List Saveza energeti~ara
Broj 1 / Godina XII / Mart 2010.
UDC 620.9
ISSN br. 0354-8651
„ ekonomija „ ekologija
ENERGETIKA 2010
REČ GLAVNOG I ODGOVORNOG UREDNIKA
Poštovani čitaoci,
Poznato Vam je da je pre šest godina donet Zakon o energetici,kao dokument koji nas približava
zakonodavnoj regulativi Evropske unije, a 2005.godine Skupština Srbije je usvojila «Strategiju razvoja
energetike Srbije u periodu do 2015.godine»(dalje Strategija) kao strateški dokument dugorčnog
razvoja energetike. Ta dva dokumenta pretstavljaju osnovu energetske politike zemlje.
Međutim mora se danas konstatovati da su mnoga planska opredelenja definisana u «Strategiji
dugoročnog razvoja energetike Srbije u periodu do 2015.godine» bila bazirana na mnogo pretpostavki
koje se iz objektivnih razloga do sada nisu mogle ostvariti:
• nije došlo do predviđenog privrednog, posebno industrijskog razvoja Srbije;
• ne ostvaruje se intenzivnije istraživanje energetskih potencijala, posebno nafte i prirodnog
gasa;
• uvozna zavisnost se ne smanjuje;
• bez većih pozitivnih pomaka u agregatnoj energetskoj efikasnosti;
• potrošnja energije, posebno električne, i dalje je veoma neracionalna;
• ekonomski položaj energetske privrede se bitno nije poboljšao, a ekonomski kriterijumi kao
osnova kontrole energetskog sektora su nedovoljno prisutni, pre svega u oblastima politike
cena;
• cene energije nisu ekonomske i realno se ne povećavaju bar do nivoa koji obezbeđuje prostu
reprodukciju;
• politika cena energenata je pod velikim uticajem socijalnih problema i kontrole inflatornih
kretanja;
• aktivnosti na restrukturiranju i transformaciji energetskih preduzeća nisu završene, itd.
Takodje nisu bili predviđeni sporazumi sa stranim kompanijama ostvareni prošle i ove godine
(RWE, SECI Energia S.p.A, Gasprom, Gaspromneft, Komiko i dr.) u privatizaciji i izgradnji novih
energetskih objekata.
Samim tim i predvidjanja razvoja energetike data u Strategiji neće biti ostvarena. Zbog toga se
svake druge godine pravi Program ostvarivanja Strategije gde se realnije sagledavaju mogućnosti
razvoja energetike u kratkoročnom periodu. Završena je izrada drugog Programa ostvarivanja te
Strategije kojim će detaljno biti obrazložen sadržaj i dinamika realizacije Prioritetnih programa razvoja
energetskog sektora u periodu do 2012. godine. Program se usklađuje prema realnim potrebama za
energijom i energentima, čime je omogućena izmena i aktuelizacija Strategije razvoja energetike
Republike Srbije do 2015. godine.
Međutim zbog navedenih aktuelnih promena koje se dešavaju u energetici naše zemlje ( i sveta)
neophodna je izrada nove Strategije dugoročnog razvoja energetike, koja treba da se realizuje što
pre. Po mom mišljenju novu Strategiju je potrebno doneti za .period do 2030.godine sa vizijom do
2050.godine. Budući da se energetski objekti grade dugo ( 4 do 7 godina , pa i duže) i da je vek
njihove eksploatacije optimalno od 25 do 30 godina, a sa revitalizacijom i do 40 godina, da uvodjenje
novih tehnologija i obnovljivih izvora zahteva duži period, da će u toku narednih 20 do 30 godina
biti zaposednuta sva ležišta fosilnih goriva, to je veoma korisno da se sagleda potreban razvoj za
duži vremenski period.Time bi se uskladili i sa strategijama razvoja energetike uradjenih od strane
internacionalnih organizacija za svet i razvijenih zemalja za sopstveni razvoj, koje su sve donesene za
minimum narednih 20-30 godina, mada ih ima i do kraja ovog veka.
Vizija do 2050. godine je neophodna da se uradi, jer prema urađenim analizama za prostorne
planove rudarskih basena Kolubare i Kostolca, može se oceniti da će njihove rezerve biti najvećim
delom iscrpljene do tada, a to predstavlja najveći deo naših energetskih potencijala ( ne računajući
potencijale na Kosovu i Metohiji koji nam za sada nisu raspoloživi). Kroz tu viziju moramo se
pripremati za period kada će praktično biti iscrpljene sve naše rezerve fosilnih goriva i kada će nam na
raspolaganju ostati samo obnovljivi izvori energije.
Ovogodišnje Savetovanje ENERGETIKA 2010 sigurno će omogućiti bliže definisanje pravaca
budućeg razvoja energetike u Republici Srbiji, jer će okupiti vodeće energetičare naše zemlje koji će u
svojim referatima i diskusijama na Okruglim stolovima dati svoj doprinos tome razvoju.
Glavni i odgovorni urednik
Prof.dr Nenad Đajić
ekologija
ekonomija
energija
Energija/Ekonomija/Ekologija
IZDAVA^KI SAVET
Broj 1; mart 2010.
Dr Petar [kundri}, ministar
rudarstva i energetike
Mr Bo`idar \eli}, ministar za
nauku i tehnolo{ki razvoj
Mr Mla|an Dinki}, ministar
ekonomije i regionalnog
razvoja
Dr Oliver Duli}, ministar `ivotne
sredine i prostornog planiranja
Dr Kiril Krav~enko, gen.
direktor NIS ad
Milo{ Bugarin, predsednik PKS
Dragomir Markovi}, gen.dir.
JP EPS-a
Dr Dimitrij Mali{ev, predsednik
UO NIS a.d.
Dr Aca Markovi}, predsednik
UO EPS
Prof. dr Milo{ Nedeljkovi},
dr`avni sekretar
Du{an Mraki}, dr`avni sekretar
Prof.dr Ivica Radovi}, dr`avni
sekretar
Dr Slobodan Ili}, dr`avni
sekretar
Neboj{a ]iri}, dr`avni sekretar
Ljubo Ma}i}, direktor Agencije
za energetiku Srbije
Dr Milo{ Milankovi}, gen.dir.
JP Elektromre`a Srbije
Du{an Bajatovi}, gen.dir.
JP Srbijagas
Sr|an Mihajlovi}, gen.dir.
JP Transnafta
Mr Zlatko Dragosavljevi}, gen.
dir. JP PEU
Branislava Mileti}, gen.dir.
EP Republike Srpske
Drago Davidovi}, predsednik
SE Republike Srpske
Dr Tomislav Simovi}, gen.dir.
Montinvest ad
Dr Vladan Pirivatri}, gen.dir.
Energoprojekt Holding
Zoran Predi}, gen.dir.
JKP Beogradske elektrane
Dr Bratislav ^eperkovi},
predsednik UO JP Transnafta
Stevan Mili}evi}, direktor
PD EDB, doo
Petar Kne`evi}, dir.
PD TENT, d.o.o.
Dragan Stankovi}, direktor
PD HE \erdap, d.o.o.
Mijodrag ^itakovi}, dir.
PD Drinsko-Limske HE
Dragan Jovanovi}, dir.
TE-KO Kostolac
Predrag Radanovi}, iz.direktor
NIS Naftagas
Arkadij Jerizarjan, iz.direktor
NIS Petrol
Sa{a Ili}, iz.direktor
NIS TNG
Slobodan Mihajlovi}, direktor
PD Elektrosrbija, d.o.o.
Neboj{a ]eran, direktor
PD RB Kolubara, d.o.o.
Tomislav Papi}, direktor
PD Elektrovojvodina, doo
Milo{ Samard`i}, direktor
PD Panonske TE-TO
Janko ^obrda, direktor
Novosadske toplane
Dragoljub Zdravkovi}, direktor
PD Jugoistok, d.o.o.
Boban Milanovi}, direktor
PD Centar, doo
Ra{a Babi}, direktor
Termoelektro, ad
Dr Nenad Popovi},
ABS Holding
Osniva~ i izdava~
Savez energeti~ara
Predsednik SE
Prof. dr Nikola Rajakovi}
Sekretar SE
Nada Negovanovi}
Glavni i odgovorni urednik
Prof. dr Nenad \aji}
Adresa Redakcije
Savez energeti~ara
11000 Beograd
Knez Mihailova 33
tel. 011/2183-315
faks 011/2639-368
E-mail:[email protected]
www.savezenergeticara.org.rs
Kompjuterski prelom EKOMARK
Dragoslav Je{i}
[tampa
„Akademska izdanja“,
Beograd
Godi{nja pretplata
- 8.000,00 dinara
- za inostranstvo 16.000,00
dinara
Teku}i ra~un SE
broj 355-1006850-61
Radovi su {tampani u izvornom
obliku uz neophodnu tehni~ku
obradu.
Nijedan deo ove publikacije
ne mo`e biti reprodukovan,
presnimavan ili preno{en bez
prethodne saglasnosti Izdava~a.
Milorad Markovi}, predsednik
HK Minel
Marko Pejovi}, potpredsednik
SE
Dr Dragan Kova~evi}, gen.dir.
EI „Nikola Tesla“
Dr Vladan Batanovi}, gen.dir.
Institut „Mihajlo Pupin“
Dr Zlatko Rako~evi}, gen.dir.
Instituta Vin~a
Prof.dr Miodrag Popovi},
dekan Elektrotehni~kog
fakulteta Beograd
Prof.dr Du{an Gvozdenac,
Tehni~ki fakultet Novi Sad
Prof.dr Milun Babi}, Ma{inski
fakultet u Kragujevcu
Dr Svetislav Bulatovi},
EFT Group
Slobodan Babi},
Rudnap Group
Dr Vladimir @ivanovi}, SE
Dragojlo Ba`alac, SE
REDAKCIONI ODBOR
Slobodan Petrovi}, sekretar
Odbora za energetiku PKS
Prof. dr Ozren Oci}
Prof.dr Petar \uki}, TMF
Dragan Nedeljkovi}, novinar
Dr Vojislav Vuleti}, gen.sek.
Udru`enje za gas
Radi{a Kosti}, direktor
Elektroistok izgradnja
Savo Mitrovi}, direktor
Sever Subotica
Dr Branislava Lepoti}, dir.
JP Transnafta
Mom~ilo Cebalovi}, dir.za
odnose s javno{}u EPS
Dr Predrag Stefanovi},
Institut Vin~a
Dr Du{an Unkovi}, NIS a.d.
Jelica Putnikovi}, novinar
Miroslav Sofroni},
PD TENT d.d.
Mile Danilovi}, dir.
Termoelektro Enel
Prof.dr Vojin ^okorilo, RGF
Krstaji} Sekula, novinar
Roman Muli}, SE
Rade Borojevi},
Privredna komora Beograda
Nikola Petrovi}, dir.
ENERGETIKA d.o.o.
ekologija
ekonomija
energija
ENERGETIKA 2010
ORGANIZACIONO – PROGRAMSKI ODBOR
Predsednik: Milun Babić
Sekretar:
Nada Negovanović
Članovi: Miloš Nedeljković, Kanevče Gligor, Adriana Sida Manea,
Jovica Milanović, Đorđi Biljanovski, Miroslav Bosančić,
Tomislav Papić, Ljubo Maćić, Radiša Kostić, Dešan Ivanović,
Milenko Nikolić, Tomislav Simović, Milorad Marković
Međunarodno savetovanje
u organizaciji Saveza energetičara
pod pokroviteljstvom
Ministarstva rudarstva i energetike,
Ministarstva nauke i tehnološkog razvoja,
Ministarstva životne sredine i prostornog planiranja,
Ministarstva ekonomije i regionalnog razvoja,
PKS, JP EPS, NIS a.d. Novi Sad, JP EMS, JP Srbijagas
Zlatibor, 23.03. – 26.03.2010.
energija
ekonomija
ekologija
ekologija
ekonomija
energija
Sadr`aj
[007] M. Kosti}
Mere za pove}anje energetske efikasnosti pogona sa
elektromotorima
[020] S. Ad`i}, R. Strikovi}
Javna regulacija: konkurentnost i razvoj energetskog sektora
[028] D`. Sinanovi}, A. Jahi}, A. Botali}
Osvrt na mogu}e modele tr`i{ta eletri~ne energije primenjive na
dr`ave iz okru`enje Jugoisto~ne Evrope
[034] B. Zubi}
Energetika u AP Vojvodini
[041] M. Gruji}, S. [evi}, V. Mirovi}-Pjeva~
Aktivnosti grada Beograda na polju savremenog energetskog
planiranja
[047] Lj. Gigovi}, Z. Veli~kovi}
Vojnogeografske karakteristike energetike Srbije
[053] T. Martinovi}, I. [kokljev
Regionalno tr`i{te balansne energije
[058] B. [upi}
Pravila elektroenergetskog tr`i{ta Evropske Unije
[065] N. Djajic, D. Ivezic, D. Mavrakis
Regional cooperation on energy and environment - Energy View
of Countries - Members of the Organization of the Black Sea
Economic Cooperation (BSEC)
[068] M. Mesarovi}
A Bidirectional Method of Approach to National Energy System
Planning
[075] D.Ivezi}, M. @ivkovi}, T. Tanaskovi}, D. Danilovi}, V. Karovi}-Mari~i}
Energetski indikatori odr`ivog razvoja op{tina isto~ne Srbije
[080] Z. Jankovi}
Proaktivni menad`ment kao poslovni koncept uspe{nih
preduze}a
[087] T. Simovi}
Energetska efikasnost i gra|evinarstvo - stanje u Srbiji
[089] D. Mandi}, M. Mesarovi}, S. Mili}
Jedan pogled na dugoro~ni razvoj proizvodnje elektri~ne energije
u Republici Srbiji
[096] N. Miladinovi}, D. Kova~evi}, S. Milosavljevi}, M.Su{i}
Baza podataka za ocenu stanja generatora u elektranama EPS-a
[103] M. Nikoli}, @. Gagi}, G. Klasni}, , M. Nikoli}, N. Radmilovi},
V. Petkovski, V. Gregus
Jedna realizacija simulatora parne turbine snage 210MW
[111] M. Jovanovi}, M. Mili}, Z. Stojanovi}
Kontrola sagorevanja u lo`i{tima kotlova TENT B (2x620 MWe)
[115] J. Dragosavac, @. Janda, T. Gaji}, J. Pavlovi}, D. Arnautovi}
Ispitivanja grupnog regulatora reaktivne snage elektane TENT-A
na realnom modelu
ekologija
ekonomija
energija
[121] J. Dragosavac, @. Janda
Coordinated regulation of reactive power in multi-generator
steam power plant
[125] A. Aleksi}
Primer smanjenja potro{nje rashladne vode uvo|enjem
zatvorenog sistema recirkulacije
[130] S. Despotovi}, N. Krajnovi}, V. Vu~urevi}, P. Krsti}, M. Crn~evi}
Nadzor i upravljanje sistema za otpepeljavanje sa elektrofiltrima
bloka A5 TE Kolubara
[135] Z. N. Milovanovi}
Metode tehni~ke dijagnostike za analizu stanja parnih turbina
[142] D`. Sinanovi}, A. Jahi}, A. Botali}
Primer tehnoekonomske analize razvoja elektroenergetskog
sistema
[146] Z. N. Milovanovi}, S. Dumonji}-Milovanovi}
Sigurnost snabdijevanja toplotnom energijom i tehnolo{kom
parom u Republici Srpskoj
[152] M. Ivkovi}, Z. Dragosavljevi}, J. Miljanovi}
Mehanizovanje tehnolo{kih faza procesa podzemne eksploatacije
uglja u rudnicima Srbije kao uslov njihovog opstanka
[156] M. Kezovi}, G. Savi} , D. @ivkovi}
Analiza varijacija kvaliteta uglja na povr{inskom kopu ‘’TamnavaZapadno polje’’
[162] D. V. Barjaktarovi}, J. Kova~evi}
Zna~aj sjeni~ko-{tavaljskog basena u termoenergetskom
sistemu Srbije
[167] Z. N. Milovanovi}, D. Jeremi}, S. Dumonji}-Milovanovi}
Strategija razvoja energetskog basena Gacko - stanje i mogu}i
pravci
[172] M. Ko{anin, D. Ze~evi}, M. Popovi}
Uticaj rudni~kih voda iz ibarskih rudnika kamenog uglja na
`ivotnu sredinu
[176] M. Ko{anin, D. Ze~evi}, M. Popovi}
Zaboravljeni prirodni resursi ibarsko-kraljeva~kog ugljenog
basena-mogu}nost energetskog preporoda od dr`avnog interesa
[179] V. Vu~urevi}, I. Gojkovi}, M. Crn~evi}, M. Pavlovi}, K. Zori},
D. Milisavljevi}
Nadzor i upravljanje bunarskim pumpama pri odvodnjavanju
Povr{inskog otkopa „Drmno“ - Kostolac
[184] V. @ivanovi}
Uljni {kriljci - „zapostavljeni “ potencijal Srbije
[189] J. Kova~evi}, D. Barjaktarovi}, M. Kne`evi}
Uran Srbije i njegovo mesto u enegetici
[193] N. Ru`in, S. Petrovi}, K. Stojanovi}, D. Mirosavljev
Uporedno merenje potro{nje aktivne elektri~ne energije
naponskim transformatorima klase ta~nosti 0,2 I 0,5
[198] N. Pej~i}, N. Grubor, D. Kovini}
Trofazni transformator sa motanim delta jezgrom
“SHINGLE CORE”
[202] D`. Sinanovi}, A. Jahi}, A. Botali}
Analiza vi{ih harmonika optere}enja PC-a sprega transformatora
DYg
[208] M. Mir~i}, S. Stojkovi}
Uticaj elektromagnetski spregnutih vodova na pode{enje prvog
stepena distantne za{tite
[214] S. Stojkovi}
Analiza uticaja kvarova u distributivnoj mre`i na distribuirane
sinhrone i indukcione generatore softverskim alatom ATP-EMTP
[221] S. Mar~eta, B. Holik, V. Ga~i}, M. \uri}
Pravci razvoja AMI/AMM sistema u Evropskoj Uniji sa osvrtom na
stanje u Srbiji
[226] D. Ristivojevi}, S. Vukovi}, D. Slavkovi}
Prelazni procesi pri zemljospoju faze sa ku}i{tem transformatora
6/0,4 kV
energija
Dr Miloje Kosti}
Institut Nikola Tesla, Belograd
UDC:621.313 : 621.316.17.004
Mere za povećanje
energetske efikasnosti
pogona sa elektromotorima
Rezime
Elektromotori su najveći potrošač električne energije u industji (oko 70%), gde se koriste u proizvodnim procesima, i
komericijalnoj potrošnji (oko 40%). Pogoni sa motorima troše između 35% i 40% od celokupne proizvedene električne
energije u svetu. Ukupni potencijali za uštede se procenjuju na 20-30%.
Energetski efikasni pogoni ne sadrže samo energetski efikasne motore. Naprotiv, radi se o energetski efikasnim sistemima u
celini. Mnogi korisnici pogona daju prednost kupovini jeftinijih komponenti i manjim investicionim ulaganjima, u odnosu
na energetsku efikasnost. Da bi se postigla optimalna ekonomičnost, izbor treba izvršiti na osnovu najmanjih ukupnih
troškova (LLC), koji pored ivesticionih uvažavaju i troškove za utrošenu energiju tokom perioda eksploatacije, uz pravilan
rad i kvalitetno održavanje. Analize pokazuju da troškovi za utrošenu električnu energiju čine više od 96% ukupnih
troškova, dok cena motora učestvuje samo sa 3%, a troškovi održavanja sa oko 1%.. Očigledno, da mere za smanjenje
potrošnje električne energije, po pravilu, donose pozitivan finansijski efekat. U ovom radu se razmatraju nekoliko
najvažnijih mera za unapređenje energetske effikasnosri, komponenti i sistema u celini:
1. Korišćenje energetski efiksnih motora, motora energetske klase IE2 i IE3;
2. Upotreba pretvarača sa regulacijom brzine (frekvencije);
3. Uvođenje programa “Menadžment motora”, tj. optimizacije kompletnog sistema koja uključuje:
a) Pravilan izbor komponenti sistema (pumppi, ventilatora, kompresora,…) sa visokim stepenom iskorišćenja;
b) Dimenzionisanje motora na osnovu procene opterećenja (i stepena iskorišćenja) sličnih motora u radu;
c) Sprovođenje kvalitetnog održavanja, uz pravilnu eksploataciju pogona.
4. Poboljšanje kvaliteta električne energije u mreži potrošača, tj:
a) Eliminisanje (ili smanjenje): nesimetrije napona, viših harmonika, povišenja ili sniženja napona;
b) Povećanje faktora snage, instaliranjem kondenzatora za pojedninačnu ili centralnu kompenzaciju; i
c) Podešavanje vrednosti napona u granicama UN ± 5%, za smanjenje gubitaka snage i reaktivnih snaga delimično
opterećenih (podopterećenih) motora.
Jedan od najvažnijih faktora za uštede energije je upotreba energetski efikasnih motora. Korišćenjem elektromotorima
sa povećanim vrednostima stepena iskorišćenja mogu se postići uštede od 5-6%. IEC je razvio Standard za klkasifikaciju
motora po nivoima vrednosti stepena iskorišćenja, IEC 60034-30, sa ciljem da se, na globalnom nivou, harmonizuje
odgovarjuća standaizacija motora snaga između 0.75 kW i 375 kW. Definisane su četiri energetske klase motora.
- IE1, motori standardne efikasnosti (Standard efficiency);
- IE2, motori visoke efikasnosti (High efficiency),sa 18-25% manjim gubicima u odnosu na IE1;
- IE3, motori vrlo visoke efikasnosti (Premium efficiency), sa 15-20% manjim gubicima od IE2; i
- IE4, motori super efikasnosti (Super Premium efficiency), što se prezentira kao cilj kome se teži.
Prema Direktivi 2005/32/EC primena motora navedenih energetskih klasa biće obavezujuća, i to:
- od 16. juna 2011, motori moraju biti najmanje klase IE2,
- od 1. januara 2015: (i) motori nominalnih snaga od 7.5-375kW moraju biti najmanje klase IE3, ili klase IE2 i
opremljeni sa pretvaračima za regulaciju brzine (frekvencije); i
- od 1. januara 2017: (i) svi motori nominalnih snaga od 0.75-375kW moraju biti najmanje klase IE3, ili klase IE2 i
opremljeni sa pretvaračima za regulaciju brzine ( frekvencije).
Sistemi sa motorima sadrže i druge energetske komponente: motore, pretvarače, pumpe ili ventilatore. Motori i pretvarači
za regulisanje brzine (frekvencije) su važan deo ovih sistema. To je i razlog da se, pomenutom Direktivom 2005/32/EC,
[007]
energija
traži da neke vrste pogona budu opremljene sa pretvaračima za regulisanje brzine (frekvencije). Potrebna snaga za pogone
pumpi ili ventilatara je srazmerna trećeim stepenom brzine (i protokla). Time se malim smanjenjem brzine (i protoka)
značajno smanjuje utrošena energija. Na primer smanjenjem brzine (i protokla) za 20%, potrebna snaga se smanjuje za
50%. Ovo omogućava da se u nekim slučajevima zameni neefikasno smanjenje protoka sa ventilima i (ili) pojednostavi
mehanička transmisija.
Optimizacija kompletnog pogonskog sistema podrazumeva pravilan izbor: motora, cevovoda, prenosnika i krajnjih
uređaja (pumpi, ventilatora, kompresora, vučnih sistema) kako bi se tražena funkcija izvršila uz najmanji utrošak energije.
Primer optimizacije kompletnog sistema je dat u poglavlju 5.2, na slici 8.
Ključne reči:energetska efikasnost, električna energija, elektromotor.
Meausure for Motor Sistems Efficiency Improvement
Electric motors are the most important type of electric load in Industrial sector (about 70%) where motors are used in the
production processes, and Tertiary sector (about 40%). The systems in which these motors are operated consumed between
35% and 40% of the generated electric energy world wide. There is a total potential for cost-effective improvement of the
energy efficiency of these motor systems by about 20% -30 %.
A highly efficient motor system is not just one with an energy efficient motor. Rather, overall system efficiency is the key to
maximum cost savings. Many motor system users tend to be more concerned with initial costs and obtaining the lowest bids
for components than with system efficiency. For optimum motor system economics, users should use a life-cycle cost (LCC)
analysis to select the best equipment and then carefully operate and maintain the equipment for peak performance. This
kind of analysis often shows that electricity costs represent as much as 96% of the total LCC, the initial capital outlay
only makes up 3% of the total, and maintenance accounts for a mere 1%. Clearly, any measure that reduces electricity
consumption will have a positive financial impact. In this paper describes a several efficiency opportunities that address
both component and motor systems:
1. Use of Energy Efficient Motors, the IE2 and IE3 efficiency level;
2. Using Variable Speed (Frequency) Drives;
3. Establishing a Motor Management Program, i.e. optimize the complete system, including
a) Selecting the system components (pumps, fans, compressors,..) with high efficiency,
b) Selecting the Right Motor, on the base estimating of motor loads and motor efficiency in field,
c) Providing Basic Maintenance;
4. Improvement of Power Quality in-Plant Electrical Distribution, i.e.:
a) Eliminate: voltage unbalances, harmonics, overvoltage and undervoltage,
b). Power factor increasing, by installing capacitors at a particular motor, or utility point of delivery,
c) Adjusting voltage in the range ± 5% of their rated voltage, and decreasing losses and reactive power, i.e. efficiency and
power factor increasing of part-load (lighting load) motors.
One of the major factors in such improvements is the use of energy efficient motors. Electric motors with improved
efficiency can save about 5% of the consumed energy with motors. IEC developed a classification standard (IEC 60034-30)
trying to globally harmonize energy efficiency classes for three phase induction motors that have a rated output PN between
0,75 kW and 370 kW. Four efficiency classes are defined:
- IE1 – Standard efficiency (equivalent to EFF2)
- IE2 – High efficiency (equivalent to EPAct/EFF1), with 18-25 % lower losses than IE1;
- IE3 – Premium efficiency (equivalent to NEMA Premium), with 15-20 % lower losses than IE2; and
- IE4 - Super Premium class efficiency levels are only presented in the form of an informative.
Under Directive 2005/32/EC requirements for motors shall apply in accordance with the following timetable:
- from 16 June 2011, motors shall not be less efficient than the IE2 efficiency level;
- from 1 January 2015: (i) motors with a rated output of 7,5-375 kW shall not be less efficient than the IE3 efficiency
level, or (ii)meet the IE2 efficiency level, and be equipped with a variable speed drive.
- from 1 January 2017: (i) all motors with a rated output of 0,75-375 kW shall not be less efficient than the IE3
efficiency level, or (ii) meet the IE2 efficiency level, and be equipped with a variable speed drive.
Electric motor systems include a number of energy-using products, such as motors, drives, pumps or fans. Motors and
variable speed drives are an important part of these products. This is why this Regulation (Directive 2005/32/EC) requires
that certain types of motors be quipped with variable speed drives. For centrifugal fans or pumps with no static lift, the
fluid or air flow provided varies directly with the pump or fan rotational speed. The input power requirement varies as
the cube or third power of the speed ratio. Small decreases in equipment rotating speed or fluid flow yield significant
reductions in energy use. For example, reducing speed (flow) by 20% can reduce power requirements by approximately
50%. This allows in some cases the replacement of inefficient throttling devices and in other cases the simplification (or
even avoidance) of wasteful mechanical transmissions.
Optimize the complete system, including a correct sized motor, pipes, gears and efficient end-use equipment (fans,
pumps, compressors, traction systems) to deliver the required energy service most efficiently. An example of motor system
optimization is given in section 5.2, at.Fig.8.
Key words:efficiency improvement, electric energy, electric motor.
[008]
energija
1. Zna~aj asinhronih motora i
uloga u u{tedi energije
Ukupna potrošnja električne energije
u svetu iznosi 18 200 TWh/god. Od
toga oko 40% otpada na pogone
sa asinhronim motorima, pa su oni
ubedljivo najveći potrošač električne
energije, pri čemu na njih odlazi:
- 70% od celokupne potrošnje
električne energije u industriji i
- 40% od ukupne potrošnje električne
energije u tercijernom sektoru.
Oko 2/3 potrošnje asinhronih motora
otpada na pogone pumpi, ventilatora i
kompresora.
U ovom prikazu se daju osnovni
podaci o energetskim karakteristikama
savremenih asinhronih motora, Cilj je
da se naglasi uloga koju oni imaju u
sklopu celokupne potrošnje energije,
i da se istakne značaj mera koje se
sprovode u cilju ušteda u potrošnji
električne energije sa ovim motorima.
Prvo su u SAD uvedeni motori sa
povećanim vrednostima stepena
iskorišćenja, 1992. je uvedena klasa
„NEMA Energy-Efficient Motors”,
a već 1993. je predložena klasa
„NEMA PremiumEnergy-Efficijent
Motors”. Krajem 2000-tih godina, i
u Evropi preovladao stav da je nužno
iz ekonomskih razloga da se pređe
na primenu motora koji imaju manje
gubitke za 20% (klasa eff2) i cenu višu
za 15-20%, odnosno manje gubitke za
40% (klase eff1).
Konačna harmonizacija standarda
je sprovedena 2008. godine kada je
usvojen relevantni Internacionalni
standard IEC 60034-30: Energetske
klase trofaznih asinhronih motora sa
kratko spojenim rotorom (IE Code)
[9], koji definiše, redom, tri nivoa
motora po nominalnim vrednostima
stepena iskorišćenja, IE1, IE2 i IE3.
Motori više energetske klase imaju
veće vrednosti stepena iskorišćenja.
Tako motori energetske klase IE2
imaju manje gubitke snage za 1823 % u odnosu na odgovarajuće
motore energetske klase IE1, a motori
energetske klase IE3 imaju manje
gubitke snage za dodatnih 15-20 %
u odnosu na motore energetske klase
IE2. Od primene energetski efikasnih
motora uštede treba da dostignu oko
5 % [2, 9].
Sve veći značaj koji se pridaje
smanjenju emisije CO2 u cilju
smanjenja gasova tzv. staklene bašte
doveo je do toga da se povećanju
energetske efikasnosti i merama
štednje pridaje najveći mogući značaj.
Naime, time se ostvaruje dvostruka
korist: potrošač smanjuje troškove
za električnu energiju, a smanjuju se
i potrebna ulaganja u cilju hvatanja i
odlaganja ugljen monoksida što je još
uvek najskuplja mera za smanjenje
efekata staklene bašte. Time je ubrzano
donošenje obavezujućih odluka da se
pređe na izradu i primenu energetski
efikasnih motora, prvenstveno u
razvijenijim područjima sveta. Tu se
prvenstveno radi o oročenim odlukama
da se na tržištu mogu prodavati samo
motori viših energetskih klasi, (1) u
prvom periodu motori klase IE2 i
IE3, a (2) potom samo motori klase
IE3. Cilj je da se, umesto danas
dominantnih motora koji odgovaraju
energetskoj klasi IE1, što pre pređe
na motore više energetske klase. U
cilju realizacije ovog zadatka, sa
preporuka se prealazi na obavezujuće
direktive. Tako je u SAD najviše
motora koji odgovaruju klasi IE 2,
jer je primena ovih motora obavezna
od 2001. godine. Kako su na tržištu
SAD, od 2000. god, dostupni i motori
klase Premium efficiency (IE 3) to
se oni prodaju u sve većoj meri , a
od 2011. kupovina ovih motora će
biti obavezna. U zemljama EU, po
Direktivi 2005/32/EC,:
- biće obavezna nabavka motora klase
IE2 od 16. juna 2011, a
- kupovina motora klase IE3 snaga
iznad 7.5 kW, od 1. januara 2015, a
svih snaga (od 0.75-375 kW), od 1.
januara 2017.
U direktivi Evropske
komisije (Direktiva 2005/32/EC),
u delu koji se odnosi na električne
motore i pogone sa regulisanjem
brzine, planiraju se uštede od oko
11-13 %, u odnosu na ukupnu
potrošnju sa motorima u zemljama
Evropske unije, prognoziranu za 2020.
godine (1250 TWh), i to
- 5-6 % sa uvodjenjem motora više
energetske klase, prvo IE2 a potom i
IE3 klase, umesto IE1, i
- 6-7 % (od ukupne potrošnje motora),
sa regulisanim pogonima pumpi,
ventilatora i kompresora,
a u apsolutnom vrednostima te
uštede bi trebale da iznose najmanje
135 TWh (ili 11%).
Ovako visoke uštede, u najvećoj meri,
treba da se ostvare kombinovanim
efektima od primene energertski
efikasnih motora i pogona. Tako se, u
pogonima sa delimično opterećenim
motorima, sa regulacijom brzine
mogu ostvariti visoke uštede
energije. Na primer, sa smanjenjem
brzine ventilatora sa 100 % na
[009]
50 %, utrošena snaga motora
opada sa 100 % na 12.5 %. Drugim
rečima, kada puna ventilacija nije
neophodna, znatno je ekonomičnije
smanjiti brzinu nego da motor radi
sa punim brojem okretaja a da se
protok vazduha prigušuje pomoću
ventila u vazdušnom kanalu kako bi
se smanjila prekomerna ventilacija.
Slični efekti se ostvaruju regulacijom
brzine motora pumpi sa delimično
opterećenimn motorima. Kako 2/3
potrošnje motora otpada na pogone
pumpi, ventilatora i kompresora, to
se od primene motora sa regulacijom
brzine ovih pogona treba da ostvare
najveće uštede (15-50 % u pojedinim
slučajevima, ili u proseku 25%).
Dodatne uštede (od oko 12%) treba da
se ostvare od buduće primene pumpi,
ventilatora i kompresora, sa većim
vrednostima stepena iskorišćenja, kao
i poboljšanjima u kompletnom radnom
sistemu uključujući i cevovode. Tako
se dolazi do realno mogućih ukupnih
ušteda od oko 210 TWh za zemlje
Evropske Unije
Takođe je moguće ostvariti uštede u
ukupnoj potrošnji energije (od oko 5%)
sa poboljšanjem nivoa onoga što se
naziva energetski menadžment motora,
a podrazumeva: bolje održavanje,
povećanje kvaliteta električne
energije (prvenstveno smanjenja
nesimetrije i nesinusoidalnosti napona
napajanja), pravilniji izbora motora i
primenu drugih pogonskih mera.
Tako se dolazi do realno mogućih
ukupnih ušteda od 20 %, ili od oko
250 TWh za zemlje Evropske unije.
Kada je u pitanju Srbija, za sadašnji
nivo opterećenja motornih pogona i
režima rada elektroenergetskog sistema
EPS-a, moguće je ostvariti i dodatne
uštede od 5 % u odnosu na ukupnu
potrošnju sa motorima, i to:
• 4 % sa kompenzacijom reaktivne
energije ( u pojedinačnim
slučajevima od 4-10 %), i
• 1 % sa podešavanjem vrednosti
napona mreže (u pojedinim
slučajevima od 1-3 %).
U radu se razmatraju sve navedene
mere za povećanje energetske
efikasnosti pogona sa asinhronim
motorima, kao i obavezujuće mere za
izradu i primenu, motora sa većim
vrednostima stepena iskorišćenja, u
narednim godinama. Pod uticajem
sveobuhvatnih mera za povećanje
energetske efikasnosti svih uređaja
koji troše energije, preduzimaju se
organizovane mere za kontinuirano
podizanje vrednosti stepena
iskorišćenja motora.
energija
2. U{tede elektri~ne energije
u pogonima i sistemima sa
motorima
2.1. Struktura i lokacija u{teda
I pored zadovoljavajućih energetskih
pokazatelja asinhronih motora, ukazuje
se na činjeniću da će sa masovnom
primenom energetski efikasnih
motora sa većim vrednostima stepena
iskorišenja za nekoliko procenata, koji
sada postaju sve zastupljeniji u tržišnoj
ponudi, doći do značajnih ušteda u
potrošnji električne energije (oko
5-6%) i time do velikih finansijskih
ušteda. Drugi značajna mogućnost
za uštede enegije je primena motora
sa regulisanjem brzine i protoka
u pogonima pumpi, ventilatora i
kompresora, od koje se očekuju i
najveće uštede u potrošnji električne
energije (20-50% u pojedinim
slučajevima. Kao treća mogućnost za
uštede energije navodi se povećanje
energetske efikasnosti kompletnog
pogona, u koje spadaju optimizacija
pogona i izbor energetski efikasnijih
mehaničkih sistema, pri ćemu se
najviše očekuje od primene pumpi,
ventilatora i kompresora sa većim
stepenom iskorišćenja. Tako se
odgovarajuća struktura, lokacija, pa i
nivo odgovarajućih ušteda pogodno
ilustruje pomoću slike 1, tj one su
grupisane:
- na uštede u samim elektromotorima,
- na uštede u regulisanim
elektromotornim pogonima, i
- na uštede u na mehanićkime
elementima.
Tako prve dve grupe ušteda
predstavljaju uštede u pogonskom
40%). Daje se i kratak
prikaz savremenih
mera [1, 2] koje
dovode, ili treba da
dovedu, do smanjenja
u potrošnji električne
energije u pogonima sa
asinhronim motorima.
Te mere se navode,
a prve dve se već
sistematski sprovode
na globalnom nivou i
obavezujuće su po Direktivi Evropske
Komisie (Direktiva 2005/32/EC):
1. Primena motora viših energetskih
klasa koji zadovoljavaju savremene
zahteve u pogledu vrednosti stepena
iskorišćenja (klase IE1, IE2 i IE3 po
IEC 60034-30: Efficiency classes of
three-phase cage induction motors –
Edition 1.0, 2008-10);
2. Primena asinhronih motora sa
regulacijom brzine za pogone
ventilatora, pumpi i kompresora,
u cilju regulisanja protoka fluida
(vazduha, vode i slično) dovodi do
značajnih ušteda- smanjenjem brzine
protoka od 20-50%, smanjuje,
redom, opterećenje motora za 5087%, dok se opterećenje motora
smanjuje samo za neki procenat
kada se primene klasični ventili i
prigušivači.
3. Ispravan izbor i pravilno
korišćenje motora, poznato kao
„motors management“, uključuje
pravilan izbor motora, zamenu
starih motora sa niskim vrednostima
stepena iskorišćenja, kvalitetno
održavanje(podmazivanje, zamena
ležajeva), takođe, dovodi do
smanjenja u potrošnji energije.
Pored navedenih savremenih mera
za povećanje energetske efikasnosti
pogona sa asinhronim motorima,
treba dosledno primenjivati i
poznate klasične mere koje dovode
do smanjenja potrošnje aktivne i
reaktivne električne energije. Iako se
kompenzacija reaktivne energije,
direktno ne apostrofira u pomenutoj
Direktivi, ovde je navodimo kao vrlo
značajunu meru, najmanje iz dva
razloga. Naime, gubici zbog prenosa
reaktivnih snaga zavise od nivoa
dostigntih reaktivnih opterećenja u
mrežama elektroenergetskog sistema
i od strukture i izgrađenosti tih mreža.
Iz tih razloga, gubici snage (kW/
kvar) su veći za 2-3 puta u mrežama
Elektroprivrede Srbije, u odnosu na
prosek u zemljama EU, pa su i efekti
od kompenzacije reaktivne energije za
2-3 puta veći.
Posebno se ukazuje na postupak za
utvrđivanje i podešavanje optimalnih
Slika 2 Struktura procenjenih ušteda u potrošnji
električne energije u EU
sistemu, dok sve navedene
uštede predstavljaju ukupne
uštede u kompletnom motornom
pogonu (slika 1).
2.2. Podaci o procenjenim
vrednostima u{teda
Interesantne su i podaci o strukturi
očekivanih ušteda po vrednosti. Vodeći
računa o činjenici da je u Evropi još
uvek vrlo malo (oko 5-6%) motora
klasde IE2/eff1, treba računati sa
efektima koji se očekuju od prelaza sa
IE1 na IE3 motore (5%), pa se došlo
do strukture planiranih ušteda kao na
slici 2. Tako se dolazi do zaključka da
potencijali za su uštede od primene
„motora više energetske klase“ čine
više od 1⁄4 svih mogućih ušteda koje
se mogu ostvariti u elektromehaničkim
sistemima sa slike 2.
3. Mere za pove}anje
energetske efikasnosti
pogona sa motorima
Da bi se istakao značaj razmatrane
problematike, još jednom se ukazuje
na visoko učešće asinhronih motora u
ukupnoj potrošnji električne energije
u industriji (oko 70%) i u tercijarnom
sektoru (38 %), kao i udeo u ukupnoj
potrošnji električne energije (oko
Slika 1 Struktura ušteda u potrošnji električne energije u sistemima sa
elektromotorima [6]
[010]
energija
Tabela 1 Podaci o uštedama koje se mogu ostvariti primenom pojedinih mera u konkretnim
slučajevima, kao i procenat očekivanih ušteda u ukupnoj potrošnji električne energije
sa asinhronim motorima
- E1, IE2 I IE3,
Energetske klase
trofaznih motora po St.
IEC 60034-30, 2008
[2,9]
4.2 Ukupne u{tede
tokom `ivotnog ciklusa
motora
vrednosti napona u mreži potrošača,
u cilju smanjenje gubitaka snage u
motorima i reaktivne snage, odnosno
smanjenja potrošnje aktivne i reaktivne
energije. Iako je navedena činjenica
poznata, u principu, ovo se primenjuje
kao sistemska mera, koliko znamo,
jedino u našim projektima [17,18].
U tabeli 1 je dat pregled svih
navedenih mera sa procentima
očekivanih ušteda u ukupnoj potrošnji.
4. Energetske klase
savremenih asinhronih
motora i u{teda energije
klase eff1, redom, definisani su nizovi
vrednosti stepena iskorišćenja za klasu
Standard efficiency (IE 1) i klasu
High efficiency (IE 2) motora. Nivoi
vrednosti stepena iskorišćenja za klasu
Premium efficiency (IE 3) su određeni
na osnovu kriterijuma da gubici snage
budu za 15% do 20% manji, u odnosu
na motore klase IE 2.
- Energetske klase eff1 i eff2, Komiteta
evropskih proizvodjača električnih
mašina (CEMEP)
Ekonomska vrednovanja
budućih ušteda i
poređenje sa povećanim
investicijama za EEMs je
relativno složeno i zavisi
od posmatranog perioda
povraćaja uloženih
sredstava i troškova
(kamata) za nabavku
kapitala. Kada je u pitanju
gradnja i nabavka EEMs,
smatra se opravdanim
ukoliko se tokom prve
godine u eksploataciji
motora, na troškovima za
električnu energiju, uštedi
20-30% od razlike u ceni
između skupljeg (EEMs)
i jeftinijeg (standardnog)
motora. To znači da se
povećani troškovi moraju
nadoknaditi za 4 do 5
godina po tekućim cenama električne
energije.
Rezultati nedavne evropske
studije (EuP2008-[2] ) pokazuju
da su ukupni troškovi, tokom veka
eksploatacije, najmanji za motore
najviše energetske klase (IE3), snaga
od 1-110 kW, ukoliko rade više od
2000 h/godišnje. Istovremeno to
znači da je ekonomičnije se odlučiti
za kupovinu motora klase IE1 ili IE2,
kada motori rade manje od 2000 h
Slika 3 Nominalne vrednosti stepena iskorišćenja 4-polnih motora od 1-200 kW
4.1 Energetske klase savremenih
asinhronih motora i harmonizacija
standarda (IE code)
Sve do 1970-tih godina ciljna funkcija
projektovanja asinhronih motora
(AM) bio je minimum proizvodnih
troškova-troškova materijala i izrade
motora. Sa rastom cena električne
energije, kriterijum optimalnosti
postaje minimum ukupnih svedenih
troškova, u koje su pored proizvodnih,
uključeni i godišnji troškovi za
gubitke aktivne energije WγP (kWh/
god) a ponekad i troškovi za utrošenu
reaktivnu energiju WQ (kvarh/god). Pri
definisanju energetskih klasa motora
u novom internacionalnom standardu,
za motore na 50 Hz, kao osnova
je poslužio CEMP-EU [8]. Tačnije
na osnovu niza vrednosti stepena
iskorišćenja za motore klase eff2 i
[011]
energija
viših klasa IE2, IE3 i IE4, u odnosu
na motore odgovarajućih snaga
energetske klase IE1.
Slika 4 Potencijali za uštede energije sa primenom motora viših energetskih
klasa: IE2, IE3 i IE4
4.3. Konstruktivne karakteristike
energetski efikasnih motora
godišnje, pogotovu kada su prosečna
opterećenja ispod nominalnog.
Činjenica je da deo motora radi
sa niskim opterećenjima-tako je
utvrđeno da oko 40 % u SAD radi
sa opterećenjima P/Pn < 40% [3],
tj. rade sa stepenom iskorišćenja
čije su vrednostima ispod 70-85%.
Jedno drugo istraživanje pokazuje
da prosečne vrednosti opterećenja
motora u industriji i u tercijarnom
sektoru iznose oko 55% [2,4]. S
obzirom da su (ili, kada su) prosečna
opterećenja motora od 50-60%,
to je ekonomičnije odlučiti se za
kupovinu motora niže energetske klase
IE1 ili IE2, već, kada motori rade,
redom, manje od 2-3000 ili 3-4000 h
godišnje, kako se pokazuje potpunijim
tehničkim i ekonomskim analizama.
Napominjemo da će nabavka motora
klase IE1 biti obaveza od 2011, a
motora klase IE3 od 2017, jer će to
do tada postati isplativo s obzirom na
očekivani rast cena električne energije,
prvenstveno zbog povećanih troškova
za proizvodnju (ekološki) „ čiste“
energije.
Za uštede energije relevantno je
smanjenje gubitaka snage u motorima
više energetske klase. Tako su na slici
4 grafički predstavljena smanjenja
gubitaka snage, a time i smanjenja
utrošene snage i energije, motora
Motori visokih vrednosti stepena
iskorišćenja se rade od kvalitetnijih
magnetnih limova uz upotrebu više
bakra i (ili) aluminijuma za namotaj
statora i rotora. Sa smanjenjem
gubitaka snage, smanjuju se i radne
temperature čime se povećava
sigurnost u radu kao i vek trajanja
motora. Neke od varijanti u
konstrukciji motora, koje dovode do
povećanje stepena iskorišćenja, su
naznačene na slici 5 [2,12] .
