-
Kratak sadraj U radu je izvrena analiza uticaja izgradnje
vetroelektrana na eksploataciju proizvodnih kapaciteta EPS-a.
Analiziran je uticaj balansiranja proizvodnje vetroelektrana na rad
proizvodnih kapaciteta EPS-a budui da je drava kao balansno
odgovornu stranu za sve one proizvoae koji na osnovu Uredbe o
merama podsticaja za proizvodnju elektrine energije korienjem
obnovljivih izvora energije i kombinovanom proizvodnjom elektrine i
toplotne energije dobiju mere podsticaja, odredila EPS. Osim
balansiranja, EPS je u obavezi da otkupi svu proizvodnju povlaenih
proizvoaa u periodu od 12 godina od trenutka sklapanja ugovora sa
povlaenim proizvoaem elektrine enrgije, to praktino znai da bi
vetroelektrane sa aspekta planiranja (kako kratkoronog tako i
dugoronog) trebalo posmatrati kao kapacitete EPS-a. U skladu sa
tim, u radu je razmotreno kakve e efekte sa aspekta
hidro-termo-vetro koordinacije izazvati uklapanje vetroelektrana u
proizvodne kapacitete EPS-a. Takoe, u radu su predloena reenja za
optimizaciju rada proizvodnih kapaciteta EPS-a u novim uslovima sa
posebnim akcentom na izgradnji reverzibilne hidroelektrane Bistrica
kao mogueg reenja.
Kljune rei Vetroelektrane Balansiranje Hidro-termo-vetro
koordinacija
1 UVOD Ratifikacijom Ugovora o osnivanju energetske zajednice,
Srbija je, izmeu ostalog, prihvatila obavezu da donese i realizuje
plan primene direktive 2009/28/EZ o promovisanju proizvodnje
elektrine energije iz obnovljivih izvora energije. U skladu sa tim,
doneta je Uredba o merama podsticaja za
Vojvode Stepe 412, 11000 Beograd, Srbija;
[email protected]
ANALIZA UTICAJA UKLAPANJA VETROELEKTRANA U EES SRBIJE NA
EKSPLOATACIJU PROIZVODNIH KAPACITETA EPS-a
RADO ABARKAPA1, ELJKO URII2, PETAR KUJUNDI1, MIODRAG VULI1
1JP ELEKTROPRIVREDA SRBIJE 2ELEKTROTEHNIKI FAKULTET UNIVERZITETA
U BEOGRADU
BEOGRAD
SRBIJA
R C5 12
-
2
proizvodnju elektrine energije korienjem obnovljivih izvora
energije i kombinovanom proizvodnjom elektrine i toplotne energije.
Donoenje ove uredbe je podstaklo veliko interesovanje potencijalnih
investitora u obnovljive izvore energije tako da se narednih godina
oekuje izgradnja znaajnih kapaciteta u ovoj oblasti.
Meu zainteresovanim investitorima najvee interesovanje vlada za
izgradnju vetroelektrana, a u poslednje vreme je prisutna i sve vea
zainteresovanost za izgradnju solarnih elektrana. Oba ova izvora
elektrine energije se odlikuju izrazito stohastinom proizvodnjom,
tako da je i sa najnovijim softverskim alatima jako teko postii da
greka u prognozi njihove proizvodnje bude manja od 15% (misli se na
prognozu dan unapred). Odstupanje od planirane proizvodnje iz
obnovljivih izvora energije potrebno je nadomestiti promenom
proizvodnje konvencionalnih elektrana, odnosno potrebno je izvriti
balansiranje proizvodnje iz obnovljivih izvora energije. Kao
balansno odgovornu stranu za sve one proizvoae koji na osnovu gore
navedene uredbe dobiju mere podsticaja drava je odredila EPS. I dok
se prema vaeoj zakonskoj regulativi (uredbi) prava na mere
podsticaja za solarnu energiju ograniavaju na ukupnu instalisanu
snagu do 10 MW, kao limit za mere podsticaja za proizvodnju
elektrine energije iz energije vetra odreena je ukupna instalisana
snaga od 500 MW (300 MW od 2015. god. + 200 MW od 2020. god.), to
bi EPS-u moglo prouzrokovati velike probleme u vezi sa
balansiranjem istih. Osim balansiranja, EPS je u obavezi da otkupi
svu proizvodnju povlaenih proizvoaa u periodu od 12 godina od
trenutka sklapanja ugovora sa povlaenim proizvoaem elektrine
energije, to praktino znai da bi vetroelektrane sa aspekta
planiranja trebalo posmatrati kao kapacitete EPS-a. U skladu sa
tim, trebalo bi razmotriti kakve e efekte sa aspekta
hidro-termo-vetro koordinacije izazvati uklapanje proizvodnje
vetroelektrana u proizvodne kapacitete EPS-a.
