevci 1 NN br.3 280 1.584 0,027 0,17 1,90 0,86602 Savski Bok NN br.1 231 12.348 0,023 0,15 3,00 0,60603 Stepinčeva NN br.2 240 19.240 0,022 0,11 1,42 0,77604 N. Varoš 1 NN br.1 385 44.423 0,021 0,13 2,05 0,54605 Zapolje 1 NN br.2 297 12.384 0,021 0,14 2,45 0,72606 Čaprginci NN br.1 429 3.132 0,020 0,26 1,42 0,68607 Zrinskih NN br.4 35 12.199 0,019 0,14 1,35 0,42608 Naselje javora NN br.3 285 25.968 0,018 0,08 1,76 0,73609 Naselje javora NN br.7 30 34.872 0,017 0,06 3,89 1,62610 N. Varoš 1 NN br.2 455 37.409 0,016 0,12 1,72 0,45611 Cernik 1 NN br.3 40 11.376 0,016 0,12 2,37 0,70612 Srednji Lipovac NN br.1 130 11.583 0,016 0,12 2,53 0,70613 Naselje javora NN br.8 105 14.844 0,016 0,12 1,65 0,69614 Naselje S. G. NN br.4 155 19.416 0,015 0,11 1,63 0,62615 Rešetari 4 NN br.1 66 6.864 0,015 0,15 2,66 0,35616 Naselje javora NN br.5 186 14.148 0,015 0,12 1,58 0,66617 Željeznička NN br.4 212 12.672 0,014 0,08 1,02 0,48

144

Red.br.

Naziv TS 10/0,4

Oznaka NN izvoda

Duljina NN izvoda

(m)

Godišnja potrošnja

(kWh)

Godišnji gubici (MWh)

Godišnji gubici (%)

Maksimalno opterećenje

(%)

Minimalno opterećenje

(%) 618 Željeznička NN br.5 310 9.472 0,014 0,08 1,02 0,48619 S. P. Selo 6 NN br.2 396 8.928 0,013 0,16 2,07 0,30620 Strmac 2 NN br.1 619 3.756 0,012 0,18 1,28 0,35621 Cernik 1 NN br.1 490 7.944 0,011 0,12 1,02 0,30622 Gređani 1 NN br.3 726 12.300 0,011 0,16 1,51 0,53623 Oštri vrh 2 NN br.1 195 14.245 0,010 0,10 1,72 0,54624 Cernik 2 NN br.4 750 3.052 0,010 0,29 0,83 0,22625 N. Varoš 2 NN br.3 420 27.564 0,010 0,09 1,34 0,35626 Strmac 2 NN br.2 145 4.330 0,009 0,12 1,71 0,47627 Centar Okučani III NN br.2 130 17.100 0,008 0,05 1,41 0,52628 Bijela Stijena NN br.1 240 9.144 0,008 0,07 1,53 0,33629 G. Bogićevci 3 NN br.3 90 5.688 0,007 0,07 0,96 0,40630 S. P. Selo 2 NN br.3 390 7.518 0,007 0,08 0,86 0,33631 Centar Okučani III NN br.4 25 29.122 0,007 0,02 2,69 1,00632 G. Viteza NN br.3 85 10.155 0,007 0,05 1,46 0,64633 Park NN br.8 150 6.443 0,006 0,05 1,01 0,55634 Bedem NN br.1 240 8.000 0,006 0,07 1,94 0,47635 Starci 2 NN br.1 502 2.268 0,006 0,10 0,81 0,58636 Dragalić 3 NN br.3 693 10.533 0,005 0,09 0,94 0,16637 D. Bogićevci 2 NN br.2 330 1.272 0,005 0,07 1,29 0,41638 Kralja Zvonimira 2 NN br.5 200 4.133 0,005 0,08 0,63 0,27639 Gređani 2 NN br.1 660 11.244 0,005 0,08 0,81 0,38640 N. Varoš 1 NN br.3 505 18.882 0,004 0,07 0,87 0,23641 Cernik 6 NN br.3 120 4.720 0,004 0,06 1,06 0,49642 N. Varoš 2 NN br.1 280 19.273 0,004 0,05 0,94 0,25643 Davor 2 NN br.6 498 3.564 0,004 0,08 0,44 0,23644 Cernik 3 NN br.4 50 5.117 0,003 0,05 0,68 0,24645 N. Varoš 1 NN br.4 315 15.768 0,003 0,05 0,73 0,19646 Dragalić 3 NN br.1 264 9.240 0,003 0,05 0,82 0,14647 S. P. Selo 2 NN br.8 290 3.672 0,002 0,05 0,42 0,16648 Rogolji NN br.1 1.452 3.720 0,002 0,08 0,61 0,21649 Naselje S. G. NN br.1 65 7.909 0,002 0,03 1,07 0,41650 N. Varoš 2 NN br.2 455 11.448 0,002 0,04 0,56 0,15651 Mačkovac NN br.2 100 4.756 0,002 0,03 0,74 0,29652 Starci 2 NN br.2 497 1.140 0,001 0,05 0,41 0,29653 Smrtić 1 NN br.2 594 2.700 0,001 0,04 0,28 0,11654 S. P. Selo 6 NN br.1 70 2.820 0,001 0,04 0,76 0,11655 Naselje javora NN br.10 140 3.996 0,001 0,03 0,24 0,10656 Mašić 2 NN br.2 627 2.508 0,001 0,03 0,36 0,08657 Lještani NN br.1 150 672 0,001 0,03 0,52 0,11658 Cernik 7 NN br.1 203 578 0,001 0,02 0,27 0,07659 Stepinčeva NN br.3 75 4.500 0,001 0,01 0,33 0,18660 Starci 1 NN br.2 1.180 1.260 0,001 0,04 0,14 0,10661 Sičice 3 NN br.3 80 1.028 0,001 0,01 0,25 0,07662 Gređani 1 NN br.2 198 840 0,001 0,02 0,10 0,04663 Gorice 3 NN br.1 805 456 0,001 0,01 0,09 0,03