Dosadašnji rad na ovom području
pokazuje da će za ostvarnje
postavljenog cilja biti potrebno
povećati dimenzije motora uključujući
i osnu visinu. To bi moglo stvoriti
određene probleme pri ugradnji ovih
motora pri zameni starih motora
manjih dimenzija. Po oceni ovog
autora, biše moguća navedena
zamena sa novim motorom manje
snage, pošto najveći broj motora radi
sa opterećenjima koja ne prelaze
60-70 %. Uz to novi motori imaju:
veći višekratnik maksimalnog
momenta (Mmax/MN) i rade sa manjim
povećanjem temperatura (imaju veći
servis faktor) pa su dozvoljena i,
eventualna, kraća preopterećenja.
5. Regulisani elektromotorni
pogoni i u{tede energije
Oko 2/3 električne energije koju troše
elektromotori u industriji otpada
Slika 5 Delovi asinhronog motora sa naznačenim promenama u konstrukciji u cilju smanjenja gubitaka snage i povećanja
stepena iskorišćenja [2,12]
Tanji magnetni limovi
Smanjenje gubitaka
usled vrtložnih struja
Više bakra u namotaju
statora većeg prečnika
Produženi stator
Smanjenje otpora i gubitaka
u namotaju statora
Smanjenje gustine fluksa i
povećanje površine hla đenja
dovodi do smanjenja gubitaka u
gvo žđu i namotaju
Efikasniji ventilator za hlađenje
Pobolj šano hlađenje i
smanjenje snage ventilatora
Veći štapovi rotora
Smanjenje otpora i gubitaka
u provodnicima rotora
Kvalitetniji magnetni limovi
Modifikovani žlebovi statora
Smanjenje histerezisnih gubitaka
Pove ćanje prostora za namotaj i
smanjenje magnetnih gubitaka
[012]
energija
Slika 6 Tipična konfiguracija pogona sa regulacijim brzine asinhronog motora
motora smanjuje samo za nekoliko
procenata kada se za smanjenje
protoka primene klasični ventili i
prigušivači, slika 7.
5.2 Pore|enje pogona pumpi: sa
regulacijom brzine, i sa prigu{enjem
Slika 7 Zavisnost utrošene snage pogona od protoka, kada se protok reguliše
a) regulacijom brzine motora i b) prigušnim ventilom
na pogone ventilatora, pumpi i
kompresora. U tercijarnom sektoru na
te pogone otpada otpada preko
80% električne energije koju troše
elektromotori.
5.1 Regulisani pogoni pumpi,
ventilatora i kompresora i u{tede
energije
Kada su u pitanju Regulisani pogoni
pumpi, ventilatora i kompresora,
moguće su visoke uštede energije
(do 30-50%), u odnosu na pogone
gde se protok fluida reguliše pomoću
prigušnih ventila. U direktivi
Evropske komisije (Direktiva 2005/32/
EC), [1], se od ukupnih planiranih
ušteda od 25 %, u ukupnoj potrošnji
sa elektromotorima, više od polovine
ušteda očekuje u regulisanim
pogonima pumpi, ventilatora i
kompresora. Tipična konfiguracija
pogona sa regulacijim brzine
asinhronog motora je data na slici 6.
Ovi pogoni se, uglavnom, karakterišu
sa ventilatorskom karakteristikommomenat se menja sa kvadratom
brzine, pa je mehanička snaga
srazmerna brzini na treći stepen. To
omogućava da se energetska efikasnost
pogona značajno poveća ukoliko se
primene pogoni sa regulacijom brzine
asinhronih motora u cilju regulisanja
protoka fluida (vazduha, vode i slično),
slika 7 [3].
Iz navedenih razloga u ovoj vrsti
pogona moguće su najveće uštede u
potrošnji električne energije. Tako se,
sa smanjenjem brzine i protoka od
20-50%, smanjuje opterećenje motora
za toliko ili više %, dok se opterećenje
Slika 8 Energetski bilans snage i gubitaka u sistemu za pogon pumpe:
- u konvencionalnom pogonu gde se protok reguliše pomoću ventila i
- regulacijom brzine motora pomoću pretvarača frekvencije (VSD), [2,14]
KONVENCIONALNI SISTEM
Ș = 31%
Spojnica
Ș = 98 %
Standardni motor
Ș = 90 %
Ventil
Ș = 65 %
Cevovod
Ș = 6 6%
Korisna snaga 31
Utrošena snaga 100
Pumpa
Ș = 77 %
Pretvarač frekvencije
Ș = 96%
Režim sa 60% protoka
ENERGETSKI EFIKASAN SISTEM
Ș = 72%
Energetski efikasan motor
Ș = 95%
Spojnica
Ș = 99 %
Cevovod sa malim trenjem
Ș = 90%
Korisna snaga 31
Utrošena snaga 43
Pumpa veće efikasnosti
Ș = 77%
[013]
Režim sa 60% protoka
Na slici 20 je data šema tokova
energije u pogonu pumpe, od
ulaza (utrošene snage koja se uzima
iz električne mreže) do izlaza (korisne
snage pumpe), za dva pogona sa istim
učinkom (korisnom snagom), i to:
- klačnog pogona pumpe gde se protok
reguliše pomoću prigušnog ventila i
- pogon sa regulacijom brzine
motora pomoću pretvarača
frekvencije (VSD), [2,14].
Pri tome je analiziran režim sa
protokom od 60 % od nominalnog
protoka (slika 8).
Za pogon motora pri 60% brzine (i
protoka) potrebno je samo 21.6%
nominalne snage, u odnosu na režim
pri punoj brzini, dok je pri regulaciji
protoka sa ventilom potrebno 65%
nominalne snage, pa se sa regulacijom
brzine ostvaruju uštede od 43,4 %.
Kako ukupne uštede dostižu 57 %,
to se preostale uštede ostvaruju
primenom spojnica, cevovoda i
pumpi sa većim vrednostima stepena
iskorišćenja (slika 8).
6. Izbor i pravilno kori{}enje
motora (motor managment)
6.1.Uvod:
Ispravan izbor i pravilno korišćenje
asinhronih motora uključuje sledeće:
- ispravan izbor motora po snazi i
sinhronom broju obtaja,
- Izbor motora više energetske
klase (tj. veće vrednosti stepena
iskoričćenja), kada je to ekonomski
isplativo,
- zamenu starih motora sa niskim
vrednostima stepena iskorišćenja,
- proveru i održavanje kvaliteta
električne energije (posebno kvaliteta
napona),
- kvalitetno održavanje (podmazivanje,
zamena ležajeva i slično).
6.2. Pravilan izbor motora po snazi i
u{tede energije
Motori često, često samo zbog greške
u izboru, rade i sa niskim prosečnim
opterećenjima. Tako u SAD oko
40 % motora radi sa opterećenjima
ispod 40% [3]. Prema istraživanjima
u EU[2, 6], srednja vrednost faktora
opterećenja motora: FL =P1/PN =0.550.60 > p=P/PN =FL /ηL≈ 0.50 , gde je
ηL-stepen iskorišćenja motora pri
energija
datom opterećenju. Naša istraživanja
pokazuju da su srednje vrednosti
opterećenja p=P/PN =35-55%, za
motore od 1-100 kW [17, 18], i time se
poklapaju sa podacima datim u [2].
Rad predimenzionisnog motora, sa
opterećenjima od 30-50%, dovodi do:
- manje promene aktivne snage (±1%),
ali i do
- znatnijeg povećanja reaktivne
snage (50-70%),
Predimenzionisani motor je skuplji
za 50-100%, a povećani troškovi za
reaktivnu energiju premašuju cenu
motora, pa posledice po ova dva
osnova znatno premašuju efekte zbog
promena aktivne snage (±1%), iako
se ovi zadnji ćešće navode u literaturi.
Troškovi za reaktivnu energiju se
detaljnije razmotraju u poglavlju 8.3.
Krivac za grešku u proceni opterećenja
je i u metodi da se relativna
opterećenja motora sračunavaju
tako što se izjednače sa relativnim
opterećenjem motora po struji. Time
se, na osnovu izraza
p≈I/IN =(P/PN)·(cosφN/cosφ)(ηN/η),
dobijaju iznosi relativnog opterećenja
koji su veći od stvarne vrednosti
(p=P/Pn) i do 10 %,. Postupak za
određivanje relativnih opterećenja
motora po korisnoj snazi, p=P/Pn, na
osnovu izmerene struje opterećenja i
kataloških podataka motora [24,25],
omogućava da se navedena greška
izbegne.
6.3. Izbor odgovaraju}e energetske
klase motora
Izbor skupljeg motora više energetske
klase (tj. veće vrednosti stepena
iskoričćenja), je često ekonomski
isplativ u odnosu na kupovinu
jevtinijeg motora niže energetske
klase (tj. manje vrednosti stepena
iskoričćenja). Tako je, po pravilu,
isplativo umesto motora energetske
klase IE1,
- kupiti motor klase IE2, ako
motor radi TG ≥ 2000h/god, sa
opterećenjima P≥ 0.70PN (tj. ako je
PTG ≥ 1400), i
- kupiti motor klase IE3, ukoliko
motor radi TG ≥ 4000h/god, sa
opterećenjima P≥ 0.70PN (tj. ako je
PTG ≥ 2800).
Sve drugi slučajevi, sa različitim
nivoom opterećenja i godišnjim
fondom sati rada, se mogu svesti
na navedene, na osnovu vrednosti
proizvoda (PTG).
Napominjemo da će nabavka motora
klase IE2 biti obaveza od 2011, a
motora klase IE3 od 2017, jer će to
do tada postati isplativo s obzirom na
Slika 9 Efekti nabavke motora više energetske klase (IE3), umesto kupovine, ili
zamene, motora niže klase (IE1)
očekivani rast cena električne energije,
prvenstveno zbog povećanih troškova
za proizvodnju (ekološki) „čiste“
energije. To praktično znači da već
sada, treba nabavljati motore klase
IE2, pošto do sredine 2011 preostaje
manje od 2 godine, pa će počev od
tada-tj. u narednih 80% veka motora
biti isplativije koristiti motore ove
energetske klase.
6.4. Zamena starih motora niskog
stepena iskori{}enja
Motori posle premotavanjaimaju imaju
povećane gubitke snage od 10-30%,
tako da se nominalne vrednosti stepena
iskorišćenja smanjuju za vrednost
Δη=(0.1÷0.3)·(1-η), tj. smanji se za
(1÷3)%, pa je, često, ekonomičnije,
odlučiti se za kupovinu novog motora.
Tako, po pravilu, troškovi remonta
i premotavanja motora snaga ispod
15 kW premašuju troškove nabavke
odgovarajućeg novog motora. Sa
gubicima većim za oko 15% posle
premotavanja, motor prelazi u nižu
energetsku klasu, npr. motor klase
IE2→IE1. Na osnovu analiza,
zaključuje se da:
- nije isplativo premotavatiti motore
koji rade ≥ 2000h/god i sa P≥ 0.70PN
(tj. ako je PTG ≥ 1400), ako troškovi
premotavanja prelaze 80% cene
novog motora, i
- nije isplativo premotatavati motore
koji rade ≥ 4000h/god i sa P≥
0.70PN tj. ako je PTG ≥ 2800), ako
troškovi premotavanja prelaze 60%
cene novog motora.
Ponekad je potrebno doneti odluku
da li je uopšte isplativo zameniti
stari motor, a potom treba izabrati
najekonomičnije rešenje: izabrati
motor odgovarajuće nominalne snage
i energetske klas. Na slici 9 su date
[014]
zavisnosti stepena iskorišćenja od
opterećenja, za tri motora:
- stari motor snage 22 kW, čija
se zamena razmatra, zbog niske
vrednosti stepena iskorišćenja (klasa
IE1),
- novi motor snage 22 kW i viske
vrednosti stepena iskorišćenja (klasa
IE3), i cene od 1324 Eura, i
- novi motor manje snage od 15 kW
i niže cene (853 Eura), i viske
vrednosti stepena iskorišćenja (klasa
IE3).
Ukoliko opterećenja ne prelaze 15 kW,
najisplativije je nabaviti novi motor
manje snage 15 kW i klase IE3, zbog
niže cene (853 Eura). Naime, cena
motora snage 22 kW i klase IE3 je
veća za 55 %. Tako povećani troškovi
bi bili isplativi, ukoliko bi taj motor
imao manje gubitke snage za ≥ 30%,
pri opterećenju od 15 kW. Kako su
ti gubici manji samo za oko 10 %, to
je isplativija varijanta sa kupovinom
motora snage 15 kW , klase IE3 i cene
od 853 Eura (slika 9).
6.5. Uticaj kvaliteta napona na
potro{nju elektri~ne energije
Uštede u potošnji električne energije u
pogonu se mogu ostvariti unapređujući
kvalitet električne energije napona
u mreži potrošača. Pojam kvalitet
električne energije, uglavnom
podrazumeva kvaliteta napona
napajanja, koji treba da ispunjava
propisane kriterijume u pogledu:
- vrednosti napona (dozvoljena
odstupanja su u granicama UN± 5%),
- dozvoljene harmonijske distorzije
napona, THDu ≤ 3-8% (viša vrednost
u mreže nižih napona), i
- dozvoljene nesimetrije napona, koja
treba da je manja od 2% (ili najviše
3%).
energija
Slika 10 Zavisnosti stepena iskorišćenja i faktora snage (cos φ) od relativne vrednosti opterećenja (P/PN), za dvopolne i
četvoropolne motore snaga 1.1kW, 11kW i 150kW [9]
100
Power Factor
Efficiency (%)
1
150kW
15kW
1,1kW
150kW
15kW
1,1kW
0,9
95
0,8
90
0,7
85
0,6
80
0,5
75
0,4
0,3
70
0
0,25
0,5
0,75
1
P/PN
1,25
0
0,25
(a)
Tako se gubici snage i reaktivna
opterećenja dodatno povećavaju zbog
nesimetrije napona i (ili) prisustva
viših harmonika u naponu napajanja.
7. Smanjenje potro{nje
elektri~ne energije
pode{avanjem vrednosti
napona
7.1. Utcaj i optere}enja na
energetske karakteristike motora
Kako u realnim uslovima asinhroni
motori rade pri nižim vrednostima
opterećenja, to je interesantno
razmotriti zavisnosti stepena
iskoriščenja i faktora snage od
opterećenja. Na slici 10a su prikazane
tipične zavisnost stepena iskoriščenja
od opterećenja za dvopolne (2p=2)
i četvoropolne (2p=4) asinhrone
motore snaga 1.1kW, 11kW i 150kW,
koji reprezentuju niskonaponske
motore [11]. Te zavisnosti ppokazuju
da se vrednosti stepena iskoriščenja
smanjuju ukoliko motori rade pri
nižim opterećenjima. Ta smanjenja su
veća što su motori manjih nominalnih
snaga.
Na slici 10b su prikazane tipične
zavisnost faktora snage (cos φ) za
dvopolne (2p=2) i četvoropolne (2p=4)
asinhrone motore snaga snaga 1.1kW,
11kW i 150kW [11]. Te zavisnosti
pokazuju da se vrednosti faktora
0,5
0,75
1
P/PN
1,25
(b)
snage značajnije smanjuju ukoliko
motori rade pri nižim opterećenjima.
Ta smanjenja su veća što su motori
manjih nominalnih snaga. Sa
smanjenjem vrednosti faktora snage
rastu troškovi za reaktivnu energiju, i
porast tih troškova je, po prvilu, veći
od povećanja troškova zbog smanjenja
vrednosti stepena iskoriščenja pri
nižim opterećenjima [16,17].
7.2. Prose~na optere}enja
asinhronih motora u pogonu
Detaljnija istraživanja pokazuju da:
- Oko 40 % motora u SAD radi sa
opterećenjima P/Pn < 40% [3],
- Srednja vrednost faktora opterećenja
motora u zemljama EU[2] : FL =P1/
PN =0.55-0.60 > p=P/PN =FL /ηL.
Naša istraživanja pokazuju da su
srednje vrednosti opterećenja p=P/
PN =35-55%, za motore od 1-100 kW
[17, 18], i time se poklapaju sa
podacima sa slike 1.21. Autor
je razvio postupak [22,23] za
određivanje relativnih opterećenja
motora po korisnoj snazi, p=P/Pn, na
osnovu izmerene struje opterećenja i
kataloških podataka motora.
7.3. Uticaj vrednosti napona na
gubitke snage i reaktivna
optere}enja
Uticaj (promena) vrednosti napona u
konzumu sa motorima na opterećenja i
[015]
potrošnju električne energije je veliki i
različit. Za razliku od drugih potrošača,
npr. termičkih, taj uticaj je različit u
zavisnosti od strukture motora po vrsti,
veličini i stepenu opterećenosti (p=P/
Pn). Podaci koji se daju u klasičnoj
literaturi [22] su identični sa onima
u starijoj literaturi [23], pa su samim
tim i nedovoljno tačni za motore
proizvedene u zadnjih 30 godina, a
koji čine preko 90% svih motora u
eksploataciji. Uz to su ovi podaci dati
samo za opterećenja od 75% i 100%.
Za opterećenja ispod 50% podaci se ne
navode, iako su prosečna opterećenja,
bar polovine motora, niža od 50%.
Već je, u dosadašnjim istraživanjima
i proverama u praksi [24,25, 26],
pokazano da je uticaj promena
vrednosti napona na energetske
karakteristike standardnih asinhronih
motora (AM) novije konstrukcije
(proizvedenih posle 1960. godine)
znatno veći. Uz to je utvrđeno da se te
promene kreću u širokim granicama, u
zavisnosti od veličine motora - veća su
kada su u pitanju motori manjih snaga.
Osnovni razlog što je uticaj vrednosti
napona na opterećenja i potrošnju
energije u motorima veći, u odnosu na
podatke iz klasične literature [22,23]
leži u činjenici da su promene struje
praznog hoda i gubitaka u gvožđu veće
kod savremenih motora (″U″ ili ″T″
energija
PγP ) se smanjuju već
pri opterećenjima
motora ≥ 70-80 %.
Zbog smanjenja struja
magnećenja, pri svim
opterećenjima motora,
dolazi do smanjenja
vrednosti reaktivnih
opterećenja (Q) za
5-10%, što vodi
smanjenju potrošnje
reaktivne energije,
kao i gubitaka
snage u vodovima
mreža i namotajima
transformatora. Tako
se podešavanjem
pogodnih vrednosti
napona, u granicama
±5%, mogu ostvariti
značajne uštede u
potrošnji aktivne
energije:
- 0.5-2%, kada su u
pitanju niskonaponski
motori snaga od 1 300 kW, i
- 0.2-1%, kod
visokonaponskih
motora (napona 6 kV)
snaga od 300 - 10000
kW,
ali i u potrošnji
reaktivne energije:
- 12-20%, kada su u
pitanju niskonaponski
motori snaga od 1 300 kW, i
- 5-14%, kod
visokonaponskih motora (napona 6
kV) snaga od 300 - 10000 kW,
i veće su od vrednosti koje se obično
navode u starijoj literaturi [22,23].
Slika 11 Zavisnosti aktivnih (P1/Pn) i reaktivnih (Q1/Pn) opterećenja od relativnih vrednosti
napona (U/Un), motora nominalnih snaga 1kW, 10 kW i 100 kW, pri opterećenjima P/
Pn=25%, 50%, 75% i 100%, redom krive 1,2,3 i 4
oblik krive magnećenja), u odnosu
na starije motore koji se razmatraju u
literaturi.
U novijoj literaturi postoje radovi
koji pokazuju da je uticaj napona
na iznose stepena iskorišćenja (η) i
faktora snage (cosϕ) motora veći od
onoga što se navodi u standardnim
priručnicima. U novijim radovima
[24,26] se analizira uticaj napona na
pojedine motore, i dobijeni podaci
se približno poklapaju sa našim
rezultatima [17, 18], uz nedostatak da
ovi prvi obuhvataju samo deo motora
i režima opterećenja koji su susreću u
praksi. Takve analize su bile predmet
višegodišnjih istraživanja autora ovog
rada, a dobijeni rezultati su dati u [17,
18, 19 ]. Na slici 11 su date zavisnosti
aktivnih (P1/Pn) i reaktivnih (Q1/Pn)
opterećenja od relativnih vrednosti
napona (U/Un), motora nominalnih
snaga 1kW, 10 kW i 100 kW, pri
opterećenjima P/Pn=25%, 50%, 75%
i 100%, redom krive 1, 2, 3 i 4.
Navedene zavisnosti pokazuju da je
uticaj napona, na vrednosti reaktivnih
opterećenja i gubitaka snage a time
i aktivnih opterećenja, veći što su
motori manjih snaga i što su relativna
opterećenja motora (P1/Pn) niža.
7.4. Smanjenje gubitaka snage i
reaktivnih snaga pode{avanjem
napona u mre`i
Kada su u pitanju neregulisani
pogoni, primenom mere podešavanje
vrednosti napona u mreži potrošača,
u granicama ±5% u cilju smanjenja
gubitaka aktivne snage i potrošnje
reaktivne energije u motorima i
napojnim vodovima [17,18], ostvarene
su značajne uštede u smanjenju
potrošnje električne energije u
pogonima sa motorima.
Sa smanjenjem napona, samo do 5 %,
smanjuju se gubici snage u gvožđu
motora (Pfe), struja magnećenja (Im=I0)
i gubici praznog hoda u namotaju
statora (PCu0=RsI02), a povećava
komponenta struje opterećenja (I1P) i
komponenta gubitaka opterećenja (PγP).
Ukupni gubici snage (Pγ= Pfe +PCu0+
[016]
7.5. Primeri sa podacima o u{tedama
ostvarenim pode{avanjem napona
u mre`i
U porvoj fazi (od 1986-1995)
navedeni postupak je primenjen u
nekoliko industrijskih preduzeća,
tako što su vrednosti napona
podešene (smanjene za 2.5% ili
5%) na sekundarnim sabirnicam
transformatora10/0.4 kVsa kojih
su se napajali motori sa prosečnim
opterećenjima od 30-50 %. Najveće
uštede su ostvarene kod nekoliko većih
potrošača (PRVI PARTIZAN-Užice,
IKL Beograd, GRMEČ Beograd,
Rudnik „REMBAS”). Procenjuje se da
su time ostvareni energetski efekti po
osnovu smanjenja potrošnje aktivne i
reaktivne energije u vrednosti od oko
200 000 Eura/god.
Ipak, najveće uštede, po apsolutnim
iznosima, ostvarene su u smanjenju
energija
Tabela 2 Smanjenje sopstvene potrošnje električne energije termoelektrana EPS-a
sopstvene potrošnje električne energije
termoelektrana Elektroprivrede
Srbije (tabela 2), [31-39], u periodu
od 2003-2007, koje donose efekte
oko 500 000 Eura/god. U pitanju je
bio izbor i podešavanje vrednosti
napona u mreži 6 kV sa motori velikih
snaga (300-6000 kW).
Iako je procenat ušteda manji, kada su
u pitanju motori velikih snaga (3006000 kW) koji rade na naponu 6 kV
ili 10 kV, potencijali za uštedu u
potrošnji električne energije su
značajni, pogotovu kada su u pitanju
višepolni motori sa sinhronim brzinom
ns ≤1000 ob/min. Naime kroz rad na
izradi i realizaciji projekata za uštedu
električne energije podešavanjem
vrednosti napona u mreži potrošača, u
granicama ±5%, u mrežama sopstvene
potrošnje elektrana, registrovane su
brojne povoljnosti za primenu ove
mere, i to:
- ukupne instalisane snage motori su
velike (od 10-100 MW), i učestvuju u
strukturi potrošnje sa preko 95 %;
- velika zastupljenost sporohodih
motora (ns ≤1000 ob/min) sa većim
procentom gubitaka u gvožđu;
- prosečna opterećenja motora
sopstvene potršnje elektrana iznose
oko 60%; i
- pri nominalnom naponu na početku
mreže (1.05Un), napon na motorima
je povišen ( 1.04Un).
7.6. Pode{avanje vrednosti napona
na namotajima motora i u{tede
energije [19,20]
Kada su u pitanju neregulisani
pogoni, pored postupka podešavanje
vrednosti napona u mreži potrošača,
uštede u potrošnji električne energije
se mogu ostvariti promenom napona
na faznim namotajima- promenom
sprege motora, tj prebacivanje manje
opterećenih motora (≤ 30-40 %) iz
sprege trougao (Δ) u zvezda (Y) [19].
Činjenica da je, pri opterećenjima
koja su ispod 35-40 % nominalnog,
povoljnije da motor radi u sprezi
zvezda (Y), tj. sa sniženim naponom
na faznom namotaju, Uf=0.577Un
umesto u sprezi trougao (Δ), tj. sa
Uf=Un), pošto se tada smanjuju gubici
snage u motoru i reaktivna opterećenja.
Smanjenja reaktivnih opterećenja
su najveća u režimu praznog hoda, i
jednake su smanjenju reaktivne snage
praznog hoda, tj. ΔQ1, Δ-Y =ΔQ0, Δ-Y=
Q0,Δ- Q0,Y, dok su samo malo manja u
režimu sa relativnim opterećenjima
p=P/Pn ≤ 0.3-0.4. Često su uštede zbog
smanjenja reaktivne snage veće, nego
zbog smanjenja gubitaka snage ΔPγΔ-Y.
8. Kompenzacija reaktivne
energije u mre`i sa motorima
8.1. Potro{nja reaktivne energije i
isplativost kompenzacije
Režimi rada električnih mreža se
karakterišu sa tri osnovna parametra:
napon (U), struja (I) i snaga (P). Ali u
cilju eksplicitnijeg prikaza mogućnosti
da se struja opterećenja (I) smanji,
uz istu aktivnu snagu (P), uvedena
je i reaktivna snaga (Q) kao četvrta
veličina. Reaktivna snaga je potrebna
za stvaranje magnetnog polja potrošača
za čiji je rad to polje neophodno
(motori, magnetne naprave i slično).
Kako, u odnosu na aktivnu struju (IP),
reaktivna struja (IQ) za stvaranje
magnetnog polja (induktivna struja)
zaostaje za 900, to se ukupna struja
opterećenja (I) dobija kao geometrijski
zbir aktivne i reaktivne struje. Suština
je da se reaktivnom komponentom
struje dodatno opterećuju elementi
mreže od generatora do potrošača,
čime se smanjuju prenosni kapaciteti
za aktivnu snagu i prouzrokuju dodatni
gubici snage.
Uobičajeno je da se reaktivna snaga
meri i naplaćuje kod svih potrošača
na srednjem i visokom napona, kao i
kod induktivnih potrošača na niskom
napona. U tarifnom obračunu figuriše
i stavka za prekomernu reaktivnu
energiju
WQ=WP(tg ϕ - tg ϕref)
gde su tg ϕ i tg ϕref, redom,
srednja vrednosti koeficijenta
reaktivne snage potrošača (tgϕ) i
dozvoljena (referentna) vrednost
[017]
(1)
koeficijenta reaktivne snage (tg ϕref) po
tarifnom sistemu, tj. za tg ϕ > tg ϕref
potrošaču se obračunavaju troškovi za
reaktivnu energiju.
Za stvaranje električnog polja u
kondenzatorima (kapacitetima),
takođe, je potrebna reaktivna
snaga i struja, koje prednjači za
900 (kapacitetima struja), u odnosu
na aktivnu snaga (P). To znači da
su iduktivna i kapacitivna struja
međusobno pomerene za 180 0 i
da se pri vektorskom sabiranju
mogu poništiti, delom ili potpuno,
pa je ta činjenica iskorišćena da se
kondenzatori priključuju na mreži
paralelno sa induktivnim potročačima,
kako bi se izvršila kompenzacija
induktivnih (reaktivnih) struja i
snaga. Korisni efekti (posledice)
kompenzacija reaktivnih snaga se
ogledaju u sledećem:
- smanjuju se opterećuja elementa
mreže od generatora do potrošača, i
time osolobađjuju kapaciteti mreža za
prenos aktivne snage,
- smanjuju se gubici aktivne i reaktivne
snage u svim elementima mreže, i
- smanjuju se padovi napona i
poboljšavaju naponske prilike
u mrezi, što je posebno bitno u
režimu maksimalnih opterečenja
elektroenergetskog sistema.
Svi navedeni korisni efekti se
ispoljavaju na svim elementima mreže
od generatora do mesta priključenja
potrošača i kondenzatora. Potrošač
ove efekte valorizuje kroz smanjenje
troškova za prekomernu reaktivnu
energiju i smanjenje gubitaka
energije u svojoj mreži. Investicija za
kompenzaciju reaktivne energije se
isplati za 1-2 godine.
8.2. Vrste kompenzacije reaktivne
energije
U praksi se primenjuju tri vida
kompenzacije reaktivnih snaga:
- Centralna komenzacija sa
automatskom regulacijom se izvodi
tako što se kompletno postrojenje
za kompenzaciju reaktivnih snaga
priključi na glavno razvodno
postrojenje iz koga se napaja
celokupna potrošnja (slika 12a),
- Grupna komenzacija sa ili bez
automatske regulacije, se korist
za kompenzaciju reaktivnih snaga
grupe potrošača koja se napaja
preko posebnog transformatora ili
razvodnog postrojenje za napajanje
grupe potrošača (slika 12b), i
- Pojedinačna (individualna)
komenzacija koja se realizuje
direktnim prikljčkom kondenzatora
energija
Slika 12 Vrste kompenzacije:a) pojedinačna;b) grupna, c) centralna i d) mešovita kompenzacija
M
M
M
M
M
M
(a)
M
M
(b)
Kontrolni rele
Kontrolni rele
M
M
M
M
M
(c)
M
M
M
M
(d)
na krajeve potrošača (najčešće
motora) ili na sekundarnuoj strani
transformatora (slika 12c), kao
Mešovita kompenzacija uključuje bar
dva od tri pomenuta vida kompenzacije
(slika 12d).
8.3. Analiza reaktivnih optere}enja
motora i efekata kompenzacije na
smanjenje istih
Reaktivna snaga motora se sastoji od
dve komponente:
- reaktivne snage praznog hoda (Q0),
koja iznosi od 35% PN (za velike) do
100%PN (za male) motore, crta-crta
slika 13, i
- komponente reaktivne snage
opterećenja (Q2N=QN-Q0), koja iznosi
od 20% PN (za velike) do 15%PN (za
male) motore, slika 13.
Prekomerna reaktivna energija (WQ),
koja se plaća, je srazmerna
prekomernoj reaktivnoj snazi (Qe),
slika 13:
Qex=P(tg ϕ - tg ϕref)
M
(2)
gde su: P- (srednja) vrednost
aktivne utrošene snage, a tg ϕ i
tg ϕref - srednje vrednosti koeficijenta
reaktivne snage potrošača (tg ϕ) i
dozvoljena (referentna) vrednost
koeficijenta reaktivne snage (tg ϕref),
po tarifnom sistemu. Kako se sa
kvadratom opterećenjem povećava
samo komponente reaktivne snage
Slika 13 Reaktivne snage Q=QN, Q0.6 i Q0.4, redom, pri opterećenjima motor PN,
0.6PN i 0.4PN, kao i odgovarajuće prekomerne reaktivne snage (Q,ex=Q0.333P), za četvoropolne motore datih snaga
[%PN]
Q
Q0
Q
Qex
100
P=PN
P=0.6PN
PN
P=0.4PN
80
0.6PN
60
0.4PN
40
20
0
7.5 kW
37 kW
opterećenja (Q2N), to se već pri
opterećenjima ≤ 40%, ukupna
reaktivna snaga vrlo malo menja, i
malo se razlikuje od reaktivne snage
praznog hoda (Q0). Asinhroni motori
pri opterećenjima (≤ 60%), troše više
[018]
75 kW
200 kW
reaktivne nego aktivne energije (slika
13). Iako je cena 1 kvarh manja i do 10
puta od cene 1 kWh aktivne energije,
troškovi za reaktivnu energiju iznose
5-15% ukupnih troškova za električnu
energiju kod potrošača sa motorima.
energija
8.4. Prora~un reaktivnih
optere}enja motora i snage
kondenzatora za pojedina~nu
(individualnu) kompenzaciju
Pojedinačna kompenzacija (PK)
motora zahteva najmanje troškove po
1 kvar. Radi se samo o troškovima
za nabavku kondenzatora, dok se
kao zaštitni (osigurači) i upravljački
(sklopke) uređaji koriste postojeći
za sam motor. Samo ukoliko je
satno korišćenje tih kondenzatora
malo, ona može postati skuplja od
centralne komenzacije sa automatskom
regulacijom. Snaga kondenzatora
za pojedinačnu kompenazciju
asinhronog motora nominalne snage
(Pn), se određuje tako da se u režimu
prosečnog (najčešćeg) opterećenja i
odgovarajućim vrednostima stepena
iskorišćenja (η) i faktora snage (cos
φ1), dostigne traženi iznos faktora
snage (cos φref), odnosno odgovarajuća
vrednost koeficijenta reaktivne
snage (tg φref):
(3)
gde su: KP=P/Pn-koeficijent relativnog
opterećenja motora po snazi, a
-koeficijent reaktivne snage. Tako
izračunata vrednost ne sme biti veća
od reaktivne snage motora u praznom
hodu (Qc≤0.9Q0M=0.9·1.73UI, jer bi u
suprotnom moglo doći do prenapona
(samopobuđivanja) pri isključivanju
motora sa kondenzatorom.
Zadovoljavajuća vrednost faktora
snage cos φref =0.95 se može postići
sa QC=(0.6÷0.8)Q0M za opterećenja od
50-100%, kako pokazuju proračuni po
izrazu (5).
Literatura
1. Direktiva 2005/32/EC, Commission
of the European Communities with
regard to ecodesign requiremants
for electric motors and their
variable spee drives, Brussels 2005.
2. Aníbal, T. de Almeida Fernando
J. T. E. Ferreira, João Fong, Paula
Fonseca, EUP Lot 11 Motors, Final
Report, ISR-University of Coimbra,
December 2007.
3. Improving Motor and Drive System
Performance: A Sourcebook for
Industry was developed for the U.S.
Department of Energy’s (DOE)
Industrial Technologies Program
(ITP).
4. Improving the Penetration of
Energy- Efficient Motors and
Drives, SAVE, 2000.
5. “European Integral Horsepower
Motors Markets, B128-17”, Frost
& Sullivan, May 2000.
6. Conrad U. BrunnerA + B
International, Sustainable Energy
Zurich Switzerland SEEEM,
International harmonization of
motor standards saves energy,
ACEP Workshop Beijing 3
December 2007.
7. IEC 60034-30 Ed.1 Rotating
electrical machines - Part 30:
Efficiency classes of single speed
three-phase cage induction motors
– Edition 1.0, 2008-10.
8. CEMEP - European Committee
of Manufacturers of Electrical
Machines and Power Electronics.
9. IEC 60034-2-1 Edition 1, Methods
for determining losses and
efficiency of rotating electrical
machinery from tests - excluding
machines for traction vehicles
(September 2007).
10. NEMA MG 10-2001, Energy
Management Guide for Selection
and Use of Fixed frequency
Medium AC Squirrel/Cage
Polyphase Induction Motors.
11. IEC 6034-31 Part 31: Guide
for selection and application of
energy-efficient motors including
variable-speed applications, 2008.
12. “Actions to promote energy
efficient electric motors” SAVE,
1996.
13. A.H.Bonnett, An overview of how
AC Induction motors performance
has been affected by the October
24,1997 Implementation of the
Energy policy act of 1992, IEEE
Transaction on Ind. Application,
Vol.36, No 1, 2000, pp. 242-256.
14. VSD’s for Electric Motor Systems,
SAVE, 2001.
15. EU Polices and Programmes for
Energy Efficient Motor Driven
Systems, Paolo Bertoldi European
Commission DG JRC London,
SEEEM Launch, June, 2006.
16. Miloje Kostić, “Efficiency
classes induction motors
and evaluation of efficiency
economics”, International journal
“Electronics”, published by
University of Banja Luka (Bosnia
& Herzegovina), Volume 11,
No 1-2, 2008, pp.25-30.
17. M. M. Kostić, ″Uticaj napona u
mreži na opterećenja i potrošnju
električne energije ″, knijga
- Monografija autora, Institut
″Nikola Tesla″, 1997, str. 176.
18. M. Kostić, ″Smanjenje opterećenja
[019]
i potrošnje energije podešavanjem
vrednosti napona motora″,
″Elektroprivreda″, No. 3, 1998.g.
str. 65-78.
19. Miloje M. Kostić, »Smanjenje
potrošnje električne energije
potrošača sa motornim pogonom«,
Poglavlje u Monografiji
»Elektroenergetski sistemi,
eksploatacija, upravljanje,
ispitivanje, merenje«, str.123-138,
Elektrotehnički institut Nikola
Tesla, Beograd, 2006. godine.
20. Miloje M. Kostić, Jovan
Radaković, »Induction Motors
with YY/Δ Connection Change
For Efficiency and Power Factor
Increasing at Partial Loads",
FACTA UNIVERSITATIS, Series:
Electronics and Energetic, Vol.
No1 2006, pp.
21. M. Kostić, »Veće dozvoljene snage
za fiksno priključene kondenzatore
na niskonaponskoj strani
transformatora10(20)/0,4 kV«, 26.
Savetovanje JUKO CIGRE, 2003.
godine.
22. Standard Handbook for Electrical
Engineers, 11th Edition McGrawHill Book Company, 1983, pp.
2462.
23. Industrial Power Systems
Handbook, McGraw-Hill Book
Company, 1955, New York,
London, pp. 972.
24. D.F. Bins, “ Comparative Costs of
Energy Losses Induction Motors”,
IEE Proceedings, Vol. 134, Pt. B.
No.4,July 1987, pp 177-182 .
25. J. L. Linders, ″Effects of Power
Supply Variations on AC Motors
Characteristics″, IEE Trans. Ind.
Applic., vol. IA-B, July-Aug. 1972,
pp. 383-400
26. P. S. Hamer, D. M. Love, S.
E. Wallace, ″Energy Efficient
Induction Motors Performance
Characteristic and Life-Cycle
Cost Comparison for Centrifugal
Loads″, IEE Trans. Ind. Applic.
No.5, 1997, pp.1312-20.
27. M.Kostić, »Određivanje
parametara Г- šeme i energetskih
karakteristika asinhronih motora
na osnovu kataloških podataka”,
“Tehnika”, separat Elektrotehnika
3/2000g, str. 12E-18E.
28. M.Kostić, »Evaluation methods
for load and efficiency of induction
motor in the exploitation«, 11th
International Symposium Ee 2001,
Novi Sad, Yugoslavia, pp.332-336.
29. M.Kostić, »Full-load and halfload Efficiency as Characteristics
of Energy Efficiency Induction
Motors at all Loads«, 17th ICEM
2006, Chania-GREECE, 2-5
September, Book of Abstracts,
energija
pp.327-328.
30. Miloje KOSTIĆ, » Analysis of
Efficiency Deviation with Load«,
14th International Symposium on
Power Electronics- Ee 2007, Novi
Sad, YUGOSLAVIA, Papers T61.8.
31. M.M.Kostic I.A.Stanisavljevic,
M.Stojković, Lj. Mihailović,
»Smanjenje sopstvene
potrošnje električne energije u
Termoelektrani »Nikola Tesla« A«,
»Elektroprivreda«, No 4, 2008,
str.63-74.
32. »Racionalizacija sopstvene
potrošnje električne energije u
TE Kostolac B«, Institut ”Nikola
Tesla”, Studija, projekat i
realizacija, 2004. godine (Autor
i Rukovodilac projekta Miloje
Kostić).
33. Racionalizacija sopstvene
potrošnje električne energije u
TE ”Kolubara”, Institut ”Nikola
Tesla”, Studija,projekat i
realizacija, 2005. godine (Autor
i Rukovodilac projekta Miloje
Kostić).
34. Racionalizacija sopstvene potrošnje
električne energije u TE ”Nikola
Tesla” B, Obrenovac, Institut
”Nikola Tesla”, Studija,projekat
i realizacija, 2006. godine (Autor
i Rukovodilac projekta Miloje
Kostić).
35. ”Racionalizacija sopstvene
potrošnje električne energije u
TE Nikola Tesla A”, Obrenovac,
Institut ″Nikola Tesla″,
Studija,projekat i realizacija, 2007.
godine (Autor i Rukovodilac
projekta Miloje Kostić).
36. ”Racionalizacija sopstvene
potrošnje električne energije u
TE Morava”, Svilajnac, Institut
″Nikola Tesla″, Studija,projekat i
realizacija, 2007. godine.
37. ”Racionalizacija sopstvene
potrošnje električne energije u
TE Kostolac A”, Institut „Nikola
Tesla”, Studija, projekat i
realizacija, 2004. godine (Autor
i Rukovodilac projekta Dr Miloje
Kostić).
38. Racionalizacija potrošnje električne
energije u Rudniku ″Rembas″
- Resavica, Studija, projekat i
realizacija, Institut ″Nikola Tesla″,
Beograd, 1995. god, Rukovodilac
M. Kostić.
39. Racionalizacija potrošnje električne
energije velikih potrošača EPS-aPovršinski kop ″Drmno″ (Studija,
projekat i realizacija), Institut
″Nikola Tesla″, Beograd, 1998.
god, Rukovodilac M. Kostić.
Prof. dr Sofija Ad`i}
Ekonomsku fakultet, Subotica
Radoslav Strikovi}
Izvršno veće AP Vojvodine, Novi Sad
UDC:620.9 : 338.246.025.88
Javna regulacija:
konkurentnost i razvoj
energetskog sektora
Rezime
Važan korak za države koje žele članstvo u Evropskoj Uniji je privatizacija
državnih (javnih) monopola i jačanje konkurencije u energetici kako bi se
podstaklo unapređenje infrastrukture, privukle nove investicije i smanjile cene.
Privatizacija i liberalizacija su često povezane, no one su suštinski razlikuju.
Privatizacija je pretvaranje državne (javne) svojine u privatnu. Proces
privatizacije može, ali ne mora pratiti pretvaranje tržišta od monopolskog u
konkurentno. Suprotno tome, liberalizacija je transformacija monopolskog
tržišta u konkurentno, pri čemu je sasvim svejedno da li je monopolska
struktura bila u javnom ili privatnom vlasništvu. Reforma energetskog sektora
i razvoj konkurentnog tržišta je igra u kojoj treba da dobiju svi – proizvođaći,
postojeći i novi operateri, potrošači, zaposleni i država. Međutim, veličina i
vreme ostvarivanja ovih prednosti varira od slučaja do slučaja. Naglasak u
ovom radu je na problemu regulacije energetskog sektora u procesu njegove
strukturno-organizacione i svojinske transformacije u skladu sa nacionalnim
specifičnostima. Najvažnije očekivane koristi od privatizacije i uvođenje
konkurencije u energetskom sektoru u skladu sa acquis communautaire su: (1)
izmene i dopune postojećeg zakonodavstva i regulative u cilju približavanja
principima i politikama koje proklamuje Evropska Unija, uzimajući u obzir
nužnu fleksibilnost u smislu prilagođavanja nacionalnim, regionalnim,
subregionalnim i lokalnim okolnostima i interesima glavnih spoljnih snabdevača
osnovnim energetskim inputima (pre svega, Rusije), (2) otklanjanje regulativnih i
administrativnih barijera uključujući visoke naknade za priključenje i korišćenje
infrastrukture i loše procedure u cilju privlačenja novih (privatnih) investicija,
revitalizacije postojećih i izgradnje novih regionalnih, subregionalnih i lokalnih
mreža i sistema, kao okvira za integraciju nacionalnog energetskog sektora u
jedinstveni evropski energetski sistem i (3) prestruktuiranja u cilju povećanja
ekonomske i tehnološke efikasnosti i rentabilnosti energetskog sektora. Pošto se
radi o protivrečnim zahtevima, nužan je novi model javne regulacije energetskog
sektora, bez koga je malo verovatno da će se pojaviti i održati konkurencija.
Regulacija treba da: (1) promoviše javno poverenje u tržište energetskih dobara,
kroz transparentnu regulaciju i licenciranje, (2) obezbedi povećanje broja
priključaka kroz efikasne aranžmane interkonekcije, (3) optimizira upotrebu
energije sa aspekta retkosti resursa, (4) zaštiti prava potrošača, (5) kreira
povoljnu klimu za privatne investicije i (6) obezbedi dobar kvalitet i efikasne
cene. Osnova za formiranje institucionalno uređenog regulacionog okvira je
formulisanje adekvatne energetske politike u Srbiji u kojoj je potrebno naći
ravnotežu između protivrečnih zahteva i interesa koji stoje iza direktiva EU,
aktivnosti unutrašnjih i spoljnih stakeholdera i nacionalnih interesa koji će
omogućiti praktično i efikasno usklađivanje sa nacionalnim razvojnim ciljevima
po najnižim troškovima.
Ključne reči: Privatizacija, Konkurencija, Liberalizacija, Regulacija,
Transparentnost, Energetska politika.
[020]
energija
Public Regulation: Competitiveness and Development of Energy Sector
The important step for the countries aspiring to the European Union membership is privatization of the state (public)
monopoly and introduction of competition to energy-sector so as to encourage improvement of infrastructure and reduce
the prices. Privatization and liberalization are very often interlinked, although they are essentially different. Privatization
is transformation of the state (public) ownership into the private one. Privatization process may, but does not necessarily
have to be followed by the transformation of the monopoly-based market into the competitive one. Quite the opposite,
liberalization is transformation of the monopoly-based market into the competitive one, whereas it does not matter if the
monopoly-based structure was in the public or private ownership. The reform of the energy-sector and development of the
competitive market should lead to the win-win situation – for producers, the existing and emerging operators, consumers,
employees and finally the state. However, the extent and time in which these benefits can be achieved varies from one case
to the other. This paper is focused on the problem regulation of energy-sector in the process of its structural-organizational
and ownership transformation in accordance with the national specific characteristics. The most significant and expected
benefits resulting form the privatization process and introduction of competitiveness to energy-sector in Serbia in
accordance with the acquis communautaire include as follows: (1) amendments to the existing legislation and regulations
with a view to harmonization with the principles and policies proclaimed by the European Union, taking into account
required flexibility in terms of harmonization with the national, regional, subregional and local circumstances and interests
of major foreign suppliers of energy inpurs (first of all, Russia), (2) elimination of regulatory and administrative barriers
including expensive fee for connection and use of infrastructure and poor procedures aimed at attracting new (private)
investments, construction of new regional, subregional and local energy systems and networks, as a framework for
integration of national energy-sector in the single European energy-system and (3) restructuring with the aim of increasing
economic and technological efficiency and cost-effectiveness of energy-sector. Since these are contradicting requirements,
it is necessary to adopt the new model of public regulation of energy-sector, without which it is unlikely to have emerging
and sustainable competitiveness. The regulation should: (1) promote the public trust in the energy market, by means of
transparent regulation and licensing, (2) provide for increased number of connections through efficient interconnection
arrangements, (3) optimize gas use from the point of view of the shortage of resources, (4) protect consumers’ rights,
(5) create the favourable climate for private investments and (6) ensure good quality and efficient prices. The basis for
establishing institutionally regulated legislative framework is to formulate the new energy policy in Serbia, which needs
to strike the balance between contradicting requirements and interests behind the EU directives, activities income and
foreign stackeholders and national interests in establishing the single energy-sector that will enable practical and efficient
harmonization with the national development goals at the lowest expense.