U prethodnom periodu je dosta vie panje poklanjano analizi
uticaja vetroelektrana na rad prenosnog sistema, dok je analiza
uticaja vetroelektrana na rad proizvodnih kapaciteta izostala. U
ovom radu su analizirane posledice hidro-termo-vetro koordinacije
(2. poglavlje) i balansiranja vetroelektrana (3. poglavlje) na
eksploataciju proizvodnih kapaciteta EPS-a. Kao osnova za prethodno
navedene analize su iskorieni rezultati (u pogledu karakteristika
vetra) i zakljuci dobijeni u studiji Analiza karakteristika vetra u
junom Banatu i uslovi integracije vetroelektrana u EES Srbije [1]
iji je akcenat bio na analizi uticaja vetroelektrana na rad
prenosnog sistema i koja se odnosila na ukupnu instalisanu snagu
vetroelektrana u junom Banatu od 800 MW. Kako je postojei limit za
mere podsticaja za proizvodnju elektrine energije iz energije vetra
500 MW, u poglavlju 3.2 je analiza izvrena tako to su rezultati iz
studije [1] sa 800 MW svedeni na limit od 500 MW. To je bilo mogue
uraditi prostim skaliranjem budui da se praktino sve mikrolokacije
perspektivnih vetroelektrane u junom Banatu (koji je
najperspektivniji region u Srbiji) odlikuju vrlo slinom
klimatologijom u pogledu vetra, to je izmeu ostalog i potvreno
namenskim merenjima brzine vetra koja se sprovode u vie taaka u
ovom regionu.
2 HIDRO-TERMO-VETRO KOORDINACIJA Sa stanovita hidro-termo-vetro
koordinacije vano je poznavati godinji (po mesecima) i dnevni (po
asovima od 0 do 24) profil proizvodnje vetroelektrana.
2.1 Godinji profil proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu
Na osnovu raspoloivih viegodinjih mernih podataka o brzini vetra
u vie taaka u regionu junog Banata i karakteristika snage realnih
modernih vetroagregata izvrena je procena mesene proizvodnje
perspektivnih vetroelektrana u junom Banatu. Uporednom analizom
godinjeg dijagrama proizvodnje elektrine energije vetroelektrana u
junom Banatu (slika 1) i godinjeg dijagrama potronje elektrine
energije u EES Srbije (slika 2) moe se zakljuiti da godinji profil
proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu sa energetskog stanovita
u dobroj meri odgovara konzumu EES Srbije, sa izuzetkom ranog
prolea (mart i april) kada je proizvodnja vetroelektrana najvea, a
konzum belei tendenciju opadanja.
-
3
Slika 1 - Prosena neto snaga proizvodnje elektrine energije
vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) po
mesecima
Situacija je bitno drugaija kada se pogleda struktura
proizvodnje proizvodnih kapaciteta EPS-a po mesecima (slika 2) koju
u najveoj meri diktiraju dotoci na protonim hidroelektranama.
Slika 2 - Kretanje dnevne proizvodnje i konzuma EPS-a u toku
2012. godine
Uklapanjem vetroelektana u EES Srbije, problemi bi poeli da se
javljaju poetkom marta kada konzum krene da opada, a proizvodnja
protonih elektrana (slika 2) da raste, dok bi kulminacija bila
tokom aprila. U tom periodu je i proizvodnja vetroelektrana
maksimalna, pa bi zbog njihovog uklapanja trebalo izvriti odreene
izmene u izradi godinjeg elektroenergetskog bilansa u odnosu na
aktuelnu metodologiju.
-
4
Po jednoj opciji, mogue je planirati dodatnu prodaju band
(celodnevna od 0 do 24h) energije, ili eventualno off peak (nona od
23 do 07h) energije (ija je cena neretko nia od trokova proizvodnje
energije iz EPS-ovih elektrana) u periodu prolea, ali je potrebno
imati u vidu injenicu da je cena elektrine energije tada najnia kao
i da je EPS ionako prinuen da prodaje znaajne koliine band energije
u tom periodu godine zbog izuzetno krutog sistema uzrokovanog
velikim dotocima na protonim hidroelektranama.
Po drugoj opciji, mogue je planirati dodatno potiskivanje
(odnosno remontovanje) termo blokova, koje je ionako najvee u tom
periodu (slika 2). Uproeno gledano, neuvaavajui dnevnu dinamiku
proizvodnje i potronje, to bi sa isto energetskog stanovita znailo
da bi u tom periodu godine umesto jednog termo bloka snage 200 MW
(gde 200 MW predstavlja prosenu neto snagu proizvodnje elektrine
energije vetroelektrana u junom Banatu ukupne instalisane snage 500
MW u periodu mart-april) imali vetroelektranu ukupne instalisane
snage 500 MW.
Bez obzira za koju se opciju odluili, neminovno je da bi se
fleksibilnost sistema u odreenoj meri naruila kao i da bi dolo do
izvesnog poveanja preliva u periodu prolea. Takoe, uklapanjem
vetroelektrana dolo bi do znaajno vee upotrebe akumulacionih
hidroelektrana u nioj sezoni (prolee-leto), a glavni razlog za to
je izgled dnevnog profila proizvodnje vetroelektrana koji je
detaljno razraen u narednom poglavlju (2.2).
2.2 Dnevni profil proizvodnje vetroelektrana u junom Banatu
U pogledu proizvodnje vetroelektrane razlikuju se dva godinja
perioda: koavski (oktobar april) i nekoavski (maj septembar).