145

Dodatak C1 - Zapisnik o kontroli neizravnih i poluizravnih mjernih mjesta

HEP distribucija d.o.o. DP “ELEKTRA” SLAVONSKI BROD Datum___________________ POGON NOVA GRADIŠKA KONTROLA OBRAČUNSKOG MJERNOG MJESTA KOD POTROŠAČA: 1. PODACI OBRAČUNSKOG MJERNOG MJESTA:

Tip Neizravna dvosistemska mjerna garnitura

Tip Proizvođač Tv.broj Godina proizvodnje

Godina baždarenja

Prijenosni omjer

Faktor sig.[Fs]

Razred točnosti

Snaga [VA,W]

Brojilo radne energije Brojilo jalove energije

Uklopni sat

pokazivanje u odnosu na realno vrijeme

L1 SMT

L3 L1-L2 NMT L2-L3

Osigurači nap. grana

Priključno mjerna kutija

2. KONTROLA OŽIČENJA MJERNIH VODOVA

smjer energije

R(L1)S(L2)T(L3)

stezaljke u mj. ćeliji

PMK(priključno mjerna kutija)

L1

L2L3

Smjer okretnog polja:

RADNO

1 2 3 5 7 8 9 1 2 3 5 7 8 9

JALOVO

UKLOPNI SAT

1 2 3 4 5 6 7

Mat.br.______________ Naziv:___________________________________

146

3. KONTROLA MREŽNIM ANALIZATOROM MJESTO PRIKLJUČKA ANALIZATORA naponski:___________________________ strujni:__________________________ 3.1. KONTROLA MJERENJA EL. ENERGIJE (početak ___/___/___ u ___:___ ; kraj ___/___/___ u ___:___ )

prijenosni omjer SMT: prijenosni omjer NMT=konstanta= 0

prva druga treća davanje primanje brojilo analizator

početakkraj

početakkraj

analizator potrošnja greška [%]brojilo

radna [kWh]

jalova [kVArh]