Key words: Privatization, Competitiveness, Liberalization, Regulation, Transparency, Energy Policy.
1. Uvod
Važan korak za Srbiju, kao državu
koja želi članstvo u Evropskoj Uniji
je privatizacija državnih (javnih)
monopola i jačanje konkurencije
u energetskom sektoru kako bi se
podstaklo unapređenje infrastrukture,
privukle nove investicije i smanjile
cene. Privatizacija i liberalizacija su
često povezane, no one su suštinski
razlikuju. Privatizacija je pretvaranje
državne (javne) svojine u privatnu.
Proces privatizacije može, ali ne
mora pratiti pretvaranje tržišta od
monopolskog u konkurentno. Suprotno
tome, liberalizacija je transformacija
monopolskog tržišta u konkurentno,
pri čemu je sasvim svejedno da
li je monopolska struktura bila u
javnom ili privatnom vlasništvu.
Reforma energetskog sektora i razvoj
konkurentnog tržišta je igra u kojoj
treba da dobiju svi – proizvođaći,
postojeći i novi operateri, potrošači,
zaposleni i država. Međutim, veličina
i vreme ostvarivanja ovih prednosti
varira od slučaja do slučaja.
Sa druge strane, globalna iskustva
sa privatizacijom i liberalizacijom
su otvorila niz pitanja o kojima
se mora voditi računa prilikom
pripreme, donošenja i realizacije
odgovarajućih odluka o novim
odnosima između javnog i privatnog
faktora u energetskom sektoru Srbije.
Prva je vezana za pitanje sigurnosti
snabdevanja. Danas je jasno da
se aktuelna faza privatizacije i
liberalizacije u energetskom sektoru
u državama-članicama Evropske
Unije poklopila sa procesom njihove
deindustrijalizacije, tranzicije (bivših)
evropskih socijalističkih država,
kao i skoro potpunim preuzimanjem
političke (i vojne) kontrole nad
najvećim izvorima nafte i prirodnog
gasa od strane SAD, što je stvorilo
ogromni spoljni i unutrašnji višak
kapaciteta, omogućilo povećani stepen
slobode pristupa i time obilnu ponudu
energenata po pristupačnim cenama
zbog niskih ulaganja u novogradnju
proizvodne i prenosne infrastrukture.
Pokušaji prevazilaženja ekološke krize
prema evropskom konceptu održivog
razvoja, a još više pojava globalne
finansijske i ekonomske krize (čiju
prvu, tada nevidljivu fazu, je pratio
dinamičan rast cena nafte i prirodnog
gasa) i (verovatna) dugotrajna
postkrizna depresija - postavljaju
problem sigurnosti u snabdevanju
u novom svetlu, zasad bez nekog
određenog odgovora.
Analiza rezultata privatizacije i
liberalizacije prema načelima Evropske
[021]
Unije u periodu od 1989. do 2009.
godine, pokazuje da energetski sektor
u državama-članicama nije vlasnički,
strukturno i prostorno jednoznačno
organizovan i institucionalno uređen
(u okviru nacionalnog privrednog
sistema – napomena autora) nego
da je njihova struktura rezultat
procesa evolucije, kao izraza potreba,
mogućnosti, interesa i odnosa moći
u konfliktnom procesu usklađivanja
interesa sa ostalim delovima privrede,
stanovništva i društvene, posebno
političke nadgradnje, sa jedne strane,
i instutucija Evropske Unije i uticaja
impulsa globalizacije na unutrašnje
društveno-ekonomske strukture sa
druge strane. U svakom slučaju,
zadržavanje velikog šarenila u
vlasničkoj, strukturnoj, organizacionoj
i prostornog strukturi energetskih
sektora država-članica sugeriše da
su njihovi (javni) kreatori bili svesni
činjenice da energetika nije bitna samo
za ekonomski razvoj u globalizovanom
svetu intenzivne konkurencije, nego
da predstavlja i suštinski faktor
održavanja minimuma socijalne
kohezije neophodne za politički
stabilno društvo.
U ovom kontekstu, naglasak u
radu je na problemu regulacije
energetskog sektora u procesu njegove
energija
strukturno-organizacione i svojinske
transformacije u skladu sa nacionalnim
specifičnostima. Osnovna teza je da
privatizacija i uvođenje konkurencije u
energetskom sektoru u skladu sa acquis
communautaire treba da obezbede:
Prvo, izmene i dopune postojećeg
zakonodavstva i regulative u cilju
približavanja principima i politikama
koje proklamuje Evropska Unija,
uzimajući u obzir nužnu fleksibilnost
u smislu prilagođavanja nacionalnim,
regionalnim, subregionalnim i
lokalnim okolnostima i interesima
glavnih spoljnih snabdevača osnovnim
energetskim inputima (pre svega,
Rusije);
Drugo, otklanjanje regulativnih i
administrativnih barijera uključujući
precizno, jasno i transparentno rešenje
procedura i naknada za priključenje
i korišćenje infrastrukture kako bi se
stvorili osnovni uslovi za privlačenje
novih (privatnih) investicija,
revitalizaciju postojećih i izgradnju
novih regionalnih, subregionalnih
i lokalnih mreža i sistema, kao
tehničkog i ekonomskog okvira za
integraciju nacionalnog energetskog
sektora u jedinstveni evropski
energetski sistem
Treće, prestruktuiranje u cilju
povećanja ekonomske i tehnološke
efikasnosti i rentabilnosti energetskog
sektora;
Pošto se radi o protivrečnim
zahtevima, nužno je pre pristupanja
procesu privatizacije i liberalizacije
prema acquis communaiture, precizno
odrediti novi model javne regulacije
energetskog sektora, bez koga je
malo verovatno da će se pojaviti
i održati konkurencija. U ovom
kontekstu, osnovni zadatak kreatora
javne regulacije energetskog sektora
je da stvore (regulatorno) okruženje
sastavljeno od odgovarajućih
apstraktnih i fizičkih institucija
koje će omogućiti efikasnu ponudu
energetskih dobara. Osnova za
formiranje institucionalno uređenog
regulacionog okvira je formulisanje
adekvatne energetske politike u Srbiji
u kojoj je potrebno naći ravnotežu
između protivrečnih zahteva i interesa
koji stoje iza direktiva EU, aktivnosti
unutrašnjih i spoljnih stakeholdera i
nacionalnog interesa koji će omogućiti
praktično i efikasno usklađivanje sa
nacionalnim razvojnim ciljevima po
najnižim troškovima.
Obrađena materija je podeljena u tri
dela. U prvom delu, naglasak je na
formulisanju načela efikasne politike
privatizacije nacionalnog energetskog
sektora. U drugom delu, dato je
autorsko viđenje odgovora na pitanje –
“Kakvu javnu regulaciju treba koristiti
u energetskom sektoru?” U trećem
delu, izloženi su osnovni elementi
regulacije cena na osnovu teze - da je
njen osnovni zadatak simulacija uslova
savršene konkurencije.
2. Osnovna na~ela za
privatizaciju energetskog
sektora u Srbiji
Privatizacija energetskog sektora je, u
spletu tranzicionih uspeha i promašaja,
prerasla u jedan od ključnih projekata
izgradnje savremene tržišne strukture
u Srbiji. Ovo, posebno, zbog činjenica
da su se dva realizovana projekta
privatizacije društvenog vlasništva
završila neslavno – uništenjem
jednog dela privatizovanih preduzeća
i pljačkom njihovih materijalnih
fondova, što je rezultiralo gubitkom
oko jedne trećine (nacionalnog)
fiksnog kapitala, sa odgovarajućim
refleksijama na stvaranje nove
vrednosti i strukturu javne potrošnje
u kojoj dominiraju razna transferna
plaćanja za gubitnike, ali i dobitnike
tranzicije. Sa druge strane, privatizacija
energetskog sektora u Srbiji mora
biti integrisana u projekte njegovog
restruktuiranja i otvaranja nacionalnog
tržišta energetskih dobara prema
odredbama acquis communaiture.
No, vratimo se analizi naučnog
značenja uloge nove strukture
vlasništva i konkretnog sadržaja
evropskih direktiva za liberalizaciju
tržišta električne energije i prirodnog
gasa. Prelazak na novu vlasničku
strukturu treba da obezbedi:
1. Dugoročno održivu socijalnopolitičku prihvatljivost (pravednost);
2. Dugoročnu finansijsku održivost
(sa naglaskom na samofinansiranju
projekata proste i proširene
reprodukcije u energetskom
sektoru);
3. Efikasno poslovanje (sa naglaskom
na međunarodnoj konkurentnosti
proizvoda i usluga energetskog
sektora);
4. Racionalno iskorišćavanje prirodnih
resursa (dobara) sa naglaskom na
optimiziranju strukture i količine
upotrebe energije sa aspekta retkosti
(nacionalnih) resursa;
Evropske direktive za liberalizaciju
tržišta električne energije i prirodnog
gasa prezentirane zahteve dopunjavaju
preciznijom konkretizacijom sadržaja
pojedinih načela javnog dobra, jer
pored opšteg zahteva da nova struktura
vlasništva mora obezbediti visoki
kvalitet za sve korisnike, insistiraju
[022]
da u okvirima nacionalne regulacije
moraju biti pronađena rešenja za:
5. Zaštitu potrošača od neopravdanog
isključenja (posebno, starijih
osoba, nezaposlenih lica i osoba sa
posebnim potrebama);
6. Efikasnu zaštitu osnovnih interesa
potrošača. Zbog toga su državečlanice obavezne da: (a) definišu
minimalne zahteve koje operater
mora da ispuni prilikom ugovaranja
uslova isporuke električne
energije, odnosno prirodnog gasa,
(b) obezbede transparentnost
informacija i (c) razviju precizan,
srazmerno jeftin i brzi mehanizam
rešavanja sporova;
7. Obezbeđenje ekonomske i socijalne
kohezije, kako bi osigurala isporuka
električne energije i prirodnog
gasa po razumnim cenama na
celokupnom nacionalnom prostoru,
posebno na slabo naseljenim
ruralnim i periferijskim područjima;
8. Zaštitu životne sredine (po veoma
visokim minimalnim standardima –
napomena autora);
9. Sigurnost snabdevanja, osiguranjem
odgovarajućeg nivoa održavanja
i razvoja infrastrukture, posebno,
razvojem interkonekcije;
U izloženoj hijerarhiji, prvi korak je
transparentno i precizno institucionalno
uređenje zaštite prirodnih resura
(dobara) od nacionalnog značaja.
Polazeći od ovog načela, izvedeni su,
relativno lako i jednostavno brojni
nacionalni projekti prestruktuiranja i
privatizacije preduzeća za proizvodnju,
preradu, skladištenje i prodaju uglja
i nafte i proizvodnju i skladištenje
prirodnog gasa. U njihovom slučaju,
pokazalo se da se radi o klasičnim
robama i uslugama, pa u domenu javne
regulacije treba da ostanu: (1) kontrola
uslova eksploatacije odgovarajućih
prirodnih resursa (dobara) i (2)
plaćanje odgovarajućih naknada za
njihovo korišćenje. Poseban slučaj
su prenos nafte (preko naftovoda),
prenos i distribucija prirodnog gasa i
kompletan elektro-energetski sistem
gde se mora koristiti kompleksniji set
mehanizama javne regulacije. Tako,
gasna privreda pripada grupi mrežnih
industrija u kojoj postoji pritisak i sve
što je vezano za njega kao tehnički
parametar. Elektro-energetski sistem
pripada takođe mrežnim industrijama
gde su u prvom planu napon i
frekvencija. U sva tri slučaja, prisutan
je problem sigurnosti nabdevanja
korisnika. To sa jedne strane,
poskupljuje njihovu proizvodnju
i distribuciju, dok sa druge strane
energija
iz projekta privatizacije isključuju
delove, kao što su produktovodi
(naftovodi, gasovodi, ali i toplovodi
kao elementi komunalnog sistema),
dalekovodi i slično.
Drugi korak je izbor modela za
privatizaciju, gde se mogu koristiti:
1. Prodaja vlasničkog učešća
države: (a) strateškom investitoru,
(b) finansijskom investitoru
(investicionom fondu), (c)
menadžmentu, (d) zaposlenima ili
nekoj kombinaciji od (a) do (d);
2. Javna prodaja akcija;
3 Spajanje i preuzimanje;
Prodaja državnog učešća u vlasništvu
ili javna prodaja akcija obezbeđuju
u kratkom roku veće budžetske
prihode od privatizacije spajanjem
i preuzimanjem. Prodaja državnog
učešća u vlasništvu strateškom ili
finansijskom investitoru ima prednosti,
ako se u novu vlasničku strukturu
uključe menadžeri i zaposleni, jer
povećava motivaciju i (socijalna)
pravednost. No, na dugi rok,
privatizacija spajanjem i preuzimanjem
može imati određene prednosti.
Liberalizacija tržišta energetskih
dobara, koja se paralelno sprovodi
sa privatizacijom, u slučaju malih i
siromašnih država kao što je Srbija,
ne ostavlja nacionalnim preduzećima
dovoljno prostora za unapređenje
konkurentnosti, pre svega u smislu
obezbeđenja potrebne mase profita za
dalji rast i razvoj. Zbog toga, postoje
mišljenja da preduzeća u energetskom
sektoru treba orijentisati na regionalna
spajanja ili preuzimanja od sličnih
preduzeća u susednim državama. Na
ovaj način, nacionalna država može
u srazmeri sa vlasničkim učešćem u
novom preduzeću da poveća vrednost
svoje imovine zbog sinergetskih
efekata unapređenja konkurentnosti i
ekonomije obima.
Da vidimo – Kako ova opšta načela
primeniti u Srbiji?
Energetiku u Srbiji čine: (1) električna
energija dobijena konverzijom uglja i
hidraulične energije i (2) ugljovodonici
(nafta i prirodni gas) čije se korišćenje
najvećim delom zasniva, zbog
oskudnih domaćih resursa, na uvozu.
O proizvodnji uglja i konverziji u
električnu energiju, kao i proizvodnji
električne energije konverzijom
hidraulične energije, prenosu i
distribuciji brine EPS. O proizvodnji
i (delimično) uvozu nafte i njenoj
preradi brine NIS, dok su skladištenje
i posebno distribucija naftinih derivata
u značajnoj meri privatizovani. O
uvozu i prenosu prirodnog gasa brine
Srbijagas, dok je njegova distribucija
organizovana u okvirima javnih
komunalnih preduzeća. Proizvodnja
toplotne energije je, uglavnom,
realizovana u okviru komunalnih
preduzeća ili industrijskih energana.
Prvi suštinski koraci u privatizaciji i
restruktuiranju energetskog sektora
u Srbiji napravljen je prodajom
većinskog državnog vlasništva u NIS-u
- Ruskoj kompaniji Gaspromnjeft
krajem 2008. godine u okviru vezanog
aranžmana (nafta – prirodni gas)
čije će se prave dimenzije i uticaj na
nacionalnu ekonomiju osetiti tek u
narednim godinama. No, u svakom
slučaju, neki pozitivni efekti se
već mogu primetiti. Prvi i suštinski
je da se i slučaju Srbije potvrdila
teza da su nafta i naftini derivati
komercijalna roba koja podleže,
pre svega, normalnim tržišnim
zakonima. Prekinut je lanac ekonomski
nesakcionisanog i time neracionalnog
korišćenja nafte kao energenta u krugu
privilegovanih preduzeća. Drugo,
zaustavljen je proces ekonomskog
i tehničkog devastiranja drugog po
veličini nacionalnog preduzeća. Treće,
povlačenje države iz naftne privrede
i time nemogućnost produžavanja
administrativnog monopola u
proizvodnji naftinih derivata izvan
utvrđenih rokova je pokazao da
postoji realni interes privatnog
kapitala za ulaganja u suštinski razvoj
ove delatnosti u Srbiji. Iniciranje
projekta izgradnje Rafinerije nafte u
Smederevu, nezavisno od motiva i
njegove konačne sudbine, otvara čitav
niz pitanja za koje ni u političkoj ni
stručnoj javnosti nema pravog odziva,
mada baca potpuno drugačije svetlo
na neka naša shvatanja i koncepcije
strategije razvoja energetike.
U gasnoj privredi, situacija je fluidna,
pre svega zbog neizvesnosti i problema
koji prate realizaciju projekta “Južni
tok”. Naime, Srbija može ispasti
žrtva poskrizne depresije. Efekti
globalne finansijske i ekonomske
krize i pad industrijske proizvodnje i
životnog standarda su izazvali veliko
smanjenje tražnje za prirodnim gasom
na ciljnim tržištima. Ako se ispune
prognoze da će oporavak savremenih
tržišnih privreda biti veoma dug i
težak, otvoriće se pitanje ekonomske
racionalnosti njegove realizacije. To
nalaže da se što pre pristupi razradi
alternativnih scenarija razvoja gasne
privrede, naravno, bez njihove prerane
promocije u javnosti sa političkim
konotacijama koje su pratile projekat
“Južni tok”. No, u slučaju ako dođe
do njegove realizacije u planiranom
[023]
obimu, makar i sa izvesnim
kašnjenjem u odnosu na prvobitno
određene rokove, neminovno će doći
do formiranja vlasničke, organizacione
i tehnološke strukture gasne privrede
u Srbiji u kojoj će u prvom planu biti
komercijalni efekti. U svakom slučaju,
događanja vezana za prošlogodišnju
gasnu krizu izazvanu neekonomskim
pristupom u rešavanju jednog
ekonomskog spora između Rusije i
Ukrajine, kao i relativno visoke cene
prirodnog gasa na nacionalnom tržištu
zbog raznih unutrašnjih i spoljnih
ekonomskih i neekonomskih razloga,
otvorile su čitav niz novih pitanja
vezanih za preciznije određivanje
makro, mezo i mikroekonomskih
rizika u njegovom razvoju. To se
posebno odnosi na dva problema.
Prvi je da je razvojno neodrživa
aktuelna koncepcija kojom su korisnici
operaterima, praktično, bez nadoknade,
obezbeđivali sredstva za proširenu
reprodukciju na nivou konekcije.
Drugi, je dugoročnog karaktera jer
su mala sigurnost u snabdevanju,
rast cena i pad životnog standarda,
pokrenule mnoge korisnike da, pored
racionalnijeg korišćenja prirodnog
gasa, potraže i alternativna rešenja.
Restruktuiranje i privatizacija elektroenergetskog sistema u Srbiji je znatno
složenija i osetljivija jer se paralelno
moraju zadovoljiti njegove nacionalne
tehničko-tehnološko-ekonomske
specifičnosti i uvažavati činjenica
da - uz agro-industrijski kompleks
predstavlja materijalnu osnovicu na
kojoj se zasniva održavanje (kakvetakve) unutrašnje socijalne i političke
stabilnosti. U ovom kontekstu, trebalo
bi koristiti sledeći miks rešenja:
Prvo, izgradnju novih termoelektrana
treba u potpunosti otvoriti stranim i
domaćim investitorima.
Drugo, u slučaju postojećih
termoelektana treba za svaku izgraditi
poseban program privatizacije pri
čemu je interes države, kao javnog
faktora, njihova revitalizacija i
modernizacija, stvaranje tehničkih
uslova za poštovanje rigoroznih
evropskih ekoloških standarda i
očuvanje postojećih rudnika uglja.
Treće, postojeće hidroelektrane
su najkvalitetniji deo nacionalnog
energetskog sektora, koje koriste
specifičnu prirodnu rentu, te zbog
toga moraju imati poseban tretman
u privatizaciji. U slučaju odluke o
privatizaciji, treba ići na prodaju akcija
domaćim investitorima na što široj
osnovi.
Četvrto, nove hidroelektrane se
mogu graditi i u saradnji sa stranim
energija
investitorima, ali samo uz koncesije u
razumnim rokovima.
Peto, prenosna mreža treba da ostane u
javnom vlasništvu.
Šesto, privatizaciju mreže za
distribuciju treba vezati za: (a)
dostizanje određenih standarda
razvoja tržišta električne energije,
(b) razdvajanje funkcija operatora
mreže od funkcija prodaje električne
energije i (c) pouzdano snabdevanje
slabo naseljenih ruralnih i perifernih
područja po razumnim cenama.
Sedmo, razvoj saradnje sa
susednim državama u funkciji
iskorišćavanja sinergetskih efekata
komplementarnosti različitih struktura
proizvodnje i potrošnje električne
energije. Na ovom polju postoje velike
rezerve, koje je potrebno više i bolje
koristiti.
U celom projektu privatizacije i
restruktuiranja ključno je pitanje
cena koje će vlasnicima proizvodnih
kapaciteta plaćati ostali elementi
elektro-energetskog sistema, o čemu će
biti više reči u trećem delu ovog rada.
3. Kakvu javnu regulaciju
treba koristiti u energetskom
sektoru?
Osnovni zadaci javne regulacije su,
da sa jedne strane, stvori uslove za
liberalizaciju tržišta energetskih dobara
u funkciji:
Prvo, poboljšanja kvalitet proizvoda
i usluga za potrošače po razumnim
cenama;
Drugo, privlačenja privatnog kapitala
za realizaciju projekata revitalizacije,
modernizacije i novogradnje
energetske infrastrukture i uvođenje
novih usluga;
Treće, gasifikacie u cilju supstitucije
čvrstih i tečnih goriva i, posebno,
električne energije za proizvodnju
pare i tople vode, grejanje prostorija i
kuvanje;
Četvrto, razvoja međunarodne saradnje
i trgovine, koje se nude od strane
međunarodnih i globalnih preduzeća i
operatera;
Sa druge strane, zadatak javne
regulacije je da stvori uslove za
implementaciju jednog od ključnih
ciljeva Lisabonske agende iz marta
2000. godine, kojom se predviđa
stvaranje uslova za uspostavljanje
režima održivog razvoja - u okviru
koga su postavljeni veoma ambiciozni
i skupi ciljevi da se do 2015. godine
obezbede organizacioni, tehnološki
i ekonomski uslovi za podmirenje
12% primarnih energetskih potreba i
22% proizvodnje električne energije
u Evropskoj Uniji iz obnovljivih
izvora. Ne ulazeći na ovom mestu u
sadržaj pojma održivi razvoj, posebno
sa aspekta da nisu raspoložive ni u
naznakama tehnologije za njegovu
realizaciju, navešćemo da ovi ciljevi
nisu u saglasnosti sa ključnim tržišnim
paradigmama, odnosno da su u
potpunoj suprotnosti sa ciljevima
liberalizacije na osnovu čega su
lansirane aktuelne i važeće direktive
o demonopolizaciji, privatizaciji
i liberalizaciji Zajedničkog tržišta
električne energije i prirodnog gasa
(Evropske Unije). To, ne znači da se
zalažemo za napuštanje ovih ciljeva,
nego da se realnije moraju sagledati
njihovi dometi i dinamika u svetlu
veoma skupih tehnologija konverzije i
oskudnih javnih finansija.
No, sa aspekta teme, jedan drugi
fenomen privlači pažnju, a to
je činjenica da privatizacija i
liberalizacija u energetskom sektoru
vodi, umesto ka smanjenju, prema
povećanju potreba za veoma
kompleksnim i izdiferenciranim
oblicima javne regulacije. Naime
prema tržišnim fundamentalistima koji
su preuzeli početkom osamdesetih
godina prošlog stoleća javnu regulaciju
u savremenim tržišnim privredama
u svoje ruke - reforma energetskog
sektora i razvoj konkurentnog tržišta
energetskih dobara treba da bude igra
u kojoj dobijaju svi – proizvođaći,
postojeći i novi operateri, potrošači,
zaposleni i država. Međutim, to je
tačno u dugom roku, što se u slučaju
energetike meri sa više decenija, dok u
kratkom i srednjem roku ostvarivanje
ovih prednosti varira od slučaja do
slučaja, pri čemu su korisnici najgore
prošli, kako zbog naglog rasta cena
nakon perioda njihovog smanjivanja
ili stabilizacije, ali još više zbog
smanjenja sigurnosti u snabdevanju.
Ustvari, pokazalo se, da formiranje
i održavanje konkurentnog tržišta
energetskih dobara nije moguće
bez adekvatne javne intervencije.
Pri tome, nisu rešeni neki ključni
problemi, kao što je na primer – “Ko
će planirati i graditi nove kapacitete
za proizvodnju električne energije
po veoma visokim ekološkim i
bezbednosnim standardima, posebno
u svetlu činjenice, da su zbog velikog
vakuuma u njihovoj izgradnji
u protekle dve do tri decenije u
savremenim tržišnim privredama,
mnogi pogoni za proizvodnju
opreme zatvoreni ili dislocirani u
tzv. Novoindustrijalizovane zemlje
(pre svega, Kinu), kao i da je skoro
[024]
u potpunosti izostalo zanavljanje
kadrovske baze planera, projektanata i
izvođača veoma kompleksnih radova u
elektro-energetskom sistemu?”
Da vidimo osnovne kriterijume (u
obliku teza) na kojima bi trebalo
graditi sistem javne regulacije
u upravljanju procesom proste i
proširene reprodukcije u energetskom
sektoru.
Prva i suštinska je da kreatori i
izvršioci javne regulacije ne smeju,
preciznije ne trebaju da budu uključeni
u detaljno upravljanje (menadžment)
energetskim sektorom.
Druga teza je da je osnovni zadatak
kreatora javne regulacije - da stvore
(regulatorno) okruženje sastavljeno od
odgovarajućih apstraktnih i fizičkih
institucija koje će omogućiti efikasnu
ponudu energetskih dobara.
Treća teza da isporučioci energetskih
dobara treba da budu, uglavnom,
privatni operateri.
Četvrta teza je da se vlade i
institucionalizovana regulaciona tela
moraju, u slučajevima kada ukidaju
ili modifikuje stare, odnosno donose
nove mehanizme javne regulacije,
rukovoditi sledećim: (1) da postoje
potrebe za određenom regulacijom
u obliku preciznog, transparetnog i
jasnog cilja (u smislu zaštite javnog
interesa – primedba autora) i (2) da
je za njegovu realizaciju izabran
najefikasniji skup mehanizam. Ako se
ovi kriterijumi pretoče u odgovarajuće
načela, osnovni zadaci javne regulacije
u energetskom sektoru su da:
promoviše javno poverenje u tržište
energetskih dobara, pre svega kroz
jasne, precizne i
transparentne procedure regulacije i
licenciranja,
obezbedi povećanje broja priključaka
kroz efikasnije aranžmane
interkonekcije,
optimizira strukturu i količine
upotrebe energije sa aspekta retkosti
(nacionalnih) resursa,
zaštiti prava potrošača,
kreira povoljnu klimu za privatne
investicije, i
obezbedi dobar kvalitet i efikasne
cene.
Jedna od osnovnih odrednica ovog
pristupa je obaveza licenciranja
operatera koji žele da proizvode i
isporučuju opremu, grade, poseduju ili
eksploatišu energetsku proizvodnu i
distribucionu infrastrukturu. Osnovni
zadatak licenciranja je zaštita javnog
interesa u tehničkom, tehnološkom
i ekonomskom smislu i određivanja
energija
uslova pristupa ograničenim resursima.
Na ovom mestu, važno je napomenuti
da se licenciranje raznih fizičkih
operatera u energetskom sektoru
obavlja u okviru više organa izvršne
vlasti, odnosno javnih preduzeća
u zavisnosti od područja njihove
aktivnosti (proizvodnja i isporuka
opreme, građenje, eksploatacija,
distribucija ili održavanje) i prostorne
nadležnosti (lokalne samouprave,
regionalne, odnosno centralna izvršna
vlast). U svakom slučaju, autori su
mišljenja, ne ulazeći u širu elaboraciju,
da postojeći sistem licenciranja u
Srbiji nije ispunio svoje funkcije, pre
svega, zbog hiperinstitucionalizacije
koja blokira ulazak potpuno novih
(nacionalnih) subjekata na trzište
energetskih dobara, posebno u
domenu razvoja i primene visokih
tehnologija, sa jedne strane, odnosno
nesakcionisane prakse nepoštovanja
institucionalno uređenih pravila, sa
druge strane.
4. Regulacija cena u
energetskom sektoru
4.1. Uvodno izlaganje
Regulacija cena u nacionalnom
energetskom sektoru je realizovana na
način u kome su njegovi ekonomski
i razvojni ciljevi u drugom planu.
Radi se o veoma rigidnom sistemu,
koji svoje uporište nema ni u teoriji
ni praksi javne regulacije savremenih
tržišnih privreda. Tipičan primer su
cene naftinih derivata i prirodnog
gasa koje su, i pored velikog pada
cena sirove nafte na svetskom tržištu,
koje su za sobom povukle i cene
prirodnog gasa samo minimalno
smanjene (za naftine derivate),
odnosno zadržane (za prirodni gas)
- pa su među višima u regionu. Sa
druge strane, kao stabilizaciona mera
za prevazilaženje posledica prelivanja
globalne finansijske i ekonomske
krize je proglašeno zamrzavanje cena
električne energije, koje su (veoma)
niske u odnosu na troškove proste
reprodukcije i okruženje. Dobra javna
regulacija bi iskoristila slobodan
prostor dobijen padom cena sirove
nafte i prirodnog gasa za ispravljanje
dispariteta cena električne energije bez većeg uticaja na ukupne troškove
proizvodnje i života. Poseban oblik
nametnutih ograničenja u domenu cena
je (neoficijalna) politika tolerancije
neplaćanja obaveza stanovništva,
javnih i državnih preduzeća i ustanova
za utrošenu električnu i toplotnu
energiju.
U savremenim konceptima javne
regulacije energetskog sektora
ključna uloga se daje cenama, jer
one predstavljaju osnovni tržišni
mehanizam za upravljanje procesom
proste i proširene reprodukcije u
uslovima idealne konkurencije. Zbog
toga teorija i praksa javne regulacije
insistira da dobra regulacija cena u
energetskom sektoru treba da reflektuje
uslove savršene konkurencije.
Međutim, pošto se radi o pojmu
kome je vrlo teško odrediti precizno,
jasno i transparentno značenje - javna
regulacija cena u energetskom sektoru
se zasniva na izvedenim ciljevima,
koji se mogu podeliti u tri osnovne
grupe: (1) finansijski ciljevi, (2) ciljevi
(ekonomske) efikasnosti i (3) ciljevi
pravednosti. Da vidimo koja su njihova
konkretna značenja i da li se njihovim
miksom može izgraditi dobar sistem
javne regulacije.
4.2. Finansijski ciljevi
Jedan od osnovnih ciljeva javne
regulacije cena je da regulatorno telo
obezbedi da (privatni ili javni) operater
ima dovoljan prostor da ostvare prihod
koji će mu omogućiti finansiranje kako
proste, tako i proširene reprodukcije
(budućih investicija). Minimalni iznos
prihoda potreban za ostvarivanje ovog
cilja se obično naziva “zahtevani
(traženi) iznos prihoda” ili “pod
(minimum) prihoda”. U nekom
oblicima ove regulacije, posebno u
slučaju primene tzv. “Rate of Return
(ROR)” modela, ne dozvoljava se
operaterima da ostvare prihod veći
od ovog iznosa, kako bi se sprečilo
ostvarivanje ekstra-dobiti (profita)
zbog monopolskog ili dominantnog
položaja na tržištu. Zbog toga se ovaj
oblik regulacije često označava i kao
“plafon (maksimalni) iznos prihoda”.
4.3. Ciljevi (ekonomske) efikasnosti
Regulacija cena treba da obezbedi
(ekonomsku) efikasnost u ponudi
konkrentnog energetskog dobra.
Razlikuju se tri osnovna oblika
ekonomske efikasnosti.
Prva je “alokativna efikasnost” - kada
cene energetskih dobara reflektuju
njihovu relativnu retkost. Tako, na
primer, ako bi cene električne energije
u Srbiji bile mnogo iznad marginalnih
troškova proizvodnje, a cene uglja na
nivou marginalnih troškova, bio bi
ispunjen uslov alokativne efikasnosti.
Visoka cena električne energije (veća
od marginalnih troškova proizvodnje
u termoelektranama) obeshrabrila bi
potrošače da je koriste za grejanje. Sa
druge strane, niža cena uglja (na nivou
marginalnih troškova) bi izazvala
veću potrošnju nego u slučaju njene
realizacije na tržištu sa standardnom
stopom dobiti.
[025]
Druga je “proizvodna efikasnost” koja sadrži dve komponente. Prva je
zahtev da se proizvodnbja realizuje
najpovoljnijom kombinacijom
inputa (rada, kapitala i naknada za
eksploataciju prirodnih dobara).
Međutim, ovaj pristup, na primer u
slučaju jednostrane primene ROR
metode, podstiče operatere da koriste
nesrazmerno visoki nivo kapitala za
proizvodnju konkretnog energetskog
dobra. Zbog toga je potrebno prvu
komponentu dopuniti zahtevom da
energetska dobra budu proizvedena
na najefikasniji način, odnosno
minimiziranjem potrošnje svih inputa.
Treća je “dinamička efikasnost” – koja
se obezbeđuje kada se korišćeni inputi
(rad, kapital i naknade za eksploataciju
prirodnih dobara) pomeraju u
vremenu prema svojoj najvećoj
upotrebnoj vrednosti. Ovaj pristup
obavezuje operatera na efikasno
ulaganje, unapređenje produktivnosti,
istraživanje i razvoj i difuziju novih
ideja i tehnologija. Istovremeno,
dinamička efikasnost obezbeđuje
automatski prelaz sa jednog tipa
efikasne primene resursa na drugi.
4.4. Ciljevi pravednosti
Ciljevi pravednosti definišu fer
distribuciju tzv. welfare benefits-a
između subjekata koji proizvode i
koriste energetska dobra. U praksi
se obično izdvajaju dva aspekta
pravednosti u regulaciji cena.
Prvi je “ pravednost: operater-korisnik”
i odnosi se na (pravednu) raspodelu
dobiti koja se ostvaruje iz ušteda zbog
unapređenja tehnologije. Najpoznatiji
oblik ove regulacije je primena tzv
Price Cap (CP) modela.
Druga je “pravednost: potrošačpotrošač” i odnosi se na na raspodelu
koristi između različitih grupa
korisnika energetskih dobara.
Karakterističan je primer ako
siromašnije socijalno-ekonomske
grupe plaćaju manje za isti paket
energetskih dobara od bogatijih
korisnika.
4.5. Kako do dobre regulacije cena u
energetskom sektoru?
Izloženo ukazuje da se radi o veoma
složenom zadatku javne regulacije, jer
su zahtevi veoma konfliktni. Problem
se usložnjava činjenicom, da privatni
operateri insistiraju na stabilnosti i
sigurnosti u primeni pojedinih modela
javne regulacije cena. Sa druge
strane, zbog velikih i neravnomernih
promena društveno-ekonomskih
preferencija, tehnoloških unapređenja
i smanjenja, odnosno povećanja
energija
stepena slobode pristupa pojedinim
prirodnim resursima - postoje potrebe
za povremenim rebalansiranjem
pariteta cena za različita energetska
dobra. To znači da je regulator
relativno često prinuđen da pravi
trade-off između ciljeva u toku procesa
implementacije regulacije cena. Tokom
godina, uglavnom su se iskristalisala
tri pristupa u javnoj regulaciji cena
energetskih dobara:
Diskreciona regulacija cena,
Rate of Return (ROR) ili Stopa
povraćaja na uloženi kapital, i
Price Cap (PC) ili Plafoniranje cena.
Diskreciona regulacija cena se zasniva,
uglavnom, na ad hoc odlukama o
cenama energetskih dobara, pri čemu
su obično u prvom planu socijalni
i politički ciljevi u kombinaciji sa
merama za unapređenje konkurentnosti
selektivnog kruga industrija ili
preduzeća na bazi niskih cena ulaznih
inputa. Obično se ovom politikom ključni subjekti energetskog sektora
onemogućavaju da posluju kao
regularna preduzeća, dok je struktura
cena energetskih dobara neefikasna.
Rate of Return (ROR) ili Stopa
povraćaja na uloženi kapital se
zasniva na napred navedenom
principu plafoniranja cena energetskih
dobara. Ključni parametri za javnu
regulaciju su: (1) određivanje tzv.
dozvoljene stope prinosa (pravedne
profitne stope) na uloženi kapital, (2)
procena troškova proste i proširene
reprodukcije i (3) određivanje rizika
i fiskalne presije - i na toj osnovi
određivanje cena koje će omogućiti
ostvarivanje odgovarajućeg prihoda za
operatera. Ako operater zarađuje više
ili manje od dozvoljene stope prinosa,
regulator će zahtevati smanjenje,
odnosno povećanje cena. Osnovni
problemi u primeni ROR metodologije
su: (1) visoki transakcioni troškovi
regulatora u postupku određivanju
stope dobiti i troškova poslovanja
operatera, (2) mogućnost operatora
da manipuliše strukturom cena, (3)
asimetrične informacije o strukturi i
realnoj alokaciji troškova operatora,
(4) nemogućnost automatskog
prilagođavanja cena u slučaju inflacije
i pojave spoljnih i unutrašnjih šokova
i slično
Price Cap (PC) ili Plafoniranje cena
se zasniva na određivanju dinamike
cena operatora za isporuku konkretnog
energetskog dobra ili strukture dobara
na osnovu formule:
PO = RPI – X
gde je: PO = indeks povećanja cena
koji se odobrava operatoru
RPI = indeks cena na malo
X = korekcija
Određivanje stope X se vrši po
sličnoj metodologiji kao i ROR,
s tom razlikom što se određuje za
duži vremenski period od nekoliko
godina. Zbog toga je primena
PC metodologije za aktere javne
regulacije jeftinija, a otpada i većina
problema primene ROR metodologije.
Osnovni problem je što ni ova metoda
ne omogućava primenu principa
alokativne efikasnosti, koja je od
izuzetnog značaja za dobru regulaciju
energetskog sektora.
Ako se bliže pogledaju izložene
metodologije određivanja cena - može
se izvesti zaključak da nijedna ne
obezbeđuje dobru strukturu cena
energetskih dobara u dinamičkom
kontekstu. Zbog toga su strukture
cena energetskih dobara, praktično
u svim državama, pa i članicama
Evropske Unije, neibalansirane, neke
su daleko iznad troškova eksploatacije,
konverzije i distribucije, a druge ispod.
Neizbalansirane cenovne strukture
energetskih dobara ne obezbeđuje
efikasno funkcionisanje tržišnog
mehanizma, pa se i korisnicima
i operatorima emituju pogrešne
poruke. Ustvari, autorima se čini
da je došao trenutak kada regulatori
energetskog sektora moraju prihvatiti
činjenicu da čisto ekonomskim
pristupom nije moguće izgraditi
dobar sistem javne regulacije, nego
da se njegovo koncipiranje i primena
moraju zasnivati na kompleksnom
multidisciplinarnom pristupu u
kome je potrebno naći kreativnu
i dinamičnu ravnotežu između
tehnokratskog modela regulacije
razvoja i poslovanja energetskog
sektora koji je bio dominantan u
periodu od 1945. godine do kraja osme
decenije prošlog stoleća, sa jedne
strane, i neo-liberalne koncepcije koja
je preuzela makroregulaciju početkom
devete decenije prošlog stoleća u
uslovima razvoja jedne uzuzetno
povoljne kombinacije podsticajnih
faktora globalizacije, koji su očigledno
iscrpli svoje potencijale sa izbijanjem
globalne finansijske i ekonomske krize,
sa druge strane.
5. Zaklju~ak
Srbija, kao država koja želi članstvo
u Evropskoj Uniji mora realizovati
programe (delimične) privatizacije
državnih (javnih) monopola i jačanja
konkurencije u energetskom sektoru
kako bi se podstaklo unapređenje
infrastrukture, privukle nove
investicije i uskladila struktura cena
[026]
energetskih dobara sa potrebama
dinamičnijeg razvoja. U svetlu teškoća
koje prate izgradnju moderne tržišne
strukture u Srbiji otvara se pitanje “Da li se sa javnom regulacijom može
uopšte izmeniti društveno-ekonomska
struktura energetskog sektora u
pravcu koji će obezbediti političku
i ekonomsku stabilnost i otvoriti
prostor za formiranje neophodne
infrastrukturne udobnosti za realizaciju
strategije reindustrijalizacije, kao
osnove za ekonomski efikasno
uključivanje Srbije u Evropsku
Uniju?” Po mišljenju autora, to je
moguće pod uslovom ako se strukturne
reforme u energetskom sektoru i
energetska politika zasnivaju na jasnoj
viziji – “Kako izvesti energetski sektor
iz hronične razvojne krize u uslovima
delovanja unutrašnje i globalne
finansijske i ekonomske krize sa
obeležjima dugotrajne depresije?” Za
to je, po mišljenju autora, potrebno da
kreatori javne regulacije, menadžment
javnih preduzeća i (zainteresovani)
preduzetnici sa njihovim stručnim
timovima u saradnji sa naukom
postave veoma ambiciozne ciljeve u
domenu revitalizacije, modernizacije i
novogradnje u energetskom sektoru i
pronađu originalne puteve za njihovu
realizaciju. To će biti veoma teško, pre
svega, zbog izuzetno loših performansi
humanog kapitala i neuređenog
institucionalnog okruženja u kome
dominiraju distributivno-orijentisane
koalicije, korupcija i lični interesi
političke elite i nesposobne javne i
privatne administracije. U tom smislu,
navedena taksotomija je autorski
pokušaj da odrede ključne principe na
kojima bi trebalo zasnivati strukturne
reforme u energetskom sektoru i
energetsku politiku:
Prvo, treba jasno i nedvosmisleno
prihvatiti stav - da se javno upravljanje
mora zasnivati na saznanjima i
uverenjima o tome kako (realno)
fukcioniše energetski sektor i
kako u tom kontekstu, uporedo sa
ekonomskim realizovati socijalne
i političke ciljeve. U savremenom
društvu, izbor ciljeva i utvrđivanje
njihovog redosleda prioriteta je,
prevashodno rezultat političkih borbi
između pojedinih interesnih grupa,
a ne rezultat optimalnog procesa
društvenog odlučivanja. Međutim,
nezavisno od ove činjenice, čije se
značenje u teoriji i praksi u Srbiji
namerno prenebregava, za efikasno
javno upravljanje energetskim
sektorom mora postojati jasna
nacionalna društvena vizija, koja
mora da eksplicitno definiše: (1)
osnovne vrednosti (vodeće principe
energija
i pravila i kulturu rada u kome su u
prvom planu korisnici energetskih
dobara sa veoma izdiferenciranim
potrebama i mogućnostima za
njihovo zadovoljavanje), (2) svrhu,
koja izražava jasno osnovne razloge
postojanja projekta revitalizacije,
modernizacije i novogradnje
energetskog sektora prema evropskom
konceptu obezbeđenja visoke
infrastrukturne udobnosti za privatno
investiranje i dobre uslove života za
celokupno stanovništvo i (3) misiju,
koja izražava jasan i motivišući
cilj kome teži većina aktera javne
regulacije, postojećih i potencijalnih
operatora i korisnika. Naravno,
mora se prihvatiti stav da nauka, bar
u dominirajućem shvatanju njene
suštine, ne može da uspešno razvije
metode i mehanizme za rešavanje
problema određivanja društvene
vizije (razvoja energetskog sektora
– napomena autora). Time su neka
suštinska egzistencijalna pitanja
javnog upravljanja u energetskom
sektoru, želeli to ili ne, prepuštena
voluntarizmu političara. Za
uspešnije rešavanje ovog problema
potrebno je u izboru aktera javne
regulacije energetskog sektora i
menadžmenta javnih preduzeća dati
veći značaj posedovanju i korišćenju:
(1) specifičnih znanja i veština,
(2) sposobnosti verodostojnog
razumevanja problema i snalaženja
u kompleksnim i neizvesnim
okolnostima i (3) specifičnih
sposobnosti kreiranja rešenja i
istrajavanju u njihovoj realizaciji.
Drugo, osnovno obeležje procesa
nalaženja boljih rešenja za javno
upravljanje energetskim sektorom od
dosadašnjeg su: (1) multikriterijalnost
problema koje treba rešiti, (2) bolje
razumevanje prelaznih pojava,
posebno, otpora prema promenama
koje obeležava proces rekonstrukcije
i unapređenja performansi pojedinih
delova energetskog sektora, i (3)
nestabilnost društvenih preferencija
u određivanju obima, strukture i
kvaliteta ciljeva i akcija strukturnih
reformi u energetskom sektoru i
energetske politike. U skladu sa tim,
problem unapređenja efikasnosti javne
regulacije energetskog sektora je, pre
svega, stvar ljudske kreacije, odnosno
njegova suština je u razumevanju
rizika koji stoji iza svake (javne)
odluke. U skladu sa tim, osnovni
uslov za unapređenje performansi
javne regulacije energetskog
sektora je otklanjanje barijera koje
blokiraju prilagođavanje tzv. “mekih”
(softverskih) elemenata, kao što
su: (1) poboljšanja u regulacionim
krugovima i pravilima igre u
donošenju i realizaciji javnih odluka,
(2) prilagođavanje opštih okvira
kojima se određuje uloga i ekonomski
položaj zaposlenih u sistemu javne
regulacije i (3) razvoj kulture
organizacije (proizvodnje usluga
javne regulacije energetskog sektora
kao javnog dobra – primedba autora!)
kako bi se obezbedio kvalitet sadržaja
karakterističnih rituala ponašanja
zaposlenih u funkciji efikasnijeg
zadovoljavanja potreba njenih
korisnika.