Proizvodnja je znaajno vea u toku koavskog perioda, nego u toku
nekoavskog perioda (slika 1). Kako uklapanje vetroelektrana ne bi
znaajnije uticalo na planiranje rada proizvodnih kapaciteta EPS-a u
periodu oktobar februar s obzirom na injenicu da tada u sistemu
postoji dovoljan nivo negativne tercijarne rezerve dok bi
vetroelektrane doprinele poveanju nivoa pozitivne tercijarne
rezerve, analiza je ograniena na periode mart april i maj septembar
kada se i oekuju najvei problemi u pogledu hidro termo vetro
koordinacije. Odgovarajui dnevni dijagrami proizvodnje
vetroelektrana za periode mart april i maj septembar prikazani su
na slici 3.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24240
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260260
vreme [h]
El.
snag
a [M
W]
Mart - AprilMaj - Septembar
Slika 3 Tipini dnevni dijagrami proizvodnje vetroelektrana u
junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) za prosean dan u
periodima martapril i maj-septembar
-
5
Analizom dnevnih dijagrama proizvodnje vetroelektrana u junom
Banatu mogu se izvesti sledei zakljuci:
Prosena neto snaga agregirane vetroelektrane (ukupne instalisane
snage 500 MW) u periodu mart april iznosi 200 MW, a u periodu maj -
septembar 111 MW.
Snaga proizvodnje je znaajno vea u toku nonih sati nego danju.
Proseni faktor neravnomernosti dijagrama proizvodnje vetroelektrana
u junom Banatu (kolinik minimalne i maksimalne srednje satne snage
proizvodnje) za period mart april iznosi 0.66, a za period maj
septembar 0.46. Ovakav dnevni profil proizvodnje je posledica
dnevnih promena stabilnosti atmosfere. U toku dana atmosfera je
obino nestabilna i nju karakterie slab prirataj brzine vetra sa
visinom. U toku nonih sati atmosfera je po pravilu stabilna i nju
karakterie jak prirataj brzine vetra sa visinom. Nestabilnost
atmosfere je naroito izraena u toku letnjih dana, pa je i
neravnomernost dijagrama proizvodnje izraena u letnjim
mesecima.
Upravo je neravnomernost proizvodnje vetroelektrana, odnosno
injenica da je njihova proizvodnja znaajno vea tokom noi nego tokom
dana (pogotovo u nekoavskom periodu) glavni razlog zbog kojeg e se
upotreba akumulacionih hidroelektrana znaajno poveati tokom nie
sezone (prolee - leto) to e usloviti znaajno nii sadraj akumulacija
pred viu sezonu (jesen - zima), kada je potreba za akumulacionim
hidroelektranama najvea (odnosno kada je cena peak elektrine
energije najvea). Da bi bilo jasnije o kakvom je problemu re, pored
dnevnog profila proizvodnje vetroelektrana, potrebno je poznavati i
tipine dnevne profile proizvodnje konvencijalnih elektrana u okviru
sistema EPS-a, odnosno izglede karakteristinih dnevnih dijagrama
proizvodnje i potronje za vreme prolea i leta s obzirom na to da se
u tim periodima godine oekuju najvei problemi u vezi sa uklapanjem
vetroelektrana u EES Srbije.
Izgled dnevnog dijagrama proizvodnje i potronje EPS-a za
karakteristian dan u periodu mart - april prikazan je na slici
4.
Slika 4 - Dnevni dijagram proizvodnje i potronje EPS-a za
karakteristian dan u periodu mart - april
-
6
Period prolea, a pogotovo mesece mart i april, karakteriu
izuzetno veliki dotoci na profilima protonih hidroelektrana zbog
ega je neophodno da protone hidroelektrane tokom veeg dela dana
rade sa maksimalnom snagom (slika 4) kako bi se obradili dnevni
dotoci i izbegli prelivi ukoliko je to mogue. To podrazumeva i
znaajnu (tokom veeg dela prolea i maksimalnu) proizvodnju protonih
hidroelektrana tokom noi koja potiskuje termo proizvodnju zbog ega
je vei broj termoblokova u tom periodu godine u remontu dok se
blokovi koji se nalaze u pogonu tokom noi obaraju na tehniki
minimum u cilju prolaska kroz noni minimum potronje. S tim u vezi,
tokom nonih asova neophodno je i angaovanje obe maine u RHE Bajina
Bata u pumpnom reimu. S druge strane, rast konzuma u toku dana
mogue je ispratiti jedino podizanjem termoelektrana na nominalno
optereenje, i ukoliko to nije dovoljno, to je najee sluaj,
angaovanjem akumulacionih hidroelektrana (ukljuujui i RHE Bajina
Bata u generatorskom reimu) kako bi se pokrio vrh dijagrama
optereenja budui da na protonim hidroelektranama najee nema
prostora za podizanje snage u odnosu na njihovo angaovanje kroz no.