0 0

0 0

3.2. KONTROLA MJERENJA EL. SNAGE ( početak 15 min ciklusa u_______, kraj u _______ ) IZMJERENA SNAGA MAXIGRAFOM: ______ × konstanta _______ = ________ kW IZMJERENA SNAGA ANALIZATOROM: inegrirana srednja snaga _______ kW (graf u prilogu) 3.3. MJERENJE VIŠIH HARMONIKA (u % osnovnog) 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 I1 100 I2 100 I3 100 V1 100 V2 100 V3 100 4. ANALIZA REZULTATA I KONTROLA PREMA BILTENU HEP-a br. 73: Stavka biltena Opis Vrijednost prema biltenu Zatečeno stanje Komentar

2.1.1 Razred točnosti MT-a 0,5 2.1.2 Sekundarna nazivna snaga MT-a 25-100% 2.1.3 Induktivni faktor snage sek. tereta >0,8 2.1.4. Primarna nazivna struja SMT-a 50-120% 2.1.5. Sekundarna naz. struja SMT-a 5 A 2.1.7. Sekundarni nazivni napon NMT-a 100 2.1.6. 2.1.13. Ostali uređaji na mjernoj jezgri MT-a ne

2.2.1. Razred točnosti el. brojila radno 1,0 jalovo 3,0

2.2.4. Okomitost položaja el. brojila <0,5° 2.3.2. Rezervni hod uklopnog sata 36 h

2.6.3. Presjek mjernih vodova sa MT-a SMT min 2,5 mm2 Cu NMT min 1,5 mm2 Cu Jednostruka duljina SMV (m):

Jednostruka duljina NMV (m):

2.6.4. Uzemljenje sekundara SMT-a i NMT-a min 4 mm2 Cu

2.6.5. Zaštitno uzemljenje SMT-a i NMT-a min 16 mm2 Cu Plombiranost mjernih i pomoćnih uređaja: Priključno mjerna kutija: Rezultat kontrole dimenzioniranja naponskih mjernih vodova (optimalni presjek): Rezultat kontrole dimenzioniranja strujnih mjernih vodova (optimalni presjek): Ostala zapažanja i kometari: Kontrolu obračunskog mjernog mjesta obavili: __________________________________________________

147

Dodatak C2 - Koraci metode za ispitivanje kućnog priključka reflektometrom

Cjeline Koraci metode Pripremni radovi

1. Skidanje plombe s brojila el. energije i glavnih osigurača priključka

- ispunjavanje zapisnika o skinutim plombama 2. Isključenje glavnih osigurača - eventualna demontaža zaštitnih izolacionih pregrada zbog omogućavanja dostupnosti dolaznih i odlaznih kontakata glavnih osigurača

Otvaranje priključka na oba kraja

3. Odspajanje dolaznih vodiča (L1-3 i N) na brojilu el. energije

ISPITIVANJE U BEZNAPONSKOM STANJU – DIO PRIKLJUČKA OD GLAVNIH OSIGURAČA DO BROJILA

4. Podešenje lijevog pokazivača položaja na kraj mjernog kabela (početak ispitivanog priključka) - probno kratkospajanje sigurnosnih štipaljki mjernog kabela u rangu 6 m 5. Podešenje brzine prostiranja impulsa (PVF) prema vrsti priključka - prema tablici u privitku 6. Priključenje mjernog kabela na par vodiča na jednom kraju priključka 7. Podešenje desnog pokazivača položaja na kraj ispitivanog priključka - probno kratkospajanje vodiča na drugom kraju priključka, uz izbor odgovarajućeg ranga te korištenje zumiranja i pojačanja odziva zbog preciznijeg određivanja mjesta promjene odziva otvorenog i kratkospojenog kraja

Podešenje parametara uređaja

8. Očitanje duljine ispitivanog priključka kao razlike pokazivanja desnog i lijevog pokazivača položaja, direktno sa ekrana uređaja 9. Kontrola valnog oblika i amplitude odziva otvorenog kraja ispitivanog priključka - valni oblik identičan početnom (transmitiranom) impulsu uređaja sa smanjenom (prigušenom) amplitudom

- mjerenje prigušenja odziva otvorenog kraja prema početnom impulsu (dBRL) i usporedba sa očekivanim prigušenjem za ispravni priključak istog tipa i duljine (tablica u privitku)