Treće, koncipiranje i realizacija
strukturnih reformi u energetskom
sektoru i energetske politike mora
se zasnivati na tri kriterijuma: (1)
decentralizaciji i dekoncentracija
funkcija javne regulacije u cilju
približavanja korisnicima i
obezbeđenja fleksibilnosti u radu,
(2) standardizaciji kvaliteta usluga
javne uprave u funkciji zadovoljenja
diferenciranih potreba korisnika preuzimanjem poslovnih tehnika
i orijentacijom na pojedinačna
očekivanja i dodatna sredstva
za njihovo obezbeđivanje i (3)
unapređenju regulativnih mehanizama
- poboljšanje kvaliteta normativne
regulative, sniženje troškova njihove
implementacije i unapređenje sistema
monitoringa i kontrole - preuzimanjem
i kreativnom implementacijom
odgovarajućih poslovnih tehnika.
Četvrto, u pripremi i realizaciji
strukturnih reformi u energetskom
sektoru i energetske politike treba
efikasnije koristiti: (1) menadžment
ljudskim resursima – zasnovan na
naučno zasnovanim programima
izbora kadrova, uvođenja u posao,
edukacije, razvoja kadrova i
poboljšanja motivacije, (2) IT
tehnologije – kako bi se obezbedio
bolji kvalitet, brži pristup javnim
dobrima i kontrola tokova njihove
reprodukcije i (3) tržišni mehanizam
– posebno, partnerstva javnog i
privatnog sektora i privatizacije
proizvodnje većine energetskih dobara.
Na operativnom nivou, korišćenje ovih
instrumenata se zasniva na primeni
principa menadžmenta u delovanju
države u energetskom sektoru (tzv.
makrekonomski menadžment). U tom
smislu, makroekonomski menadžment
treba da obezbedi prevazilaženje
posledica ograničenja u internom
individualnom posmatranju položaja
konkretnog operatera u konfiguraciji
(nacionalnog, regionalnog, lokalnog)
energetskog sistema u okvirima
neposrednog okruženja, evropskog
okruženja i Rusije kao glavnog
[027]
snabdevača energetskim sirovinama
i vlasnika ili suvlasnika nekih
ključnih energetskih operatera. Ovo
pretpostavlja široko definisani i čvrsto
struktuirani konsenzus operatera,
sindikata, banaka, javnih i naučno
istraživačkih institucija u cilju
stvaranja kulture saradnje, solidarnosti
i poverenja kako prema unutra tako i
prema bližem i širem okruženju.
Peto, osnovni objekti javne regulacije
su želeli to ili ne, priznavali ili ne –
međunarodna, multinacionalna i javna
preduzeća, čiji je osnovni zadatak da
operacijama na tržištu energetskih
dobara ostvaruju dobit (profit). Da
bi se izbegle dosadašnje greške u
modeliranju strukturnih reformi i
energetske politike po meri preduzeća
potrebno je uporno i mukotrpno raditi
na razvoju političke i ekonomske
kulture zasnovane na participaciji
i širokom učešću onih koji su na
bilo koji način uključeni u rešavanje
problemskih situacija na osnovama tzv.
razvojno orijentisanih koalicija - koje u
povezivanju i udruživanju unutrašnjih i
spoljnih resursa i korišćenja ekonomije
obima u širim okvirima od nacionalnog
vide mogućnost da kroz zadovoljenje
veoma diferenciranih potreba na
uskom i relativno siromašnom
nacionalnom tržištu ostvare dobit
(profit).
Literatura
1. Adžić, S. (2006), Privredni sistem
i ekonomska politika, Ekonomski
fakultet, Subotica.
2. Adžić, S. (2009), Ekonomska
politika u uslovima globalne
depresije i finansijske krize – Studija
slučaja za Srbiju, Ekonomija/
Economics, Broj 2, ss. 559-609.
3. Bjoekreth, T., Groenlom, S. and
Willner, J. (2006), Liberalization
and Regulation of Public Utility
Sectors: Theories and Practice, in
Collection of Works: “International
Handbook on Industrial Policy”, pp.
189-197, Edward Elgar.
4. Boogert, Van den, C. (2005),
The Role of National Regulatory
Authority in a Liberalized Market,
European Comission.
5. Helm, D. and Jenkinson, T. (1998),
Introducing Competition in to
regulated Industries, in Collection
of Works: “Competition in
Regulated Industries”, pp. 1-22,
Oxford University Press.
energija
6. Moss, D. L. (2004), Competition
or Realibility in Electricity? What
the Cooming Policy shift means for
restructuring, in “The Elektricity
Journal”, March (2004), pp. 11-28.
7. Newbery, D. M. (2001),
Privatization, Restructuring and
Regulation of Network Utilities,
MIT Press, Cambridge, MA and
London.
8. Thomas, S. (2004), Evaluting
the British Model of Electricity
Deregulation, in “Annals of Public
and Cooperative Economics”, 75(3),
pp. 367-398.
9. Vibert, F. (2000), Models of
regulation, London: European
Policy Forum.
10. Vickers, J. (1998), Regulation,
Competition, and the Structure of
Prices, in Collection of Works:
“Competition in Regulated
Industries”, pp. 23-39, Oxford
University Press.
mr. sc. D`evad Sinanovi}, dipl.ing.el.
Ministarstvo odbrane BiH
mr. sc. Adamir Jahi}, dipl.ing.el.
Admir Botali}, dipl.ing.el.
JP Elektroprivreda BiH
UDC:621.311.001/.004 : 339.13 (4)
Osvrt na moguće modele
tržišta električne energije
primenjive na države iz
okruženja Jugoistočne
Evrope
Rezime
U radu su prezentovani aktuelni modeli tržišta električne energije u Svetu, te
perspektive razvoja TEE u zemljama Energetske zajednice jugoistočne Evrope.
Cilj ovog istraživanja je pronalaženje najprihvatljivijeg modela TEE za ove
zemlje sa tehničkog, ekonomskog i drugih aspekata. Iskustva nekih država govore
da su se iste obogatile na osnovu odlično provedenog procesa liberalizacije
tržišta, odnosno odabira adekvatnog modela TEE. U tom smislu, loša
deregulacija može biti gora od osrednje regulacije, ili pak osrednja deregulacija
može doneti mnoge koristi u odnosu na lošu regulaciju.
Stoga je važno izvući rešenja iz naučenih lekcija liberalizacije i izbora
odgovarajućeg modela TEE u regionu i Svetu.
Budući model TEE treba omogućiti pravične i fer uslove trgovanja za sve
učesnike TEE. Proces liberalizacije TEE je neminovan i potrebno ga je izvesti na
način da optimizira postojeći EES.
Ključne reči: tržište električne energije, EES, modeli tržišta električne energije
Review of Possible Models Applicable Electricity Market in the
State of Soth East Europe
The paper presented the current models of the electricity market in the world
and perspectives of development Electricity Market Model (EMM) in the Energy
Community of Southeast Europe. The aim of this research is to find the most
acceptable model of EMM in these countries with technical, economic and other
aspects. Experiences of some countries say that they are enriched on the basis of
the same great conducted the liberalization process of the market, and choosing
an adequate model of EMM. In this sense, deregulation may be worse than the
average regulation, or moderate deregulation can bring many benefits compared
to poor regulation.
Therefore it is important to draw lessons learned from the decision of
liberalization and the choice of an appropriate model of EMM in the region and
the world.
In the future, TEE model should enable a fair and equitable trading conditions
for all participants TEE. The process of liberalization of TEE is inevitable and
needs to be done in a way that optimizes the existing power system.
Key words:electricity market, existing power system, models electricity market.
1. Uvod
Jedno od šest ključnih polja (akcija)
definisanih u ¨GREEN PAPER¨
-u - evropskoj strategiji o održivoj,
konkurentnoj i sigurnoj energiji jeste
integrisano (jedno) tržište električne
energije (u daljem tekstu: TEE).
[028]
No, kako države energetske zajednice
jugoistočne Evrope, osim Rumunije
i Bugarske, još nisu postale članice
Evropske Unije (u daljem tekstu:
EU), te da se napori čine kako bi što
pre postali njeni članovi, to onda
pitanje liberalnog i konkurentnog
energija
tržišta električne energije u navedenim
državama postaje još značajnije.
Kako u ovim državama tek predstoje
ozbiljni procesi u liberalizaciji
TEE potrebno je shodno trenutnim
okolnostima izabrati najprihvatljiviji
model TEE.
U tim procesima vrlo je važno koristiti
pozitivna i negativna iskustva država
u Evropi i Svetu. Navedimo pozitivne
primere Velike Britanije, Francuske,
Nordijskih zemalja, Slovenije, ili pak
negativne primere Kalifornije u SAD,
Makedonije, i dr.
Činjenica je da je energetsko pitanje
jedno od najbolje rešenih pitanja u
EU. Model tržišta električne energije,
u državama članicama EU izabran
je na osnovu vlastitog istorijskog
razvoja energetskog sektora,
specifičnosti svojih elektroenergetskih
sistema i svojih specifičnih prilika.
Najčešći je model potpuno izdvojen
iz elektroprivredne kompanije i kao
takav u celosti ispunjava sve zahteve
direktive u pogledu nezavisnosti rada i
osiguranja ravnopravnosti svih tržišnih
učesnika u pristupu i korištenju
energetske infrastrukture. U takvom
modelu tržišta operatoru prenosnog
sistema najčešće je dodeljena i uloga
operatora tržišta. Ređi je slučaj da
je operator prenosnog sistema u
sastavu elektroprivredne kompanije
koja obavlja regulisanje i tržišne
delatnosti što je prema direktivi takođe
mogući slučaj. Operator prenosnog
sistema u takvom modelu mora
regulatoru i učesnicima na tržištu
dokazati nezavisnost, nepristrasnost i
objektivnost rada. Postoji saglasnost
da funkcionisanje tržišta u realnom
vremenu treba biti centralizovano, a
tržište koje se odvija preko ugovora,
tj, preko transakcija u budućnosti treba
biti bilateralno ili decentralizovano.
Ovim tekstom nastoje se locirati
značajna pitanja vezana za modele
TEE.
Da li je moguće unificirati uslove
TEE i uspostaviti standardni dizajn
TEE koji bi rešio zahteve iz ¨GREEN
PAPER¨-a?
Uz činjenicu da svaka država ima
specifičan status elektroenergetskog
sistema (u daljem tekstu: EES-a) svaki
od pomenutih modela TEE potrebno
je studiozno analizirati, testirati i
prihvatiti optimalna rešenja za TEE.
Cilj ovog istraživanja je kritički
analizirati karakteristike i probleme
postojećih modela TEE i mogućnosti
primene istih na budućem TEE
u državama energetske zajednice
jugoistočne (JI) Evrope.
2. Status tr`i{ta elektri~ne
energije u dr`avama
JI Evrope
Kao i tržišta svih drugih dobara i
TEE (električna energija, sistemske
usluge, prenosna prava) trebalo bi
biti konkurentsko, sa transparentnim
cenama, transparentnim radom,
nediskriminatorskim pristupom, sa
obezbeđenjem kompletnosti usluge i
smanjenim troškovima trgovanja.
Kakvo je generalno stanje TEE u
državama energetske zajednice JI
Evrope?
Region JI Evrope sastoji se od više
relativno malih i srednjih EES-a, tako
da je struktura regionalnog tržišta,
odnosno operatora sistema sa visokim
nivoom međuzavisnosti. Sama tržišta
koja se formiraju na području JI
Evrope su “slična” i kreiraju se u
skladu sa direktivama EU.
Proces otvaranja tržišta u ovim
državama se odvija na način da se u
pravilnim vremenskim razmacima
postepeno smanjuje granica godišnje
potrošnje električne energije, kojom se
stiče status kvalificiranog kupca, te se
vremenom povećava broj kvalificiranih
kupaca, a smanjuje broj tarifnih
kupaca. Osnovni princip delovanja
TEE je pravo kvalifikovanih kupaca
da slobodno mogu izabrati snabdevača
električnom energijom, te koristiti
prenosnu i distribucijsku mrežu po
poznatim i javno objavljenim cenama.
Elektroenergetska delatnost u
Hrvatskoj je podeljena u skladu
sa direktivama EU na: regulisanu
delatnost, koju nadzire Hrvatska
regulatorna energetska agencija
i tržišnu delatnost, koja posluje
prema tržišnim pravilima.
Regulisane delatnosti su: prenos
električne energije, distribucija
električne energije, proizvodnja
električne energije za tarifne kupce i
snabdevanje električnom energijom
tarifnih kupaca. Tržišne delatnosti
su: proizvodnja električne energije
za povlaštene kupce, snabdevanje
električnom energijom povlaštenih
kupaca i trgovanje električnom
energijom. Regulisana delatnost
prenosa električne energije, koja
takođe predstavlja i javnu uslugu,
svim učesnicima na tržištu električne
energije mora osigurati jednake uslove
pristupa i korištenja prenosne mreže
po poznatim i javno objavljenim
pravilima i cenama usluga.
Model tržišta električne energije u
Republici Makedoniji predstavlja
model sa konkurencijom u veleprodaji
kod kvalifikovanih potrošača koji
[029]
imaju izbor da kupuju električnu
energiju od nezavisnih snabdevača
(u ili van Makedonije), plus model sa
jedinstvenim kupcem za snabdevanje
prenosnih i pomoćnih usluga do svih
potrošača.
Tržište u BiH se uspostavlja kao
liberalizirano tržište, zasnovano na
slobodnom bilateralnom ugovaranju
i ravnopravnom regulisanom
pristupu mreži za kvalifikovane
kupce, a regulisano za tarifne kupce.
Kvalifikovani kupci mogu sami da
kupuju električnu energiju i biraju svog
snabdevača.
Prenosna mreža kao veza elektrana
i distribucijske mreže i veza sa
susednim sistemima predstavlja
centralni deo elektroenergetskog
sistema, pa nadležnost i odgovornost
operatora prenosnog sistema za
pouzdanost i sigurnost sistema,
vođenje sistema, te obezbeđenje
svih pomoćnih usluga, određuje
centralno mesto prenosne delatnosti
u tehnološkom lancu snabdevanja
kupaca električnom energijom. Na
otvorenom tržištu električne energije
operator prenosnog sistema ima
takođe centralnu poziciju u pogledu
ugovorenih odnosa sa učesnicima
na tržištu iz zemlje i inostranstva.
Pošto se region JI Evrope sastoji
od više relativno malih i srednjih
operatora sistema, sa visokim nivoom
međuzavisnosti, za pretpostaviti
je da bilateralni mehanizmi dodele
prenosnih kapaciteta predstavljaju
ograničenja za komercijalne razmene.
Da bi se smanjila ta ograničenja, u
takvim regionima, predlaže se primena
koordinisanih eksplicitnih aukcija
baziranih na tokovima snaga. Metode
za dodelu preko graničnih prenosnih
kapaciteta mogu se podeliti u dvije
osnovne grupe:
- Metode zasnovane na tržišnim
principima
- Metode zasnovane na netržišnim
principima.
Metode prve prijave i proporcionalne
dodele su tipični primeri netržišnih
metoda, dok je dodela prekograničnih
prenosnih kapaciteta putem aukcija
primer tržišne metode. Prema
Regulativi Evropske Komisije
alokacija prenosnih kapaciteta
može se vršiti samo putem aukcija.
Postoje dvije vrste aukcija kojima
se vrši dodela prenosnih kapaciteta:
eksplicitne i implicitne aukcije.
Kod eksplicitnih aukcija odvojeno
se trguje kapacitetom i električnom
energijom, dok se kod implicitnih
aukcija ta trgovina obavlja
istovremeno. Liberalizacijom tržišta
energija
električnom energijom povećava se
broj međudržavnih transakcija koje
se prijavljuju operatorima sistema. To
ima za posledicu pojavu zagušenja
na pojedinim granicama. Iako se
neprekidno razvijaju nove metode za
dodelu kapaciteta, još nijedna nije do
sada dala rezultate sa kojima bi većina
učesnika na tržištu bila zadovoljna.
Zadnja teoretska istraživanja pokazuju
da bi opšteprihvaćeni model mogao
biti dodeljivanje prekograničnih
prenosnih kapaciteta putem
koordinisanih aukcija.
Ono što bi loše moglo doneti tržište
električne energije je:
- mogućnost visokih cena zbog
nedovoljno i loše definisanih pravila
igre na tržištu,
- nedovoljne otvorenosti tržišta,
- loša energetska politika,
- loš model tržišta,
- loša struktura vlasništva,
- inertnost regulatorske komisije,
- pojava “dominantnih” igrača.
Na većini tržišta, postoje različite
vrste ¨tržišnog sloma¨ kao taj da puni
konkurentni uslovi nisu postignuti.
Ključni izazov pri izradi je kako
kreirati rezultate konkurentnog
tržišta u pogledu dominantnih
igrača. Gotovo sva tržišta roba pate u
različitim stepenima od uslova pojave
od ¨dominantnih¨ igrača, i tržište
električne energije nije izuzetak.
U BiH, problem bi jednostavno
mogao biti manji nego drugdje
zbog prisutnosti tri preduzeća i time
najmanje tri buduća proizvođača.
Međutim tu je problem različitih
nivoa regulatornih vlasti s obzirom na
složenu organizaciju BiH. Uzimajući
u obzir važnost hidroenergije i
potencijalnu ulogu u balansnom
tržištu, a ista predstavlja više od
50% instalisanog kapaciteta i 40%
proizvodnje energije. Problem može da
nastupi kada su hidro jedinice potpuno
ugovorene na međunarodnom tržištu,
tj. oni preferiraju izvoz radije nego
učiniti svoje kapacitete dostupnim za
domaće tržište. U ovom slučaju, pored
potencijalne neraspoloživosti takvih
fleksibilnih jedinica za balansiranje
domaćeg tržišta postoji dodatna pretnja
da će cena električne energije na
domaćem tržištu biti visoka, tako što
će snabdevanjem dominirati mnogo
skuplje termalne jedinice.
Osiguranje sigurnosti snabdevanja
je jedno od najvažnijih pitanja u
liberalizaciji tržišta električnom
energijom a ono se može osigurati
novim investicijama. Nove investicije
bazne potrošnje pojavit će se kada
nove elektrane budu mogle proizvoditi
efikasnije (jeftinije) nego postojeće
elektrane.
Sa liberalizacijom tržišta doći će do
prestanka regulacije cena električne
energije i vrlo verovatno će nakon
početnog pada cena doći do rasta
cene električne energije kao što
je u poslednjih nekoliko godina
trend u Evropi otkako je tržište
liberalizirano. Još jedna opasnost, koje
se mnogi pribojavaju jest činjenica
da elektroenergetske kompanije u
tržišnom modelu nedovoljno ulažu u
infrastrukturu i proizvodne kapacitete
već se orentišu na otkup viškova
električne energije, ali je isto tako pod
upitnikom i pouzdano vođenje sistema.
Međutim, koliki je zaista trenutni
stepen liberalizacije tržišta električnom
energijom dostignut u državama
JI Evrope? Definitivno ono nije
apsolutno liberilizovano, a prilično je i
diskriminatrosko po kupca.
Sve ovo i ne bi izazivalo veću
zabrinutost da je moguće proizvesti
dovoljne količine električne energije.
Ono što posebno zabrinjava jesu male
ili nedovoljne investicije u proizvodne
energetske kapacitete. Naime, u
pojedinim državama u poslednjih
četrdeset godina nije napravljen niti
jedan značajan energetski objekat.
Iako BiH trenutno ima pozitivnu
elektroenergetsku bilansu, što znači
da još uvek izvozi električnu energiju,
zabrinjava činjenica tendencije gašenja
pojedinih termoenergetskih blokova,
te nizak stepen energetske efikasnosti.
Postoje izvesna predviđanja, da će do
2016. godine, ukoliko se nastavi sa
gašenjem termoenergetskih objekata, a
ne dođe do izgradnje novih, BiH imati
negativnu elektroenergetsku bilansu.
S obzirom na ukupne potencijale
infrastrukture EES, za efikasniji
rad sistemske usluge ni izbliza nisu
kompletne (npr. telekomunikacijske
usluge i dr.). Pošto na ovaj način
stepen iskorištenja infrastrukture nije
na odgovarajućem nivou, sve ovo
povećava troškove rada, a što se opet
reflektuje na cenu usluge.
Logično da u ovakvim uslovima
¨trpe¨ svi. U prvom redu tehnički deo
sistema, dakle sami operatori, zbog
visokih troškova proizvodnje, ali na
kraju zbog visokih cena električne
energije i sami potrošači.
Evidentno je, da u ovakvim uslovima
nije moguće obezbediti potpuno
konkurentnu, sigurnu i održivu
energiju.
[030]
Sa aspekta transparentnog rada
trenutnog TEE ni ovdje nisu postignuti
zahtevani standardi.
EES predmetnih država još uvek ima
monopolsku poziciju.
U pojedinim državama nedovoljne
količine energije dodatno komplikuju
stanje TEE. Kao rezultat imamo
poskupljenje električne energije koje
obično ide na teret kupca.
Koje su prednosti i nedostaci ovakvog
stanja? Prednost je što Vlade na ovaj
način imaju siguran priliv budžetskih
sredstava, a nedostatak što na ovaj
način ne postoji dovoljno ulaganja u
elektroenergetski potencijal država.
Dakle, nema stranih investicija, a
time nema ni razvoja EES, izgradnje
novih elektrana, a time i zapošljavanja,
otvaranja radnih mesta i osiguranja
dovoljnih količina energije. Ovo
sasvim sigurno može biti uzrok da
predmetne države zapadnu u još veće
energetske probleme.
Proces definisanja strukture i dizajna
(modela) TEE ide sporo i s mnogo
lutanja upravo zbog specifične
prirode proizvoda kojim se bavi
TEE. TEE zasniva se na pouzdanom
funkcionisanju, čija stabilnost
određena redom desetinki sekunde.
Eventualni raspad EES odražava se na
milione korisnika tog proizvoda.
Tržište električne energije je specifično
po mnogo čemu u odnosu na druge
vrste robe:
- U svakom trenutku ono što se
proizvede mora biti i potrošeno
- Još uvek ne postoje racionalne
metode skladištenja električne
energije
- Sistemi proizvodnje, prenosa i
distribucije funkcionišu isključivo u
strogom dijapazonu parametara
- Svi delovi EES funkcionišu sa
određenim iznosom gubitaka
Stoga određivanje najprihvatljivijeg
modela TEE zahteva studioznu
(opsežnu) tehno-ekonomsku analizu.
3. Modeli i perspektive tr`i{ta
elektri~ne energije
Kvalitetnog TEE nema bez
obezbeđenja proizvodnje dovoljnih
količina električne energije.
Obzirom da u EU i Svetu postoji
veliki deficit energije (EU uvozi 50
% energije), a procene su da će on u
budućnosti biti i veći. Stoga EU i Svet
ulaže mnogo napora za pronalaženje
odgovarajućih novih tehnologija za
proizvodnju električne energije. Pri
tome se akcenat daje na održivosti
(zaštiti okoline), konkurentnosti
energija
cena i pouzdanom snabdevanju.
U tom smislu, uvodi se novi oblik
proizvodnje električne energije,
poznatiji pod nazivom ¨distribuirana
proizvodnja¨. Ovakav sistem zbog
direktnog priključenja u distributivni
sistem karakteriše smanjenje prenosnih
gubitaka. Pored toga sistem karakteriše
veći stepen upotrebe obnovljivih
izvora u odnosu na konvencionalne.
U tom smislu, postoje ideje izvesnih
naučnika da će blagostanje nastupiti
onda kada potrošači budu proizvodili
energiju za svoje potrebe, a višak
energije emitovali u mrežu.
U Svetu postoji rasprava o
najprihvatljivijem modelu TEE sa
tehničkog, ekonomskog i drugih
aspekata.
Dok su jedni, za sistem potpune
centralizacije i izračunavanje cena za
svaki pojedini čvor EES, drugi su za
potpunu liberalizaciju međusobnog
trgovanja.
Jedno je sigurno, TEE nema bez
obezbeđenja dovoljnog proizvodnog
kapaciteta, jer samo sa dovoljnim
količinama električne energije moguće
je razviti efikasno TEE.
Upravo to bi trebala i biti
osnovna funkcija TEE, zajedno sa
optimizacijom rada EES.
Veliki interes investitora u ovu
oblast omogućava zainteresovanim
učesnicima proširenje svog poslovanja.
Posledice se ogledaju u stimulisanju
privrede, otvaranju novih radnih mesta
i razvoju društva u celini.
Uvođenje novih vlasnika generatora na
TEE nije samo posledica očekivanja
potreba za električnom energijom,
nego i otvorenosti TEE, sa jasnim i fer
pravilima njegovog funkcionisanja.
Dosadašnja iskustva pokazuju
da tržište formirano na pravilima
konkurencije predstavlja efikasno
tržište.
Sa tehničkog i ekonomskog aspekta,
efikasno TEE potrebno je da ima
sledeće karakteristike:
- potrebna električna energija
proizvedena je pomoću generatora
sa najmanjim troškovima
proizvodnje,
- proizvedena električna energija je
potrošena od strane onih kupaca
koji su bili najspremniji da je plate,
- proizvedeno je tačno onoliko
električne energije koliko je
zahtevano od kupaca električne
energije.
- maksimiziranje ukupnog dobitka,
čime se minimiziraju ukupni
troškovi proizvodnje.
Generalno, efikasno tržište, odnosno
njegova struktura i elementi, ne bi
smeli ugroziti ulogu sistem operatora,
ali isto tako niti interese kupaca.
Općenito, TEE prepoznaje TEE u
realnom vemenu i terminsko tržište
(ugovorene transakcije u budućnosti).
U Svetu se danas primjenjuju tri
osnovna modela TEE:
1. Bilateralno tržište
2. Elektroenergetski bazen
3. Hibridni model ili kombinacija
prethodna dva
Svaki od navedenih modela ima i
prednosti i nedostatke.
3.1. Bilateralno tr`i{te
Bilateralno tržište ili konkurentsko
tržište je tržište ugovora između
zainteresovanih učesnika, tj. prodavaca
i kupaca. Pri tome svaki od učesnika
nastoji steći profit (kupiti po manjoj
ceni od tržišne i prodati po većoj ceni
od tržišne).
Ugovori mogu biti terminski o
realizaciji u budućnosti i ugovori o
realizaciji u realnom vremenu.
Cene definisane ugovorom razlikuju
se obično od tekuće tržišne cene, jer
buduće cene nije moguće precizno
proceniti. Cene električne energije
na konkurentskom tržištu u realnom
vremenu su određene marginalnim
troškovima proizvodnje, dok su cene
definisane ugovorom procenjene
sa manjim ili većim odstupanjem.
Stoga ovakvi ugovori u cilju zaštite
proizvodnje (prodavaca) i potrošnje
(kupaca) mogu biti izmenjeni shodno
visini tekuće tržišne cene u vremenu
realizacije ugovora. Zato kažemo da
su oni fleksibilni i štite i proizvodnju i
potrošnju.
Međutim, ovo sasvim sigurno nije
dovoljno da bi se optimizirao rad EES.
Zato se koristi model fizičkofinansijske optimizacije TEE za
uspostavljanje veze između ugovora i
cene MWh. Ovaj model nudi odluku,
koja bi s obzirom na kupovinu
i prodaju ugovora, trebala biti
primenjena za dati scenarij i stanje.
Da li je bolje kupiti po ceni u realnom
vremenu ili ugovorom o budućoj
transakciji? Odgovor je u analizi
tekuće tržišne cene (cF) i očekivane
vrednosti(cT).
Ako je cF < E(cT) preferiraju se ugovori
o budućoj transakciji
Ako je cF > E(cT) preferira se
kupovina u realnom vremenu.
Dakle, interes trgovca električnom
energijom – učesnika TEE, je
[031]
kupiti po nižoj cijeni i prodati je u
najpovoljnijem trenutku (po većoj
cijeni).
Razlika ugovorene i tržišne cene MWh
u trenutku isporuke je u stvari profit ili
gubitak neke od strana ugovora.
Prilikom ugovaranja i prodavac i
kupac u cilju pouzdanaosti isporuke
električne energije spremni su na
ustupke. Prodavac je spreman da
postavi cenu nižu od tržišne i time
obezbeđuje kontinuirano kupce
svoje robe, a kupac je spreman da
plati premiju za sigurnost isporuke
električne energije.
Dakle, ovakvi ugovori favoriziraju
snabdevače električnom energijom
kada je god tržišna cena MWh niža od
ugovorene, te štiti potrošače (kupce)
kada je god tržišna cena viša od
ugovorene cene MWh.
Cilj modela odlučivanja je da se odredi
skup fizičkih i finansijskih odluka koje
optimiziraju performanse učesnika
TEE.
Kao funkcija cilja (objektivna
funkcija) najčešće se koristi očekivana
vrednost čiju vrednost treba
maksimizirati. Mogu se koristiti i
drugačije funkcije cilja, kao što je npr.
očekivani povrat uloženih sredstava
podvrgnut ograničenjima rizika.
Konačni cilj je odrediti finansijske
odluke koje maksimiziraju ovu
funkciju (kada i po kojoj ceni prodati
ili kupiti određenu opciju ugovora).
Prihod za scenarije i stanje sastavljen
je od fiksnog i varijabilnog dijela i
potvrđuje zapravo da je optimalno
rešenje jednostavno realizovati
na tržištu kada je tržišna cena-TC
električne energije veća od sopstvenih
radnih troškova termoelektrane RT i
cene MWh prema ugovorenoj opciji
Ci.
Obzirom da se u EES dešavaju ispadi
generatora, vodova, trafostanica, da
su proizvodnja i potrošnja varijabilni
i teško predvidljivi, u cilju realizacije
ugovorene obaveze, potrebno je
preduzeti neke mere upravljanja
EES-a. Te mere mora neko platiti, a
to su učesnici TEE. Ovde raspodela
troškova plaćanja mora biti fer i
pravična. Naročito je karakterističan
problem zagušenja kapaciteta prenosa,
kada se mora izvršiti preraspodela
opterećenja pojedinih elektrana i
rasterećenje postojeće prenosne
infrastrukture.
U cilju zaštite onoga ko plaća,
prenos od visokih troškova prenosa u
periodu transakcije vrši rezervisanje i
unapred plaćanje kapaciteta prenosa ili
kupovinu prenosnih prava.
energija
Poznate su dve vrste opcijskih
ugovora:
- opcija tipa poziv za realizaciju
ugovora(¨call¨)
- opcija tipa ostavljanja ugovora na
raspolaganje (¨put¨)
Prva vrsta opcijskih ugovora daje
fleksibilnost kupcu. Kupac će tražiti
isporuku električne energije kada je
tržišna cena veća od ugovorene, jer
tada će profitirati u iznosu razlike
tržišne i ugovorene cene.
Druga vrsta opcijskih ugovora daje
fleksibilnost prodavcu (proizvođaču,
elektrani) da proda svoje MWh
po ugovorenoj ceni. Prodavac će
realizovati transakciju ukoliko je
tržišna cena manja od ugovorene, jer
tada će profitirati (steći dobit) u iznosu
jednakom razlici ugovorene i tržišne
cene.
Na TEE treba osigurati pravičnu
i fer igru, a to se postiže najčešća
kombinacijom navedenih opcijskih
ugovora.
Prednosti bilateralnog tržišta su:
- Obezbeđujemo zalihe električne
energije na neki način kupovinom
unapred, jer ugovori predstavljaju
vid kupovine unapred, što na neki
način kompenzira nemogućnost
skladištenja električne energije,
i time stvaranja zaliha, kako bi
se moglo reagovati na gubitke
sistema.
- Mogućnost zaštite interesa kupaca i
prodavaca
- Omogućuje fleksibilnost za kupca i
prodavca
- Omogućuje uvođenje
osiguravajućih kompanija da štiti
interese i kupaca i prodavaca
kao instrumenta smanjenja rizika
poslovanja.
Uvođenje osiguravajućih kuća je jedan
novi način zaštite sigurnosti poslovanja
i kupca i prodavaca. Naime, danas se
sve veća pažnja poklanja rešavanju
problema kvaliteta eektrične energije
upravo zbog finansijskih razloga.
Kratkotrajni prekidi napajanja
industrijskih kompleksa dovode do
katastrofalnih finanijskih gubitaka
po kupce električne energije, tako
da su oni sve više zainteresovani za
podizanje nivoa kvaliteta električne
energije. Kao pokazatelj toga mogu
poslužiti primeri katastrofalnih
finansijskih gubitaka zbog prekida
manjih od 0,1 sekunde koji imaju
za posledice novčane gubitke od $
200.000 ili na primer prekidi reda 2
sekunde imaju za posledicu novčane
gubitke veće od $ 600.000 (A. Tokić:
CEFES - ¨Kvalitet električne energije¨,
2005. god.).
Jedini nedostatak je što ovakav vid
zaštite sigurnosti proizvodi dodatne
troškove zbog plaćanja premija.
Nedostatak bilateralnog tržišta je i
velika izloženost riziku poslovanja.
3.2. Elektroenergetski bazen (EEB)
Sistem TEE na principu EEB
karakteriše regulacijsko tržište, koje
je obično centralizirano i nastalo
funkcionisanjem EES na jednom
regionu ili državi.
EEB ne koristi obračunavanje
električne energije po pojedinim
čvorovima EES, nego se pitanje cene
električne energije rešava centralno
(a samim time problem startanja
pojedinih generatora).
Dakle, EEB funkcioniše na principu
koliko nuđeno toliko i plaćeno, ili po
pravilu određivanja jedinstvene cene
jednake marginalnom trošku sistema.
Rad EEB zasniva se na nadoknadi
troškova koja predstavlja osiguranje za
elektranu da neće raditi sa gubitkom.
Isti primer je prisutan i u poljoprivredi,
sa tkzv. stimuliranjem poljoprivrede,
kada se farmeru nadoknadi novac
iz državne kase ukoliko sam
ne može pokriti svoje troškove
proizvodnje sa tekućom tržišnom
cenom poljoprivrednih proizvoda –
subvencije.
Prednost modela EEB:
- Trgovanje na bazi EEB je manje
izloženo riziku poslovanja, primer
EES nordijskih zemalja.
Nedostaci modela EEB:
- Nedostatak rada TEE kroz EEB
je u nedovoljnom i nepouzdanom
slanju informacija potencijalnim
investitorima u EES, odnosno TEE.
Naime, u EEB cene MWh se drže
dovoljno niskim, tako da učesnici
tržišta ne mogu dobiti jasnu sliku
da li je ta cena MWh posledica
postojećih velikih proizvodnih
kapaciteta.
- Nedostatak ovakvog načina
trgovanja jeste mogućnost
igranja sa prilikama profitiranja
i neefikasnost zbog nadoknade
troškova
- Nemogućnost investiranja
Ovaj model TEE najviše odražava
aktuelni model TEE u regionu.
Cene MWh u EEB za sledećih 24-satni
period određuju se sistemom procene
prilika na TEE, a preciznije i efikasnije
algoritmom za računanje cena za
sledeća 24 sata.
[032]
Mnoga TEE u svetu u većoj ili manjoj
meri koriste sistem plaćanja prema
proizvođačima tipa, po kojoj ceni
nuđeno, tako i plaćeno. Međutim ovaj
sistem plaćanja ima i svoje nedostatke.
Isti ne omogućava poznavanje profita
elektrane, tj. prihoda elektrane
umanjenog za varijabilne i fiksne
troškove. Dakle, mnogi učesnici
TEE ne uzimaju u obzir troškove tipa
startanja agregata, praznog hoda i sl.
Uzimanjem u obzir tih troškova (koji
su varijabilni tip troškova), profit
elektrane, koji u prvi mah izgleda
veoma veliki je u stvari mnogo manji,
pa čak i nedovoljan da bi pokrio
ukupne troškove elektrane.
Zbog toga preovladava sistem plaćanja
po jedinstvenoj tržišnoj ceni jednakoj
marginalnom trošku poslednje
elektrane (dakle, elektrane sa najvećim
marginalnim troškom). Taj sistem se
pokazao efikasnim jer neutralizira
nedostake sistema plaćanja, po kojoj
ceni nuđeno, tako i plaćeno, a to su:
mala zainteresovanost za investicije
u nove elektrane, dugoročno se
povećavaju troškovi proizvodnje
električne energije, ugrožavanje
konkurencije.
Ukoliko takav sistem plaćanja ne
bi funkcionisao elektrane koje su
nudile niže cene, pa po njoj i plaćane,
u budućim transakcijama bi nudile
električnu energiju po višim cenama.
Drugi još važniji razlog, je potreba za
poznavanjem činjenice da elektrane
koje nude niže cene po MWh su bazne
elektrane, tj. elektrane koje pokrivaju
konstantni dio dijagrama trajanja
opterećenja EES.
To su elektrane u koje puno
investiramo, i koje svojim nižim
cenama žele biti sigurne da će njihove
ponude biti prihvaćene. A zašto ih
platiti po ceni jednakoj marginalnom
trošku najskuplje elektrane? Pa zato što
bazne elektrane imaju fiksne troškove
koji su vrlo visoki, zatim troškove
praznog hoda i obezbeđenja reaktivne
energije.
Ukoliko bi ove elektrane plaćale po
principu, po kojoj ceni nuđeno, tako
i plaćeno, investiranje u ovaj tip
elektrana bi izostao, a što bi imalo
katastrofalne posledice za razvoj
EES-a, pa i društva u celini.
Nedostatak konkurencije ima za
posledicu ovu vrstu trgovanja, po kojoj
ceni nuđeno, tako i plaćeno, koje je
centralizovano, nema investicija u
razvoj EES.
Kao produkt trgovanja električnom
energijom cena može delovati kao
optimizacija EES-a.
energija
Iskustva govore da samo tržište često
ruši najbolje planove regulatorske
agencije. Ponekad je to loše, ali
ponekad vrlo dobro. Regulatori
postavljaju pravila funkcionisanja
tržišta i trebaju biti svesni činjenice da
učesnici tržišta nisu automati koji kroz
niz instrukcija vrše određeni posao.
Učesnici tržišta traže načine za
ostvarenje što je moguće većeg profita.
U vreme globalne svjetske integracije,
kada i EU intenzivno proširuje svoje
članstvo, i kada nastoji stvoriti jedno
TEE, sasvim logično se otvara pitanje
ili zahtev za standardnim dizajnom
TEE (SD TEE).
Ključne osobine SD TEE su sledeće:
- prenosni sistem elektroprivrede
mora biti pod kontrolom
nezavisnog prenosnog operatera,
- ulogu prenosnog provajdera treba
da preuzme regionalna organizacija
za prenos električne energije
(ROP),
- obavezno postojanje dan – unapred
TEE, koristeći centralni sistem za
izračunavanje stepena angažovanja
pojedinih agregata
- izračunavanje troškova
preraspodele opterećenja,
- ispunjavanje zahteva za
odgovarajućom rezervom u
proizvodnji električne energije,
- eliminisanje preklapanja sfera
delovanja ROP,
- definisanje pravila za eliminisanje
ispoljavanja snage učesnika na
TEE.
Glavni cilj implementacije SD
TEE jeste obezbeđenje dovoljnog
proizvodnog kapaciteta, jer samo kod
dovoljnih količina električne energije
moguće je razviti efikasno TEE.
SD TEE bi trebao da unificira principe
delovanja različitih regija na kojima
funkcioniše TEE, kako bi međusobno
lakše komunicirali i delovali.
Jako važna karakteristika SD TEE
jeste oslonac na lokacijsko određivanje
cena MWh kod upravljanja,
odnosno zagušenja prenosa EES.
Zbog šarolikog pristupa u dizajn
TEE, različitih interesa u razvoj
infrastrukture EES pojedinih država
i regija, teško je pretpostaviti da će
SD TEE postati široko prihvaćeni
standard.
Prelazak iz regulacije ka deregulaciji
znači potpuno restruktuiranje TEE.
Prema izvesnim planovima pojedinih
regulatornih komisija potpun prelazak
se planira do 2015. godine. Uzimajući
u obzir dinamiku realizacije i još
uvijek izrazitu zatvorenost TEE
nije izvesno da će se ovaj plan i
ostvariti. Uspostava liberalnog tržišta
je neminovnost. Proces bi trebao
sinhronizovati nekoliko aktivnosti.
Prvi uslov za uspostavu istog je
svakako uspostava zakonodavnopravnog okvira, koji će stimulisati
investiranje u energetiku, kako
inostrano tako i domaće, te kako
privatno tako i državnih.
Veliki značaj mora se pokloniti
obnovljivosti izvora, odnosno
ekološkoj i društvenoj odgovornosti.
4. Zaklju~ak
Proces liberalizacije TEE je neminovan
i potrebno ga je izvesti na način da
optimizira postojeći EES.
Obzirom da ovaj proces može biti
odlučujući za dalju perspektivu država
JI Evrope, neminovno je da ovo pitanje
otvori raspravu više organa ili možda
čak i društvene zajednice. Iskustva
iz prošlosti kazuju da su se neke
države obogatile na osnovu odlično
provedenog procesa liberalizacije
tržišta, odnosno odabira adekvatnog
modela TEE. U tom smislu, da se
zaključiti da je loša deregulacija gora
od osrednje regulacije, ili pak osrednja
deregulacija može doneti mnoge
koristi u odnosu na lošu regulaciju.
Stoga je važno izvući rešenja iz
naučenih lekcija liberalizacije i izbora
odgovarajućeg modela TEE u regionu
i svetu.
Budući model TEE treba omogućiti
pravične i fer uslove trgovanja za sve
učesnike TEE.
Nakon što se izabrani model TEE
testira i simulira, nadležni organi
usvoje, isti se može ugraditi u
zakonsku regulativu.
Odličan polazni dokument –
instrument za kreiranje zakonskih
regulativa mogla bi biti strategija EU
o održivoj, konkurentnoj i sigurnoj
energiji (¨GREEN PAPER¨).
Prije samog puštanja TEE u rad
potrebno je izvršiti određena testiranja
i simuliranja. Referenca bi trebao
biti najjednostavniji model kojim se
izražava najjeftiniji trošak proizvodnje
električne energije, odnosno najmanja
tržišna cena. Zatim se simulira rad
usvojenog TEE, pa ako se pojavljuje
veoma visoka tržišna cena u odnosu
na onu najjednostavnijeg modela TEE,
onda se sa dizajnom usvojenog TEE
nešto nije u redu.
Novi model TEE treba biti:
- konkurentan,
- otvoren za strana i domaća
ulaganja, sa slobodnim pristupom
[033]
svima onima koji žele da proizvode
ili trguju,
- sa proizvodnim kapacitetima koji
će biti obnovljivi ili sa ekološki
čistim tehnologijama (ekološki
održivi) u skladu sa postojećim
međunarodnim normativima.
On bi trebao biti i za države šansa
za otvaranje novih radnih mesta i
stimulisanje razvoja energetike i
ekonomije u celini.
S obzirom na još uvek otvoreno pitanje
standardnog dizajna tržišta električne
energije (SD TEE), moguće je u sklopu
pronalaženja prihvatljivog modela
TEE za države JI Evrope angažovati
postojeća stečena znanja i iskustva u
definisanju ovog modela.
Dosadašnja iskustva pokazuju da
tržište formirano na pravilima klasične
konkurencije predstavlja efikasno
tržište.
Na kraju, izbor adekvatnog modela
TEE morao bi dati odgovore na
sledeća pitanja:
- Da li usvojeni model TEE
omogućava konkurentan, održiv
i siguran sistem snabdevanja
električnom energijom?
- Da li usvojeni model vodi ka
neopravdano visokim tržišnim
cenama?
- Da li je usvojeni model TEE
podsticajan za nove investicije,
tehnologije, inovacije?
- Da li usvojeni model TEE pravičan
i fer za sve učesnike?
Literatura
[1] Suad Halilčević: Tržište električne
energije, Mostar 2007.
[2] Miroslav Mesić: Održavanje
elektro energetskih objekata
prijenosne mreže u uvjetima
otvorenog tržišta; HEP – Operator
prenosnog sistema d.o.o Zagreb
[3] Ljubin Popovski, Nenad
Jovanovski, Elizabeta Spasovska,
Opis tržište električne energije
Republike Makedonije; VIII
savjetovanje BHK CIGRE, Neum
2007.
[4] Milodrag Košarac, Vojislav
Pantelić, Aldin Mešanović:
Probni period koordinisanih
aukcija u regionu JI Evrope; VIII
savjetovanje BHK CIGRE, Neum
2007.
[5] S. Krajcar, I.Androcec, D. Jakšic,
H. Keko, A. Viškovic, Kratkoročno
planiranje proizvodnje električne
energija
energije u Hrvatskoj uporabom
simulatora tržišta, Zbornik radova
7. savjetovanja HO Cigré Cavtat /
HO Cigré. Zagreb, 2005.
[6] A. Tokić: CEFES - ¨Kvalitet
električne energije¨ Autorizovana
predavanja na PDS FE Tuzla, 2005.
god.
[7] S. Krajčar, I. Andročec, D. Jakšić,
H. Keko, A. Viškovic, Analiza
Hrvatskog tržišta elektricne
energije korištenjem simulatora
tržišta, studija, Sveucilište u
Zagrebu, Fakultet elektrotehnike
i računarstva – Zavod za visoki
napon i energetiku, Zagreb, 2006
[8] I. Toljan, M. Mesić, D. Menimorec:
Organizacija HEP-Operatora
prijenosnog sustava d.o.o. i
prihvaćeni model vođenja EES-a,
Cavtat 2006.
Branislava Zubi}, dipl.ing.
Pokrajinski sekretarijat za energetiku i mineralne sirovine, Novi Sad
UDC:620.9.001.6 : 340.134 (497.113)
Energetika u AP Vojvodini
Rezime
Autonomna pokrajina Vojvodina, kao deo Republike Srbije, izrađuje Energetski
bilans za svoju teritoriju u skladu sa Zakonom o energetici. Za izradu
Energetskog bilansa pokrajine nadležan je Pokrajinski sekretarijat za energetiku
i mineralne sirovine. U energetskom bilansu prikazan je način obezbeđenja svih
vidova energije (domaća proizvodnja i uvoz), kao i struktura potrošnje energije
u AP Vojvodini, i to realizacija za prethodnu godinu, procena za tekuću godinu
i plan za narednu godinu. Posebno su izrađeni sektorski bilansi za pojedine
energente, a takođe i zbirni energetski bilans. Energetski bilans AP VojvodinePlan za 2005. godinu, izrađen je prvi put krajem 2004. godine u skladu sa
Zakonom o energetici. Energetski bilans AP Vojvodine kao deo Energetskog
bilansa Republike Srbije –Plana za 2010 godinu, usvojen je na sednici Vlade
AP Vojvodine krajem 2009. godine i dostavljen je Ministarstvu rudarstva i
energetike. Analizom izrađenih Energetskih bilansa AP Vojvodine vide se
trendovi proizvodnje i potrošnje pojedinih vidova energije.