Vano je napomenuti da idealna eksploatacija akumulacionih
hidroelektrana sa sezonskim skladitenjem vode podrazumeva da se iz
nie sezone izae sa praktino punim akumulacijama (ostavlja se samo
onoliko prostora koliko je potrebno da bi se izbegao preliv u
sluaju ekstremno velikih dotoka), kako bi se najvei deo sadraja
akumulacije iskoristio za vreme vie sezone. Na taj nain se postie
najbolje vrednovanje energije iz akumulacija budui da je u tom
periodu godine potranja za vrnom elektrinom energijom (a samim tim
i cena) najvea. U tom smislu znaajnija upotreba sezonskih
akumulacija za vreme nie sezone, a samim tim i za vreme prolea,
nije poeljna, ali je neophodna zbog izuzetno krute proizvodnje
uzrokovane velikom dotocima na protonim hidroelektranama.
Da bi se ispitali efekti uklapanja vetroelektrana na
eksploataciju akumulacionih hidroelektrana, u okviru ove take je
izvrena analiza pod pretpostavkom idealizovane proizvodnje
vetroelektrana koja odgovara prosenom dnevnom dijagramu proizvodnje
(slika 3), to znaajno odstupa od realnosti imajui u vidu dnevne
fluktacije u proizvodnji vetroelektrana. Efekti dnevnih fluktacija
analizirani su u okviru 3. poglavlja koje se bavi balansiranjem
vetroelektrana.
Sa slike 3 moemo videti da je prosena neto snaga proizvodnje
vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) u
periodu mart - april za vreme nonog minimuma (peti sat) priblino
230 MW. Tome dodajmo injenicu da se (prema iskustvima nemakih
operatora prenosnog sistema pre nego to su 2010. godine poeli
udrueno da vre alokaciju i aktivaciju rezervnih kapaciteta ime su
postigli veu disperzovanost proizvodnje iz intermitenthih izvora,
rezervnih kapaciteta i potronje, i na taj nain smanjili ukupnu
potrebu za rezervnim kapacitetima[6]) uklapanjem nedisperzovanih
vetroelektrana zbog greke u prognozi dan unapred poveava iznos
potrebne negativne rezerve za 1214% od ukupnog instalisanog
kapaciteta vetroelektrana (u zavisnosti od udela proizvodnje
vetroelektrana u bruto potronji) [2]. To praktino znai da e u
poreenju sa postojeom situacijom u periodu mart-april biti
neophodno dodatno potiskivanje termo proizvodnje koje e u proseku
biti vee od 230MW+0,13500MW=295MW u cilju prolaska kroz noni
minimum potronje kako bi se napravio prostor za 500MW
vetroelektrana. Kako u trenutnim okolnostima u periodu mart - april
termoelektrane u toku noi u veini sluajeva ve rade na tehnikom
minimumu (negativnu tercijarnu rezervu praktino predstavljaju
tehniki prelivi na protonim hidroelektranama), jasno je da nee biti
mogue dodatno obaranje snage na termo blokovima koji su u pogonu,
ve e biti neophodno potiskivanje blokova u hladnu rezervu (ili
eventualno planiranje remonata) kako bi se obezbedila dovoljna
rezerva nanie kod termoelektrana i na taj nain izbeglo prelivanje
vode na protonim hidroelektranama zbog angaovanja u tercijarnoj
regulaciji snage. Sa stanovita ove analize, to je istovetno kao kad
bi u pomenutom periodu godine jedan ili vie termo blokova iji su
tehniki minimumi zbirno vei od 295 MW bili konstantno van pogona.
Primera radi, taj uslov zajedno zadovoljavaju blok G u TE Morava
(tehniki minimum 80 MW) i blok G-3 u TENT A (tehniki minimum 220
MW) koji bi tokom dnevnih asova uglavnom bili na nominalnom
optereenju (zbirno 100 MW + 280 MW = 380 MW). U praksi, to e
svakako izgledati drugaije, tako da e se veliina blokova, odnosno
blokovi koji je potrebno da se potisnu, odreivati u skladu sa
trenutnom elektroenergetskom situacijom koju e, pored prognoze
proizvodnje vetroelektrana na nedeljnom horizontu, kreirati i
prognoza konzuma, prognoza dotoka na profilima
-
7
protonih hidroelektrana, trenutna cena elektrine energije na
tritu, plan remonata blokova, eventualna oteenja ili manji kvarovi
na blokovima u pogonu, efikasnost blokova...
Sa druge strane, za razliku od termoelektrana, koje u odnosu na
angaovanje kroz no podiu snagu na nominalno optereenje,
vetroelektrane bi u veini sluajeva obarale snagu tako da bi 500 MW
vetroelektrana u proseku tokom dnevnih asova proizvodilo 160 MW,
ime bi se u odnosu na postojeu situaciju u prsenom danu stvorio
disbalans od 380MW-160MW=220MW koji bi se najveim delom pokrivao iz
akumulacionih hidroelektrana, odnosno RHE Bajina Bata. Zbog toga je
izraunat prosean broj sati (uzimajui u obzir podatke od 2007. do
2010. godine) na mesenom nivou u kojima je bar jedna od
akumulacionih hidroelektrana bila na mrei sa snagom veom od 40 MW
(kako bi se izbeglo uraunavanje angaovanja Vlasinskih HE zbog
obrade meudotoka) u periodu od 07h do 20h (tabela 1).