1. ALARM! – ukoliko je prigušenje veće od očekivanog odnosno amplituda odziva otvorenog kraja manja od očekivane, uz toleranciju zbog mjerne pogreške

10. Za trofazni priključak (četiri vodiča) ponavljanje koraka 9. za sve kombinacije L1-3 i N vodiča

Analiza slike a) Valni oblik i amplituda odziva otvorenog kraja priključka

11. Priključenje uređaja na par vodiča na drugom kraju ispitivanog priključka i ponavljanje koraka 9. i 10. 12. Pregled priključka od lijevog do desnog pokazivača položaja po dionicama, koristeći zumiranje i pojačanje odziva - lociranje eventualnog odziva mjesta odvojka (propad signala)

- pregled početne dionice priključka prekrivene odzivom spoja mjernog kabela i priključka sa uskim impulsom (2 ns) i na kratkom rangu (6 m)

2. ALARM! – ukoliko se locira propad signala (odziv mjesta odvojka) navođenjem desnog pokazivača položaja očitava se udaljenost mjesta odvojka od početka ispitivanog priključka

13. Za trofazni priključak (četiri vodiča) ponavljanje koraka 12. za sve kombinacije L1-3 i N vodiča

b) Valni oblik mjesta odvojka

14. Priključenje uređaja na par vodiča na drugom kraju ispitivanog priključka i ponavljanje koraka 12. i 13. 15. Pohrana slike odziva para vodiča s jednog kraja ispitivanog priključka u internu memoriju uređaja - umjereno pojačanje odziva zbog jasnije izraženih valnih oblika svih odziva od početka do kraja priključka, vidljivih na ekranu sa cijelom amplitudom 16. Priključenje uređaja na isti par vodiča na drugom kraju priključka te izbor slike usporedbe na ekranu uređaja ( tipka MODE, podizbornik DUAL)

3. ALARM! – ukoliko slike istog para vodiča snimljene sa oba kraja ispitivanog priključka nisu identične

c) Slika usporedbe c1) sa oba kraja ispitivanog priključka

17. Za trofazni priključak (četiri vodiča) ponavljanje koraka 15. i 16. za sve kombinacije L1-3 i N vodiča

148

18. Pohrana slike odziva jednog para vodiča s jednog kraja ispitivanog priključka u internu memoriju uređaja - umjereno pojačanje odziva zbog jasnije izraženih valnih oblika svih odziva od početka do kraja priključka, vidljivih na ekranu sa cijelom amplitudom 19. Priključenje uređaja na drugi par vodiča na istom kraju priključka te izbor slike usporedbe na ekranu uređaja ( tipka MODE, podizbornik DUAL)

4. ALARM! – ukoliko slike različitih parova vodiča snimljene sa istog kraja ispitivanog priključka nisu identične (slučaj ilegalnog odvojka jednog, dva ili tri vodiča od ukupno četiri vodiča trofaznog priključka) - na mjestu razdvajanja slika locira se mjesto odvojka

20. Ponavljanje koraka 18. i 19. za sve kombinacije parova L1-3 i N vodiča

c2) sa istog kraja ispitivanog priključka

- za trofazne priključke

21. Ponavljanje koraka 18., 19. i 20. za drugi kraj priključka 22. Isto kao korak 15. Pohrana slike odziva para vodiča s jednog kraja ispitivanog priključka u internu memoriju uređaja - umjereno pojačanje odziva zbog jasnije izraženih valnih oblika svih odziva od početka do kraja priključka, vidljivih na ekranu sa cijelom amplitudom 23. Priključenje uređaja na isti par vodiča na drugom kraju priključka te izbor slike razlike na ekranu uređaja ( tipka MODE, podizbornik DIFF)

5. ALARM! – ukoliko slika razlike istog para vodiča snimljenih sa oba kraja ispitivanog priključka nije ravna crta od početka do kraja priključka

d) Slika razlike d1) sa oba kraja ispitivanog priključka

24. Isto kao korak 17. Za trofazni priključak (četiri vodiča) ponavljanje koraka 22. i 23. za sve kombinacije L1-3 i N vodiča 25. Isto kao korak 18. Pohrana slike odziva jednog para vodiča s jednog kraja ispitivanog priključka u internu memoriju uređaja - umjereno pojačanje odziva zbog jasnije izraženih valnih oblika svih odziva od početka do kraja priključka, vidljivih na ekranu sa cijelom amplitudom 26. Priključenje uređaja na drugi par vodiča na istom kraju priključka te izbor slike razlike na ekranu uređaja ( tipka MODE, podizbornik DIFF)