Pokrajinski sekretarijat za energetiku i mineralne sirovine nadležan je i za
izradu Programa ostvarivanja strategije razvoja energetike Republike Srbije,
koji se donosi na period od 6 godina, a usklađuje se prema realnim potrebama
za energijom i energentima najmanje svake druge godine. Program ostvarivanja
strategije razvoja energetike Republike Srbije u AP Vojvodini izrađen je 2007.
godine za period od 2007-2012. godine, a Program je inoviran 2009. godine.
Promocija inoviranog Programa za period 2007.-2012. godine održana je
decembra 2009. godine u Skupštini AP Vojvodine u prisustvu predstavnika
državnih institucija, energetskih subjekata, predstavnika lokalne samouprave i
stručne i šire javnosti. U Programu ostvarivanja strategije razvoja energetike
Republike Srbije u AP Vojvodini za period od 2007-2012. godine prikazane su
planirane investicije u svim oblastima energetike, dinamika i potrebna sredstva
za realizaciju Programa.
Ključne reči: Zakon o energetici, Energetski bilans, Program ostvarivanja
strategije razvoja energetike
Energy in the AP of Vojvodina
The Autonomous Province of Vojvodina, as a part of Serbia, makes the energy
balance for its territory in accordance with the Law on Energy. The Provincial
Secretariat for Energy and Mineral Resources is responsible for the preparation
of the Energy Balance of the Province. The way of providing all forms of energy
(domestic production and imports) as well as the structure of energy consumption
in the AP of Vojvodina are shown in the energy balance, specifically the
realization of the previous year, estimates for the current year and the plan for
next year.
Sectoral balances are particularly made for certain energy generating products,
as well as the total energy balance. The Energy Balance of the AP of Vojvodinaplan for 2005 was made for the first time in late 2004 in accordance with the Law
[034]
energija
on Energy. The Energy Balance of the AP of Vojvodina as a part of the Energy Balance of the Republic of Serbia-Plan 2010
was adopted at the Government of AP of Vojvodina session at the end of 2009 and submitted to the Ministry of Energy and
Mining. The analysis of the made Energy Balance of the AP of Vojvodina shows the trends of production and consumption
of certain forms of energy.
The Provincial Secretariat for Energy and Mineral Resources is responsible for making a program of implementation of
the Energy Development Strategy of the Republic of Serbia which is adopted for the period of 6 years, and is adjusted
according to actual needs for energy and energy generating products at least every other year. The program of strategy
implementation of energy development of the Republic of Serbia in the AP of Vojvodina was made in 2007 for the period
2007-2012, and the Program was innovated in 2009.
The promotion of innovatory Program for the period 2007-2012 was held in December 2009 in the Assembly of the AP
of Vojvodina and was attended by the representatives of the state institutions, energy entities, by representatives of local
governments and by professional and general public. The program of strategy implementation of energy development of
the Republic of Serbia in the AP of Vojvodina for the period 2007-2012 shows all the planned investments in all areas of
energy, dynimics and necessary resources for implementation of the Program.
Key words: The Law on Energy, energy balance, the Program of strategy implementation of energy development
1. Uvod
Pokrajinski sekretarijet za energetiku
i mineralne sirovine formiran je u
maju 2002. godine i obavlja poslove
iz oblasti: energetike, geoloških
istraživanja, eksploatacije mineralnih
sirovina, kao i upravno inspekcijski
nadzor u ovim oblastima. Sekretarijat
je podeljen na četiri sektora: Sektor
za energetiku, Sektor za mineralne
sirovine, Sektor za inspekcijski nadzor
i Sektor za pravne i materijalnofinansijske poslove.
U skladu sa Zakonom o energetici
u Sekretarijatu se obavljaju sledeći
poslovi:
- izradjuje i predlaže deo Programa
ostvarivanja Strategije razvoja
energetike za Vojvodinu, (kao deo
Programa ostvarivanja strategije
razvoja energetike Republike
Srbije),
- donosi Planove razvoja energetike
na svojoj teritoriji,
- izradjuje i predlaže deo Energetskog
bilansa za AP Vojvodinu i prati
njegovu realizaciju,
- obrazuje komisiju za polaganje
stručnog ispita za kandidate sa
teritorije pokrajine (za poslove
tehničkog rukovodjenja, održavanja
objekata za transport i distribuciju
prirodnog gasa i za rukovaoce u tim
postrojenjima) i
- vrši inspekcijski nadzor na teritoriji
pokrajine, kao poveren posao (preko
elektro-energetskih inspektora i
inspektora opreme pod pritiskom).
Osim navedenih poslova, u Sektoru
za energetiku redovno se prati stanje u
oblasti uglja, nafte i naftnih derivata,
prirodnog gasa, električne energije,
toplotne energije, obnovljivih izvora
energije i energetske efikasnosti kroz
saradnju sa energetskim subjektima i
lokalnom samoupravom na teritoriji
AP Vojvodine, predlažu se i izradjuju
projektni zadaci za izradu studija
i projekata, organizuju se sastanci
i skupovi sa aktuelnim temama u
oblasti energetike, a u saradnji sa
Ministarstvom rudarstva i energetike
pripremaju se i primenjuju propisi,
standardi i planski dokumenti iz
oblasti energetike, kao i drugi poslovi
određeni zakonom.
2. Energetski bilans AP
Vojvodine
Saglasno Članu 9. Zakona o energetici
(“Službeni glasnik RS” broj: 84/2004)
Pokrajinski sekretarijat za energetiku
i mineralne sirovine izrađuje predlog
dela Energetskog bilansa Republike
Srbije u tekućoj za narednu godinu,
a koji se odnosi na Autonomnu
Pokrajinu Vojvodinu.
Energetski bilans AP Vojvodine
za 2010. godinu uradjen je po
metodologiji koju je propisalo
Ministarstvo rudarstva i energetike
i obuhvata podatke o proizvodnji
i potrošnji svih vidova energije za
sledeće godine:
realizacija za 2008. godinu
procena za 2009. godinu
predlog plana za 2010. godinu.
U Energetskom bilansu AP Vojvodine
sagledavaju se potrebe potrošača za
energijom (pojam energije obuhvata
energente: naftu, prirodni gas i
ugalj, električnu i toplotnu energiju
i obnovljive izvore energije) u cilju
obezbedjenja dovoljne količine svih
vidova energije, kao i obezbedjenja
sigurnosti snabdevanja potrošača
energijom. Energetski bilans AP
Vojvodine prikazuje godišnji tok svih
vidova energije u tri osnovna sistema:
Sistem primarne energije u okviru
koga se prikazuje struktura ukupno
raspoložive energije za potrošnju
[035]
u AP Vojvodini za energetske
transformacije i/ili direktnu
potrošnju. Primarna energija
se prikazuje kao suma domaće
proizvodnje primarne energije, na
bazi korišćenja sopstvenih resursa
(ugalj, nafta, prirodni gas, obnovljivi
izvori energije), neto zaliha i neto
uvoza/izvoza energije (uključujući
i preuzetu električnu energiju iz
sistema EPS-a). Republika Srbija
ima obavezu, kao potpisnica
Ugovora o Energetskoj zajednici
Jugoistočne Evrope, da što pre
sprovede potpuno evidentiranje
korišćenja svih obnovljivih izvora
energije, tako da je, osim biogoriva
iskazan i bilans čvrste biomase i
geotermalne energije;
Sistem transformacije primarne
energije u kome se prikazuju
energenti potrebni za transformacije/
konverziju u energetskim objektima/
postrojenjima termoelektranatoplana, toplana i rafinerija nafte,
kao i energija dobijena u procesima
transformacija, uključujući
sopstvenu potrošnju, gubitke u
transformaciji, prenosu i distribuciji
energije do krajnjih potrošača.
Sistem finalne energije u kome
je prikazana potrošnja energije u
neenergetske svrhe (korišćenje
energenata kao polazne sirovine u
tehnološkim procesima hemijske
i druge industrije), kao i potrošnja
energije u energetske svrhe.
Potrošnja finalne energije u
energetske svrhe (čvrsta, tečna i
gasovita fosilna goriva, električna i
toplotna energija, obnovljivi izvori
energije) iskazuje se na dva načina,
a s obzirom da ne postoje pouzdani
podaci o strukturi potrošnje finalne
energije, ona je u najvećoj meri
iskazana kao procena. Prvi način
obuhvata strukturu potrošnje energije
po sektorima potrošnje (Industrija,
energija
Saobraćaj i Ostalo - Domaćinstva,
Javne i komercijalne delatnosti,
Poljoprivreda...), a drugi način
obuhvata strukturu potrošnje energije
prema vrstama energenata/energije:
čvrsta goriva, tečna goriva, gasovita
goriva, električna energija, toplotna
energija i obnovljivi izvori energije.
Na osnovu dobijenih podataka
i njihove obrade izradjeni su
pojedinačni, sektorski bilansi nafte
i naftnih derivata, prirodnog gasa,
uglja, električne i topletne energije i
obnovljivih izvora energije, koji su
objedinjeni u tabeli Zbirni energetski
bilans za AP Vojvodinu.
2.1. Bilans nafte i naftnih derivata
Transport sirove nafte za potrebe cele
Srbije, radi prerade u vojvodjanskim
rafinerijama vrši JP Transnafta
naftovodima koji se nalaze na teritoriji
Vojvodine. Plan transporta nafte se
uskladjuje sa potrebama NIS-a i trećih
lica. Procena je da će u 2009. godini
Transnafta transportovati ukupno
2,452 M t sirove nafte, od čega 0,256
domaće i 2,185 M t uvozne nafte.
Prerada sirove nafte iz domaće
proizvodnje, uvoza i zaliha, kao i
prerada komponenti koje obezbedjuju
NIS i “treća lica” za potrebe cele Srbije
obavlja se na dve lokacije - u Novom
Sadu i Pančevu, u okviru rafinerija
nafte kompanije NIS AD. Neophodno
je napomenuti da je januara 2009.
godine potpisan ugovor o kupovini
akcija Naftne Industrije Srbije izmedju
Republike Srbije i OAD Gasprom
Njefta iz Ruske federacije, kojim je
Gaspromnjeft preuzeo 51% akcija
NIS AD za iznos od 400 miliona eura
i obavezu ulaganja u modernizaciju
rafinerija i zaštitu životne sredine u
iznosu od 547 miliona eura.
2.2. Bilans prirodnog gasa
AP Vojvodina se snabdeva prirodnim
gasom delom iz sopstvenih izvora, a
nedostatak se nadoknađuje uvozom
gasa iz Ruske Federacije i njegovim
transportom kroz Mađjarsku. Uvoz
prirodnog gasa za potrebe cele
Republike Srbije obavlja Yugorosgaz
a.d., preduzeće u kome ’’Gazprom’’
Moskva ima udeo od 50%, ’’JP
Srbijagas’’ Novi Sad ima udeo
od 25%, a “Central ME Energy
& Gas GmbH” из Беча udeo od
25% u osnovnom kapitalu društva.
Transport prirodnog gasa obavlja
JP Srbijagas, a distribuciju gasa na
teritoriji Vojvodine, osim JP Srbijagas,
obavljaju i 23 lokalna distributera.
Količina prirodnog gasa proizvedena
na gasnim poljima u Vojvodini
zadovoljava samo 18,6% potreba AP
Vojvodine, odnosno 11,1% potreba
cele Republike Srbije.
Ukupna količina prirodnog gasa
planirana za potrebe AP Vojvodine
u 2010. godini je za oko 22% više
od procene za 2009. godinu, što je
posledica je velikog povećenja cene
prirodnog gasa na početku grejne
sezone 2008/2009. godine u iznosu
od oko 60% za domaćinstva i 30% za
toplane, a takodje je i posledica ‘’gasne
krize’’, odnosno prekida isporuke
prirodnog gasa iz Ruske Federacije u
periodu od 6-20.1. 2009. godine.
Količina prirodnog gasa planirana za
utrošak u neenergetske svrhe iznosi
25,8% od ukupne potrošnje gasa
planirane za potrošnju u 2010. godini
u AP Vojvodini, a za oko 106% je više
nego u 2009. godini. Veliko odstupanje
količina prirodnog gasa planiranih za
potrošnju u 2010. godini u odnosu na
procenu potrošnje za 2009. godinu
posledica je neizmirenih potraživanja
za preuzeti prirodni gas od strane
industrijskih giganata kao što su HIP
Petrohemija Pančevo, Azotara Pančevo
i MSK (Metanol-sirćetni kompleks) iz
Kikinde i obustave isporuke prirodnog
gasa tim kompanijama. Konverzijom
potraživanja Vlada Republike
Srbije i JP Srbijagas su preuzeli deo
akcija navedenih kompanija, čime
je ponovo pokrenuta proizvodnja
u tim kompanijama. Takođe su
kupci, koji prirodni gas koriste kao
sirovinu u tehnološkim procesima,
postali kvalifikovani kupci, čime im
je obezbeđena niža cena prirodnog
gasa, što će omogućiti konkurentnost
proizvoda tih kompanija na domaćem i
inostranom tržištu.
Slika 1 Obezbeđenje nafte za potrebe APV
Slika 2 Struktura ukupne potrošnje naftnih derivata u
AP Vojvodini-Plan za 2010.
Slika 3 Struktura ukupne potrošnje prirodnog gasa u
AP Vojvodini-Plan za 2010.
Slika 4 Struktura energetske potrošnje prirodnog gasa u
AP Vojvodini-Plan za 2010.
[036]
energija
U strukturi energetske potrošnje
prirodnog gasa razlikujemo:
potrošnju za energetske
transformacije u TE-TO i toplanama
finalnu potrošnju u sektorima
Industrija, Saobraćaj i Ostalo
(Domaćinstva, Javne i komercijalne
delatnosti, Poljoprivreda...).
2.3. Ugalj
Proizvodnja uglja u AP Vojvodini
locirana je u rudniku podvodne
eksploatacije u Kovinu, koji
funkcioniše od 1992. godine, a
privatizovan je 2006. godine. Toplotna
vrednost sirovog lignita iz ovog
rudnika je oko 10.454 kJ/kg.
Nedostajuće količine uglja obezbedjuju
se iz uvoza i iz centralne Srbije.
Vojvodjanski proizvodjač uglja
u Kovinu je za 2010. godinu
planirao izvoz od 0,200 M t i to za
potrebe termoelektrana u sastavu
Elektroprivrede Srbije.
2.4. Elektri~na energija
Na teritoriji Vojvodine su izgradjena tri
proizvodna kapaciteta za kombinovanu
proizvodnju električne i toplotne
energije (TE-TO u Zrenjaninu,
Sremskoj Mitrovici i Novom Sadu),
koja posluju u okviru PD Panonske
termoelektrane-toplane d.o.o u sastavu
EPS-a, sa sedištem u Novom Sadu.
Ovi kapaciteti imaju status vršnih
izvora i njihov rad zavisi od potreba
elektroenergetskog sistema. Ukupna
instalisana snaga generatora Panonskih
TE-TO je 425 MW, dok trajno
raspoloživa snaga na pragu elektrana
iznosi 363 MW.
PD za distribuciju električne energije
“Elektrovojvodina” d.o.o. Novi Sad
vrši distribuciju električne energije
preuzete od EPS-a preko 58 trafostanica naponskog nivoa 110 kV.
Električna energija proizvedena u
TE-TO na teritoriji Vojvodine predaje
se u mrežu EPS-a, a bilansirana je kao
domaća proizvodnja. Razlika izmedju
količine električne energije za potrebe
Vojvodine i domaće proizvodnje
bilansirana je kao ‘’uvoz’’ električne
energije.
Distribuciju električne energije do
krajnjih potrošača obavlja posredstvom
sedam elektrodistributivnih preduzeća,
koja se nalaze u sastavu preduzeća (ED
Novi Sad, ED Subotica, ED Pančevo,
ED Zrenjanin, ED Sombor, ED Ruma,
ED Sremska Mitrovica).
2.5. Toplotna energija
U AP Vojvodini daljinski sistem
grejanja postoji u 21 naselju i on
omogućava zagrevanje više od
140.000 korisnika. Osim u toplanama,
toplotna energija se proizvodi i u 3
termoelektrane-toplane, koje posluju u
okviru PD “Panonske termoelektranetoplane” d.o.o. u Novom Sadu,
Zrenjaninu, Sremskoj Mitrovici,
ukupne toplotne snage od 505 MW i
jedna TE-TO u sastavu fabrike šećera
Senta. Najzastupljeniji energent
u proizvodnji toplotne energije je
prirodni gas, koji sve više zamenjuje
ostale energente (npr. mazut, ulje za
loženje).
Slika 9 Energenti za proizvodnju
toplotne energije u AP Vojvodini-Plan
za 2010. godinu
Slika 10 Potrošnja toplotme energije u
AP Vojvodini-Plan za 2010. godinu
2.6. Obnovljivi izvori energije
Republika Srbija je potpisala Ugovor
o osnivanju Energetske Zajednice
Jugoistočne Evrope (2005. godine),
čijom ratifikacijom je prihvatila
obavezu primene direktiva vezanih
za veće korišćenje obnovljivih izvora
(2001/77/EC [4] i 2003/30/EC [6]).
Učešće obnovljivih izvora energije
u ukupnoj energetskoj potrošnji AP
Vojvodine u 2009. godini je oko 2 %
odnosno, 0,09 Mten. Kombinovanjem
metoda uvodjenja novih i obnovljivih
izvora, sistematskom primenom mera
povećanja energetske efikasnosti kao
i učešćem novih tehnologija, procenat
učešća nekonvencionalnih energetskih
izvora u ukupnoj energetskoj potrošnji
u AP Vojvodini, može se podići i do
20%, u narednom desetogodišnjem
periodu.
U okviru obnovljivih izvora energije
bilansirane su količine proizvedenog
biogoriva-biodizela i bioložulja u
fabrici VICTORIA OIL AD Šid,
kapaciteta 100.000 tona biodizela
godišnje, koja je polovinom 2007.
godine otpočela sa radom, da bi ubrzo
posle toga i prestala sa radom zbog
visoke proizvodne cene biodizela,
koja i bez akciza premašuje cenu
mineralnog dizela. Fabrika ponovo
počinje sa proizvodnjom biodizela u
Slika 5 Obezbeđenje uglja za potrebe AP Vojvodini-Plan
za 2010.
Slika 6 Potrišnja uglja u AP Vojvodini-Plan za 2010.
Slika 7 Obezbeđenje električne energije za potrebe
AP Vojvodini-Plan za 2010.
Slika 8 Potrošnja električne energije u AP Vojvodini-Plan
za 2010.
[037]
energija
2009. godini. Takođe je bilansirana
i geotermalna energija i otpadna
biomasa.
Na teritoriji AP Vojvodine najveći
interes je za korišćenje energije vetra
i potencijala malih vodotokova-ma
kanalu Dunav-Tisa-Dunav. Započeta
su merenja intenziteta vetra, koja
uglavnom vrše strani investitori, u
sledećim opštinama: Alibunar, Vršac,
Indjija, Pančevo, Kanjiža, Irig, Kovin,
Kovačica, Bela Crkva, Šid i Titel.
Takodje je neophodno lokacije za
potencijalne vetro-parkove definisati
u urbanističkim Planovima detaljne
Slika 11 Potrišnja obnovljivih izvora energije u AP Vojvodini-Plan za 2010.
regulacije. Na teritoriji AP Vojvodine,
izdate su do sada četiri energetske
dozvole za vetro-parkove. (dva od po
oko 180 MW).
2.7. Proizvodnja, uvoz i potro{nja energije u periodu od 2005-2010 godine
2.7.1. Domaća proizvodnje energije u APV, izražena u mil. tona ekvivalentne nafte (Mten):
2.7.2. Uvoz energije za potrebe APV, izražena u Mten:
2.7.3. Ukupna primarna energije za potrebe APV, izražena u Mten
[038]
energija
2.7.4. Ukupna potrošnja energije u APV, izražena u Mten:
2.7.5. Struktura energetske potrošnje u APV po sektorima potrošnje, u Mten:
2.7.6. Struktura energetske potrošnje u APV po energentima/energiji, u Mten:
3. Program ostvarivanja
strategije razvoja energetike
u AP Vojvodini
Strategija definiše pet osnovnih
prioriteta razvoja energetike. Za prvi
period realizacije, kroz Programe
ostvarivanja Strategije razvoja
energetike na teritoriji AP Vojvodine,
do 2012. godine, obuhvaćene su
aktivnosti u okviru: poboljšanja
tehnoloških i operativnih performansi
energetskih objekata, povećanje
[039]
energetske efikasnosti i formiranje
fonda za energetsku efikasnost,
korišćenje obnovljivih izvora energije
i gradnja novih i kapitalno intenzivnih
energetskih kapaciteta. (Videti narednu
tabelu)
energija
U POS APV je predviđeno:
[040]
energija
Mr Miodrag Gruji}, Sre}ko [evi}, Vesna Mirovi}-Pjeva~
Gradska uprava Grada Beograda
UDC:620.9.001/.008 (497.11)
Aktivnosti grada Beograda
na polju savremenog
energetskog planiranja
Rezime
Srbija i Beograd se nalaze u periodu tranzicije u kome i energetski sektor i odnos prema energetici doživljavaju
transformaciju. Beograd proizvodi više od polovine električne energije Srbije, a predstavlja najveći konzum koji troši
skoro 30% ukupne energije u Srbiji. On nesumnjivo mora da ima poziciju lidera u kreiranju nove, efikasne, energetske
politike. Promene treba da počnu od odnosa i svesti prema korišćenju energije jer smo energetski zavisna država. Problem
predstavljaju nedostatak pouzdanih podataka o potrošnji energije, niska energetska efikasnost po sektorima, neracionalno
upravljanje energetskim resursima i neadekvatna politika zaštite životne okoline. Najveća neracionalnost je prisutna u
širokoj potrošnji jer se najplemenitija, električna, energija koristi za grejanje, veliki broj i starih i novih objekata nema
adekvatnu izolaciju, a obnovljivi izvori energije se ne koriste u dovoljnoj meri. Svesne svoje uloge i značaja ove teme
za razvoj grada, Gradska uprava Grada Beograda i Uprava za energetiku su prepoznale ove probleme i preduzele niz
konkretnih mera i aktivnosti za poboljšanje upravljanja energijom. Kapitalni projekat, izrada Informacionog sistema
energetike Beograda, je u toku, a njegov značaj je višestruk jer će obezbediti podatke o proizvodnji i potrošnji energije po
sektorima za izradu energetskog bilansa, saglasno Eurostat-u, a to će biti i osnov za planiranje i realizaciju energetskih
projekata. Pokrenuti su projekti za povećanje energetske efikasnosti u širokoj potrošnji, javnoj rasveti, proizvodnji i prenosu
energije, kao i projekti za uvođenje i korišćenje obnovljivih izvora energije. Započeli su i programi edukacije učenika
i informisanja javnosti o značaju energetske efikasnosti, kao neizostavni deo ozbiljne energetske politike. Kao rezultat
aktivnosti, dugoročno se očekuje optimizacija potrošnje energije u svim sektorima, u skladu sa imperativom da se obezbedi
dovoljna količina energije za sve potrošače, kako za pojedinca, tako i za celo društvo, uz optimalne troškove, intenzivno
planiranje i investiranje.
Ključne reči: Beograd, lider, energetska efikasnost, potrošnja energije, informacioni sistem, edukacija, dovoljno energije,
obnovljivi izvori, svest, investiranje
Activities of the City of Belgrade in the Field of Contemporary Energy Planning
Serbia And Belgrade pass through the period of transition where energy sector and the attitude towards energetics meet
with transformation. Belgrade produces more than half of electricity production in Serbia, and consumes almost 30% of
overall energy consumption in Serbia. Thus, Belgrade is the biggest energy demand in Serbia. Undoubtedly, Belgrade must
be a leader in new effective energy politics. The changes should begin at attitude and awareness towards using energy,
because Serbia is dependent state in the field of energetics. Problems are lack of reliable energy consumption data, low
energy efficiency by sectors, irrational energy resources managing and inadequate environmental protection politics.
The biggest irrationality is there in households sector, where the noblest kind of energy, electricity, is used for heating,
a huge number of old and new buildings have not adequate insulation, and renewable sources are not used enough. City
Administration and Energy Administration are conscious of their role and importance of this topic, so they recognize these
problems and take over a number of measures and activities in order to improve energy managing. The capital project,
creating Belgrade’s energy information system, is in progress, and its importance is multiple, because it will provide data
about energy production and consumption by sectors for creating energy balance, according to Eurostat, and it will be basis
for planning and implementation of the energy projects. The projects for improvement of energy efficiency in the sectors
of households, public lighting, energy production and distribution began, as well as the projects for introducing and using
renewable energy sources. The programs for education pupils and public informing about importance of energy efficiency
started up, as a mandatory part of serious energy politics. As a result of these activities, we have long-term expectations to
optimize energy consumption in all sectors, in accordance to the imperative to provide sufficient quantity of energy for all
consumers, both for the individual and for society, with minimal costs, intensive planning and investing.
Key words: Belgrade, leader, energy efficiency, energy consumption, information system, education, enough energy,
renewable sources, awareness, investing
[041]
energija
Uvod
U periodu tranzicije energetika
doživljava promene uzrokovane sve
većom potrebom za racionalnim
upravljanjem resursima, iscrpljivanjem
konvencionalnih goriva i obavezom
zaštite okoline. Ekonomska kriza
nameće imperativ racionalnosti i u
sektoru energetike.
Beograd predstavlja posebnu celinu,
predodređenu za lidera u kreiranju
nove, efikasne, energetske politike.
Sa 2 miliona stanovnika i velikim
dnevnim prilivom on čini 30% radne
snage zemlje, a u bruto društvenom
proizvodu učestvuje sa 40%. Na
njegovoj teritoriji se proizvodi
polovina električne energije u
Srbiji, a troši se trećina, i gotovo
30% ukupne energije. On je najveći
konzum i nosilac energetskog razvoja.
Na teritoriji Beograda nema nafte,
gasa i hidropotencijala, ali postoji
neiskorišćen potencijal u obnovljivim
izvorima energije. Aktivnim
planiranjem i realizovanjem planova u
narednih 20 godina učešće obnovljivih
izvora se u Beogradu može podići na
8-10%.
Promene treba da počnu od kreiranja
savremenog odnosa i svesti prema
korišćenju energije, jer smo
energetski zavisni od uvoza. Za
savremeno upravljanje energijom,
potrebno je raspolagati preciznim
podacima o proizvodnji i potrošnji
energije. Problem upravo predstavlja
nedostatak pouzdanih podataka o
potrošnji energije, a pored toga i niska
energetska efikasnost po sektorima,
neracionalno upravljanje energetskim
resursima i neadekvatna politika
zaštite životne okoline. Najveća
neracionalnost je u širokoj potrošnji jer
se najplemenitija, električna, energija
koristi za grejanje, veliki broj objekata
nema adekvatnu izolaciju, a obnovljivi
izvori energije se ne koriste dovoljno.
Svesne svoje uloge i značaja ove
teme za razvoj grada, Gradska
uprava Grada Beograda i Uprava za
energetiku su prepoznale ove probleme
i preduzele niz konkretnih mera i
aktivnosti za poboljšanje upravljanja
energijom. Kapitalni projekat, izrada
Informacionog sistema energetike
Beograda, je u toku, a njegov značaj
je višestruk jer će obezbediti podatke
o proizvodnji i potrošnji energije
po sektorima za izradu energetskog
bilansa, saglasno Eurostat-u, a to će
biti i osnov za planiranje i realizaciju
energetskih projekata. Pokrenuti su
projekti za povećanje energetske
efikasnosti u širokoj potrošnji, javnoj
rasveti, proizvodnji energije, projekti
za uvođenje i korišćenje obnovljivih
izvora energije. Započeli su i programi
edukacije učenika i informisanja
javnosti o značaju energetske
efikasnosti.
1. Informacioni sistem energetike
Beograda
Informacioni sistem energetike grada
Beograda treba neprekidno da prati
tokove energije na teritoriji grada
Beograda u svim njenim aspektima,
kako bi se na osnovu analize
podataka predupredili poremećaji
u snabdevanju, vršilo planiranje i
gazdovanje energijom, definisale mere
za smanjenje gubitaka i za povećanje
energetske efikasnosti, vršila
optimizacija potrošnje svih oblika
energije i smanjilo zagađenje životne
sredine.
ISEB je baziran na korišćenju
najsavremnijih informaciono–
komunikacionih tehnologija.
Otvoren, interoperabilan, modularan
i iterativni pristup, u skladu sa EU i
međunarodnim standardima treba da
unapredi sagledavanje energetskih
potreba grada Beograda. Informaciona
i komunikaciona tehnologija su
neophodne u kreiranju baze znanja,
optimizaciji procesa donošenja odluka
vezanih za energetiku i u upravljanju
energetskim resursima na održiv
način. ISEB će poboljšati efikasnost
Uprave za energetiku grada Beograda i
učvrstiti praksu integrisanog i održivog
upravljanja energentima.
Ciljevi Uprave za energetiku grada
Beograda mogu se postići:
prikupljanjem, analizom,
arhiviranjem i raspodelom preciznih
podataka i informacija korišćenjem
informacionih usluga i servisa i
realizacijom programa za dostizanje
zadatih ciljeva;
uspostavljanjem elektronskog
sistema podataka koji bi trebalo da
obezbedi intranet/Internet pristup
opsežnim bazama podataka o
energetskim resursima;
obavljanjem administrativnih
funkcija putem pouzdanih,
elektronskih komunikacionih
sistema;
jačanjem upravljanja resursima,
ekonomskim razvojem, zaštitom
čovekove sredine i zdravlja
korišćenjem kvalitetnih podataka i
informacija;
poboljšanjem planiranja i upravljanja
energetskim resursima kada su
zasnovani na temelju pouzdanih i
kvalitetnih podataka i informacija
koje su obezbeđene od strane
institucija koje se bave pitanjima
upravljanja u energetici.
[042]
Misija, vizija i cilj ISEB-a
Misija ISEB-a je pomoć pri donošenju
odluka u upravljanju gradskim
potrebama za energetskim resursima
kroz izradu energetskog bilansa i
plana.
Vizija ISEB-a je sistem koji predstavlja
objedinjeni registar resursa u energetici
za teritoriju grada Beograda, koji
korišćenjem Internet tehnologija
omogućuje elektronski prijem,
ažuriranje, pretragu i pregled podataka
i izradu izveštaja.
Cilj ISEB-a je strateško upravljanje
energetskim resursima odnosno
upravljanje rashodima, čime se
obezbeđuje pouzdano snabdevanje
energentima.
Ciljevi razvoja ISEB-a
Realizacija projekta ISEB će doneti
neke od osnovnih prednosti e-uprave
kroz dugoročne ciljeve projekta:
stalnu i pravovremenu dostupnost i
aktuelnost relevantnih podataka za
sve korisnike sistema e-uprave i
bespapirnu komunikaciju među
subjektima sistema.
Vidi se opredeljenje Gradske uprave
grada Beograda za e-upravu, čime će
se unaprediti ne samo rad Gradske
uprave, već i život i rad građana,
uz smanjenje budžetskih izdataka.
E-uprava predstavlja korišćenje
informaciono–komunikacionih
tehnologija u obezbeđivanju
informacija i usluga građanima,
institucijama, preduzećima, poslovnoj
zajednici i drugim entitetima društva.
U kratkoročne ciljeve spadaju direktni
ciljevi koji su postavljeni pred ISEB:
omogućavanje integracije svih
delova složenog i distribuiranog
sistema kojim se bavi Uprava za
energetiku
donošenje odluka na osnovu
neprekidnog uvida u proizvodnju,
stanje zaliha i potrošnju, kao i uvida
u arhivu podataka
skraćivanje vremena obrade
informacija
podizanje nivoa korišćenja
informacija
interoperabilnost čime se
omogućava zajedničko korišćenje
podataka
centralizovano ažuriranje
objedinjenih registara podataka o
energetskim tokovima
omogućavanje distribuiranog
održavanja podataka
unapređenje razmene informacija
i podataka vezanih za energetske
resurse među institucijama, čime
energija
Slika 1 Razvoj sistema po fazama
će se doprineti efikasnijem načinu
upravljanja u sektoru energetike u
gradu Beogradu
omogućavanje detaljnog praćenja
stanja prihoda, rashoda i resursa, kao
i pravovremeno izveštavanje.
omogućavanje interakcije i
podsticanje koordinacije između
nadležnih institucija da kreiraju
i šire informacije najvišeg
kvaliteta usvajanjem procedura
koje osiguravaju interkonekcijuinteroperabilnost između sistema
Uprave za energetiku i drugih
institucija zainteresovanih za
korišćenje ISEB.
Metodološki pristup
Razvoj sistema obuhvata faze
prikazane na slici 1.
Izrada koncepta sistema obuhvata
identifikaciju i dokumentovanje
potreba korisnika koje sistem treba da
zadovolji.
Planiranje obuhvata izradu plana
razvoja koji između ostalog
obuhvata: korišćene pristupe,
metode, alate, zadatke, resurse.
Analiza zahteva obuhvata formalno
definisanje korisničkih zahteva
u vidu podataka, performansi,
sigurnosti i održavanja sistema na
osnovu kojih će se zasnovati faza
dizajniranja sistema.
Dizajn obuhvata osmišljavanje fizičkih
karakteristika sistema, definisanje
okruženja, glavnih podsistema i
njihovih ulaza i izlaza.
Razvoj obuhvata prevođenje
detaljne specifikacije izrađene
tokom faze dizajna u hardver,
komunikacionu opremu i softver. U
okviru ove faze, softver je jedinično
testiran, integrisan i integralno
testiran na sistematski način.
Takođe, hardver je instaliran i
testiran.
Integracija i testiranje obuhvata
integraciju podsistema, sistemsko,
sigurnosno i korisničko testiranje
sistema. Korisnik potvrđuje da
razvijeni sistem zadovoljava definisane
funkcionalne zahteve.
Implementacija obuhvata instalaciju
i uvođenje u rad sistema. Ova faza
počinje po završetku testiranja sistema
i prihvatanja od strane korisnika, i traje
sve dok sistem ne bude operativan
prema definisanim korisničkim
zahtevima.
Eksploatacija i održavanje obuhvata
korišćenje samog sistema i njegovo
održavanje. Sistem se nadgleda radi
obezbeđivanja performansi u skladu
sa korisničkim zahtevima uz ugradnju
potrebnih modifikacija. Ova faza traje
sve dok sistem može da odgovori
potrebama korisnika.
Reinženjering obuhvata aktivnosti
koje treba da omoguće reinženjering
sistema i očuvanje bitnih informacija
o prethodnoj verziji sistema. Posebna
pažnja se poklanja očuvanju podataka
u sistemu, tako da se podaci mogu
uspešno prebaciti u drugi sistem
ili arhivirati. Završetkom ove faze,
sistem koji se razvija iterativno i
inkrementalno, može da pređe u
sledeću iteraciju kroz još jedan ciklus,
počevši od prve faze.
Krajnji cilj ovog iterativnog i
inkrementalnog informacionog
sistema je da postane Sistem za
podršku u odlučivanju (Decision
system – DS) koji će koristiti donosioci
odluka u lokalnoj samoupravi na
različitim nivoima odlučivanja,
uključujući Gradonačelnika i njegov
tim.
Informatička podrška ISEB-u –
integracija u informacioni sistem
Grada
Zavod za informatiku i statistiku
svojim resursima podržava Jedinstveni
informacioni sistem grada Beograda
kroz aplikacije, baze podataka i servise
koje koriste ovlašćeni službenici
Gradske uprave i kroz javno dostupne
servise i šifarnike. Razmena podataka,
preuzimanje i davanje podataka
između ISEB-a (slika 2) i javnih i
komunalnih preduzeća, olakšana je ako
[043]
se koristi računarsko-komunikaciona
infrastruktura koju podržava i održava
Zavod za informatiku i statistiku, pošto
je već uspostavljena komunikaciona
infrastruktura ka organima Gradske
uprave i velikom broju javnih i
komunalnih preduzeća čiji je osnivač
grad Beograd.
U takvom okruženju ISEB bi bio
dostupan organima Gradske uprave i
javnim i komunalnim preduzećima,
kao što je to prikazano na slici:
2. Energetska efikasnost
2.1. Energetska efikasnost u
zgradama
U Beogradu se oko 33 % ukupne
potrošnje finalne energije troši u
domaćinstvima, a oko 21 % u sektoru
javnih i komercijalnih delatnosti.
Najveći je udeo toplotne energije
u potrošnji energije u zgradama.
Postoji velika razlika u toplotnim
potrebama zgrada, što najviše zavisi od
toplotne izolacije, stolarije, vremena i
standarda gradnje itd. Tako, toplotne
potrebe novih zgrada sa kvalitetnijom
izolacijom iznose oko 100-120 W/
m2, a starih, predratnih zgrada, sa
lošom izolacijom, iznose i preko
200 W/m2, pa čak i znatno više u
ekstremnim slučajevima. Prosečna
godišnja potrošnja toplotne energije u
zgradama iznosi skoro 150 kWh/m2,
dok u individualnim objektima iznosi
oko 200 kWh/m2. U sistemu daljinskog
grejanja, logično, potrošnja je manja
od prosečne i iznosi oko 137 kWh/m2.
Poređenja radi, u razvijenim zemljama
Evropske unije ove vrednosti su znatno
niže. U zemljama EU objekti klase A
imaju godišnju potrošnju energije do
80 kWh/m2.
Od ukupne potrošnje energije u
domaćinstvima, oko 47 % čini
električna energija koja se i dalje
masovno koristi za grejanje, što
zbog niske cene struje, a što i zbog
nedovoljne izgrađenosti gasovodne i
toplovodne mreže. Daljinsko grejanje
pokriva gotovo 50% domaćinstava u
energija
Slika 2 Okruženje informacionog sistema ISEB
Beogradu, a na gasovodni sistem je
priključeno oko 20.000 domaćinstava,
a tehnički bi moglo biti gasificirano i
10 puta više.
Da bi se mogle preduzimati mere na
povećanju efikasnosti u zgradama,
mora se najpre sagledati stanje
objekata. Gradska uprava je pokrenula
izradu atlasa stambenog fonda kojim
će, za početak, biti obuhvaćeno
oko 30 blokova različitih tipova
stambenih zgrada, što predstavlja
solidan uzorak. Najpre će se krenuti
od objekata priključenih na daljinsko
grejanje. Termičke karakteristike
zgrade će biti snimane termovizijskom
kamerom, a biće uzete u obzir i ostale
karakteristike, stolarija, građevinska
fizika itd.
Rezultati ovog projekta omogućiće
sagledavanje mogućnosti za uštedu
energije u velikom broju objekata
u Beogradu. To će otvoriti vrata
mnogim projektima uštede energije
u zgradama i radu ESCo kompanija.
Ovaj projekat predstavlja i uvod u
uvođenje energetskih pasoša objekata,
što će u budućnosti biti usklađeno sa
evropskim standardima.
2.2. Kogeneracija
Iako će se u narednom periodu
sprovoditi opsežne mere energetske
efikasnosti, Beogradu će biti
neophodni i novi izvori električne i
toplotne energije, koji će istovremeno
morati da zadovolje i zahteve za
zaštitu životne sredine. Poznato je da
u zimskom periodu elektroenergetski
sistem radi često na granici
izdržljivosti. Povećanje standarda
stanovništva i razvoj industrije će
povećati potrebe za električnom
energijom, pa uskoro postojeći
kapaciteti neće biti dovoljni. U rešenju
ovog problema aktivnu ulogu mora da
ima i Grad Beograd, u koordinaciji sa
Ministarstvom rudarstva i energetike.
I potrebe za toplotnom energijom
će rasti, tako da će i tu doći do
popunjavanja kapaciteta, što je već
slučaj na nekim grejnim područjima, tj.
na područjima „Dunav“ i „Konjarnik“.
Grad Beograd se, svojom Strategijom
razvoja energetike grada Beograda“
opredelio za kogeneraciju i to na dva
najvažnija koloseka. Sa jedne strane,
aktuelizuje se snabdevanje Beograda
toplotnom energijom iz TENT-a, čime
bi se obezbedilo dodatnih oko 700
MW toplotne energije. Sa druge strane
Grad se opredeljuje i za izgradnju
kogenerativnog postrojenja na gas,
koje bi proizvodilo nekoliko stotina
MW toplotne i električne energije.
Određena istraživanja su sprovođena
u proteklom periodu, ali je za početak
realizacije ovako velikog projekta
neophodno obezbediti dodatnu
dokumentaciju, kao i strateškog
partnera. Ovako veliki državni,
strateški, projekti mogu biti sprovedeni
[044]
samo u potpunoj saradnji Ministarstva,
Grada Beograda i najvećih državnih
energetskih preduzeća, radi
zadovoljenja interesa svih strana.
Podstaknut nedavnim usvajanjem
Uredbe o podsticajnim tarifama
za dobijanje električne energije iz
obnovljivih izvora, Grad aktivno
razmatra mogućnosti za realizovanje
pojedinih projekata uvođenja
obnovljivih izvora i kogeneracije
manje snage, saglasno Uredbi, koja
tretira kapacitete do 10 MW.
2.3. Energetska efikasnost u javnoj
rasveti
U beogradskoj varoši 1893. godine
upaljena je prva električna sijalica,
a Beograd je pre većine evropskih i
svetskih metropola dobio električno
osvetljenje. Skupština grada Beograda
je EPS-u - EDB «Javno osvetljenje»
poverila održavanje mreže i objekata
javnog osvetljenja na području
Grada Beograda. Isporuka električne
energije za javno osvetljenje utvrđena
je kalendarom paljenja i gašenja
javnog osvetljenja, usvojenim od
strane Skupštine grada i dnevno se
u Beogradu aktivira oko 140.000
svetiljki ( 92.000 u užem delu grada)
od čega je 70.000 živinih sijalica
(36.000 u užem delu grada) a ostatak
su natrijumske i metal-halogene
sijalice. Instalisana snaga osvetljenja je
oko 19.200.000 W električne energije,
a prosečan dnevni rad je 6 sati. U
energija
upotrebi su svetiljke od 75 W, 100
W, 150 W i 250 W, a prosečna snaga
sijalice je oko 136 W.
Održavanje objekata javnog osvetljenja
obuhvata nabavku i zamenu sijalica,
osigurača, prigušnica, protektor
svetiljki, kondenzatora, upaljača,
angažovanje radne snage i dizalica
na zameni istih i kontrolu paljenja i
gašenja javnog osvetljenja. Trenutna
energetska efikasnost je niska i stalno
se pokušava povećati zamenom
svetiljkama veće efikasnosti. Međutim
da bi se došlo do energetski efikasne
mreže neophodno je inovirati način
upravljanja mrežom tako da se u
realnom vremenu mogu menjati
parametri osvetljenja u svakoj
pojedinačnoj svetiljki, od toga da li je
uključena ili isključena do regulisanja
nivoa osvetljenosti. Korišćenje ovako
upravljanih mreža omogućava da
se zna trenutni operativni status,
ispravnost i potrošnja električne
energije sveke sveteljke. Na ovaj način
se mogu formirati baze podataka čijom
se obradom i uparivanjem podataka o
funkcionalnosti osvetljenja, protoka
saobraćaja, geografskih podataka,
lokalnog vremena i kalendara dobijaju
podaci na osnovu kojih se može
upravljati svakom pojedinačnom
svetiljkom. Analizama do sada
primenjenih mreža javnog osvetljenja
kojima se na ovaj način upravlja
pokazuju da je ušteda od 30 do 40%, u
zavisnosti od toga u kakvom je režimu
mreža bila pre intervencije. Posebno
treba istaći da su intervencije-radovi na
postojećim mrežama male i vrše se na
nivoima nosača svetiljki. Upravljanje
se vrši bežično iz jedne baze koja je i
sama povezana na bežično internetsko
upravljanje. Iz jedne baze se može
upravljati sa oko 150 svetiljki.
U organizaciji upravljanja javnim
osvetljenjem je potrebno uvesti
protokol o proceni energetske
efikasnosti u svim pojedinačnim
zonama, vršiti rekonstrukcije na
osnovu biznis plana zone i reviziju
biznis plana svake tri godine kako
bi se blagovremeno sprovodile mere
za podizanje energetske efikasnosti.
Ovako se dobijaju efikasna ulaganja
koja podržavaju energetsku efikasnost.
Posebno se mora voditi računa,
izradom biznis planova, o energetskoj
efikasnosti u javnom osvetljenju
koje se povremeno aktivira, a čija
osnovna namena nije osvetljavanje
određene oblasti već naglašavanje
događaja (Nova godina) i informisanje
posmatrača.
Da bi grad Beograd postigao osnovni
cilj u oblasti javnog osvetljenja, da
smanji utrošak energije, poboljša
održavanje, poveća komfor osvetljenja
i troškove optimizira neophodno je da
direkno upravlja svojim resursom a to
će moći da postigne tek kada preuzme
EDB “Javno osvetljenje” i formira
javno komunalno preduzeće.
3. Uvo|enje i kori{}enje
obnovljivih izvora energije
Potencijal obnovljivih izvora energije
na teritoriji grada Beograda procenjuje
se na oko 4.6 TWh/god, a moguće
učešće obnovljivih izvora u bilansu
primarne energije u Beogradu u
periodu do 2030. godine sa oko
8,36%. Najveći deo ove energije
se može iskoristiti za proizvodnju
toplotne energije, a samo manjim
delom za dobijanje električne energije
(kogeneracija, fortonaponski paneli,
energije vetra). Energetski potencijal
obnovljivih izvora energije na području
Beograda iznosi oko 8% potrebne
primarne energije.
3.1. Energija iz otpada i deponijski
gas
Gradski otpad koji nastaje na teritoriji
Grada ima značajnu energetsku
vrednost. Klasifikacija i reciklaža
komunalnog otpada u Beogradu
praktično ne postoji. Komunalni
otpad iz domaćinstava čini oko 60%
ukupnog otpada (oko 310.000 t) a
ostatak od 40% je iz preduzeća i
ustanova (206.666 t). Oko 70% otpada
je sagorivo i pogodno za spaljivanje.