Tabela 1 - Broj sati (uzimajui u obzir podatke od 2007. do 2010.
godine) na mesenom nivou u kojima je bar jedna od akumulacionih
hidroelektrana bila angaovana u periodu od 07h do 20h
Mesec/God. 2007 2008 2009 2010 Prosek
Januar 331 391 323 389 358,5 Februar 309 356 296 332 323,25 Mart
348 356 326 399 357,25 April 332 347 382 379 360 Maj 289 213 294
402 299,5 Jun 318 272 283 381 313,5 Jul 299 243 374 368 321 Avgust
350 247 353 269 304,75 Septembar 212 354 235 290 272,75 Oktobar 268
247 277 336 282 Novembar 368 193 340 342 310,75 Decembar 398 238
342 387 341,25
Total 3822 3457 3825 4274 3844,5
Dakle, dolazimo do zakljuka da bi se upotreba akumulacionih
hidroelektrana u periodu mart-april uveala za najmanje
220MW(357,25+360)h=157 795 MWh. Potrebno je napomenuti da bi najvei
deo ove energije bio utroen iz skupljih akumulacija.
I dok je tokom prolea najvei problem krut reim proizvodnje, u
toku leta najvei problem predstavlja izgled dnevnog dijagrama
potronje. Naime, letnju sezonu karakteriu izuzetno niski noni
minimumi zbog ega je neophodno da tokom leta bude potisnuto
(odnosno remontovano) preko 1000 MW termoelektrana. S druge strane,
poslednjih godina je dolo do intenzivne instalacije rashladnih
ureaja (oko 1000 MW) to je uticalo na znaajno poveanje veernjeg
vrha, tako da razlika izmeu maksimalnog i minimalnog optereenja
sistema u toku letnjeg perioda povremeno dostie i 2000 MW. Osim
toga, uticaj rashladnih ureaja od ranih jutarnih do kasnih veernjih
asova je prilino ravnomeran i u veini sluajeva je praen angaovanjem
akumulacionih hidroelektana.
Izgled dnevnog dijagrama proizvodnje i potronje EPS-a za
karakteristian dan u periodu maj - septembar prikazan je na slici
5.
-
8
Slika 5 - Dnevni dijagram proizvodnje i potronje EPS-a za
karakteristian dan u periodu maj - septembar
Sa slike 3 moemo videti da je prosena neto snaga proizvodnje
vetroelektrana u junom Banatu (ukupne instalisane snage 500 MW) u
periodu maj - septembar za vreme nonog minimuma (peti sat) priblino
150 MW. Uvaavajui poveanje potrebnog iznosa negativne rezerve zbog
greke u prognozi proizvodnje vetroelektrana dobijamo da je u
poreenju sa postojeom situacijom u periodu maj-septembar neophodno
dodatno potiskivanje jednog ili vie termoblokova iji su tehniki
minimumi zbirno vei od 150MW+0,13500MW=215MW. Primera radi, taj
uslov samostalno zadovoljava blok G-4 u TENT-u A iji je tehniki
minimum 220 MW. Pomenuti termo blok bi tokom dnevnih asova u
periodu maj - septembar u veini sluajeva radio na nominalnom
optereenju sa snagom od 280 MW, dok bi vetroelektrane u veini
sluajeva obarale snagu u odnosu na none sate, tako da bi 500 MW
vetroelektrana u proseku tokom dnevnih asova proizvodilo 80 MW, ime
bi se u odnosu na postojeu situaciju stvorio disbalans od
280MW-80MW=200MW koji bi se najveim delom pokrivao iz akumulacionih
hidroelektrana, odnosno RHE Bajina Bata.
Na osnovu prethodnog, uvaavajui podatke o angaovanju
akumulacionih hidroelektrana u periodu maj - septembar iz tabele 1,
dolazimo do zakljuka da bi se upotreba akumulacionih hidroelektrana
(i to onih skupljih) u pomenutom periodu godine uveala za
najmanje:
200MW(299,5+313,5+321,5+304,75+272,5)h = 302 307 MWh.
Kako je razlika u ceni izmeu vrne (peak) energije za vreme vie i
nie sezone oko 10/MWh, uklapanje vetroelektrana bi prouzrokovalo
godinji gubitak zbog uveanog utroka energije iz akumulacionih
hidroelektrana za vreme nie sezone od najmanje:
(157 795 + 302 307)MWh 10/MWh = 4 601 020 .
U cilju ouvanja sadraja akumulacija za viu sezonu, bie neophodna
kupovina vrne energije za vreme nie sezone (jer je tada jeftinija)
kako bi se smanjila kupovina za vreme vie sezone, i pored toga to e
proizvodnja vetroelektrana u toku vie sezone u odreenoj meri
smanjiti potrebu za vrnom energijom u toku iste.
-
9
Jedan od moguih naina da se izbegne potiskivanje termoblokova za
vreme nie sezone i na taj nain smanji upotreba akumulacionih
hidroelektrana je prodaja none (off peak) energije, to e u najveoj
meri zavisiti od njene cene koja je neretko nia od trokova
proizvodnje u EPS-ovim termoelektranama, ali nekada i prodaja off
peak energije ispod proizvodne cene predstavlja optimalno reenje
imajui u vidu efekte koji se postiu radom termoelekrana za vreme
dnevnih asova.