6. ALARM! – ukoliko slika razlike različitih parova vodiča snimljenih sa istog kraja ispitivanog priključka nije ravna crta (slučaj ilegalnog odvojka jednog, dva ili tri vodiča od ukupno četiri vodiča trofaznog priključka) - na mjestu prve promjene signala locira se mjesto odvojka

27. Isto kao korak 20. Ponavljanje koraka 25. i 26. za sve kombinacije parova L1-3 i N vodiča

d2) sa istog kraja ispitivanog priključka

- za trofazne priključke

28. Isto kao korak 21. Ponavljanje koraka 25., 26. i 27. za drugi kraj priključka Donošenje zaključka

29. Temeljem analize slike zaključuje se o statusu ispitanog dijela priključka: - ispravan, ukoliko ni jedan alarm nije aktiviran - neispravan ( sa ilegalnim odvojkom), ukoliko je neki od alarma aktiviran i

mjesto odvojka locirano, - sumnjiv, ukoliko je neki od alarma aktiviran, ali mjesto odvojka nije locirano

(potrebna dodatna analiza snimljenih slika na računalu u uredu odnosno ponovna detaljna kontrola priključka)

Pohrana slika u internu memoriju uređaja

30. Pohrana slike na slobodno mjesto u internoj memoriji za potrebe prebacivanja na računalo i popunu baze podataka ispitanih priključaka (redni broj memorijskog mjesta unosi se u zapisnik)

- za ispravan priključak dovoljna jedna slika, - za neispravan odnosno sumnjiv priključak minimalno dvije slike, kojima se

naknadno na računalu može načiniti analiza ispitanog dijela priključka (a – d)

ISPITIVANJE POD NAPONOM – DIO PRIKLJUČKA OD GLAVNIH OSIGURAČA DO FIKSNOG SPOJA NA NN DISTRIBUCIJSKU MREŽU (UKOLIKO NA DIJELU PRIKLJUČKA POSTOJI MOGUĆNOST IZRADE ILEGALNOG ODVOJKA)

31. Procjena duljine dijela priključka od glavnih osigurača do fiksnog spoja na NN distribucijsku mrežu 32. Priključenje mjernog kabela s blokirajućim filterom T631F na uređaj !!

Podešenje parametara uređaja

33. Priključenje predkabela duljine 3 m na mjerni kabel - namjena predkabela je «pražnjenje dodatnog zagađenja» blokirajućeg filtera s osiguračima, kako bi početni dio ispitivanog priključka bio čist za analizu - predkabel na kraju opremiti sigurnosnim štipaljkama za priključak na napon do 600 V

149

34. Podešenje lijevog pokazivača položaja na kraj predkabela (početak ispitivanog priključka)

- probno kratkospajanje sigurnosnih štipaljki predkabela u rangu 12 m, sa zumiranjem i pojačanjem odziva zbog preciznog utvrđivanja mjesta promjene odziva 35. Podešenje brzine prostiranja impulsa (PVF) prema vrsti priključka - prema tablici u privitku 36. Priključenje predkabela na par vodiča na jednom kraju priključka 37. Podešenje desnog pokazivača položaja na kraj ispitivanog priključka (spoj na NN distribucijsku mrežu) - prema procijenjenoj duljini ispitivanog priključka (korak 31.) locira se očekivani odziv spoja na NN distribucijsku mrežu (valni oblik identičan odvojku)

38. Očitanje duljine ispitivanog priključka kao razlike pokazivanja desnog i lijevog pokazivača položaja, direktno sa ekrana uređaja 39. Pregled priključka od lijevog do desnog pokazivača položaja po dionicama, koristeći zumiranje i pojačanje odziva - lociranje eventualnog odziva mjesta odvojka (propad signala)