U Evropi se 18% otpada sagoreva,
49% odlaže na deponije, a 33% se
reciklira ili kompostira. Recikliranjem
se toplotna moć otpada smanjuje
tako da se može računati od 7,86 do
9,96 MJ/kg u zavisnosti od stepena
recikliranja.
Snaga postrojenja koje bi sagorevalo
navedeni otpad u užem gradskom
području bi bila od 100 do 140 MWt.
U varijetetu sa kogenerativnom
postrojenjem snaga električnog dela
mogla bi da iznosi oko 50-80 MWe.
Korišćenje deponijskog gasa moglo
bi se organizovati samo na deponiji
u Vinči, na kojoj se odlaže oko 85%
ukupnog otpada. Na ovoj deponiji je
do sada odloženo oko 2,8 miliona tona
komunalnog otpada. Računa se da iz
1 miliona tona komunalnog otpada
nastaje 11500 m3 deponijskog gasa
godišnje što čini raspoloživi potencijal
od 150 TJ, odnosno da se na toj
lokaciji može izgraditi postrojenje od
2 MWe.
3.2. Energija Sunca
Srednji godišnji sunčev potencijal na
području grada Beograd je oko 1.400
kWh/m2. U zimskom periodu prosek
[045]
je oko 1,4-1,5 kWh/m2 a u letnjem
periodu 6,2-6,3 kWh/m2. Godišnji
prosek energije koja padne na površinu
pod uglom od 300 orijentisanom ka
jugu je oko 4,2-4,6 kWh/m2. Prema
ovim podacima Beograd je u području
srednje bogatom sunčevom energijom.
Višestruko je i praktično pokazano
da je moguće grejanje solarnim
toplotnim kolektorima, naročito u
privatnim objektima. Očekuje se da
će do 2015 oko 3% privatnih objekata
imati sisteme koji se mogu koristiti za
grejanje, a do 2030 oko 10% zgrada.
U upotrebi će biti takvi sistemi da
se, u periodima kada nema dovoljno
sunčeve energije, dogrevanje vrši
nekim od drugih izvora energije (gas,
struja, briketi, itd.). Kolektori bi imali
površinu od 5 do 10 m2, a stepen
korisnosti bi bili od 65 do 85%. Cena
kolektora ovog tipa će padati tako da
će biti dostupni većem broju korisnika.
Država je dala stimulativne tarife
za proizvodnju električne energije
pomoću fotonaponskih kolektora,
ali se ne može očekivati u periodu
od tri godine instaliranje značajnijih
proizvodnih kapaciteta, jer je cena
fotonaponskog sistema još uvek dosta
visoka, tj. oko 5-8 $/W, a stepen
korisnosti u komercijalnim sistemima
se kreće od 18 do 22% . U budućnosti
treba očekivati da efikasnost
panela raste, a da cene padaju i da
proizvedena električna energija ima
manju investicionu cenu.
3.3. Energija vetra
Područje grada raspolaže značajnim
potencijalom vetra (košava kao
sezonski periodični vetar). Maksimalne
vrednosti intenziteta vetra se javljaju
zimi dok su u letnjem periodu dosta
slabe. U zonama maksimalnog
potencijala uz obale reka snaga iznosi
oko 5-6 kWh/m2dan (površine elise). Iz
ovoga se može očekivati postavljanje
farme vetrenjača potencijala do 2
MW i da se mogu postaviti dve do
tri farme u zonama gde neće biti
stambene aktivnosti. Maksimalno se
može očekivati proizvodnja do 10 MW
uz prosečno godišnje iskorišćenje od
2000 h. Srednja godišnja proizvodnja
električne energije iznosila bi oko
60 GWh. Prva postrojenja se mogu
očekivati u periodu od tri do pet
godina. Procena je da investicija za
snagu od 1 MW iznosi oko 1 milion
evra. Zato je za projekte ovog tipa
bitno izvršiti adekvatna merenja i
analize kako bi se potvrdile stvarne
mogućnosti i pravilno izabrali tipovi
vetrogeneratora.
U toku je projekat merenja i
analiziranja vetrova sa tri tačke na
energija
kojima se vrše merenja. Dobijeni
rezultati će biti polazne osnove za
izbor mikro lokacije na kojoj će biti
izgrađena farma uz prethodnu potvrdu
novih merenja na samoj lokaciji.
3.4. Energija biomase i biogasa
Ogrevno drvo je najkorišćeniji
obnovljivi energent, a generiše se
kao otpad u šumama, parkovima,
procesima proizvodnje, voćarstvu.
Međutim, njegova potrošnja je veća
od mogućnosti proizvodnje u samom
gradu, pa se dovozi i iz drugih
regiona. Ukupna drvna masa šuma
u administrativnom području grada
Beograda je oko 3,75 miliona m3,
ali se može računati sa godišnjom
sečom od najviše 2,5% (koliki je
prosečni prirast drvne mase). Ukupni
energetski potencijal otpadnog drveta
je 135 GWh/god. Računajući da će
procentualno pošumljavanje na ovoj
teritoriji biti isto kao što se predviđa
za Srbiju, zbirni energetski potencijal
otpadne drvne mase i ogrevnog drveta
mogao bi biti udvostručen do 2030.
godine do 400 GWh/god. tako da će
buduće snabdevanje ogrevnim drvetom
uglavnom biti organizovano iz drugih
regiona Korišćenje ogrevnog drveta
će postepeno opadati tako da će biti
prepolovljeno do 2030. godine.
Planira se izgradnja briketirnice
koja kao sirovinu koristi otpadno
drvo koje nastaje u samom gradu jer
izvestan broj kotlova JKP Beogradskih
elektrana koristi brikete i pelete.
Energetski potencijal biljnih
ostataka ratarske proizvodnje može
dati značajan doprinos ukupnom
energetskom potencijalu biomase
na području grada. Realno se može
računati samo na ostatke ratarske
proizvodnje od 700-1800 GWh/
god. Energetski potencijal ostataka
biomase u voćarstvu i vinogradarstvu
je reda 120 GWh/god, a uz eventualna
povećanja zasada može da dostigne
oko 170 GWh/god.
Pri gajenju stoke nastaje značajna
količina tečnog stajnjaka, iz koga
se anaerobnom fermentacijom
dobija biogas i može se računati na
proizvodnju 10 GWh/god iz biogasa.
U kompleksu PKB-a je biosistem koji
je trenutno zapušten i potrebno ga je
rekonstruisati.
Biomasu i biogas potrebno je koristiti
za proizvodnju toplotne i električne
energije u energetski efikasnim
kogenerativnim procesima. Toplotnom
energijom bi se uglavnom snabdevala
obodna naselja kao što je Padinska
skela ili industrijski objekti za
zagrevanje hala i poslovnog prostora –
industrijski kompleks PKB-a.
3.5. Istra`ivanje i kori{}enje
geotermalnih potencijala
Dosadašnja istraživanja geotermalne
energije ukazala su na nezanemarljiv
potencijal geotermalne energije na
određenim lokacijama u Beogradu,
ponajviše na području Mladenovca,
Novog Beograda, Višnjice, Avale,
Zemuna, itd. Tokom 2009. godine
Grad Beograd je pokrenuo, do sada
najobimniji projekat na ovu temu,
izradu studije Detaljnih istraživanja
subgeotermalnih podzemnih vodnih
resursa. Cilj ovog projekta je da
precizno oceni geotermalni potencijal
na teritoriji celog grada. Izrada ovog
projekta trajaće do 2012. godine i
očekivana dobit od njega je izrada
mape koja će odslikavati potencijal u
Beogradu, čime se stvaraju preduslovi
za masovno korišćenje ove energije za
grejanje, uz pomoć toplotnih pumpi. U
Beogradu već postoji desetak primera
korišćenja ove tehnologije za grejanje
i/ili dobijanje potrošne tople vode
u poslovnim objektima i nekoliko
desetina primera u kućama.
Studija obuhvata istraživanje
subgeotermalnih potencijala do dubine
od 30 metara jer je do te dubine
moguća upotreba toplotnih pumpi. Ona
polazi od detaljne analize podataka o
mogućnostima korišćenja geotermalne
energije. Zatim će biti izvršeno
infracrveno skeniranje istražnog
terena, nakon čega će biti izrađene
neophodne hidrogeološke karte.
Studija će dati analizu raspoložive
toplotne energije koja se može dobiti
iz geotermalne energije. Kao rezultat,
izaći će reprezentativni pilot projekti
korišćenja toplotnih pumpi za grejanje
objekata u Beogradu, kao i analiza
ekonomske opravdanosti korišćenja
geotermalne energije pomoću toplotnih
pumpi, uz analizu uticaja na životnu
sredinu.
4. Podizanje nivoa svesti o
energetskoj efikasnosti
Svest o značaju energetike u našem
društvu je vrlo niska i smatra se da se
ulaganjem u razvoj svesti može postići
najveća ušteda energije. Uprava za
energetiku je prepoznala taj problem i
u toku prošle godine realizovala prvi
pilot projekat edukacije omladine u
tri srednje škole (200 učenika) sa
ciljem da se utvrdi koliko su učenici
informisani, na koji način dolaze do
informacija i koliko su u prilici da ih
koriste. Zaključak je da se informišu
pre svega vizuelno preko televizije,
interneta, reklama. Stečena iskustva
slabo koriste (ne plaćaju oni račune, a
niko ih nije ni pitao).
[046]
Iz ovog projekta je proizašlo saznanje
da se do informacija dolazi usput i da
su često u nejasnim formama, pa često
i netačne. Zbog toga je odlučeno da se
oranizuju akcije koje će delovati na sve
društvene grupe (domaćice, profesori
zanatlije, vozači...), preko kratkih
vizuelnih informacija i pokaznih
sistema koji će biti prezentovani na
akcijama koje će se sprovoditi na Adi
ciganliji, raskrsnicama, pijacama.
Posebno se planira edukacija osoblja
koja su zadužena za potrošnju
energije u okviru javnik komunalnih
preduzeća i institucija koja bi nas uvela
u programe energetske efikasnosti,
kako bi došli do smanjenja potrošnje
energije od 5% do 2015.g.
5. Energetski menadžment
Neophodnost obezbeđenja sigurnosti
snabdevanja, nove tehnologije,
imperativ energetske efikasnosti i
zaštite životne sredine zahtevaju
sofisticirano upravljanje energetikom.
Aktivnosti Grada Beograda u ovom
sektoru, od kojih se neke sprovode
po prvi put, predstavljaju savremeni
pristup ovoj problematici. Upravljanje
energetikom postaje kompleksnije i
zahteva sveobuhvatnije angažovanje,
uz neprekidno usavršavanje, praćenje
događaja i zakonske regulative i
razmenu informacija. Zato i briga
o energetici menja oblik, tako što
od redovnog praćenja energetskih
parametara sve više dobija oblik
inicijative, uz koju idu investicije
i nove tehnologije. Novi pristup
zahteva i konkurisanje sa energetskim
projektima kod međunarodnih
institucija, što zahteva veoma značajne
veštine i znanja.
Izazovi u sektoru energetike u
Gradu Beogradu čine neophodnim
prilagođavanje energetskog
menadžmenta aktuelnom trenutku, uz
adekvatnu organizacionu strukturu.
Zaklju~ak
Kao rezultat navedenih aktivnosti,
dugoročno se očekuje optimizacija
potrošnje energije u svim sektorima,
u skladu sa potrebom da se obezbedi
dovoljna količina energije za sve
potrošače, kako za pojedinca, tako i za
celo društvo, uz optimalne troškove,
intenzivno planiranje i investiranje.
Prvi vidljivi rezultati biće formiranje
informacionog sistema, koji će u
narednim godinama biti proširivan
i poboljšavan, izrada energetskog
bilansa, značajno podizanje svesti
stanovništva o značaju racionalnog
ponašanja u sektoru energetike,
početno investiranje u obnovljive
izvore i energetsku efikasnost itd.
energija
Ipak, Grad Beograd ima ambiciju da
se na kvalitetan način dugoročno bavi
sigurnošću snabdevanja energijom,
tako da će se značajniji rezultati osetiti
u dužem periodu, kada ostvarimo
značajnije uštede i kada energetsku
efikasnost i stepen korišćenja
obnovljivih izvora energije podignemo
na evropski nivo. Grad Beograd,
svojim novim pristupom, ima ambiciju
da u tome uspe i sve zainteresovane
strane poziva na saradnju.
Literatura
1. Strategija razvoja energetike grada
Beograda
2. Idejni projekat Informacionog
sistema energetike grada Beograda
sa pilot projektom
3. Energetske strategije velikih
evropskih gradova
Ljubomir Gigovi}, Zlate Veli~kovi}
Vojna akademija, Beograd
UDC:620.9 : 14 : 355.02 (497.11)
Vojnogeografske
karakteristike energetike
Srbije
Rezime
Energetika, kao privredna grana, osnova je funkcionisanja celokupne
proizvodnje i svih drugih privrednih i ostalih vanprivrednih delatnosti. Iz takve
njene uloge proističe i njena vojnogeografska funkcija. Sposobnost privrede da
se prilagodi ratnim uslovima umnogome zavisi od stanja u energetici i od njene
sposobnosti da izvrši veliki broj složenih zadataka pod veoma teškim uslovima.
Rad sadrži kompleksno sagledavanje energetskih i proizvodnih potencijala Srbije
i njihovog geografskog razmeštaja, sa vojnog aspekta.
Ključne reči: energetika, Srbija, vojna geografija.
Military Geographic Characteriscts of Serbia Power
Engineering
Power engineering, as an economic branch, is a basis of total production
functioning and the whole other economic and non-economic activities. This
implies its military-geographic function. The capability of public economy to
accommodate itself to war conditions highly depends of its state and ability to
complete a large number of complex tasks under very difficult conditions. The
paper deals with a complex view of power engineering and productive potential
of Serbia and their geographic disposition due to military aspect.
Key words: engineering, Serbia, military geography.
Uvod
Energetika, kao privredna grana,
osnova je funkcionisanja celokupne
proizvodnje i svih drugih delatnosti
u Srbiji. Daje pogonsku snagu
industriji, poljoprivredi i saobraćaju,
bez čijeg učešća je nemoguć njihov
rad. Omogućava funkcionisanje
i svih vanprivrednih delatnosti.
Sposobnost privrede da se prilagodi
ratnim potrebama umnogome će
zavisiti od stanja u energetici i od
njene sposobnosti da izvrši veliki
broj složenih zadataka pod veoma
teškim uslovima. Glavni izvori
energije u Srbiji su: ugalj, vodne
snage, nafta i prirodni gas. Kao izvori
energije sve veći značaj dobijaju još i
solarna energija, vazdušna strujanja,
geotermalna energija i drugi vidovi
alternativne energije. Ugalj, nafta
[047]
i neki drugi izvori energije čine
osnovu i za proizvodnju raznih baruta,
eksploziva i drugih energetskih
proizvoda koji presudno utiču na
vođenje rata u celini. Energetska
privreda Srbije počiva na korišćenju
domaćih rezervi uglja i raspoloživom
hidroegergetskom potencijalu. Oni
omogućuju stabilnu proizvodnju
električne energije, dok se veći deo
potreba u drugim energentima (nafta,
prirodni gas, kameni ugalj) podmiruju
uvozom.
Ugalj i elektroenergija
Ugalj je klasični izvor energije,
koji ima značaj kao najsigurniji
izvor raznih oblika energije i kao
sirovina nekih grana industrije,
uključujući i vojnu industriju. U
geografskom prostoru Srbije ugalj
energija
Tabela 1 Baseni uglja u Srbiji
Tabela 2 Proizvodnja uglja u Srbiji
se eksploatiše više od 180 godina
(Vrdnik, 1804. godine). Na osnovu
izvršenih istraživanja, koja stalno
traju sa promenljivim intenzitetom,
ukupne rezerve uglja u Srbiji se
procenjuju na oko 22 milijardi tona.
Međutim, najveći deo rezervi čine
niskokalorični lignit (preko 97%),
manji deo - srednjokalorični mrki ugalj
i još manji - visokokalorični kameni
ugalj. Dobre strane tih rezervi su što se
nalaze na celoj teritoriji zemlje i što se
njihov najveći deo može eksploatisati
površinskim otkopom (tabela 1).
Osnovna pogodnost
Karta 1 Nalazišta uglja, nafte i zemnog gasa
ležišta lignita je u
velikim rezervama,
niskim cenama
dobijenog uglja
i mogućnosti
proizvodnje na
površinskim
kopovima. Oko
polovine naših lignita
je na dubini do 100
m, a negde i pod
samom površinom
zemlje. Najveći deo
proizvodnje lignita
(preko 80%) sagoreva
u termoelektranama,
koje su podignute
blizu površinskih
kopova. Najveći
baseni lignita u
Srbiji su Kosovski
64%, Kolubarski
18% Kostolački 5%
i Kovin 1%. Lignit
se eksploatiše na
još nekoliko drugih
lokaliteta (Štavalj kod
Sjenice, Lubnica kod
Zaječara, Morava kod
Despotovca, Bajovac
kod Kraljeva, Babuš
[048]
kod Lipljana). Interesantno je da se u
produžetku Kostolačkog basena kod
Kovina eksploatiše ugalj ispod korita
Dunava. Ovo je u svetu jedinstven
način podvodne eksploatacije
niskokaloričnog lignita, koji se loži u
termoelektrani u Kostolcu.
Mrki ugalj kopa se jamski u Senjskoresavskom basenu (Senje, Resava,
Ravna Reka), i u manjoj količini u
Sokobanjskom (Soko) i Bogovinskom
(Boljevac) rudniku (karta 1). U
Aleksinačkom basenu eksploatacija je
prestala.
Rezerve kamenog su male. Na
teritoriji Srbije kameni ugalj, u manjim
količinama, kopa se jamski u Ibarskom
basenu (Baljevac, Jarando) i u istočnoj
Srbiji (Vrška čuka, Podvis, Rtanj, Krivi
Vir, Tresibaba).
Ukupna proizvodnja uglja u Srbija
stalno je u porastu, što pokazuje
i pregled iz tabele 2. Danas je
proizvodnja uglja veća od proizvodnje
u 1939. godini za preko 21 puta.
Međutim, kada tu proizvodnju
analiziramo po vrstama uglja, onda
su kameni (od 1939.) i mrki ugalj
(od 1966.) u stalnom opadanju i po
količini i procentu. Razlozi tome su
male rezerve, njihova iscrpljenost,
nepovoljni uslovi za eksploataciju i loš
kvalitet. Najbolji rezultati se postižu
u proizvodnji najslabije vrste uglja
- lignita. U odnosu na 1939. godinu,
njegova proizvodnja u 2008. godini
je povećana za oko 73 puta. Ovakvo
stanje u proizvodnji uglja uticalo je na
uvoz velikih količina kamenog uglja i
koksa. U 2008. godini uvezeno je oko
milion tona koksa i oko 150 hiljada
mrkog uglja.
Sa vojnog gledišta, raspored rudnika
uglja je relativno nepovoljan, jer
su zbog male dubine ratišta svi na
manjoj udaljenosti od 100 km od
državne granice. Rudnik Vrška Čuka
i Kostolački rudnik su uz granicu, a u
centralnom delu zemlje su Kolubarski,
Vrdnički, Ibarski i Kosovski. U ratu,
ugalj će biti glavni i najpovoljniji
izvor energije. On može zameniti i
druge izvore energije: naftu, prirodni
gas i delom, električnu energiju.
Sa njegovom proizvodnjom mora
se računati i u najtežim uslovima.
Međutim, realno je očekivati da će
proizvodnja uglja u ratu biti smanjena.
Pad proizvodnje uglja će nastati i
zbog toga što će deo radno sposobnog
ljudstva i tehnike biti angažovani u
borbenim jedinicama. Nestašica tečnih
goriva i rezervnih delova za održavanje
tehnike će se, takođe, odraziti na rad
rudnika. Zbog male dubine ratišta
jedan deo rudnika može biti i u zoni
energija
borbenih dejstava, te će i to uticati
na smanjenu proizvodnju uglja. Da
bi se obezbedilo snabdevanje ugljem
u ratu, neophodne su pravovremene
pripreme, u smislu pripreme kopova na
većoj dubini ratišta, gde mirnodopska
eksploatacija nije ekonomski isplativa,
kao i stvaranja rezervi iskopanog uglja.
Stvaranje rezervi treba intenzivirati u
periodu zategnutosti međunarodnih
odnosa, znatno pre mobilizacije.
Velika nalazišta lignita uticala su
na izgradnju i lokaciju većeg broja
velikih termoenergetskih postrojenja.
Sa proizvodnjom domaće opreme
za termoelektrane na prostoru
Srbije došlo je do orijentacije
na izgradnju termoelektrana pri
najbogatijim nalazištima lignita Tako
su nastali veliki centri proizvodnje
termoenergije: Kosovski, Kolubarski
i Kostolački. Prva termoelektrana
u Srbiji izgrađena je u Beogradu
(Zemunu) 1892. godine.
Razvoj energetike neke zemlje meri
se, pored ostalog, i proizvodnjom
električne energije, koja je i
najrasprostranjeniji oblik energije.
Elektrifikacija kao element naučnotehničkog progresa uslovljava stalno
uvećavanje proizvodnje električne
energije. U odnosu na 1939. godinu
proizvodnja elektroenergije Srbije
u 2008. godini povećana je 64 puta.
Instalisana snaga elektrana iznosi 8.359
MW, od čega u termoelektranama
na lignit je instalisano 5.171 MW,
u hidroelektranama 2.835 MW i u
termoelektranama - toplanama na
mazut i prirodan gas 367 MW. Ukupna
proizvodnja električne energije
iznosi 39,7 milijarde kWh godišnje.
Od toga nešto više od dve trećine
se proizvodi u termoelektranama, a
blizu jedne trećine u hidroelektranama
(grafikon). Termoelektrane od 1978.
godine učestvuju sa više proizvedene
energije u odnosu na hidroelektrane.
U 2008. godini ostvarena proizvodnja
električne energije u termoelektranama
i hidroelektranama iznosila je 39.715
GWh. Termoelektrane su u 2008.
godini proizvele 29.337 GWh i
učestovale u ukupnoj proizvodnji sa
73,9%. Hidroelektrane u Srbiji su u
2008. godini proizvele 10.011 GWh.
Ostvarena proizvodnja električne
energije u termoelektranama i
hidroelektranama na Kosovu i Metohiji
iznosi 4.676 GWh.
Termoenergetske kapacitete Srbije
čini osam termoelektrana (TE) sa 25
blokova ukupne instalisane snage
5.171 MW, koje kao pogonsko gorivo
koriste lignit, kao i tri termoelektrane-
Grafikon 1 Struktura proizvodnje električne energije u Srbiji
-toplane (TE-TO) sa 6 blokova ukupne
snage 353 MW, koje rade na tečna i
gasovita goriva. Ovi termokapaciteti,
proizvode u proseku nešto skoro 3/4
ukupne električne energije u Srbiji.
1) TE «Nikola Tesla A» u Obrenovcu
je najveća elektrana u Srbiji sa
6 blokova ukupne snage 1.502
MW, što čini 18% energetskog
potencijala Srbije. U 2008. godini
termoelektrana je učestvovala sa
skoro 1/4 ukupne proizvodnje
električne energije u Srbiji.
2) TE «Nikola Tesla B» u Obrenovcu,
sa 2 bloka je druga po snazi i
proizvodnji elektrana u Srbiji.
Ukupne snage je 1.160 MW i danas
proizvodi oko 1/5 ukupne električne
energije u Srbiji. Termoelektrane
u Obrenovcu imaju instaliranih
31,9% elektrokapaciteta u Srbiji
i proizvode ukupno oko 45,5%
električne energije Srbije. To ih
čini značajnim vojnogeografskim
objektom. Kao gorivo koriste
kolubarski lignit. Od prijemnih
mesta u rudniku do termoelektrana,
ugalj se transportuje specijalnim
železničkim kompozicijama,
sopstvenom industrijskom
elektrificiranom prugom normalnog
koloseka dužine oko 30 kilometara.
3) TE «Kolubara» u Velikim Crljenima
sa 5 blokova ukupne snage 245 MW
i proizvodnjom električne energije
na nivou od oko 1.191 GWh.
4) TE «Morava» u Svilajncu sa 1
blokom ukupne snage 108 MW i
proizvodnjom električne energije od
636 GWh.
[049]
5) TE «Kostolac A» sa dva bloka
ukupne snage 281 MW i
proizvodnjom od 1.865 GWh.
6) TE «Kostolac B» sa dva bloka
ukupne snage 640 MW i
proizvodnjom od 3.012 GWh.
Kostolačke termoelektrane
godišnjom proizvodnjom od oko
četiri milijarde kWh, podmiruju oko
13% ukupne potrošnje električne
energije u Srbiji. Pored električne
energije, TE “Kostolac A” proizvodi
i toplotnu energiju za grejanje
gradova Kostolca i Požarevca.
7) TE “Kosovo A” TE “Kosovo A”
ima pet blokova ukupno istalisane
snage 617 MW koji godišnje
proizvede oko 1.375 GWh. Ugalj za
korišćenje u ovoj elektrani doprema
se sa kopa «Dobro Selo».
8) TE «Kosovo B» sa dva bloka
ukupne snage 618 MW kao
pogonsko gorivo koristi lignit sa
kopa “Belaćevac”. TE “Kosovo
B” godišnje proizvodi oko 3.304
GWh električne energije ili oko
10% električne energije Srbije.
TE «Kosovo» su izgrađene na
resursima Kosovo-Metohijskog
ugljenog basena.1 TE su smeštene
10, odnosno 15 km jugozapadno od
Prištine, u njima je instalisano skoro
15% energetskog potencijala Srbije
i sa istim procentom učestvuju u
proizvodnji električne energije
(tabela 3).
U sastavu «Panonskih elektrana» su
tri TE-TO ukupne istalisane snage
1
Od 1. jula 1999. godine EPS ne upravlja svojim
kapacitetima na području Kosova i Metohije.
energija
Tabela 3 Najvažnija energetska postrojenja i njihovi kapaciteti u Srbiji
vojnogeografski položaj, jer se
nalaze na određenom udaljenju od
državnih granica. Najveće i najvažnije
naše termoelektrane nalaze se
na ugljenokopima ili u njihovoj
neposrednoj blizini, što će u znatnoj
meri pozitivno uticati na njihovo
snabdevanje gorivom u ratu. Na one
termoelektrane za koje se vrši transport
uglja sa većih udaljenja u ratu se sa
većom sigurnošću može računati samo
dok traju zatečene zalihe na njihovim
deponijama. Takođe, u ratu nije realno,
sa velikom sigurnošću, očekivati rad
gradskih i industrijskih termoelektrana
i toplana i svih drugih energetskih
postrojenja na tečno gorivo i gas, sem
dok traju zatečene rezerve.
Vodne snage i elektroenergija
353 MW. Proizvodni kapacitet
ogranka TE-TO «Novi Sad» sa
2 bloka i raspoložive snage 208
MW, je energetski objekat za
kombinovanu proizvodnju električne
energije, tehnološke pare i toplotne
energije. Snabdevanje prirodnim
gasom omogućeno je priključkom
na magsitralni gasovod, mazut se
doprema mazutovodom, dok blizina
Dunava omogućava relativno lako
snabdevanje ove TE-TO potrebnim
količinama rashladne vode. Proizvodni
kapacitet TE-TO «Zrenjanin» sa
jednim blokom je 100 MW, dok je
ukupno raspoloživa snaga «Sremska
Mitrovica», sa 3 bloka – 45 MW. U
ukupnoj proizvodnji električne energije
u Srbiji, u uslovima nedostataka
pogonskog goriva, TE-TO učestvuju
sa 0,9%, odnosno
prozvode oko 363
Tabela 4 Vodna snaga i mogućnosti iskorišćavanja
hidroenergetskog potencijala reka Srbije
GWh električne
energije godišnje.
Polazeći od
raspoloživih rezervi
uglja, realno je
očekivati da će
termoenergija na
bazi uglja i ubuduće
davati sve veći udeo u
ukupnoj proizvodnji
elektroenergije
Srbije. Većina naših
termoelektrana ima
relativno povoljan
[050]
Vodna snaga ima prednost u odnosu
na ostale klasične izvore, jer je stalni
izvor energije, koji se neprekidno
obnavlja. Ona je funkcija sunčeve
radijacije i reljefa - prirodnih
elemenata koji se mogu smatrati
stalnim. U Srbiji planinski reljef i
količine padavina uzrokuju postanak
velikog broja vodenih tokova.
Teritorijalni razmeštaj vodenih tokova
u Srbiji je takav da ih je moguće
iskorišćavati u raznim delovima
zemlje, a naročito u planinskoj
regiji, gde je mreža vodenih tokova
i najgušća. Planinski tokovi imaju
velike padove, količinu vode, te
raspolažu znatnim hidroenergetskim
potencijalom (tabela 4).
Vodni režimi naših reka omogućavaju
ujednačenu proizvodnju hidroenergije
tokom cele godine, osim u periodima
kada je količina padavina znatno
smanjena. Među rekama koje teku
s Dinarskih planina na sever, prema
Savi, najbogatija je hidroenergijom
reka Drina sa svojim pritokama. Drina
je najbogatija reka hidroenergijom
u Srbiji (10 milijardi kWh). U
planinskom delu sliv Drine prima
u toku godine 1.000 do 3.000 mm
padavina i pripada pluvijalnonivalnom rečnom režimu. Velikom
hidroenergijom se ističu reke
Crnomorskog sliva, pre svih Dunav
(oko 11 milijardi kWh), na koje
otpada najveći deo hidroenergetskog
potencijala Srbije. Neiskorišćena
mogućnost našeg vodnog potencijala je
hidroenergija manjih vodenih tokova.
Prirodni potencijal u Srbiji, koji se
tehnički može iskoristiti, iznosi oko
21,5 milijardu kWh, što je duplo
više od sadašnje hidroenergetske
proizvodnje. To ukazuje na još uvek
nizak stepen i zaostajanje eksploatacije
naših vodnih snaga. Na osnovu
energija
raspoloživih podataka, hidroenergetski
resursi Srbije raspolažu sa 50
generatora sa ukupnom snagom 2.835
MW, što čini skoro 34% ukupnog
elektroenergetskog potencijala EPS-a.
Srbija danas raspolaže sa većim
brojem distributivnih i industrijskih
hidroelektrana. Njihova ukupna
proizvodnja električne energije 2008.
godine bila je 10.011 GWh.
Karta 2. Teritorijalni raspored
energetskih postrojenja u Srbiji
Najznačajnije hidroelektrane u Srbiji
su:
1) TE «Đerdap 1» sa 6 agregata
ukupne snage 1.058 MW i
proizvodnjom električne energije od
5.398 GWh.
2) TE «Đerdap 2» sa 10 agregata
ukupne snage 270 MW i
proizvodnjom električne energije od
1.504 GWh.
3) TE «Pirot» sa 2 agregata ukupne
snage 80 MW i proizvodnjom
električne energije od 87 GWh.
4) HE Vrla 1,2,3 i 4 (Vlasinske
elektrane) sa 10 agregata ukupne
snage 129 MW i proizvodnjom
električne energije od 168 GWh.
5) HE «Bajina bašta» sa 4 agregata
ukupno raspoložive snage 364 MW
i proizvodnjom električne energije
od 1.293GWh.
6) Reverzibilne HE «Bajina bašta» sa 2
agregata ukupno raspoložive snage
614MW i proizvodnjom električne
energije od 544GWh.
7) HE «Zvornik» sa 4 agregata
ukupno raspoložive snage 96MW i
proizvodnjom električne energije od
405GWh.
Limske Hidroelektrane sa 8
agregata ukupne snage 211 MW i
proizvodnjom električne energije
od 535 GWh (HE “Uvac” sa 1
agregatom ukupno raspoložive snage
36 MW; HE “Kokina Brod” sa 2
agregata ukupno raspoložive snage
22 MW; HE “Bistrica” sa 2 agregata
ukupno raspoložive snage 102 MW
i HE “Potpeć” sa 3 agregata ukupno
raspoložive snage 51MW).
HE Elektromorava sa 4 agregata
ukupno raspoložive snage 13MW i
proizvodnjom električne energije od
47G Wh (HE “Ovčar Banja” sa 2
agregata ukupno raspoložive snage 6
MW i HE “Međuvršje” sa 2 agregata
ukupno raspoložive snage 7 MW),
(karta 2).
Većina energentski značajnih
hidroelektrana je na periferiji, čime
je bezbednost proizvodnje energije
stanice i 182
transformatora.
Kidanje prenosne
mreže (dejstvom
iz vazduha,
diverzijama ili za
vreme nepogode)
utiče se na složen
rad hidroelektrana
i termoelektrana
ispod tehničkog
minimuma što može
da izazove raspad
energetskog sistema.
Pri tome treba imati
u vidu da, i pored
mogućnosti brzih
popravki na prenosnoj
mreži, ponovno
pokretanje rada
termoelektrana, bez
spoljnjeg napajanja,
predstavlja velike
teškoće. Upravo
iskustva iz NATO
bombardovanja 1999.
godine nam ukazuju
da su navedeni
elementi prenosnog
energetskog sistema
bili najčešća meta
avio napada.
Najznačajniji pravci
pružanja visokonaponske prenosne
mreže su:
1) Za dalekovod 400 kV
▪ Preševo – TE Kosovo – Niš –
Kragujevac – Beograd – Subotica;
sa ovog voda odvajaju se sledeći
pravci:
▪ Kosovo – Ribarevina;
▪ Niš – Dimitrovgrad;
▪ Niš – Bor – HE Đerdap;
▪ Beograd – Smederevo – HE
Đerdap;
▪ Beograd – Pančevo;
▪ Beograd – Ernestinovo
(Republika Hrvatska);
2) Za dalekovod 200 kV
▪ Beograd – Pančevo – Zrenjanin –
(Novi Sad) – Kikinda;
▪ Novi Sad – Bački Petrovac –
Šabac – Bajina Bašta;
▪ Priboj – Užice – Kruševac – Niš
– Vlasotince;
▪ Kruševac – TE Kosovo –
Kačanik.
Na kraju potrebno je istaći da se
preko 70% snage iz hidroelektrana
dobija iz HE koje se prosečno stare
35 godina. Preko 55% instalisane
snage termoelektrana pripada TE koje
su prosečno stare 25 godina. Zbog
dugog veka ekploatacije deo pogona
ima slabije pogonske i proizvodne
mogućnosti, što se odražava na ukupnu
Karta 1 Nalazišta uglja, nafte i zemnog gasa
ugrožena. Izuzetak je reka Zapadna
Morava za koju se može reći da je u
unutrašnjosti teritorije. Najosetljiviji
elementi akumulacionih hidroelektrana
su brane. Njihovo rušenje dejstvom
iz vazdušnog prostora klasičnim
borbenim sredstvima malo je
verovatno, ali ga ne treba isključiti.
Udarni vodeni talas, stvoren pri
rušenju brane, izazvao bi katastrofalne
posledice u nizvodnom delu rečne
doline. Da ne bi došlo do toga,
potrebno je iz kritičnih akumulacija
vršiti plansko ispuštanje vode do
bezbednog nivoa.
U ratu će proizvodnja elektroenergije
biti smanjena i do 50% i više.
Međutim, zbog isključenja iz
proizvodnje pojedinih velikih
potrošača, pre svega zbog razaranja,
smanjiće se i potreba za elektroenergijom kod industrije i kod
široke potrošnje. Zbog toga, može
se očekivati zadovoljenje najvećeg
dela ratnih potreba u elektroenergiji,
a u nekim periodima rata i veća
proizvodnja od potrošnje.
U celom energetskom sistemu
najosetljiviji elemenat je prenosna
mreža. Ukupna dužina dalekovoda
različitih naponskih nivoa iznosi 9.850
km. Takođe, prenosni elektro sistem
Srbije raspolaže sa 95 visokonaponske
[051]
energija
snagu na pragu za oko 6%. Ako je
životni vek građevinskih objekata
kod TE između 20 i 25 godina, a kod
HE između 40 i 50 godina vidimo da
situacija nije nimalo bezazlena, tako da
u bližoj budućnosti produženje radnog
veka, modernizacija i rekonstrukcija
moraju biti na vrhu prioriteta
elektroprivrede Srbije.
Nafta, zemni gas i uljani
{kriljci
Kao izvor energije nafta ima neke
prednosti nad ugljem. Ona razvija za
30% veću energiju od najkvalitetnijeg
uglja, ima manju zapreminu i lakše
se prenosi od uglja (naftovodi), a
prilikom sagorevanja ne ostavlja
pepeo. Od nafte se u hemijskoj
industriji preradom dobija preko 80
vrsta različitih derivata. Istraživanja su
pokazala da se na prostoru Srbije mogu
izdvojiti šira naftonosna područja, u
okviru kojih se razlikuju naftonosni
rejoni. Neki rejoni su aktivni, a drugi
su potencijalni ili perspektivni. Šira
naftonosna područja su, pre svega,
Panonsko i Vlaško-pontijsko. Vlaškopontijski basen, u svojim zapadnim
delovima prelazi na teritoriju naše
zemlje (Dunavski ključ, Negotinska
krajina, Timočki basen) geološki
(i morfološki) predstavlja nastavak
karpatske zone u Rumuniji, gde se
nalaze najveća ležišta nafte i prirodnog
gasa u Evropi.
U Panonskoj regiji su rejoni:
severozapadni deo centralne Srbije i
Vojvodina. U ovim regijama nafta je
otkrivena na dubini od 600 do 3.000
m. Na području Vojvodine produktivan
je i značajan banatski rejon nafte.
Ovde su nalazišta nafte i prirodnog
gasa u trouglu: Vršac – Zrenjanin
– Kikinda. Značajna naftonosna
polja su: Velika Greda, Jermenovac,
Lokve, Kikinda, Melenci, Elemir,
Plandište i druga. Nafta je pronađena
i u Stigu kod Požarevca (Sirakovo,
Brodarevac). U Srbiji su procenjene
rezerve sirove nafte oko 78 miliona
tona. U banatskom rejonu se izgrađuju
i objekti za preradu nafte i prirodnog
gasa. Ovde je domaći naftovod kojim
se transportuje nafta od Kikinde, preko
Elemira do Tise i rafinerije u Pančevu.
U Elemiru, kod Zrenjanina, izgrađena
je fabrika sa savremenim uređajima
za iskorišćavanje i proizvodnju raznih
gasova od kojžh su važni: propan,
butan i gazolin. Rezerve zemnog gasa
u Vojvodini omogućavaju planiranje
sprovođenja gasifikacije Banata,
Vojvodine i šireg dela Srbije.
Srbija oko četiri petine svojih potreba
za naftom podmiruje uvozom iz
Rusije, Kine, Rumunije, Libije i još
nekih zemalja. Uvoz sirove nafte
odvija se Dunavskim plovnim putem
i Jadranskim naftovodom od Omišalja
na Krku do rafinerija u Novom Sadu
i Pančevu, u kojima se prerađuje
pre upotrebe. Prosečna godišnja
proizvodnja sirove nafte u Srbiji,
poslednjih godina, je oko 700.000 tona
(636.000 t, 2008. godine). To je oko
jedne petine godišnje potrošnje u našoj
zemlji. S obzirom na to da domaća
proizvodnja nafte podmiruje manji deo
potreba za ukupnom proizvodnjom
derivata, uvoz ovog vida energije je
vrlo veliki (2,6 miliona tona, 2008.
godine)
Nafte ima i u uljanim ili bituminoznim
škriljcima koji se javljaju uz naftu
i često su njen pratilac. Uljani ili
bituminozni škriljci su glinovite,
glinovito-laporovite i krečnjačke
stene, sive, mrke ili crne boje, zavisno
od manje ili veće količine bitumena.
Prema nekim ranijim istraživanjima
kvalitetna ležišta uljanih škriljaca
nalaze se u Srbiji kod Aleksinca (pod
samom površinom zemlje u slojevima
od 50 m), kod Ćićevca, Niša, Pirota i
Knjaževca. Prerada uljanih škriljaca,
zbog skupe tehnološke prerade, nije
ekonomski isplativa.
Zemni gas je stalni pratilac i indikator
nafte. Kao energetski izvor i sirovina
ima veliku primenu u industriji i
širokoj potrošnji. Zamenjuje koks
u metalurgiji i ugalj, naftu i drvo u
široj potrošnji. U hemijskoj industriji
koristi se kao sirovina za dobijanje
raznih vrsta proizvoda, kao: alkohola,
etra, smole, eksploziva i dr. Srbija
raspolaže određenim rezervama ovog
dragocenog bogatstva u banatskom
naftonosnom rejonu. Nalazišta zemnog
gasa su oko Kikinde (Srpska Crnja,
Nikolinci, Mramorak). U tom rejonu
on se direktno dovodi gasovodom
Kikinda –Pančevo do prerađivača,
odnosno potrošača. Danas u Srbiji
postoje pojačana nastojanja da se
proširi mreža gasovoda na većoj
površini i poveća proizvodnja i
potrošnja prirodnog gasa.
Godišnja proizvodnja gasa u Srbiji
iznosi oko 300 miliona m3 (275
miliona m3, 2008. godine). To ne
podmiruje potrebe te se gas uvozi
iz Rusije. Ukupan uvoz prirodnog
gasa u Srbiji, 2008. godine je iznosio
1,5 m3, od čega je 98,2% uvezeno
iz Rusije. Srbija je 2007. godine
potpisala strategijska sporazum sa
Rusijom o izgradnji magistralnog
gasovoda „Južni tok» kojim će se
transportovati gas iz Rusije preko
Bugarske i Srbije ka državama EU.
[052]
U sklopu toga u planu je i izgradnja
strategijska podzemnog skladišta gasa
u Banatskom Dvoru.
Polazeći od naše sirovinske baze,
raspoložive naftne mehanizacije
i instalacija, pogonske energije i
konkretne situacije, proizvodnja nafte
i gasa u ratnim uslovima je moguća,
ali u veoma smanjenom obimu i uz
velika naprezanja. Usled izloženosti
i osetljivosti naftnih objekata na sve
vrste vatrenog dejstva, a posebno
polazeći od njihove rentabilnosti
kao ciljeva raketnih i avio-udara,
moguća su veća razaranja i oštećenja
ključnih naftnih postrojenja već u
mobilizacijskom periodu. Objekti za
preradu nafte u Novom Sadu i Pančevu
su posebno osetljivi, pa su potrebne
i posebne mere obezbeđenja. Pri
agresiji sa severa, realno je očekivati
oštećenje objekata za preradu nafte i
prekid domaće proizvodnje. Na osnovu
iznetih pretpostavki težište ratnih
priprema, u ovoj privrednoj grani,
moralo bi biti na formiranju dovoljno
velikih ratnih rezervi. One bi morale
biti raspoređene disperzivno na celoj
teritoriji ratišta i dobro zaštićene.
Zaklju~ak
S obzirom na energetsku stvarnost
u Srbiji i zahteve savremenog rata,
u daljem razvoju energetike Srbije
težište bi trebalo usmeriti na:
- izgradnju kapaciteta za proizvodnju
električne energije koji se koriste
domaćim izvorima, a posebno na bazi
višestruke eksploatacije
- hidroenergetskog potencijala
(reverzibilne HE) i postrojenja
za kombinovanu proizvodnju
električne energije i toplote (toplovod
Obrenovac - Beograd);
- izgradnju, kompletiranje i
obezbeđenje mreže za prenos
električne energije, nafte i gaca;
- eksploataciju onih ležišta uglja gde je
proizvodnja ekonomski isilativa;
- ulaganja u istraživanje ležišta nafte,
prirodnog gaca i uglja;
- unapređenje istraživanja tehnologije
dobijanja gaca i koksa iz domaćeg
uglja;
- istraživanje radi unapređenja
tehnologije korišćenja solarne,
geotermalne energije, biogasa,
energije vetra, uljane repice i drugih
novih oblika energije.
Literatura
1. Gigović Lj, Sekulović D (2009):
Vojna geografija 1, VA, Beograd.
energija
2. Dukić, D. (1989): Vodni resursi
SR Srbije - njihovo iskorišćavanje
i zaštita, Glasnik SGD, sveska 69,
broj 1, Beograd.
3. Marjanović, R.(1983): Opšta vojna
geografija, VIZ, Beograd.
4. RZS (2006): Energetski bilans
toplotne i električne energije,
2004. i 2005., Republički zavod za
statistiku, Beograd.
5. RZS (2008): Opštine u Srbiji
2007, Savezni zavod za statistiku,
Beograd.
6. RZS (2008): Statistički godišnjak
2009, Republički zavod za statistiku,
Beograd.
7. RZS (2009): Statistički kalendar
Srbije 2009, Republički zavod za
statistiku, Beograd.
8. RZS (2009): Opštine u Srbiji
2008, Savezni zavod za statistiku,
Beograd.
9. RZS (2009): Statistički godišnjak
2009, Republički zavod za statistiku,
Beograd.
Tomo Martinovi}, Ivan [kokljev
UDC:621.311.1 : 339.13 (4)
Regionalno tržište balansne
energije
Rezime
U ovom radu su dati osnovni principi balansnog tržišta električne energije u
regionu jugoistočne Evrope. Prikazane su teorijske osnove i matematički model
optimizacione metode minimalnih troškova alokacije balansne energije, koja je
implementirana u generalnom modelu regionalnog balansnog tržišta i platformi
koja služi za testiranje sadržanih principa. Ova metoda ima za cilj minimizaciju
cene alocirane balansne energije i njen transport iz čvorova izvora (ponuda
za prodaju) u čvor ponora (ponuda za kupovinu), najkraćom putanjom kroz
razmatranu mrežu. Metoda je primenjena na modelu mreže koji obuhvata zemlje
jugoistočne Evrope.
Ključne reči: Balansno tržište, prenosni kapacitet, optimizacija, mreža
Regional Balancing Market
The paper presents basic functioning principles of the regional energy balancing
market in the Southeast Europe. The aim of the paper is to show the theoretical
background concerning the optimization method called “The Balancing Energy
Minimal Cost Allocation Method”. The method is implemented in the realm
of the regional balancing market design and within the platform conceived
for assessing and testing the principles contained in the proposed design. The
proposed method aims at minimizing the costs of balancing energy and its
transportation resources from the source node (bids to sell) to the sink node
(offers to buy), with the shortest path through the observed network. The method
described in the paper is demonstrated on the test network comprising the
countries of Southeast Europe.