Kao mogue reenje namee se i izgradnja RHE Bistrica (4x175MW)
koja bi sa svojim opsegom snaga od 1380MW [-680 MW, 700 MW] u
potpunosti reila problem kako pozitivne, tako i negativne
tercijarne rezerve. Na taj nain bi se u potpunosti moglo izbei
potiskivanje termo blokova u hladnu rezervu. Ipak, u tom sluaju bi
se znaajan deo none proizvodnje vetroelektrana (koja je dominantna)
koristio za pumpanje vode u akumulacije Zaovine (akumlacija od RHE
Bajina Bata sadraja 194 GWh), odnosno Klak (projektovana
akumulacija od RHE Bistrica sadraja 70 GWh ). S obzirom na to da je
subvencionisana cena za energiju proizvedenu iz vetroelektrana 92
/MWh, a stepen iskorienja reverzibilnog ciklusa kod najnovijih
postrojenja oko 0,75, to zapravo znai da realna subvencionisana
cena za prepumpanu energije iz vetroelektrana iznosi
3 BALANSIRANJE PROIZVODNJE VETROELEKTRANA
Vetroelektrane se odlikuju izrazito stohastinom proizvodnjom,
tako da je i sa najnovijim softverskim alatima jako teko postie da
prosena normalizovana relativna greka u predikciji satne
proizvodnje bude manja od 10% (misli se na prognozu dan unapred).
Odstupanje od planirane proizvodnje vetroelektrana potrebno je
nadomestiti promenom proizvodnje konvencionalnih elektrana.
Oteavajuu okolnost u pogledu balansiranja vetroelektrana
predstavlja injenica da e veina perspektivnih vetroelektrana
pripadati istoj klimatologiji u pogledu vetra (nalazie se na
prostoru junog Banata), tako da e se greke u proceni proizvodnje
pojedinanih vetroelektrana praktino algebarski sabirati [1].
U pogledu balansiranja proizvodnje vetroelektrana potrebno je
analizirati sluajeve koji postoje pri stabilnim uslovima vetra, pri
naglim promenama brzine vetra, kao i pri jakim vetrovima koji
dovode do iskljuenja (ispada) vetroelektrane iz sigurnosnih
razloga. Kako su jaki vetrovi koji dovode do iskljuenja
vetroelektrane retki u junom Banatu [1], oni su izostavljeni iz ove
analize. Ipak, trebalo bi napomenuti da je u danima kada se
prognozira brzina vetra bliska onoj koja dovodi do iskljuenja
vetroelektrane potrebno imati stoprocentnu rezervu (kako pozitivnu,
tako i negativnu) samo za potrebe balansiranja rada
vetroelektrana.
3.1 Uslovi balansiranja snage vetroelektrana pri stabilnim
uslovima vetra
U stabilnim uslovima vetra, koji su ujedno i najzastupljeniji,
proizvodnja vetroelektrana je kvazistacionarna i njena predikcija
je od kljune vanosti za optimalno dimenzionisanje i alokaciju
balansnih kapaciteta u sistemu, kao i za optimalnu
hidro-termo-vetro koordinaciju. Zbog toga je potrebno razviti
sisteme za kratkoronu predikciju proizvodnje vetroelektrana sa
petnaestominutnom rezolucijom (do pet sati unapred), predikciju
proizvodnje za 24 sata unapred sa satnom rezolucijom, kao i
dugoronu predikciju proizvodnje na nedeljnom horizontu.
Od posebnog znaaja za optimalno planiranje rada proizvodnih
kapaciteta je dugorona (na nedeljnom kao i na dvodnevnom nivou)
predikcija proizvodnje vetroelektrana budui da je praksa da se
termo kapaciteti nikada ne potiskuju u hladnu rezervu na manje od 2
dana (razlog za to su velika termika naprezanja koja trpi blok kao
i veliki trokovi pokretanja bloka). Pri tome, dodatnu oteavajuu
okolnost predstavlja injenica da je kriva snage vetrogeneratora
(slika 6) najosetljivija za brzine vetra koje se nalaze u intervalu
od 6 m/s do 10 m/s a koje su ujedno i najzastupljenije sa ueem od
oko 40% u godinjoj raspodeli brzine vetra (slika 7) u junom Banatu.
Primera radi, greka u proceni
-
10
brzine vetra od 1 m/s iz tog intervala, ako se zna da e se veina
perspektivnih vetroelektana nalaziti na prostoru junog Banata
prouzrokuje greku u snazi od oko 100 MW (za 500 MW vetroelektrana),
to na dvodnevnom nivou predstavlja razliku u energiji od oko 5 GWh.
Zbog toga, pogrena odluka o potiskivanju (odnosno nepotiskivanju)
bloka u hladnu rezervu moe prouzrokovati znaajan utroak energije iz
akumulacionih hidroelektrana ili, u suprotnom, znaajne koliine
prepumpane energije (pre svega za vreme vikenda).