- pregled početne dionice priključka prekrivene odzivom spoja predkabela i priključka sa uskim impulsom (2 ns) i na kratkom rangu (12 m)

1. ALARM! – ukoliko se locira propad signala (odziv mjesta odvojka) navođenjem desnog pokazivača položaja očitava se udaljenost mjesta odvojka od početka ispitivanog priključka

Analiza slike a) Valni oblik mjesta odvojka

40. Za trofazni priključak (četiri vodiča) ponavljanje koraka 39. za sve kombinacije L1-3 i N vodiča 41. Isto kao korak 18. Pohrana slike odziva jednog para vodiča ispitivanog priključka u internu memoriju uređaja - umjereno pojačanje odziva zbog jasnije izraženih valnih oblika svih odziva od početka do kraja priključka, vidljivih na ekranu sa cijelom amplitudom 42. Isto kao korak 19. Priključenje uređaja na drugi par vodiča na istom kraju priključka te izbor slike usporedbe na ekranu uređaja ( tipka MODE, podizbornik DUAL)

2. ALARM! – ukoliko slike različitih parova vodiča snimljene sa istog kraja ispitivanog priključka nisu identične (slučaj ilegalnog odvojka jednog, dva ili tri vodiča od ukupno četiri vodiča trofaznog priključka) - na mjestu razdvajanja slika locira se mjesto odvojka

b) slika usporedbe sa istog kraja ispitivanog priključka

- za trofazne priključke

43. Ponavljanje koraka 41. i 42. za sve kombinacije parova L1-3 i N vodiča 44. Isto kao korak 25. Pohrana slike odziva jednog para vodiča s jednog kraja ispitivanog priključka u internu memoriju uređaja - umjereno pojačanje odziva zbog jasnije izraženih valnih oblika svih odziva od početka do kraja priključka, vidljivih na ekranu sa cijelom amplitudom 45. Isto kao korak 26. Priključenje uređaja na drugi par vodiča na istom kraju priključka te izbor slike razlike na ekranu uređaja ( tipka MODE, podizbornik DIFF)

3. ALARM! – ukoliko slika razlike različitih parova vodiča snimljenih sa istog kraja ispitivanog priključka nije ravna crta (slučaj ilegalnog odvojka jednog, dva ili tri vodiča od ukupno četiri vodiča trofaznog priključka) - na mjestu prve promjene signala locira se mjesto odvojka

c) slika razlike sa istog kraja ispitivanog priključka

- za trofazne priključke

46. Isto kao korak 27. Ponavljanje koraka 44. i 45. za sve kombinacije parova L1-3 i N vodiča

Donošenje zaključka

47. Isto kao korak 29.

Pohrana slika u internu memoriju uređaja

48. Isto kao korak 30.

Završni radovi 49. Ukoliko je zaključeno da je ispitivani priključak neispravan s lociranim ilegalnim

odvojkom, pokreće se standardna procedura za konkretno otkrivanje krađe el. energije uz propisane zapisnike

50. Spajanje dolaznih vodiča (L1-3 i N) na brojilu el. energije 51. Montaža zaštitnih izolacionih pregrada te uključenje glavnih osigurača

150

52. Postavljanje plombe na brojilo el. energije i glavne osigurače priključka

- ispunjavanje zapisnika o postavljenim plombama 53. Cjelovito ispunjavanje Zapisnika o kontroli priključka reflektometrom, sa

ispunjavanjem svih rubrika potrebnih za jedinstveno označavanje slika Napomene: 1. Prikazan je maksimalan broj koraka u analizi slika ispitivanog priključka. Ukoliko se jednoznačno utvrdi ispravnost odnosno neispravnost priključka s lociranjem mjesta ilegalnog odvojka prije provedbe svih koraka, isti se ne moraju provoditi. 2. Koraci kod kojih se uređaj premješta s jednog na drugi kraj ispitivanog priključka (14. do 28.) mogu se iz praktičnih razloga grupirati za jednu i za drugu stranu kako bi se ubrzao postupak kontrole, ukoliko je za donošenje jednoznačnog zaključka o statusu priključka potrebno provesti veći broj koraka.