Key words: Balancing market, Transmission capacity, Optimization, Network
1. Uvod
U regionu jugoistočne Evrope (JIE)
danas postoje različite balansne
procedure, odnosno, mehanizmi.
Međutim, ne postoji organizovana
procedura u regionu JIE koja je u
upotrebi izvan nacionalnih okvira.
Zbog toga je količina balansne energije
koja se razmenjuje između zemalja
u regionu veoma mala. Postoje
velike neiskorišćene mogućnosti
koje čekaju na razvoj alata koji
će omogućiti razmenu balansne
energije na regionalnom nivou. Na
[053]
takvom tržištu operatori prenosnog
sistema, kolokvijalno, TSO-ovi
(TSO=Transmission System Operator),
moći će da obezbede deo svojih
rezervi u drugoj kontrolnoj oblasti kroz
organizovano, regionalno balansno
tržište koje obuhvata ponude balansne
energije iz drugih kontrolnih oblasti.
U okviru udruženja Operatora
prenosnog sistema u JIE - SETSO
2006. godine formirana je radna grupa
za balansni mehanizam u okviru
koje su TSO-ovi uključeni u razvoj
regionalnog balansnog mehanizma čiji
je cilj:
energija
• da se razviju procedure i alati za
međunarodnu razmenu balansne
energije
• da se smanje troškovi TSO-ova za
potrebe balansiranja
• efikasno i racionalno iskorišćenje
rezervi uz postizanje društvene
dobrobiti.
Pošto je cilj da platforma za regionalni
balansni mehaniѕam (RBM) bude
izvodljiva za kratko vreme u uslovima
nepovoljne strukture tržišta, u okviru
radne grupe za balansni mehanizam
predložen je koncept RBM-a koji
zahteva minimalan broj preduslova
i što manje izmena na postojećim
tržištima. U okviru predloženog
RBM-a vršila bi se razmena satnih
blokova balansne energije između
TSO-ova, što ne bi zahtevalo veće
promene u praksi, koja radi sa
prekograničnim voznim redovima, ili
harmonizaciju tržišnih pravila. Takođe,
postojeći mehanizmi za razmenu
različitih tipova rezervi ne bi morali
da se menjaju. RBM bi, zapravo,
predstavljao dodatni resurs za TSOove, da bi ovi mogli da izbalansiraju
svoje sisteme. RBM bi trebalo da
postoji paralelno sa rešenjima koja
postoje u metodologiji upravljanja
mrežom na nacionalnom nivou.
2. Op{ti model regionalnog
balansnog tr`i{ta
2.1 Osnovne postavke op{teg
modela regionalnog balansnog
tr`i{ta
Uloge pojedinih učesnika
U okviru inicijative za RBM u
jugoistočnoj Evropi inicijalno je
predložen „TSO-TSO model“:
„povezni“ TSO je zastupnik lokalnog
ponuđača (proizvođača, snabdevača,
trgovca) iz svoje oblasti i komunicira
sa TSO-om „primaocem“, u okviru
RBM platforme.
Korišćenje prenosnih kapaciteta
kod balansiranja
- Određivanje raspoloživog kapaciteta
između dve oblasti i puta transakcije
Radi kompatibilnosti sa postojećim
metodama alokacije, za prenosne
kapacitete koristi se rešenje, razvijeno
od strane ETSO/SETSO, zasnovano
na transakcijama, odnosno na ATC-u
(ATC=Available Transfer Capacity),
gde se prekogranični kapaciteti
predstavljaju preko raspoloživog
prenosnog kapaciteta, te se transakcije
na balansnom tržištu porede sa ATCovima i alociraju sve dok se ne iscrpe
ovi kapaciteti.
- Dodela prenosnih kapaciteta
Procenjeno je da organizovanje aukcije
u kojoj bi se TSO-ovi nadmetali za
prenosni kapacitet nije odgovarajuće
potrebama brzog rada balansnog
tržišta, jer bi to zahtevalo da TSO koji
zahteva balansnu energiju čeka do
zatvaranja aukcije da bi dobio odgovor
da li je njegov zahtev prihvaćen ili
ne. S obzirom da se radi o kratkim
vremenskim horizontima, odabran je
princip kontinualne trgovine „ko pre
devojci“ (=first-came-first-served),
gde se TSO-u koji se prvi prijavi sa
zahtevom za obavljanje transakcije
odmah dodeljuju raspoloživi kapaciteti
za ostvarivanje takve transakcije. Koji
kapaciteti će biti alocirani, rezultat
je optimizacionog procesa u kome
vezano za alokaciju kapaciteta postoji
zahtev za odabir najkraćeg puta
između ponuđača i kupca.
Dinamika dodele prekograničnih
kapaciteta za različite vremenske
periode je prikazana na slici 1.
- Naplata kapaciteta u slučaju
zagušenja
S obzirom na primenu principa
unutar-dnevne kontinualne trgovine
za dodelu prenosnih kapaciteta, ne
postoji trenutak takmičenja TCO-ova
za prenosni kapacitet. S obzirom na
to, trenutno predloženo rešenje je da
nema naplate prenosnih kapaciteta na
regionalnom balansnom tržištu. To je
i u skladu sa činjenicom da se koristi
preostali, generalno komercijalno
neatraktivan prenosni kapacitet, nakon
završetka svih komercijalnih tržišta.
2.2 Ponude i zahtevi za balansnom
energijom
Ponude
Predloženi model podrazumeva
obradu ponuda čiji je osnovni element
satni blok energije sa definisanom
količinom ponuđene balansne energije,
njenom cenom i oblasti kojoj ponuđač
pripada. Ponude se mogu se odnositi
na pozitivnu (povećanje proizvodnje
/ smanjenje potrošnje) ili negativnu
(povećanje potrošnje / smanjenje
proizvodnje) balansnu energiju.
Ponuđeni proizvod sem toga može
biti i tipa „sve ili ništa“, što znači
da ponuđač ne pruža mogućnost
preuzimanja samo dela njegove
ponude, već kupac mora preuzeti
kompletnu ponuđenu energiju.
Zahtevi
U slučaju da je kontrolna oblast kojom
TSO upravlja neizbalansirana, TSO
pristupa traženju adekvatne balansne
Slika 1 Hronološki prikaz alokacije prenosnih kapaciteta
TTC – Ukupni prenosni kapacitet (TTC = Total Transfer Capacity); TRM – Margina sigurnosti prenosa (TRM = Transfer Reliability Margin)
NTC – Neto prenosni kapacitet (NTC = Net Transfer Capacity).
[054]
energija
energije na RBM-u. TSO postavlja
zahtev u kome navodi samo sat(e) za
koji mu je balansna energija potrebna.
Ovde treba napomenuti da TSO u
prvom trenutku ne navodi potrebnu
količinu balansne energije pošto kao
rezultat svog zahteva dobija opseg
dostupne balansne energije za dati
sat(e), uzimajući u obzir ponude na
platformi i raspoložive prekogranične
prenosne kapacitete od izvora do
TSO-a koji preuzima balansnu
energiju. U opštem slučaju, dostupan
opseg balansne energije neće biti
kontinualan, odnosno može sadržati
nedostupne opsege usled postojanja
ponuda koje su definisane kao sve
ili ništa. Odabir ponuda se vrši kroz
poseban optimizacioni proces koji
kao zahtev ima određivanje dostupne
balansne energije po minimalnoj ceni.
3. Principi prora~una
Na osnovu predloženog dizajna
RBM platforme mogu se formulisati
optimizacioni zahtevi i ograničenja u
optimizacionom postupku alokacije
balansne energije:
Optimizacioni zahtevi:
- Minimizacija cene balansne energije,
- Minimizacija putanje odnosno broja
pređenih granica od ponuđača do
kupca.
Ograničenja:
- Određena ponuda balansne energije
se može alocirati delimično, do svoje
ukupne ponuđene količine.
- Ukoliko postoje ponude koje su
definisane kao „sve ili ništa“ (=all
or nothing), nije moguća njihova
delimična alokacija, odnosno, ili
se alocira celokupna količina takve
ponude ili se ponuda ne alocira.
- Alocirani kapacitet na granici mora
biti manji ili jednak vrednosti ATC-a
definisanog za datu granicu.
- Algebarska suma injektiranja u
svakom čvoru mora biti jednaka nuli.
Pod injektiranjem se u opštem slučaju
podrazumevaju:
- alocirane ponude u čvoru sa
pozitivnim predznakom,
- tranzit balansne energije kroz čvor
sa pozitivnim predznakom za ulaz u
čvor a negativnim za izlaz iz čvora,
- ukupna količina balansne energije u
čvoru TSO-a kupca sa negativnim
predznakom.
Iz prethodne formulacije se zaključuje
da u optimizacionom problemu
u RBM platformi postoje dva
optimizaciona zahteva – zahtev da
se kupcu ponudi minimalna cena
balansne energije i dodatni zahtev
da se ta balansna energija sprovede
do kupca najkraćom putanjom (da bi
se minimiziralo korišćenje udaljenih
puteva i komplikovano usaglašavanje
transakcija). Iz toga sledi da će se
proračun na RBM platformi obavljati
u dvostepenom optimizacionom
postupku, odnosno u dva koraka. U
prvom koraku će se alocirati ponuđena
balansna energija prema najnižoj ceni.
Prekogranični kapaciteti koji su pri
tome takođe alocirani, uz poštovanja
ograničenja prekograničnih kapaciteta
(ATC), u opštem slučaju ne moraju
da predstavljaju najkraću putanju od
ponuđača do kupca, što može dovesti
do nepotrebne upotrebe određenih
prekograničnih kapaciteta. Na osnovu
alociranih ponuda balansne energije u
prvom koraku, u drugom koraku će se
odrediti najkraća putanja kojom će se
te ponude sprovesti do kupca, odnosno
obaviće se minimizacija ukupne
količine alociranog kapaciteta.
Treba napomenuti da će se proračun
obavljati za sve količine balansne
energije koje se mogu dobiti
kombinacijom (sabiranjem) dostupnih
ponuda uvažavajući princip „sve
ili ništa“, zaključno sa količinom
koja je jednaka zbiru svih ponuda
za balansnom energijom. Za svaku
datu količinu balansne energije mora
postojati bar jedna putanja sa ATC
vrednostima između izvora (TSO
ponuđača) i ponora (TSO kupca),
dovoljno velikim za transfer te
balansne energije. U suprotnom, data
količina neće biti dostupna kupcu za
kupovinu.
Na osnovu svega prethodno navedenog
može se izvesti matematička
formulacija optimizacionog problema
koji postoji na predloženoj RBM
platformi.
3.1 Matemati~ka formulacija RBM-a
Regionalna mreža učesnika na
regionalnom balansnom tržištu se
može predstaviti kao grupa od n
čvorova od kojih svaki predstavlja
jednu regulacionu oblast – oblast
kojom upravlja jedan TSO. U svakom
čvoru, u opštem slučaju, mogu biti
definisane višestruke ponude balansne
aktivne snage (pozitivne ili negativne),
dostupne po određenoj ceni. Ponude
balansne snage i njihove cene su
predstavljene na sledeći način:
Q(i, p), π(i, p) - količina i cena ponude
p koja je u oblasti i
Susedne oblasti su povezane
interkonektivnim vezama. Za svaku
interkonektivnu vezu definišu se
prenosni kapaciteti u oba smera:
[055]
ATC(i, j), ATC(j, i) - prenosni kapacitet
od oblasti i do oblasti j i suprotno
U okviru RBM-a učesnici upućuju
zahteve za balansnom snagom koja im
je dostupna u određenom satu. Svaki
zahtev se sastoji od destinacionog
čvora d i zahtevane količine balansne
snage Qreq. Proces optimizacije (ako
ima izvodljivo rešenje), kao rezultat
daje minimalnu cenu zahtevane
količine balansne energije, alocirane
ponude balansne energije i alocirane
prenosne kapacitete za prenos
zahtevane snage do destinacione
oblasti. Alocirane količine balansne
energije i prenosnih kapaciteta su
predstavljene na sledeći način:
Qall(i, p) - alocirana količina balansne
energije ponude p u oblasti i
Call(i, j) - alocirani prenosni kapacitet
iz oblasti i u oblast j
Optimizacioni problem nema rešenje
ako nema dovoljno prenosnih
kapaciteta za isporuku određene
količine balansne energije za bilo
koju kombinaciju alokacije dostupnih
ponuda po bilo kojoj ceni. Data
količina balansne energije neće biti
dostupna kupcu.
U skladu sa prethodno definisanim
oznakama, prvi korak dvostepenog
optimizacionog problema u okviru
RBM-a se može formulisati kao
minimizacija cene balansne energije:
(1)
pri ograničenjima:
(2)
(3)
(4)
(5)
Rezultat prethodno definisanog prvog
koraka optimizacione procedure su
alocirane količine balansne energije
Qall(i,p) po pojedinim čvorovima, koji
daju najjeftiniju cenu za zahtevanu
količinu balansne energije, uz
informaciju da postoji putanja odnosno
dovoljno prenosnih kapaciteta da se
energija isporuči TSO-u kupca. Ovi
rezultati predstavljaju ulazni parametar
za drugi korak optimizacione
procedure u kome se određuje najkraća
putanja od datih izvora balansne
energije do kupca. Ovaj problem
energija
u stvari predstavlja uopštavanje i
generalizovanje dobro poznatog
transportnog problema, a njegova opšta
matematička formulacija glasi:
(6)
pri ograničenjima:
(7)
(8)
gde su:
i, j - indeksi čvorova,
p - indeks ponuđača u datom čvoru
n - ukupan broj čvorova u mreži
π(i, p) - cena ponude p u čvoru i
Q(i, p) - količina ponude p u čvoru i
Qall(i, p) - alocirana količina ponude p
u čvoru i
Qreq(m) - zahtevana količina balansne
snage u čvoru m
t(i, j) - jedinični „troškovi“ prenosnog
kapaciteta iz čvora i u čvor j
Call(i, j) - alocirani prenosni kapacitet
iz čvora i u čvor j
Slika 2 Zemlje koje učestvuju u razvoju RBM-a
Slika 3 Ponude balansne snage i njihove cene i rezultati alokacije balansne
energije
ATC(i, j) - raspoloživi prenosni
kapacitet iz čvora i u čvor j
U postojećoj RBM platformi je
primenjen kriterijum najkraćeg puta,
odnosno minimizacija broja pređenih
granica, što se postiže postavljanjem
svih t(i,j) na jedinične vrednosti.
Tada svi mogući i izvodljivi prenosni
putevi imaju isti „trošak“ pa će logično
rezultat biti najkraći put.
3.2 Primeri alokacije balansne
energije na modelu JIE
U procesu razvoja regionalnog
balansnog tržišta učestvuje 14 zemalja
sa ukupno 26 granica, prikazanih na
sl.2, uz pretpostavku da se Turska
nalazi u sklopu UCTE interkonekcije
i da je moguća alokacija prenosnog
kapaciteta na DC kablu između
Italije i Grčke. Kao ulazni podatak za
optimizacionu proceduru definišu se
raspoloživi kapaciteti ATC-a između
zemalja i raspoložive količine balansne
snage i njihove cene u regionu JIE. U
datom primeru, kao zemlja u kojoj se
zahteva balansna energije, određena je
Turska, kojoj je potrebno 90 MW.
Prikaz definisanih raspoloživih
kapaciteta, dostupne balansne energije
po zemljama i rezultata alokacije
ponuda balansne energije i alokacije
odgovarajućih prenosnih kapaciteta
(AC = Allocated Capacity) nakon
optimizacione procedure dat je na
slikama 3 i 4.
Analizom rezultata za prikazani
slučaj zaključuje se da je od potrebnih
90 MW balansne snage u Turskoj,
alocirano u Sloveniji 20 MW po ceni
od 52 €/MWh, a u Bosni i Hercegovini
preostalih 70 MW po ceni od 46 €/
MWh. Od prenosnih kapaciteta
alocirani su kapaciteti na sledećim
pravcima: Slovenija → Italija → Grčka
→ Turska i BiH → Srbija → Bugarska
→ Turska.
4. Zaklju~ak
Cilj RBM platforme je da se za
TSO-ove u regionu JIE povećaju
izvori balansne energije do koje će
moći da dođu na brz i lak način uz
konkurentne cene na tržištu. Trenutno
implementirane funkcije RBM
platforme u potpunosti dokazuju
izvodljivost koncepta regionalnog
balansnog mehanizma. Dalji razvoj
mehanizma glavnim delom se odnosi
na detaljniji razvoj pojedinih modula
koji pripadaju platformi.
Od samog početka razvoja RBM
platforma je pratila trendove u oblasti
korišćenja prekograničnih prenosnih
kapaciteta. Platforma je pripremljena
za funkcionisanje u trenutnim
[056]
energija
Slika 4 Prikaz raspoloživih i alokaciranih prenosnih kapaciteta
uslovima korišćenja vrednosti
ATC-a, kao osnovnog parametra
koji karakteriše prenosne kapacitete,
ali je isto tako spremna da preuzme
rezultate koordinisanih aukcija,
što podrazumeva primenu matrica
PTDF (=Power Transfer Distribution
Factors) i kapaciteta maksimalnog
toka (= Maximum Flow), odnosno,
bilo koje metode čiji će se rezultati
zasnivati na proračunima fizičkih
tokova snaga.
Trenutni način prijavljivanja
transakcija uključenim stranama
(proizvođaču balansne energije i
odgovarajućem TSO-u, TSO-ima tranziterima i TSO-u koji preuzima
energiju) je u fazi implementacije
i ima neformalni karakter. Kako
bi se ispoštovali propisi rada u
interkonekciji, realizovane transakcije
u skorijoj budućnosti moraće da
budu prijavljivane po standardnim
formatima. Kako ESS (=ETSO
Scheduling System) u potpunosti
podržava brzu razmenu i usaglašavanje
voznih redova, a predstavlja tehnički
preduslov koji svaki TSO mora
da ispuni, to se ne može očekivati
da implementacija pravog sistema
razmene voznih redova sa tehničke
strane ugrozi funkcionisanje
mehanizma.
[3] SETSO SUB GROUP BALANCE
MANAGEMENT (SETSO SG
BM) and SEETEC: SEE Regional
Balancing Market - General
Design, OPEN DISCUSSION
PAPER, December 2006.
[4] ECRB/SETSO SG BM: Draft
Common Position Paper on the
SEE Regional Balancing Market
to be presented at the 10th Athens
Forum, April 2007.
[4] ECRB/SETSO SG BM: Draft
Common Position Paper on the
SEE Regional Balancing Market
to be presented at the 10th Athens
Forum, April 2007.
[5] M. Apostolović, I. Škokljev, “Berze
električne energije – uloga, osobine
i način rada“, Međunarodno
savetovanje Energetika 2005, Zlatibor,
19-22. juni 2005.
5. Literatura
[1] T. Martinović, Z. Vujasinović, M.
Apostolović, “Matematički model
regionalnog balansnog tržišta i
principi rada platforme „BETSEE
2.0”“, 28. Savetovanje CIGRE
Srbija, 31. maj – 6. jun 2009,
Zlatibor, referat C5-14.
[2] ETSO (SETSO/SG BM) and
SEETEC: Current State of Balance
Management in South East Europe,
Document for the 8th Athens
Forum, June 2006.
[057]
energija
Mr Blagoje [upi}
UDC:621.31 : 332.012.23 (EU)
Pravila elektroenergetskog
tržišta Evropske Unije
Rezime
Elektroenergetsko tržište je specifično i veoma osjetljivo, što uslovljava potrebu da ima svoja jasna i standardizovana
pravila. Tako se sa nivoa Evropske Unije pristupilo stvaranju jedinstvenog elektroenergetskog tržišta. Jedinstveno tržište je
tržište gdje vladaju ista pravila i gdje nema barijera ulazu preduzeća iz jedne zemlje u biznis na području drugih zemalja
koje čine jedinstveno tržište.
Ciljevi energetske politike Evropske Unije su funkcionisanje elektroenergetskog tržišta, osiguranje sigurnosti snabdjevanja
energijom, promocija energetske efikasnosti, veći standard usluga, smanjenje cijena i povećanje konkurencije, kao i razvoj
novih obnovljivih oblika energije.
U svrhu provođenja ciljeva donešena je Direktiva 2003/54/EK, kojom je definisan potreban nivo opštih pravila za
organizovanje unutrašnjeg nacionalnog tržišta električne energije država članica i ubrzanje procesa liberalizacije sa ciljem
postizanja potpuno operativnog tržišta Evropske Unije.
Ovom Direktivom su definisana opšta pravila za organizovanje nacionalnih elektroenergetskih tržišta čije ispunjenje je
uslov za učestvovanje na jedinstvenom elektroenergetskom tržištu Evrope.
Opšta pravila definisana Direktivom 2003/54/EK u suštini se svode na obavezu razdvajanja aktivnosti “prevoza” (prenosa
i distribucije) električne energije od ostalih djelatnosti (proizvodnje, snabdijevanja i trgovine) i regulaciju “prevoza”.
Razdvajanje potpuno vertikalno integrisanih elektroprivrednih preduzeća koja obavljaju elektroenergetsku djelatnost
je mehanizam izbjegavanja sukoba interesa između aktivnosti “prevoza” energije (prenos i distribucija) i tehničkog
upravljanja elektroenergetskim mrežama za “prevoz “energije od ostalih djelatnosti kod potpuno vertikalno integrisanih
elektroprivrednih sistema, a prije svega od trgovine energijom.
Osnovni elementi razdvajanja su pravno, funkcionalno i računovodstveno razdvajanje djelatnosti.
Regulacija podrazumijeva postojanje politički i ekonomski nezavisnog regulatornog tijela, koje ima ovlaštenje da donosi
obavezujuće akte za učesnike na tržištu električne energije.
U cilju jačanja unutrašnjeg elektroenergetskog tržišta Evropska Unija donijela je «novu» Direktivu 2009/72/EK kojom želi
da obezbijedi bolju zaštitu kupaca, kao i koristi kompanijama od tržišnih cijena, pružajući im šansu da budu konkurentni
na otvorenom elektroenergetskom tržištu, promovišući održivost putem stimulisanja energetske efikasnosti.
Ne uspjevši da Direktivom 2004/54/EK postigne neke od definisanih ciljeva Evropska Unija je istu zamijenila novom
Direktivom 2009/72/EK, koja predstavlja doradu postojeće. Suštinske izmjene definisane ovom Direktivom odnose se na
otklanjanje diskriminacije kod pristupa mreži, uspostavljanje operatora prenosnog sistema koji je nezavisan od interesa
snabdijevanja i proizvodnje, davanju većih ovlaštenja regulatornim tijelima te njihovu bolju saradnju kroz novoformiranu
Agenciju za saradnju između regulatora, kao i obavezu javne usluge i zaštite interesa kupaca.
Samo organizovanje kompatibilnih elektroenergetskih tržišta u ostalim regionima sa jedinstvenim elektroenergetskim
tržištem Evropske Unije podrazumijeva njihovo efikasno funkcionisanje i operativno djelovanje. Zbog toga Evropska Unija,
razvojem pravaca globalizacije, standardizacije i specijalizacije, svoja pravila za organizovanje elektroenergetskog tržišta,
odnosno svoj dizajn tržišta, nameće i ostalim regionima.
Ključne riječi: Evropska Unija, Direktiva, elektroenergetsko tržište, razdvajanje, regulatorna tijela
Abstract
The electricity market is specific and very sensitive one, which stipulates the need to have its own clear and standardized
rules. Therefore, the European Union acceded to creation of a unique electricity market at its own level. The unique market
is a market with dominance of the same rules and no barriers to entrance of any company from one country to business at
the area of other countries making the unique market.
[058]
energija
The aims of the European Union Energy Policy are functioning of electricity market, provision of energy supply safety,
energy efficiency improvement, higher service standard, price decrease and competition increase, as well as development of
new renewable energy forms.
Towards the aims realization, the Directive 2003/54/EK was adopted, defining the required level of general rules for
arrangement of the Member States internal national electricity market and for acceleration of the liberalization process
with a view to achieve complete operational market of the European Union.
This Directive defines general rules of organization of national electricity markets whose realization is a condition to
participate in unique European electricity market.
The general rules defined by Directive 2003/54/EK essentially come down to the obligation of unbundling the activities
of “transport” (transmission and distribution) of electricity from other activities (production, supplying and trading) and
regulation of “transport”.
The unbundling of totally vertically integrated electric power enterprises performing electricity activity is a mechanism of
avoiding the conflict of interests between the activities of energy “transport” (transmission and distribution) and technical
control of electricity grids for energy “transport” from other activities in totally vertically integrated electric power
systems, first of all energy trading.
The basic elements of unbundling are legal, functional and accounting separation of activities.
The regulation includes existence of political and economic independent regulatory entity, having the authority to adopt
obligatory acts for participants in the electricity market.
Towards the internal electricity market, the European Union adopted the “new” Directive 2009/72/EK, wherewith it
wanted to provide better protection for the customers, as well as the benefits for the companies from the market prices,
promoting sustainability through the energy efficiency stimulation.
Having failed to achieve some of defined aims through the Directive 2004/54/EK, the European Union replaced the same
with the new Directive 2009/72/EK, which represents innovation of the existent. The substantial changes defined by this
Directive pertain to removal of discrimination in relation to the grid access, establishment of the transmission system
operator being independent of any interest related to supplying and production, giving higher authorities to regulatory
entities, as well as their better cooperation through newly founded Agency for the Cooperation of the Energy Regulators, as
well as public service obligation and customers’ interest protection.
The organization of compatible electricity markets itself in other regions in accordance with unique electricity market of
the European Union includes their efficient functioning and operational performance. Due to this, the European Union,
through development of globalization, standardization and specialization directions, imposes its rules of the electricity
market arrangement, in fact its market design, to other regions.
Key words: European Union, Directive, electricity market, unbundling, regulatory entities.
Uvod
Električna energija je roba kojom
se trguje na međunarodnom
elektroenergetskom tržištu. Ipak,
električna energija predstavlja
specifičnu vrstu robe po tome što je
nevidljiva, ne može se skladištiti,
transportuje se putem posebnih
transportnih puteva (mreža) i momenat
proizvodnje joj se podudara sa
momentom potrošnje.
Međutim, i pored navedenih
specifičnosti električne energije
kao robe, elektroenergetsko tržište
je veoma spregnuto sa ostalim
tržištima novca, hartija od vrijednosti,
roba i usluga. Oscilacije cijena na
elektroeneregtskim tržištima vrše uticaj
na cijene na svm ostalim tržištima,
dok cijene na tržištima energenata,
novca, hartija od vrijednosti, roba
i usluga vrše složene uticaje na
elektroenergetsko tržište. Pored toga,
elektroeneregtska tržišta su međusobno
povezana složenim tehnološkim,
vlasničkim i finansijskim vezama.
Specifičnosti elektroenergetskog tržišta
uslovile su potrebu da se donesu jasna
i standardizovana pravila za njegovo
efikasno funkcionisanje. Pravila za
organizovanje elektroenergetskog
tržišta se izdižu iznad nacionalnog
nivoa. Stvaranjem infrastrukture,
stvaraju se organizovana
nadnacioanlana elektroenergetska
tržišta. Tako su na nivou Evropske
Unije u culju obezbijeđenja
funkcionisanja elektroenergetskog
tržišta i sigurnosti snabdijevanja
električnm energijom definisana
zajednička pravila za organizovanje
jedinstvenog elektroenergetskog
tržišta.
Jedinstveno tržište je tržište gdje
vladaju ista pravila i gdje nema
barijera ulazu preduzeća jedne zemlje
u biznis na području drugih zemalja,
koje čine jedinstveno tržište.
Kao energetski uvozno zavisna, a u
cilju obezbjeđenja navedenih ciljeva,
Evropska Unija razvojem pravaca
globalizacije, standardizacije i
specijalizacije, kao i svojim političkim
uticajem, pravila za organizovanje
svog jedinstvenog elektroenergetskog
tržišta nameće i ostalim regionima,
uključujući i region Jugoistočne
Evrope.
[059]
1. Energetika u evropskoj
uniji
Ideja o ujedinjenju evropskih država
u poseban savez potiče još iz srednjeg
vijeka. Evropska zajedica za ugalj
i čelik1 je prvoosnovana Evropska
zajednica stvorena kao regionalna
funkcionalna organizacija, koja
je stupila na snagu Ugovorom o
osnivanju 23. jula 1952. godine. Nakon
nje su osnovane Evropska zajednica
za atomsku energiju i Evropska
ekonomska zajednica, koje su stupile
na snagu potpisivanjem ugovora 1.
januara 1958. godine, poznatih kao
Rimski ugovori. Ove tri Evropske
zajednice predstavljaju osnovu
nastanka Evropske unije.
Potpisivanjem Ugovora o Evropskoj
Uniji u Mastrihtu 7. februara 1992.
godine i njegovim stupanjem na snagu
1. novembra 1993. godine, stvorena
je Evropska Unija. Ovim je izvršena
najradikalnija reforma ne samo
ciljeva, nego djelimično i strukture
same zajednice. Evropska ekonomska
1
Ova zajednica je osnovana 1952. godine, na rok
od 50 godina, tako da je 2002. godine prestala
da postoji.
energija
zajednica je od čisto ekonomske
ogranizacije prerasla u opštu zajednicu
država članica, pa je u tom smislu
promijenila i ime od Evropske
ekonomske zajednice u Evropsku
zajednicu, pored koje je osnovana i
nova zajednica nazvana Evropskom
Unijom.
Evropska Unija je definisana kao
“nova etapa u procesu stvaranja sve
čvršćeg jedinstva između naroda
Evrope, u kojoj se odluke donose
na nivou što je moguće bližem
građanima”.
Ugovorom iz Lisabona o izmjenama i
dopunama Ugovora o Evropskoj Uniji
(Lisabonski ugovor), koji je potpisan u
Lisabonu 13. decembra 2007. godine,
proširen je Ugovor iz Mastrihta, ne
mijenjajući ga. Lisabonskim ugovorom
definisana su pitanja daljnjeg
institucionalnog funkcionisanja
Evropske Unije. Lisabonski ugovor
stupio je na snagu 1. decembra 2009.
godine, nakon što je ratifikovan od
strane svih država članica Evropske
Unije.
Ovim je Evropska Unija postala
federacija država, koju čine države
članice, koja poštuje njihove identitete.
Evropska Unija danas ima 27 država
članica.
Organi Evropske Unije su: Savjet
ministara, Evropski parlament,
Evropska komisija i Sud pravde.
Energetika u Evropskoj Uniji je u
nadležnsti Generalnog direktora za
energetiku i transport, koji je dio
administrativne strukture Evropske
Komisije, kao organa sa ekskluzivnim
pravom predlaganja pravne regulative
Evropske unije.
U strukturi prava Evrpske Unije,
pravo energetike je predmet prvog
stuba Evropske Unije. Propisi prava
energetike predstavljaju komunitarno
pravo2 (acquis communautaire). Svaka
država koja želi da postane članica
Evropske Unije mora da harmonizuje
svoje propise sa komunitarnim pravom
Evropske Unije.
Zbog značaja koji ima energetika
“lična karta” Evropske Unije u oblasti
energetske politike može se predstaviti
kao politika koja prije svega vodi
računa o:
- liberalizaciji tržišta električne
energije i značajnom povećanju
investicija u sektoru energetike uz
uvažavanje standarda iz oblasti
zaštite životne sredine;
- utvrđivanje zajedničkih pravila za
proizvodnju električne energije i
2
Pravo koje se stvara u okviru triju Zajednica iz
kojih je nastala Evropska unija obično se naziva
pravo Evropskih zajednica ili komunitarno
pravo.
za rad prenosnog i distributivnog
sistema;
- izbjegavanju zloupotreba
dominantnog položaja
elektroprivreda i stvaranja
neopravdano visokih profita.
Kada se radi o propisima koji imaju
neposredno dejstvo (Direktive,
Odluke, Uredbe), obaveze država
članica i pojedinaca su veoma
konkretno utvrđene. Direktive o
unutrašnjem tržištu energije utvrđuju
ciljeve koje treba da postigne držva
članica. Država članica treba sama
da utvrđuje najbolji način kako da
izvrši Direktivu Evropske Unije,
donošenjem nacionalnih propisa.
Sve obaveze utvrđene Direktivama,
države čanice nijesu obavezne da
momentalno implemetiraju, već je
utvrđena određena dinamika primjene.
Zbog toga je uloga Evropske Komisije
veoma važna prilikom ostvarivanja
kontrole i obezbjeđenja primjene
propisa Evropske Unije.
Evropska Unija je zbog izuzetnog
značaja i važnosti energetike i
energetske djelatnosti, komunitarnim
propisima, prije svega Direktivom
96/92/EK Evropskog Parlamenta
i Savjeta od 19. decembra 1996.
godine, utvrdila zajednička pravila
unutrašnjeg tržišta električne energije
u Evropskoj uniji, a zatim novom
Direktivom 2003/54/EK Evropskog
Parlamenta i Savjeta od 26. juna
2003. godine, kojom je ukinuta
Direktiva 96/92/EK iz 1996. godine,
utvrdila šira zajednička pravila za
proizvodnju, prenos, distribuciju,
isporuku i trgovinu električne energije
na unutrašnjem tržištu Evropske Unije.
Navedena Direktiva ujedno predstavlja
jedan od niza uslova neophodnih za
članstvo u Evropsku Uniju zemljama
koje nijesu do sada postale članice,
u koje spadaju sve zemlje bivše SFR
Jugoslavije, osim Slovenije, koja je
jedina postala njena članica.
2. Cij derektive 2003/54/ek
Direktiva3 državama članicama
postavlja opšta pravila za proizvodnju4,
prenos5, distribuciju6 i snabdijevanje7
Direktiva 2003/54/EK Evropskog Parlamenta i
Savjeta od 26. juna 2003. godine.
4
Označava proizvodnju električne energije.
5
Označava prenos električne energije na
ekstra visokonaponskom i visokonaponskom
međusobno povezanom sistemu sa ciljem
isporuke do krajnjih potrošača ili distributera, ali
ne uključujući snabdjevanje.
6
Označava prenos električne energije na
visokonaponskim, srednjenaponskim i
niskonaponskim distributivnom sistemu sa
ciljem dostavljanja do kupaca, ali ne uključujući
snabdjevanje.
7
Označava prodaju, uključujući i preprodaju
električne energije kupcima (trgovinu).
3
[060]
električe energije, kao i pravila
koja se odnose na organizaciju i rad
elektroenergetskog sektora, pristup
tržištu, kriterije i procedure koje
se primjenjuju prilikom poziva na
prikupljanje ponuda i dodjelu dozvola,
te rad sistema.
Cilj Direktive je preduzimanje
ubrzanih aktivnosti radi
dovršavanja unutrašnjeg tržišta u
elektroenergetskom sektoru i ubrzanje
procesa liberalizacije sa ciljem
postizanja potpuno operativnog
unutrašnjeg tržišta. U tom smislu je
usvojen detaljan plan za postizanje
precizno definisanih ciljeva, sa ciljem
potpune liberalizacije energetskog
tržišta.
Direktiva ukazuje na prednosti
koje proizilaze iz unutrašnjeg tržišta
električne energije, što se tiče
povećanja efikasnosti, smanjenja
cijena, viših standarda usluga i
povećane konkurentnosti. Građanima
Evrope se garantuje slobodan protok
roba, sloboda pružanja usluga koji su
jedino mogući u potpuno otvorenom
tržištu koje omogućava svim
potrošačima da slobodno izaberu svoje
snabdjevače i svim snabdjevačima da
slobodno dostavljaju svojim kupcima.
Glavne prepreke pri postizanju
potpuno operativnog i konkurentskog
unutrašnjeg tržišta se odnose, između
ostalog, na pitanja pristupa na mrežu,
pitanja tarifa, te različitog stepena
otvorenosti tržišta između država
članica.
Da bi konkurentnost funkcionisala,
pristup mreži mora biti
nediskriminatorski, transparentan,
sa objektivnom cijenom pristupa.
Za osnivanje i funkcionisanje
unutrašnjeg elektroenergetskog tržišta,
nediskriminatorski pristup mreži
prenosnog ili distributivnog operatora
sistema je od najveće važnosti.
Prenosni ili distributivni operator
sistema može da se sastoji od jednog
ili više preduzeća. Da bi se osigurao
efikasan i nediskriminatorski pristup
mreži, potrebno je da distributivni i
prenosni sistemi funkcionišu putem
pravno odvojenih subjekata, kod
kojih postoje vertikalno integrisana
preduzeća8.
Nezavisne strukture upravljanja
moraju da se postave između
8
Vertikalna integrisano preduzeće označava
preduzeće ili grupu preduzeća u čijim uzjamnim
odnosima postoji kontrola koncentracije između
preduzeća i gdje preduzeća ili grupa preduzeća
istovremeno obavljaju najmanje jednu od
djelatnosti prenosa ili distribucije i najmanje
jednu od djelatnosti snabdjevanja/prodaje
energije.
energija
operatora distributivnih sistema i
operatora prenosnih sistema i bilo
koje kompanije za proizvodnju i/
ili snabdjevanje. Međutim, važno
je napraviti razliku između takvog
pravnog odvajanja i razdvajanja
vlasništva. Pravno odvajanje ne
implicira promjenu vlasništva
nad sredstvima. Postojanje
nediskriminatorskog procesa
odlučivanja treba se omogućiti putem
organizacionih mjera koje se odnose na
nezavisnost odgovarajućih donosioca
odluka.
S namjerom da se osigura
nediskriminatorski pristup mreži
i da se izbjegnu konflikti interesa
neophodno je da se razdvoje aktivnosti
vezane za mrežu (prirodni monopol)
od onih aktivnosti koje obavlja
vertikalno integrisana kompanija
kada učestvuje na tržištu, odnosno u
aktivnostima proizvodnje i isporuke.
Osnovi elementi pristupa razdvajanju
su sljedeći:
- Pravno odvajanje operatora prensnog
(TCO) i distributivnog (DSO) sistema
od ostalih aktivosti koje se odnose
na poslove prenosa i distribucije,
respektivno.
- Funkcionalno odvajanje TCO i
DSO, u namjeri da se obezbijedi
njihova nezavisnost unutar vertikalno
integrisane kompanije.
- Računovodstveno razdvajanje,
odnosno vođenje odvojenih računa za
TCO i DSO.
U slučaju malih izolovanih sistema9
mora se osigurati pružanje dodatnih
usluga od strane operatora prenosnog
sistema koji je međusobno povezan sa
malim sistemima. Iako se Direktiva
ne bavi pitanjima vlasništva, poznato
je da u slučaju preduzeća koja se
bave prenosom ili distribucijom i
koja su pravno odvojena od onih
preduzeća koja se bave aktivnostima
proizvodnje i/ili snabdjevanja,
operator sistema koji je određen
može biti isto ono preduzeće koje
je i vlasnik infrastrukture. Da bi se
izbjeglo nametanje neproporcionalnih
finansijskih i administrativnih
opterećenja na male distributivne
kompanije, države članice bi trebale
biti u mogućnosti da, kada je to
potrebno, izuzmu takve kompanije
od zahtjeva pravnog distributivnog
razdvajanja. Procedure ovlaštenja ne
treba da dovedu do administrativnog
9
Označava bilo koji sistem sa potrošnjom
koja je manja od 3000 GWh, gdje je manje
od 5% godišnje potrošnje ostvareno putem
međupovezivanja sa drugim sistemima.
opterećenja koje je neproporcionalno
veličini potencijalnog uticaja
proizvođača električne energije.
Trebaju se preduzeti mjere kako
bi se obezbijedile transparentne i
nediskriminatorske tarife za pristup
mreži. Te tarife se trebaju primjenjivati
na sve korisnike sistema na
nediskriminatorskim osnovama. Kako
bi se omogućilo zaključivanje ugovora
od strane elektroenergetskog preduzeća
koje je u državi članici osnovano
radi dostavljanja električne energije
kvalifikovanim potrošačima u drugoj
državi članici, Država članica ili gdje
je potrebno, državne regulatorne vlasti,
treba da rade na stvaranju homogenih
uslova i istog stepena kvalifikovanosti
za cijelo unutrašnje tržište.
Postojanje efektivne regulative koju
sprovodi jedno ili više državnih
regulatornih vlasti, važan je faktor pri
garantovanju nediskriminatornskog
pristupa mreži. Države članice
određuju funkcije, nadležnosti i
administrativna ovlaštenja regulatornih
vlasti. Važno je da regulatorne vlasti
u svim državama članicama dijele isti
minimalan “paket” nadležnosti. Te
vlasti trebaju biti nadležne da utvrđuju
ili odobravaju tarife, ili u krajnju ruku,
metodologije kojima se izračunavaju
prenosne i distributivne tarife. Kako
bi se izbjegla neizvjesnost i skupi
dugotrajni sporovi, ove tarife bi trebalo
da se objave prije njihovog stupanja
na snagu. Kako bi se svim tržišnim
učesnicima omogućio efektivan
pristup, uključujući i nove sudionike,
potrebni su nediskriminatorski balansni
mehanizmi koji odražavaju troškove.
Tim elektroenergetsko tržište postane
dovoljno likvidno, takav pristup se
treba postići putem uspostavljanja
transparentnih, tržišno zasnovanih
mehanizama za snabdjevanje i
nabavku električne energije koja
je potrebna u okvirima balansnih
zahtjeva. U odsustvu takvog likvidnog
tržišta, državne regulatorne vlasti
trebaju da igraju aktivnu ulogu kako
bi osigurale da balansne tarife budu
nediskriminatorske i da odražavaju
troškove.
U isto vrijeme treba da se omoguće
odgovarajući stimulansi koji bi
balansirali priliv i odliv električne
energije sa mreže i koji ne bi
ugrožavali sistem. Državne regulatorne
vlasti treba da utvrđuju ili odobravaju
tarife, ili metodologije koje se koriste
za izračunavanje tarifa na osnovu
prijedloga operatora prenosnog sistema
ili operatora distributivnog sistema, ili
na osnovu prijedloga koji je dogovoren
između operatora i korisnika mreže.
[061]
Prilikom izvođenja ovih zadataka
državne regulatorne vlasti treba da
osiguraju da prenosne i distributivne
tarife budu nediskriminatorske i da
odražavaju troškove, te da uzmu
u obzir dugoročne, marginalne,
izbjegnute troškove mreže koji potiču
od agregatne proizvodnje i mjera za
čuvanje/štednju energije10.
Kupci električne energije treba da
budu u mogućnosti da slobodno biraju
svog snabdjevača. Uprkos tome,
trebao bi se izabrati postepen pristup
za završno kreiranje unutrašnjeg
tržišta električne energije kako bi se
industrija prilagodila i kako bi bili
sigurni da su donesene adekvatne
mjere i sistemi za zaštitu interesa
potrošača, te osiguralo njihovo stvarno
i efektivno pravo da izaberu svog
snabdjevača. Progresivno otvaranje
tržišta ka punoj konkurentnosti treba
da što je prije moguće ukloni razlike
među državama članicama. Takođe,
treba da se osiguraju transparentnost i
primjena Direktive. Skoro sve države
članice su izabrale da obezbijede
konkurentnost na tržištu proizvodnje
električne energije putem transparentne
procedure dodjeljivanja odobrenja.
Međutim, države članice treba da
budu u mogućnosti da doprinesu
obezbjeđivanju11 snabdijevanja putem
pokretanja procedure objavljivanja
tendera. Države članice treba da imaju
mogućnost, u interesu zaštite okoline i
promocije novih tehnologija u povoju,
raspisivanja tendera za nove kapacitete
na osnovu objavljenih kriterija. Novi
kapaciteti uključuju, između ostalog
obnovljive izvore, te kombinovanu
toplotu i energiju.
U interesu bezbjednosti snabdijevanja,
balans snabdijevanja/tražnje u
pojedinim državama članicama treba
da se nadgleda, a nadgledanje treba
da bude propraćeno izvještajem o
stanju na nivou Evropske Unije,
uzimajući u obzir kapacitete
međusobnog povezivanja između
područja. Države članice treba da
osiguraju da kupci iz domaćinstava12
i tamo gdje države članice smatraju
za shodno, mala preduzeća, uživaju
Označava globalni ili integrisani pristup koji
za cilj ima uticaj na količinu i vremensko
usklađivanje potrošnje električne energije kako
bi se smanjila primarna potrošnja energije i
vršno opterećenje dajući prvenstvo ulaganjima
u mjere poboljšanja energetike.
11
Označava obezbjeđivanje snabdjevanja i
nabavljanja električne energije, kao i tehičku
sigurnost.
12
Označava kupce koji nabavljaju električnu
enrgiju za svoju vlastitu potrošnju u
domaćinstvu, isključujući poslovne ili
10
energija
pravo da se snabdjevaju električnom
energijom određenog kvaliteta po
jasno uporedivim, transparentnim i
razumnim cijenama.
Države članice treba da preduzmu
mjere kako bi zaštitili osjetljive
potrošače u kontekstu unutrašnjeg
tržišta električne energije. Takve mjere
se mogu razlikovati prema posebnim
uslovima u državama članicama o
kojima je riječ, te mogu da obuhvataju
posebne mjere koje se odnose na
plaćanje računa za električnu energiju,
ili na opšte mjere koje se preduzimaju
u sistemu socijalne zaštite. Kada je
univerzalna usluga pružena malim
preduzećima, mjere kojima se
osigurava pružanje takve usluge mogu
da se razlikuju prema domaćinstvima i
malim preduzećima13.
Ispunjavanje zahtjeva za usluživanjem
javnosti je osnovni zahtjev Direktive,
a ti standardi uzimaju u obzir ciljeve
zajedničke zaštite, bezbjednosti
snabdijevanja, zaštite životne sredine
i postojanje ekvivalentnih nivoa
konkurentnosti u svim državama
članicama.
Države članice mogu da imenuju
rezervnog snabdijevača. Taj
snabdijevač može da bude dio za
prodaju vertikalno integrisanog
preduzeća koje takođe obavlja funkcije
distribucije, pod uslovom da ono
ispunjava zahtjeve o razdvajanju
navedene u Direktivi. Mjere koje
države članice primjenjuju kako bi
ispunile ciljeve društvene i ekonomske
povezanosti mogu da uključuju
odredbu o adekvatnim ekonomskim
inicijativama, koristeći, gdje je
potrebno, sva postojeća državna
sredstva. Ta sredstva mogu uključivati
mehanizme o novčanim sredstvima
koja garantuju za potrebna ulaganja.