Slika 6 - Karakteristika snage vetroagregata Vestas V90, 2
MW
0 5 10 15 20 250
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
brzina vetra [m/s]
cest
ina
javl
janj
a
Slika 7 - Funkcija raspodele gustine verovatnoe brzine vetra
prema Rajlijevoj raspodeli i odgovarajui normalizovani diskretni
histogram brzine vetra na lokaciji Dolovo
-
11
3.2 Uslovi balansiranja snage pri naglim promenama brzine
vetra
Uklapanjem vetroelektrana u EES Srbije, najvei problemi bi se
javljali pri naglim promenama brzine vetra koje se ne mogu
predvideti ak ni u kratkoronim prognozama i koje se automatski
preslikavaju na promenu proizvodnje vetroelektrana (zbog male
inertnosti sistema vetroagregata). Imajui u vidu injenicu da je
namenskim merenjima potvreno da u ciljnom regionu i pri nestabilnim
vetrovima postoji velika slinost u profilu brzine vetra, potrebno
je da u sistemu postoje velike rezerve balansnih snaga koje moraju
da budu vrlo fleksibilne (na primer hidroelektrane). Osim toga,
nagle promene proizvodnje vetroelektrana bi dovele i do veih
naprezanja agregata ukljuenih u regulaciju snage i uestanosti. Kao
jedno od moguih reenja za prevazilaenje prethodno nabrojahih
problema namee se ogranienje promene snage koje bi se zadavalo
svakoj vetroelektrani sa fiksnom vrednou
maksimalnog gradijenta porasta snage [1].
Na taj nain se postie pozitivan efekat u smislu smanjenja udara
snage proizvodnje vetroelektrana, dok negativan efekat predstavlja
smanjenje efikasnosti vetroelektrane, odnosno godinje proizvodnje.
Na slici 8 prikazane su promene snage 800 MW vetroelektrana za
razliite vrednosti
za karakteristian dan sa naglim promenama brzine vetra.
Slika 8 - Promene snage 800 MW vetroelektrana za karakteristini
dan za razliite vrednosti
Za analizirani karakteristian dan vetroelektrana bi u periodu
izmeu 14h i 15h radila sa minimalnom snagom, da bi zatim u periodu
od nekoliko minuta nakon 15h vetroelektrana dostigla nominalnu
snagu (promena snage koja se stavlja na teret balansne grupe EPS-a
iznosila bi 500MW). Vetroelektrana bi sa nominalnom snagom radila
oko 20 minuta, nakon ega bi naglo pala snaga na minimalnu vrednost
(promena snage koja predstavlja balansnu odgovornost EPS-a iznosila
bi -500MW). Uvoenjem stroijih faktora limitiranja ovaj udar
proizvodnje vetroelektrana bi se neznatno ublaio ( =0,07
r.j./min) ili ak u odreenoj meri neutralisao ( =0,05 r.j./min),
ali bi posledica toga bio gubitak
godinje proizvodnje vetroelektrane od 3%, odnosno 4% [1]. Ovakve
nagle promene (porasti) proizvodnje vetroelektrana posebno su
nezgodne za vreme minimalnih optereenja sistema u
-
12
periodima krute proizvodnje hidroelektrana (pod pretpostavkom da
se ne preliva voda na hidroelektranama zbog balanasiranja
vetroelektrana) opisane u poglavlju 2, kada su rezerve balansnih
snaga u sistem male. U cilju optimizacije rada vetroelektrana mogue
je uvesti promenljivo limitiranje u zavisnosti od raspoloivih
uslova balansiranja snage [1]. Mogue je u ranim jutarnjim satima
uvesti stroi zahtev za balansiranjem, a kada je mogue potiskivanje
proizvodnje u sistemu, poveati granini faktor . Ipak, ni to nije
dovoljno u sluaju da se neplanirana promena (porast) snage koja e
se
zadrati dovoljno dugo (kao na slici 8) dogodi pre nego to
nastupi minimalno optereenje sistema, budui da se i pod
pretpostavkom izuzetno strogih limitirajuih faktora =0,040,02
r.j./min
(smanjenje efikasnosti 5-10%) u ranim jutarnjim satima,
nominalna snaga vetroelektrane dostie za 2550 minuta. To praktino
znai da vetroelektrane zahtevaju stoprocentnu rezervu snage koja se
sa postojeim kapacitetima u EES-u Srbije ne moe obezbediti. U tom
smislu, reverzibilne hidroelektrane koje se odlikuju velikom
fleksibilnou (postoji mogunost rada sa promenljivim optereenjem i u
pumpnom reimu), kao i znaajnim opsegom snage [-Pp,Pt] koji
pokrivaju, predstavljaju ne samo potrebu, ve i neophodnost.
Alternativu za reverzibilne hidroelektrane u pogledu fleksibilnosti
mogu da predstavljaju gasne elektrane, ali kako je gas uvozni
energent u Srbiji, ovo je svakako loije reenje za EPS. Osim toga,
gasne elektrane pokrivaju znatno manji opseg snage u poreenju sa
reverzibinim hidroelektranama. Zbog toga bi RHE Bistrica sa svojim
opsegom od skoro 1400MW [-680MW,700MW] i odlinim mogunostima za
uklapanje (4x175MW, brz ulazak u pogon, mogunost rada sa
promenljivim optereenjem u oba reima), predstavljala idealno reenje
za EES Srbije.