Procedura prijenosa slika sa uređaja na računalo u svrhu formiranja baze podataka ispitanih priključaka:

Napomena: Prijenos se provodi po zauzeću svih 15 mem. mjesta na uređaju, odnosno po završetku radnog dana.

Postupak 1. Povezivanje uređaja i računala serijskim RS 232 kabelom iz opreme uređaja 2. Uključenje uređaja i računala 3. Pokrenuti programa X600Traceability, izbornik Import, podizbornik Import from instrument 4. Izbor tipke RS232 na uređaju 5. Start prijenosa prema uputama u programu (prvo računalo, potom uređaj) 6. Označiti slike koje želimo prenijeti na računalo (01 – 15) 7. Komentare u fazi prijenosa ne unositi 8. Imenovati slike za potrebe prijenosa datumom prebacivanja - ggmmdd.bic -u slučaju više prijenosa tijekom dana, dodati brojač x – xgmmdd.bic (x = 1, 2,...) -program svakoj slici dodaje broj internog memorijskog mjesta na uređaju s kojeg je prenešena – npr. ggmmdd01.bic (zauzeće memorije za jednu sliku iznosi max. 3 KB) 9. Nakon prebacivanja, u Windowsima slike jedinstveno označiti prema zapisnicima o kontroli priključka reflektometrom, te ih prebaciti u formirani direktorij «Arhiva T631» 10. Direktorij sa jedinstveno označenim slikama može se jednostavno pretraživati po zadanim kriterijima (npr. svi neispravni priključci, priključci ispitani određenog datuma i sl.) 11. Slike se mogu računalnom mrežom HEP-a slati u formiranu centralnu bazu podataka (slika)

151

LITERATURA

[1] H.Nagel Planiranje razdjelnih mreža, Graphis, Zagreb, 1999.

[2] Udruženje njemačkih elektrogospo-darstava, VDEW

Gubici električne energije u razdjelnim mrežama, Graphis, Zagreb, 2002.

[3] T. Baričević,

S. Žutobradić Tehnički gubici u distribucijskim mrežama, studija, EIHP, Zagreb, rujan 1999.

[4] L. Wagmann,

E.Mihalek Gubici električne energije i snage, II dio, studija, EIHP, Zagreb, rujan 2000.

[5] E. Mihalek,

L. Wagmann Racionalno korištenje električne energije, tehnički gubici i mjere za njihovo smanjenje, studija IE, Zagreb, prosinac 1988.

[6] E.Lakervi,

E.J.Holmes Electricity Distribution Network Design, Peter Peregrinus Ltd, London, 1995.

[7] H. Lee Willis Power Distribution Planning Reference Book, Marcel Dekker,

ABB Power T&D Compana Inc, Gary, North Carolina, 1997.

[8] C.R.Bayliss Transmission And Distribution Electrical Engineering, Newness, London, 1999.

[9] T. Goenen Electric Power Distribution System Engineering, McGraw-Hill,

New York, 1986.

[10] R.G. Parr The economic choice of conductor size, RGE, No.10, str. 49-55, Paris, Novembre 1989.

[11] N.P. Tobin,

B. Glynn Distribution System Losses Are Evaluated By Measurement, Transmission & Distribution International, str. 40-43, December 1991.

[12] E. Jordanger, K.

Sand, R. Kristensen

Method for Calculation of Cost of Electrical Power System Losses, SINTEF Energy Research, Norway, 2001.

[13] E.Mihalek,

M.Rimac Izbor i tipizacija optimalnih parametara energetskih distribucijskih transformatora, studija, IE, Zagreb, prosinac, 1992.

[14] E.Mihalek, Unaprijeđeni programski paket s grafičkom podrškom za

152

L.Wagmann projektiranje, proračun i vođenje pogona niskonaponskih mreža, Studija, IE, Zagreb, 1994.

[15] R.Gojić,

E.Mudnić Primjena programskog paketa POWERCAD za analizu gubitaka snage i energije u distribucijskim mrežama, CIGRE, Cavtat 2001, Grupa 31.