Prednosti RHE Bistrica posebno e doi do izraaja nakon isteka
12-godinjeg perioda u kojem vae mere podsticaja za proizvoae
elektrine energije iz obnovljivih izvora, budui da e tada RHE
Bistrica postati vaan inilac u trinom balansiranju proizvodnje
vetroelektrana sa mogunou sticanja znaajnih prihoda po tom
osnovu.
4 ZAKLJUAK
Uklapanjem vetroelektrana u EES Srbije doi e do znatno veeg
utroka energije iz akumulacionih hidroelektrana za vreme nie sezone
(prolee - leto) to e usloviti njihov znaajno nii sadraj pred viu
sezonu (jesen - zima), kada je potreba za akumulacionim
hidroelektranama najvea. Razlog za to lei u injenici da je snaga
proizvodnje perspektivnih vetroelektrana u junom Banatu znaajno vea
za vreme nonih sati nego danju. Osim toga, u periodima kada u
sistemu ne postoji dovoljan nivo negativne tercijarne rezerve (to
je est sluaj za vreme nie sezone) usled krute proizvodnje ili
velike razlike izmeu maksimalnog i minimalnog optereenja sistema
bie neophodno dodatno potiskivanje termo kapaciteta kako bi se
napravio prostor za 500 MW vetroelektrana. Neke od predloenih
mogunosti za ouvanje visokog sadraja akumulacija pred viu sezonu su
kupovina vrne peak energije za vreme nie sezone, prodaja none off
peak energije kako bi se izbeglo potiskivanje termo kapaciteta, ili
eventualno izgradnja RHE Bistrica (4x175MW) kojom bi se reio
problem kako pozitivne, tako i negativne tercijarne rezerve.
Kada je re o balansiranju proizvodnje vetroelektrana
konstatovano je da je predikcija proizvodnje vetroelektrana u
kvazistacioniarnim uslovima od kljune vanosti za optimalno
dimenzionisanje i alokaciju balansnih kapaciteta u sistemu, kao i
za optimalnu hidro-termo-vetro koordinaciju. Takoe je zakljueno da
vetroelektrane pri naglim udarima vetra koji se ne mogu predvideti
ak ni u kratkoronim prognozama zahtevaju praktino stoprocentnu
rezervu balansnih snaga koje moraju da budu vrlo fleksibilne (na
primer hidroelektrane). Kako je prethodno konstatovano da u sistemu
esto ne postoji dovoljan nivo rezerve, u radu je afirmisana ideja o
izgradnji RHE Bistrica koja bi sa svojim opsegom od skoro 1400MW
[-680MW,700MW] i odlinim mogunostima za uklapanje (4x175MW, brz
ulazak u pogon, mogunost rada sa promenljivim optereenjem u oba
reima), predstavljala idealno reenje za EES Srbije.
-
13
LITERATURA
[1] . urii i ostali, Analiza karakteristika vetra u Junom Banatu
i uslovi integracije vetroelektrana u EES Srbije, Elektroprivreda,
broj 3, 2011, 256-270.
[2] H. Holttinen, Quantification of reserves requirement related
to wind uncertainties, IEAWIND Side Event, 2011
[3] M. uri, A.R. ukari i . urii, Elektrane, ETF Pritina ETF
Beograd, Beograd, 2004.
[4] I.A. kokljev, Planiranje elektroenergetskih sistema, Taurus
Publik, Beograd, 2000.
[5] M.S. alovi, A.T. Sari i P.. Stefanov, Eksploatacija
elektroenergetskih sistema u uslovima slobodnog trita, Tehniki
fakultet aak, Beograd, 2005.
[6] L.Hirth, I.Ziegenhagen, Control Power and Variable
Renewables: A Glimpse at German Data, 10th International Conference
on the European Energy Market, Stockholm, 2013.
Abstract In this paper was analyzed the influence of wind
turbines on the operation of EPS power generation units. According
to state decision that determined EPS as a balance responsible
party for all producers who get incentives on the basis of the
"Regulation on Incentives for the production of electricity using
renewable energy sources and combined production of heat and
power", in the paper was analyzed the impact of balancing of wind
turbines production on the operation of EPS power generation units.
In addition, EPS is obligated to purchase all the production of
privileged producers in the 12 years since the signing of the
contract with the privileged producer of electricity, which means
that the wind turbines in terms of planning (both short-term and
long-term) should be considered as the capacity of EPS.
Accordingly, the paper analyzes the effects of wind energy
integration in the EPS power generation capacities on the
hydro-thermo-wind coordination. Also, the paper suggested solutions
for the optimization of the production capacity of EPS in new
conditions with special emphasis on the construction of PSHPP
"Bistrica" as a possible solution. Keywords Wind turbines Balancing
Hydro-thermal-wind coordination
IMPACTS OF WIND POWER INTEGRATION IN THE POWER SYSTEM OF SERBIA
ON THE EPS POWER GENERATION UNIT COMMITMENT
RADO ABARKAPA1, ELJKO URII2, PETAR KUJUNDI1, MIODRAG VULI1
1PUBLIC ENTERPRISE ELECTRIC POWER INDUSTRY OF SERBIA 2 SCHOOL OF
ELECTRICAL ENGINEERING UNIVERSITY OF BELGRADE
SERBIA
BELGRADE