[16] Z. Hebel,

I. Pavić Proračun tokova snaga u EE mrežama s nesimetričnim opterećenjem, Energija 1989.

[17] R. Schenner Utjecaj nesimetrije opterećenja u niskonaponskim mrežama na proračun padova napona i gubitaka, CIGRE Cavtat 1997, Grupa 31.

[18] E. Mihalek,

L. Wagmann, T. Baričević, T. Gelo, K. Trupinić

Gubici električne energije u distribucijskim mrežama, CIGRE, Pula 2002, Studijski odbor C6

[19] K.Trupinić,

D.Pavlović, D.Španić

Stalni nadzor nad tehničkim gubicima u distribucijskoj mreži Nova Gradiška, CIGRE, Cavtat 2001, Grupa 31

[20] K.Trupinić,

D. Poleto D.Pavlović

Metoda poboljšanja kvalitete isporučene el. energije potrošačima na kraju niskonaponske mreže, CIGRE, Cavtat 2001, Grupa 31

[21] K.Trupinić,

D. Poleto D.Oštrić

Primjena TDR-a u otkrivanju krađe el. energije, CIGRE, Cavtat 2003, Studijski odbor C6

[22] K.Trupinić,

D. Poleto F. Matijašević

Analiza potrošnje el. energije i određivanje netehničkih gubitaka u dijelu distribucijske mreže, CIGRE, Cavtat 2005, Studijski odbor C6

[23] A. Pavić,

M. Stojkov, K. Trupinić

Illegal connection location on main power cable, IEEE – MELECON, Dubrovnik 2004.

[24] K. Trupinić, M. Stojkov, D. Poleto

Reduction of Power and Voltage Losses in Low Voltage Networks by Reactive Power Compensating, CIRED, Torino 2005.

[25] M. Stojkov,

K. Trupinić, D. Poleto

Reduction of Non-technical Losses based on Time Domain Reflectometer (TDR) Principles and Function, CIRED, Torino 2005.

[26] HEP d.d. Bilten br. 73 Upute za opremanje i ispitivanje obračunskih

mjernih mjesta na niskom i srednjem naponu, HEP, 1999.

153

ŽIVOTOPIS Rođen sam 8. listopada 1967. godine u Novoj Gradiški, gdje sam odrastao i stekao nakon osnovnog i srednjoškolsko obrazovanje 1986. godine u Srednjoškolskom centru «Ivo Lola Ribar» sa zvanjem matematičar-informatičar. Iste godine upisujem studij elektrotehnike na tadašnjem Elektrotehničkom fakultetu Sveučilišta u Zagrebu, koji počinjem pohađati od jeseni 1987. godine nakon odsluženja vojnog roka. Na trećoj godini studija opredjeljujem se za elektroenergetski smjer, usmjerenje izgradnja i pogon EES-a. 1990. godine dobitnik sam plakete «Josip Lončar» za uspjeh na studiju elektroenergetike. U redovnom roku, uz stanku zbog sudjelovanja u domovinskom ratu završavam studij u siječnju 1993. godine. Nakon kraćeg rada u prosvjeti kao učitelj matematike i fizike, u ožujku 1993. zapošljavam se u Hrvatskoj elektroprivredi, distributivnom Pogonu u Novoj Gradiški koji je tada bio u sastavu Elektre Križ da bi 1995. prešao u DP Elektra Slavonski Brod. Započinjem na mjestu inženjera-pripravnika, potom samostalnog inženjera, da bih 1997. prešao na mjesto rukovoditelja odjela za tehničke poslove na kojem sam i danas. Stručni ispit položio sam 1995. godine, dok sam član Hrvatske komore arhitekata i inženjera u graditeljstvu od 2002. godine. Do sada sam objavio odnosno sudjelovao u izradi osam stručnih radova, od toga pet na domaćim savjetovanjima i simpozijima Hrvatskog odbora CIGRE i tri na međunarodnim konferencijama IEEE – MELECON 2004. i CIRED 2005. Od 2002. godine član sam Studijskog odbora C6 Distribucijske mreže Hrvatskog odbora CIGRE. Poslijediplomski studij za zvanje magistra znanosti na Fakultetu elektrotehnike i računarstva upisao sam u proljeće 2003. godine.