Direktiva poštuje fundamentalna
prava, i drži se principa koji su
usvojeni posebno od strane Povelje o
osnovnim pravima Evropske Unije.
Države članice takođe mogu da
odluče da ne formiraju nezvisni
opreator distributivnog sistema za
ona preduzeća koja uslužuju manje od
100.000 priključenih kupaca, ili koja
uslužuju male izolovane sisteme.
3. Op{ta pravila nacionalnog
elektroenergetskog tr`i{ta
definisana direktivom
2003/54/ek
Direktivom 2003/54/EK definisan
je potreban nivo opštih pravila
za organizovanje nacionalnog
elektroenergetskog tržišta država
članica i ubrzanje procesa liberalizacije
sa ciljem postizanja potpuno
operativnog tržišta Evropske Unije.
Opšta pravila se najkraće rečeno svode
na razdvajanje (pravno, funkcionalno
i računovodstveno) aktivnosti
“prevoza” električne energije (prenosa
i distribucije) kod potpuno vertikalno
integrisanih preduzeća14, koje nije
uslovljeno promjenom vlasništva i
regulaciju.
Razdvajanje potpuno vertikalno
integrisanih elektroprivrednih
preduzeća koja obavljaju
elektroenergetsku djelatnost je
mehanizam izbjegavanja sukoba
interesa između aktivnosti
“prevoza” energije (prenos i
distribucija) i tehničkog upravljanja
elektroenergetskim mrežama za
“prevoz “energije od ostalih djelatnosti
kod potpuno vertikalno integrisanih
elektroprivrednih sistema, a prije svega
od trgovine energijom.
Naime, prevoz električne energije
(prenos i distribucija) tj. prenos ili
transport energetskim mrežama
visokog napona i distribucija
energetskim mrežama niskog
napona u koje pored prevoza
spadaju i djelatnosti upravljanja tim
energetskim mrežama smatraju se
“prirodnim monopolima”. Pravo na
izgradnju i korišćenje energetskih
mreža “prirodnih monopola” je
“dobro od opšteg interesa”, a samo
obavljanje djelatnosti nad “prirodnim
monopolima”, omogućavajući trećim
licima da koriste “prirodne monopole”
je “djelatnost od opšteg interesa”.
“Dobro opšteg interesa” je prirodno
pravo svih lica da prevoze energiju
energetskim mrežama. Svako lice ima
interes da izgradi energetsku mrežu
za prevoz svoje energije, ali se na
taj način za većinu ne bi ekonomski
isplatila izgradnja mreže, niti bi
se mreža iskoristila u potpunosti.
Pored toga izgradnja mreže zahtijeva
ispunjavanje niza uslova (finansijskih,
stručnih i sl.). Dajući pravo jednom
licu da izgradi energetsku mrežu
država je tom licu omogućila da stekne
“prirodni monopol” nad “prevozom”
energije na tom području, čime se gubi
ekonomski interes ostalih da izgrade
sopstvenu mrežu za istu svrhu.
Osnovni elementi razdvajanja
su pravno, funkcionalno i
računovodstveno razdvajanje
djelatnosti.
Pravno razdvajanje djelatnosti znači
razdvajanje djelatnosti osnivanjem
posebnih pravnih lica za svaku
djelatnost. Propisima Evropske unije
se zahtijeva pravno razdvajanje
djelatnosti upravljanja energetskom
mrežom od ostalih djelatnosti koj se
ne odnose na sam “prevoz” energije
mrežom. Prilokom utvrđivanja
obaveze pravnog razdvajanja
djelatnosti predviđeni su izuzetci kod
upravljanja mrežom za distribuciju
energije.
Funkcionalno razdvajanje djelatnosti
se ostvaruje razdvajanjem djelatnosti
po funkcijama u okviru istog pravnog
lica. Razdvajanje djelatnosti po
funkcijama ima smisla u sličaju da
se više djelatnosti obavlja u jednom
pravnom licu, ili u povezanim pravnim
licima. Ovo se posebno odnosi na
funkcionalno razdvajanje upravljanja
energetskim sistemom od upravljanja
preduzećem koje je vlasnik mreže
i koje obavlja djelatnost prevoza
energije mrežom. Prilikom utvrđivanja
obaveze fukcionalnog razdvajanja
djelatnosti, predviđeni su izuzeci kod
tehničkog upravljanja mrežom za
distribuciju energije.
Računovodstveno razdvajanje
djelatnosti znači vođenje posebnog
internog računovodstva po
djelatnostima u preduzeću. Ovo je
posebno zahtijevano kada se radi o
razdvajanju upravljanja mrežama
za prenos, odnosno distribuciju
od ostalih djelatnosti u preduzeću.
Kod računovodstvenog razvajanja
djelatnosti nema nikakvih izuzetaka.
Suština je da se vodi odvojeno
računovodstvo između djelatnosti
prodaje energije kvalifikovanim
i tarifnim15 kupcima, ako se one
obavljaju u istom preduzeću.
Računovodstveno razdvajanje je
posebno propisano za slučaj kada isto
lice prodaje energiju kvalifikovanim
kupcima prema slobodno ugovorenoj
cijeni i tarifnim kupcima prema
regulisanoj cijeni, kako ne bi
došlo do situacije da tarifni kupci
subvencioniraju kvalifikovane ili
obrnuto.
Direktivom je utvrđena obaveza država
članica da daju ovlaštenja određenom
tijelu “regulatornom tijelu” da svojim
odlukama utiče na tržišna ponašanja
Potpuno vetikalno integrisano preduzeće je
preduzeće koje kontroliše sve uzastopne procese
proizvodnje, prenosa, distribucije i snabdjevanja
električnom energijom.
15
14
Preduzeća sa manje od 50 zaposlenih radnika
i godišnjim prometom ili završnim računom koji
ne prelazi 10 miliona EUR.
13
[062]
Tarifni kupci su ostali kuci koji kupuju enegiju
od lica koje obavlja djelatnost od opšteg interesa
i kojima je unaprijed propisana cijena po kojoj
kupuju energiju.
energija
i de facto reguliše odnose na tržištu.
Ova obaveza je posljedica balansa
između “regulacije” i “deregulacije”
kao zahtjeva tržišta. Ovaj proces je
nazvan regulatornom reformom.
Regulacija podrazumijeva postojanje
politički i ekonomski nezavisnog
regulatornog tijela, koje ima
ovlaštenje da donosi obavezujuće
akte za učesnike na tržištu električne
energije, što je u većini zemalja teško
ostvariti u praksi. Deregulacija uvodi
konkurenciju u segment industruje
koji je ranije bio kontriolisan od strane
regulisanih monopola, preduzeća u
državnoj svojini ili vladinih agencija.
Konkurencija se uvodi sa ciljem da
ohrabri nove privredne subjekte da
aktivno učestvuju na tržištu energije.
Otklonjene su regulisane cijene
kako bi se omogućila konkurencija
privredih subjekata na osnovu cijene.
Kako se zasniva na otklanjanju
regulisanh cijena od strane države,
ovaj proces se naziva i “deregulacija”.
U elektroprivredi ovaj termin
“deregulacija” ima ograničeno
značenje, jer su samo neke cijene
deregulisane, i to samo one cijene u
dijelu tržišta energije koje se naziva
“otvorenim”, gdje električna energija
ima tretman robe. Prevoz električne
energije (prenos i distribucija) ostaju
regulisane za sve učesnike na tržištu,
za razliku od cijena električne energije.
4. “Nova” direktiva 2009/72/
EK
Ne uspjevši da Direktivom 2004/54/
EK postigne neke od definisanih
ciljeva, a u nastojanju da ojača
unutrašnje elektroenergetsko tržište
Evropska Unija je 13. jula 2009.
godine donijela “novu” Direktivu
2009/72/EK, koja predstavlja doradu
postojeće. Cilj “nove” Direktive je
jačanje domaćeg elektrenergetskog
tržišta, obezbjeđenje bolje zaštite
kupaca, kao i koristi kompanijama
od tržišnih cijena, pružajući im
šansu da budu konkurentni na
otvorenom elektroenergetskom
tržištu, promovišući održivost putem
stimulisanja energetske efikasnosti.
Izmjene definisane “novom”
Direktivom zemlje članice Evropske
Unije dužne su provesti do 3. marta
2011. godine, kada se poništava
Direktiva 2003/54/EK.
Prihvaćene izmjene odnose se na
obezbjeđenje sigurnog snabdijevanja
električnom energijom, što je od
vitalne važnosti za razvoj evropskog
društva. U cilju osiguravanja
konkurencije i sigurnosti snabdijevanja
električnom energijom po
konkurentskoj cijeni, zemlje članice
i regulatorna tijela treba da olakšaju
prekogranični pristup za nove
snabdjevače električnom energijom iz
različitih izvora.
Razdvajanje vlasništva, koje
podrazumijeva imenovanje vlasnika
prenosnog sistema, kao i operatora
prenosnog sistema i njegova
nezavisnost od interesa proizvodnje
i snabdijevanja je izmjena koja treba
da riješi bitan sukob interesa i da se
osigura sigurnost snabdijevanja. Dat je
akcenat na razdvajanju vlasništva na
prenosnom nivou kao najefikasnijom
alatkom za promovisanje investicija u
infrastrukturu na nediskriminatorski
način, pravičan pristup mreži za nove
učesnike na tržištu i transparentnost
na tržištu. U okviru vlasničkog
razdvajanja, od zemalja članica se
zahtijeva da osiguraju da isto lice
ili lica nemaju pravo da upravljaju
nad proizvodnim preduzećem ili
preduzećem za snabdijevanje i
istovremeno upravljaju ili posjeduju
bilo kakva prava nad operatorom
prenosnog sistema ili prenosnim
sistemom. Suprotno tome, upravljanje
nad prenosnim sistemom ili
operatorom prenosnog sistema treba da
onemogući mogućnost upravljanja ili
nekog drugog prava nad proizvodnim
preduzećem ili preduzećem za
snabdijevanje. U okviru tih granica,
proizvodno preduzeće ili preduzeće za
snabdijevanje treba biti u mogućnosti
da posjeduje manjinsko učešće u
akcijama kod prenosnog sistema ili
operatora prenosnog sistema.
Potpuno efikasno razdvajanje
mrežnih djelatnosti od djelatnosti
proizvodnje i snabdijevanja treba
da se primjeni na području čitave
Evropske Unije. U cilju osiguravanja
da mrežne djelatnosti, te proizvodnja
i snabdijevanje na području Evropske
Unije ostanu nezavisne jedna od
druge, regulatorna tijela trebaju
imati ovlaštenja da ne daju dozvolu
operatoru prenosnog sistema koji ne
poštuje pravila razdvajanja. Pri tome se
treba izeti u obzir mišljenje Agencije
za saradnju između regulatora,
prilikom donošenja odluke.
Regulatornim tijelima se daje
mogućnost da donose odluke u
vezi sa relevantnim regulatornim
pitanjima i da budu potpuno
nezavisna od drugih javnih ili
privatnih interesa. Omogućava im
se da utvrde metodologije i odobre
tarife na bazi realno izvršenih
kalkulacija. U izvršenju ovih zadataka,
regulatorna tijela treba da osiguraju
da prenosne i distributivne tarife budu
[063]
nediskriminatorske i da odražavaju
realne troškove.
Regulatorna tijela treba da nametnu
obavezu neophodnosti postojanja
ugovora o neprekidnom snabdijevanju.
Kompletna industrija i privreda
Evropske Unije, uključujući mala
i srednja preduzeća i svi građani
Evropske Unije trebaju imati
ekonomske koristi od unutrašnjeg
tržišta i mogućnost da uživaju
visoke nivoe zaštite, a naročito kupci
iz kategorije domaćinstva i mala
preduzeća.
Poštovanje obaveze javne usluge je
osnovni uslov “nove” Direktive i
važno je da su definisani zajednički
minimalni standardi, koje uvažavaju
sve zemlje članice, koji uzimaju u
obzir ciljeve zaštite kupaca, sigurnost
snabdijevanja, zaštitu okoline i
ekvivalente nivoe konkurencije u svim
zemljama članicama. Veoma je bitno
da su obaveze javne usluge definisane
na nivou država članica i da podliježu
poštovanju zakona Evropske Unije.
Obaveza javne usluge, uključujući
zajedničke minimalne standarde
koje slijede, treba da se dalje jačaju
kako bi osigurale da svi kupci,
naročito ugroženi, mogu imati
koristi od konkurencije i pravičnih
cijena. Obaveze javne usluge treba
da bude definisana na državnom
nivou, uzimajući u obzir okolnosti
država. Građani Evropske Unije i
mala preduzeća, treba da budu u
mogućnosti da koriste obavezu javne
usluge, naročito u pogledu sigurnosti
snabdijevanja i razumnih cijena.
Ključni aspekt snabdijevanja kupaca je
pristup objektivnim i transparentnim
podacima. Time, kupci treba da imaju
pristup podacima o potrošnji, cijenama
i troškovima usluga koje se na to
odnose.
Interesi kupca su stavljeni u središte
“nove” Direktive, a puna odgovornost
za kvalitet date usluge prebacuje se
na proizvođače, odnosno snabdjevače
električneom energijom. Postojeća
prava kupaca se proširuju, uvodeći
veću transparentnost. Zaštita kupaca
treba da osigura da svi kupci u cijeloj
Evropskoj Uniji lako iskoriste prednost
konkurentnog tržišta.
Regulatornim tijelima nameće se
obaveza pružanja informacija o
tržištu kako bi obezbjedile Agenciji
za saradnju između regulatora da
sprovede svoju ulogu posmatranja
i nadziranja unutrašnjeg tržišta
električne energije i njegovu
kratkoročnu, srednjeročnu i dugoročnu
evoluciju, uključujući aspekte kao što
su proizvodni kapacitet, različiti izvori
energija
proizvodnje, prenosna i distributivna
infrastruktura, kvalitet usluge,
prekogranična trgovina, upravljanje
zagušenjem, investicije, veleprodajne i
maloprodajne cijene, likvidnost tržišta
i ekološka unapređenja, te unapređenja
efikasnosti.
Na bazi svega iznesenog suštinske
izmjene definisane “novom”
Direktivom odnose se na jačanje
elektroenergetskog tržišta Evropske
Unije, otklanjanje diskriminacije
kod pristupa mreži, uspostavljanje
operatora prenosnog sistema koji je
nezavisan od interesa proizvodnje
i snabdijevanja, davanju većih
ovlaštenja regulatornim tijelima
te njihovu bolju saradnju kroz
novoformiranu Agenciju za saradnju
između regulatora, kao i definisanje
obaveze javne usluge i zaštiti interesa
kupaca.
Literatura
1. Antić Srboljub: “Privatizacija
i ekonomska regulacija
elektroprivrede”, (1997) Doktorska
disertacija, Podgorica;
2. Vukadinović Radovan: “Osnovni
pojmovi i karakteristike pravnog
sistema Evropske Unije”, (2005)
Pravni fakultet, Beograd;
3. Grijak Igor i Igić Saša:
“Regulisana versus deregulisana
elektroprivreda”, (2002) Treće
Jugoslovensko savjetovanje o
elektrodistributivnim mrežama;
4. Direktiva 96/92/EK Evropskog
Parlamenta i Savjeta od 19.
decembra 1996. godine koja
se odnose na opšta pravila
međunarodnog tržišta električne
energije, (1997) Službeni list
Evropske Unije;
5. Direktiva 2003/54/EK Evropskog
Parlamenta i Savjeta od 26. juna
2003. godine o zajedničkim
pravilima unutrašnjeg tržišta
električne energije, (2003) Službeni
list Evropske Unije;
6. Direktiva 2009/72/EK Evropskog
Parlamenta i Savjeta od 13. jula
2009. godine o zajedničkim
pravilima unutrašnjeg tržišta
električne energije, (2009) Službeni
list Evropske Unije;
7. Zakon o prenosu, regulatoru i
operatoru sistema električne energije
u BiH , (2002) Službeni glasnik
BiH br. 7/02;
8. Zakon o električnoj energiji RS,
(2002) Službeni glasnik RS br.
66/02;
9. Zbornik radova: ”Pravo
energetike”, (2005) Pravni fakultet,
Beograd;
10. Katić Nenad i Vladimir
Strezoski: ”Uticaj deregulacije
i restruktuiranja elektroprivrede
na organizaciju i poslovanje
elektrodistributivnih
preduzeća”, (2002) Treće
Jugoslovensko savjetovanje o
elektrodistributivnim mrežama;
11. Kovač O. i Popović T.:
”Prilagođavanje privrede uslovima
poslovanja na tržištu Evropske
Unije”, (1995) IEN, Beograd;
12. Kovačević Aleksandar: «Tržište
energije», (2005) Pravni fakultet,
Beograd;
13. Lepotić-Kovačević Branislava:
«Pravo energetike u pravu
Evropske Unije», (2005) Pravni
fakultet, Beograd;
14. Memorandum o razumijevanju
o Regionalnom tržištu električne
energije u Jugoistočnoj Evropi i
njegova integracija u unutrašnje
tržište Evropske Unije, (2002)
Atina;
15. Memorandum o razumijevanju
o Regionalnom tržištu električne
energije u Jugoistočnoj Evropi i
njegova integracija u unutrašnje
tržište Evropske Unije, (2003)
Atina;
16. Službeni glasnik BiH Međunarodni ugovori, broj
09/06 od 25.08.2006:”Odluka o
ratifikaciji ugovora o uspostavi
energetske zajednice, Ugovor o
uspostavi energetske zajednice”,
(2006);
17. CARDS program Evropske Unije
za Region Balkana:»Studija
elektroenergetske infrastrukture za
region Balkana», jun 2004. godine;
18. Šipovac Velibor: ”Povezivanje
elektroenergetskog tržišta JI
Evrope - Put ka bržoj integraciji
u EU”, (2008) Magistarski rad Univerzitet Crne Gore Ekonomski
fakultet Podgorica, Podgorica;
19. Šupić Blagoje: »Regulacija
elektroprivrede i uspostavljanje
elektroenergetskog tržišta za region
Balkana«, (2006) Magistarski rad Univerzitet Crne Gore Ekonomski
fakultet Podgorica, Podgorica.
[064]
energija
Prof. dr Nenad Djajic, Prof. dr Dejan Ivezic
Faculty of Mining and Geology – Centre for Energy
Prof. dr Dimitrios Mavrakis
Energy Policy and Development Centre, National and Kapodistrian University of
Athens
UDC:620.9 : 504.06 (1-67 BSEC)
Regional cooperation on energy
and environment – Energy View
of Countries Members of the
Organization of the Black Sea
Economic Cooperation (BSEC)
1. Introduction
Abstract
On 25 June 1992, the Heads of State
and Government of eleven countries:
Albania, Armenia, Azerbaijan,
Bulgaria, Georgia, Greece, Moldova,
Romania, Russia, Turkey and Ukraine
signed in Istanbul the Summit
Declaration and the Bosphorus
Statement giving birth to the Black
Sea Economic Cooperation (BSEC).
. With the accession of Serbia and
Montenegro in April 2004, the
Organization’s Member States
increased to twelve. It came into
existence as a unique and promising
model of multilateral political and
economic initiative aimed at fostering
interaction and harmony among
the Member States, as well as to
ensure peace, stability and prosperity
encouraging friendly and goodneighbourly relations in the Black Sea
region.
Republic of Serbia, as one of the
oldest members of UCTE in South
East Europe and Contracting Party
in the Treaty establishing the Energy
Community, has a long and rich
experience on issues related to the
energy interconnections and regional
energy cooperation and it could
contribute efficiently in achieving
these aims.
Facts about the BSEC Region:
- BSEC covers a geography
encompassing the territories of the
Black Sea littoral States, the Balkans
and the Caucasus with an area of
nearly 20 million square kilometers.
The BSEC region is located on two
continents;
- BSEC represents a region of some
350 million people with a foreign
Regional cooperation on energy and environment remains on the top of declared
priorities of Serbian energy sector. Publications “Energy View of BSEC
Countries” aim to promote scientific cooperation on the energy and climate
policy issues between the countries of BSEC and EU and thus to contribute in
knowledge transfer to that region, as a basic precondition for the development
of human potential that will materialize policies of cooperation. The aim of this
biannual publication is to present annually updated information concerning the
status and the opportunities of the energy sector of the BSEC countries.
Key words:regional cooperation, energy, environment
Regionalna saradnja u energetici i za{titi `ivotne sredine
- Energetika zemalja ~lanica Organizacije za ekonomsku
saradnju zemalja crnomorskog regiona
Regionalna saradnja u oblasti energetike i životne sredine je jedan od osnovnih
prioriteta srpskog energetskog sektora. Publikacija «Energetika zemalja
članica Organizacije za ekonomsku saradnju zemalja crnomorskog regiona»
ima za cilj da promoviše naučnu saradnju u oblasti energetike i klimatskih
promena između članica ovog regiona i zemalja EU, i da na taj način doprinese
transferu znanja u region, kao osnovnom uslovu za razvoj koji bi materijalizovao
političku saradnju. Svrha ove publikacije, koja se izdaje svake druge godine, je
da prezentuje najsvežije podatke o stanju i mogućnostima energetskih sektora
zemalja članica.
Ključne reči: regionalna saradnja, energija, zaštita životne sredine
trade capacity of over USD 300
billion annually;
- After the Persian Gulf region, it is the
second-largest source of oil and natural
gas along with its rich proven reserves
of minerals and metals;
- It is becoming Europe’s major
transport and energy transfer corridor.
2. Regional cooperation on
energy and environment
Negative repercussions of climate
change over human activities and
ambiguities over the security of
energy supply, for both developed
[065]
and developing countries, constitute
the main threats of our modern world.
The need for more decisive and
rational climate and energy policies
emerges as an urgent priority for all
the societies of our planet, regardless
of their readiness to undertake
the cost of implementing them.
Renewables and clean technologies
are the new powerful drivers to handle
these new challenges.
But still
hydrocarbons persist in their dominant
role in the energy related human
activities, with the price of barrel
reflecting uncertainties, created by the
so called “fear factor”.
energija
Security of energy supply for the EU
Member States depends mainly on
imports and the absence of a resulting
EU external energy policy makes
their economies more volatile to
international instabilities, associated
with the access and transportation
of hydrocarbon reserves. On the
other hand, the gradual integration
of the European internal energy
markets creates a huge pool of
consumers that has an incredible
potential of capital and knowledge,
necessary for the development and
exploitation of energy reserves that
lay in countries with developing
economies. Although sometimes there
is a tendency among international
energy stakeholders to overestimate
their position in the production transportation - consumption chain,
it is only cooperation that in long
range can be fruitful for all involved
parts. This cooperation that drives
to win - win situations is based on
commonly agreed rules and maximum
dissemination of information that
allows all involved stakeholders to
estimate risks and opportunities before
and when they are engaged in any
investment or commercial activity.
Regional cooperation on energy
and environment remains on the
top of declared priorities among the
BSEC Countries as confirmed in
their ministerial declarations and the
minutes of relevant BSEC bodies.
The continuous reference is based
on the huge investment and trade
potential that the countries of BSEC
offer as energy producers, transit
and consumers and the existing
interdependency, that is mainly
between them and Europe. Only for the
countries of the Energy Community
in S.E. Europe, five of which are full
BSEC members, it was estimated
before the economic recession, that
the necessary investments for the
power sector were between 29,5 –
37.6 billions €. In addition, a number
of pipelines reflecting the soaring
European and world market energy
demand are under consideration,
offering multiple opportunities for
new investment and trade transactions
schemes, given that a multiplying
factor of 10 is applied for side
investments for every single euro
invested directly on every pipeline
project.
Before the crisis the hard core of
the problem worldwide was how to
ensure the security of energy supply
for the developed economies and
satisfy the growing energy demand
for the developing countries, while
reducing CO2 emissions. Recession
has weakened temporarily the demand
but not the problems. Fossil fuels will
continue to play a dominant role in
energy supply for the coming years
regardless of the efforts to increase
the penetration of renewables and
nuclear energy in the energy mixture.
This is translated to capital demand
for new and for replacing aging and
polluting infrastructures, leading
to high investment requirements
Given that energy infrastructures are
characterized by high capital intensity
and relative long construction periods,
meeting the above needs before the
crisis was already a difficult task that
was worsened by the need to produce
“carbon free” energy and the hesitancy
of the banking sector to be exposed in
big loans.
Economic recession has had a direct
negative impact on energy project
financing in BSEC countries since
governments, banks and decision
makers tend to focus on short term
decisions in order to manipulate the
every day problems rather than to
confront mid – long term challenges.
But the aforementioned estimations
describe clearly the existing trends and
underline the existing opportunities
for the next to the recession
period. Further to that, the ongoing
deliberations for the post Kyoto
protocol period and the expected
extension of its financing mechanisms
to the developing economies,
where most of the BSEC countries
belong, define a huge potential of
investment and trade opportunities.
New markets are already emerging
and new procedures for subsidizing
“clean” investments and developing
emissions trading schemes are under
establishment. A tremendous need for
knowledge transfer in the region has to
be satisfied if local economies have to
benefit from these new opportunities.
3. Publications “Energy View
of BSEC Countries”
Meeting the referred challenges
in the mid of the recession is an
almost unsolved equation unless
two parameters, cooperation and
knowledge transfer get incorporated.
Publications “Energy View of BSEC
Countries” aim to promote scientific
cooperation on the energy and
climate policy issues between the
countries of BSEC and EU and thus
to contribute in knowledge transfer to
that region, as a basic precondition for
the development of human potential
[066]
that will materialize policies of
cooperation. The aim of this biannual
publication is to present annually
updated information concerning the
status and the opportunities of the
energy sector of the BSEC countries
and to promote scientific cooperation
on energy and climate change policy
issues. It is expected that edition
covers all twelve BSEC countries and
could be transformed into a useful tool
for those who are interested to have
reliable information concerning the
energy activities and climate changing
policies in the BSEC region.
Twelve academic institutions from
all BSEC countries are engaged in
publications preparations:
Albania – Polytechnic University of
Tirana
Armenia – Energy Strategy Centre,
Scientific Research Institute of
Energy
Azerbaijan – Geotechnological
Problems of Oil, Gas and Chemistry,
Oil Academy
Bulgaria – Black Sea Regional
Energy Centre
Hellas – Energy Policy and
Development Centre, NKUA
Georgia – Energy Efficiency Centre
Moldova – Institute of Power
Engineering, Academy of Science
Romania – Institute for Studies &
Power Engineering
Russia – Finance Academy,
International Financial Faculty
Serbia- University of Belgrade,
Faculty of Mining and Geology,
Centre for Energy
Turkey – Clean Energy R&D Centre,
University of Mugla
Ukraine – Energy Saving and
Energy Management Institute, Kiev
Polytechnic Institute
Every author undertakes the
responsibility for his national
report’s content and cooperation with
governmental authorities and market
forces is encouraged. Every national
report includes:
Country overview and economic
profile
Energy Sector
Climate Change Policy
Investment and Trade Opportunities
Main Energy Stakeholders
References
The first volume of “Energy View of
BSEC Countries” was issued in 2005
and included six national reports,
energija
Figure 1 Cover pages of “Energy View of BSEC Countries” volumes
the second was issued in 2006 and
includes ten national reports, while
the last volume “Energy View of
BSEC Countries-2008” was issued
in 2009 and covers twelve national
reports (Figure 1). Last two volumes
have been financed by Hellenic
Aid Program. The “Energy View
of BSEC countries – 2008” and the
associated activities (presentations)
were presented in both meetings of the
Minister of Energy and the Working
Group on Energy that were hold in
Sofia (27, 28 January 2010).
issues for the countries of BSEC. It is
expected that the next edition will be
financed by the energy stakeholders
of the region and that will constitute
an upgraded step towards the
development of an actual space of data
and information exchange at regional
level that would achieved thanks to the
contribution of the network’s members
and the received and incorporated
comments of governmental bodies
and energy companies that would
commented the draft texts.
4. Conclusions
Creation of a regional energy market is
tied to serious economic, political and
social implications. In this framework
it is obvious that the background
of all these activities is based on
the exchange and dissemination of
information relevant to energy sector.
Reliable and updated information
represents the starting point for any
activity in an area that is characterized
by the capital intensity and the
associated risks.
Academic institutions joined around
“Energy View of BSEC Countries”
have already developed a number
of activities, such as seminars,
conferences, workshops, scholarships,
bi-lingual scientific journal, awards,
newsletter, and common research
group, aiming to promote knowledge
development and transfer at a regional
level. The present 3rd edition of
“Energy View of BSEC Countries”
started only with six countries, and
covers now all the twelve BSEC
countries and for the last two editions
was financed, mainly, by the Hellenic
Aid. Additionally, it aims to provide
reliable and updated information on
energy and climate change policy
References
[1] Energy View of BSEC Countries
2006, Promitheas – The Energy and
Climate Policy Network, Athens,
2007.
[2] Energy View of BSEC Countries
2008, Promitheas – The Energy and
Climate Policy Network, Athens,
2009.
[067]
energija
Dr Miodrag Mesarovi}
Energoprojekt Entel, Belgrade, Serbia
UDC:620.92.001.6/.008
A Bidirectional Method
of Approach to National
Energy System Planning
1. National Energy Planning
Abstract
Energy planning is the process of
developing long-range policies to help
guide the future of a local, national,
regional or even the global energy
system. National energy planning is
often conducted by the “top-down”
approach within governmental
organizations and large energy
monopoly companies. Energy planning
may also be carried out with input
from local utilities and other interest
groups, but it is often conducted using
integrated approaches that consider
both the provision of energy supplies
and the role of energy efficiency in
reducing demands. Needless to say that
energy planning always reflects the
outcomes of population growth.
The national energy planning is a very
important tool for decision-markers,
especially in countries where the
supply side is given much attention,
while the demand side is almost
neglected. Without an initial planning
exercise, the energy system cannot
reach its optimal balance between
supply and demand. Also, the energy
planning has traditionally played a
strong role in setting the framework for
regulations in the energy sector. But in
the past two decades many countries
have deregulated their energy systems
so that the role of energy planning
has been reduced, and decisions have
increasingly been left to the market.
This has arguably led to increased
competition in the energy sector,
although there is little evidence that
this has translated into lower energy
prices for consumers.
This trend now seems to be
reversing as concerns grow over the
environmental impacts of energy
A national energy development strategy is generally centrally planned by the
government (e.g. energy ministry), which may overlook conditions of specific
areas. On the other hand, regional energy planning means integrating local
social and economic conditions, taking into account the national energy policy
target. Consequently, the results applied to a local community are sometimes
different from the national energy policy target. This paper deals with an
integrated energy planning process developed based on two main approaches,
i.e. “top-down” and “bottom-up”. The “top-down” approach focuses on
historical and projected total production and consumption (e.g. gross domestic
product, fuel and electricity consumption, agriculture products, etc.), whereas the
“bottom-up” approach employs statistics information, gathered from five energy
consuming sectors (transportation, industry, households, public and commercial
services and agriculture) to comply with the EU statistical model Eurostat. The
results obtained from the “top-down” and the “bottom-up” approaches are
to be combined to create the energy strategy for a local community which is
harmonised with the governmental energy policy target. Several case studies are
presented.
Key words: national/local energy planning, “bottom-up”/”top-down” approaches
Dvosmerni pristup planiranju sistema nacionalne energetike
Rezime
Nacionalna strategija razvoja energteike se po pravilu planira centralizovano od
vlade (ministarstva nadležnog za energetiku), pri čemu se mogu prevideti uslovi
u pojedinim područjima. Sa druge strane, regionalno planiranje energetike
uzima u obzir lokalne društvene i ekonomske uslove, kao i ciljeve nacionalne
energetske politike. Pa ipak, kao rezultat toga se ponekada dešava da rešenja
koja odgovaraju lokalnoj zajednici odstupaju od ciljeva nacionalne energetske
politike. Stoga je predmet ovoga rada integralni pristup planiranju, zasnovan na
dva osnovna pristupa poznata kao „odozgo na dole“ i „odozdo na gore“. Pristup
„odozgo na dole“ se zasniva na prethodnoj i projektovanoj ukupnoj proizvodnji
i potrošnji (na bruto nacionalnom dohotku, potrošnji goriva i električne energije,
proizvodima poljoprivrede isl.), dok se pristup „odozgo na gore“ zasniva
na statističkim informacijama iz 5 sektora potrošnje (saobraćaja, industrije,
domaćinstava, javnih i komercijalnih delatnosti i polloprivrede) u saglasnosti sa
statističkim modelom EU (Eurostat). Pri tome rezultati dobijeni primenom oba
pristupa („odozgo na dole“ i „odozdo na gore“) moraju biti kombinovani da bi
se dobila energetska strategija lokalne zajednice usaglašena sa ciljevima vladine
energetske politike. Prikazano je nekoliko karakterističnih primera takvog
pristupa.
Ključne reči: Planiranje nacionalne/lokalne energetike, pristupi „odozgo na
dole“/„odozdo na gore“
[068]
energija
consumption and production,
particularly in light of the threat of
global climate change, which is caused
largely by emissions of greenhouse
gases from the energy systems. Many
countries are now moving to more
closely regulate their energy systems,
particularly those adopting targets for
emissions of CO2 and other greenhouse
gases. In light of these developments,
it seems likely that integrated energy
planning will become increasingly
important [1].
National energy planning has a
double objective: to specify the level
of the energy requirements that the
production and distribution system will
have to provide and to evaluate the
potential for energy end-use efficiency
policy. Energy planning is thus a
tool for decision makers and must
be elaborated by the experts in order
to show to the political authorities
the importance and consequences on
their decisions concerning energy
supply and energy demand. Hence, the
necessity for the forecast exercise to be
based at least on two scenarios:
one, “business as usual” representing
the continuation of present practices,
that is classically the development
of supply without energy end-use
efficiency measures,
the other assuming the
implementation of energy end-use
efficiency measures and programmes
in each activity sector.
The scenario method coupled with a
“bottom-up” approach (starting from
the energy service needs at consumer
level) is a powerful tool to show to
the decision makers the potential of
energy end-use efficiency in terms of
energy savings, environmental benefits
and financial gains at national, local
and consumer level. That means that
energy planning is also a tool for the
promoters of end-use energy efficiency
to demonstrate the benefits, at all
levels, of an energy end-use policy.
The national energy strategies refer
both to the local conditions and to the
global policies. They are formulated
by four fundamental approaches:
“top-down”, “bottom-up”, “demand
side” and “supply side”. “Topdown” approach is related mainly
to the activity of governments and/
or institutions, while “bottom-up”
approach is related to the needs of a
community. “Demand-side” approach
is related to the end-users and their
needs, while “supply-side” approach
refers to the capability of production
which responds to these needs.
“Top-down” approach is applied to
promote energy-efficient options
to reduce the energy use and
environmental impact. “Bottomup” approach is applied in planning
process that involves simultaneous
consideration of municipal and
governmental goals and strategies
in meeting utility service needs and
efficient use of resources by utility
customers. “Demand-side” approach
promotes development that is
compatible with the desired function
of the municipality. “Supply-side”
approach provides a mix of viable
and reliable energy services at the
lowest costs, consistent with the aim
of social and economic development.
The “bottom-up” approach is promoted
towards the consumers and the local
authority as a “supply-side” approach,
based on the market penetration of
new energy technologies in each
of the energy consuming sectors.
As a matter of fact, the municipal
policy is not exclusively “top down”
or “bottom up”, or only “supplyside” or “demand-side”, but rather a
combination of policies according to
“top-down/bottom-up” and “supplyside/demand-side” approaches.
Both national and regional energy
planning is usually characterised by
a “top-down/supply-side” approach.
Technology is considered to be part
of the process, while the role of
the municipalities in the process is
relevant, since they are part of the
formulation of the action plan of
introducing the energy technologies to
comply with the national expectations,
the legal regulatory framework
and the financial and management
tools necessary for developing
such a strategy at a local level. The
implementation of a large scale
strategy at the regional level of energy
conservation and substitution policies
is the main aim of the municipal
authorities, and this approach can be
easily defined a “top-down/demandside” policy.
The end-use demand projection
process establishes a relationship
between useful energy demand and
the factors affecting this demand
through developing a scenario of
social, economic and technological
development for a given community.
It comprises a sequence of operations,
that include an identification of the
social, economic and technological
parameters which affect each end-use
category of the energy demand as well
as an evolution of the energy service
demand resulting from the scenario.
Because of differences in the evolution
of the various demand sectors for
[069]
energy services (end-uses), and in the
availability of technologies to meet
demands, the Eurostat statistical model
of the European Union addresses the
following five sectors: (i) industry, (ii)
transportation, (iii) households, (iv)
commercial and public services and (v)
agriculture [2].
The new way of considering the local
energy strategy is not only focused
on the implementation of innovative
technologies, but involving in the
same framework dissemination
processes and promotional strategies
at the local level. Energy carriers and
technology mix should be applied
against an expected population growth
and urbanization rates, as well as
energy required to meet industrial,
transportation, agricultural and
service needs, based on the number of
facilities expected to be in operation
and their average energy consumption.
On the supply-side, the increase in
capacity of the energy generation and
the annual generation rates required
to meet the increased energy demand
should be estimated.
The European Union, as well as the
national and regional governments
have recently set a number of targets
in the fields of renewable energy
sources, energy efficiency and climate
protection to be achieved in the
coming years. In order to achieve these
objectives, a new quality of action
in energy policy is necessary: while
“top down” energy policy measures,
such as a clear political commitment
and the development of a favourable
framework, have to be continued and
reinforced, new strategic alliances
must be formed with different actors
in order to initiate and profit from a
“bottom-up” approach.
In Europe only those policy initiatives
can be successful that have the
support and the involvement of the
general public, where regions and
municipalities have a special role to
play due to their proximity to the end
consumers in the private, business and
public sectors where most investment
and behaviour decisions in the energy
field are actually taken [3]. Meeting the
conditions and other requirements is
a prerogative for the countries aiming
at the membership in the European
Union. This applies to the Republic of
Serbia as well.
2. National Energy System
Models
Energy system models are an essential
tool to enable policy makers to see
the implications of current decisions
on energy sustainability in the
energija
future. The models are designed to
find, among different alternatives,
the one which satisfies the best
allocation of resources, taking into
account different constraints,
and decision criteria. Large-scale
dynamic optimization model are
employed for supporting long-term
energy systems planning. They
usually describe energy management
systems as networks of a series of
energy flows, transferring extracted/
imported energy resources to end
users through a variety of conversion
and transmission technologies over a
number of periods. It can successfully
incorporate optimization models,
scenario development and policy
analysis within a general framework.
Modeling methodologies include
econometric statistical single and multi
equation models, end-use models with
end-use details, and micro-simulation
models. The last are the newest in
energy modeling, incorporating
utility customer technology choices,
customer satisfaction modeling,
customer acquisition in deregulated
markets and other capabilities analysis
and forecasting capabilities. These
models have been applied to provide
short-term, mid-term and long-term
energy, as well as load forecasts
analysis, demand response, distributed
generation technology choice,
customer acquisition and other energyrelated issues.
The “Top-down” modellers, typically
economists, tend to aggregate similar
classes of objects into single nodes
that probabilistically represent, say,
households or industry, to which they
attach strong behavioural assumptions.
“Bottom-up” modellers, typically
engineers, tend to disaggregate
objects to a greater extent, creating
deterministic representations of
physical structures to which they attach
strong but probabilistic assumptions
about physical performance. For many
energy economic questions it has
become customary to create “topdown”/”bottom-up” hybrid models that
draw on the relative strengths of each
approach.
Until the petroleum crisis in 1973,
econometric models wer widely used
in forecasting energy demand. This
model applies a regressive analysis of
a series of data from the past in order
to establish the relations between
energy demand and forming of the
GDP, the price of energy sources
and the price of competitive energy
sources. However, the petroleum crisis
triggered an extreme response of the
market as well as by the governments
of the developed countries that
continued even after the stabilization
of prices at the world market. Such
circumstances, along with the need for
planning of measures and responses
led to the development of the so called
sector end-use models. These models
are rather simple but involve a detailed
structural analysis across all the sectors
of consumption, as well as of relevant
sub-sectors, their starting point being
an analysis of useful energy demand,
or, the so called energy service,
which is also the primary target of
the forecast. The useful demand
relates to thermal energy, electricity
for non-thermal use and the mobility
across all the sectors of consumption.
After producing a forecast of useful
demand, the next step is to establish
the structure of final energy sources to
meet the demand. Structural end-use
models can be used in analyzing only
a starting year and do not require the
consistent time frame, reaching several
years back, which is necessary in
the econometric models. Therefore,
this model is apt for forecasting of
energy demand in the transition and
developing countries [4].
Econometric models are applied
to analyze and forecast a variety
of energy-related issues including
hourly, monthly, quarterly and
annual energy use and demand,
as well as fuel choices for space
heating, water heating, electric
lighting and new energy-technology
choices. Econometric models in
actual applications use empirical
relationships, that require a variety
of additional modeling and statistical
issues. The end-use modeling
methodologies and customer database
development are applied to address a
variety of energy loads, conservation,
demand response, new energy
technology, market analysis, and new
development issues. End-use modeling
is sometimes referred to as “bottomup” modeling, reflecting the fact that
energy forecasts are developed from
the sum of detailed components. For
instance, residential energy use is
modeled as the sum of energy use
in end uses such as space heating,
water heating, air conditioning, and
other end uses for single family and
multifamily homes, and the same
applies to offices, public buildings, etc.
[4]. Such an explicit representation of
the basic determinates of energy use in
each demand sector provide forecasts
based on verifiable inputs and also
supports the direct representation of
conservation and demand response
[070]
programs, building and equipment
standards, new technologies and other
important factors.
End-use models are the predominant
modeling methodology used to
forecast energy use and loads in
applications with a forecasting horizon.
The state-of-the-art end-use forecast
system includes a comprehensive
modular structure with individual
demand, supply and environmental
modules with parameters and
characteristics developed from
the databases, econometric and
engineering relationships in a single
comprehensive modeling framework,
energy use forecasts based on
behavioural responses to price signals
and changes in equipment and building
efficiencies [2]. The models provide
energy use forecasts reflecting changes
in equipment efficiency, equipment and
fuel choice and equipment utilization,
and run with these inputs to reflect the
impacts of these programs and other
activities.
In the attempt to find a proper
approach to the energy solution,
as well as to address the issues of
regulation, tariffs and governance
as fitting to the local conditions,
the energy efficiency influences on
affordability [4]. When it comes
to the actual implementation of
policy, it is often left to planners to
have to consider the implications
of the trade-offs chosen so that the
intended synergies can be secured
and the potential for further synergies
increased. Often, conflicts, hazards,
costs, decoupling and risks are among
the decelerating factors that are
implicated when choices of strategies
are closed.
3. Energy Related Aggregate
Indicators
Most energy-related policies target
energy intensities and efficiencies,
often by promoting new technologies,
and accurately tracking changes
in intensities helps measure the
effects of these new technologies in
particular sectors. The separation of
impacts on energy use from changes
in activity, structure and intensity is
critical for policy analysis in a “topdown” approach [4]. A starting point
for understanding the differences in
the evolution and absolute levels of
final energy use amongst sectors is
to examine some aggregate energy
indicators that show energy use
divided by a measure of activity that
drives energy demand. The most
commonly used aggregate indicators
energija
for the overall economy are total final
energy consumption (TFC) per unit
of gross domestic product (GDP)
and energy use per capita. The ratio
of TFC to GDP measures how much
energy is needed to produce one
unit of economic output. In order to
perform cross-country comparisons,
a common measure of GDP must be
used. However, there is a problem,
since two different approaches are used
to convert GDP in national currency to
a common unit of measure: conversion
at market exchange rates (MER) and at
purchasing power parity (PPP).
The MER approach simply uses actual
exchange rates to convert GDP or
value-added in national currencies to
a common currency, such as $ or €.
In contrast, the PPP approach defines
a “basket of goods” (or services)
and then equalises the purchasing
power of various currencies to “buy”
these goods. The two approaches
produce different results for the level
of TFC per GDP (or aggregate final
energy intensity), which can affect
how countries compare with one
another. However, these differences
narrow considerably and sometimes
completely disappear when calculating
aggregate final energy intensity based
on GDP at PPP. But they may be
completely incomparable if community
level is in question.
Several factors explain why these
energy consumption levels per unit
of economic output are so different
amongst communities. Part of the
difference reflects variations in energy
efficiency. However, it would be
misleading to rank energy efficiency
performance according to local energy
consumption per GDP measured using
either PPP or MER, because this ratio
is affected by many non-energy factors
such as climate, geography, travel
distance, home size and manufacturing
structure. This highlights the need
for more detailed indicators to take
account of these factors and to separate
out the role of energy efficiency.
The “top-down” aggregate indicators,
final energy use per GDP and final
energy use per capita, are two very
different ways of looking at the
link between developments in final
energy consumption and some of the
most important underlying drivers.
Both these indicators are useful for
simple cross-country comparisons.
However, neither indicator includes
sufficient information about the factors
impacting energy consumption to
understand fully what is happening
locally.
Thus, more detailed end-use data are
needed for each sector concerning
activity levels, structural effects
and efficiency trends to develop
disaggregate indicators that can
provide a more complete explanation
of changes in final energy use and the
associated CO2 emissions. Comparable
and disaggregated end-use information
about the patterns of energy
consumption in all end-use sectors
(industry, households, agriculture,
services and transport) must be
available. This information, coupled
with economic and demographic data,
can then be used to construct indicators
that identify the factors behind
increasing energy use and those that
restrain it.
Changes in energy consumption per
GDP in each country are attributed to
changes in the ratio of energy services
to GDP and to changes in energy
efficiency. The intensity effect for
the whole economy is calculated as
the aggregate impact of the sectoral
intensity effects. The results of
aggregate impact calculations show
that the energy intensity effect and
the decoupling of energy services
demand and GDP since 1990 have
both contributed to reduced energy
consumption per unit of GDP. The
relative contribution of changes in
energy services per GDP and the
intensity effect to the overall trend
varies among countries. Countries
that initially had lower energy use
per GDP have had smaller declines in
intensity. The intensity improvements
in households and passenger
transport were partially offset by
increased intensity in services, while
the increased energy intensity in
the service sector more than offset
reductions in other sectors, leading to
a small overall increase in the energy
intensity.
One of the most important issues
to understand from an energy
policy perspective is to what extent
improvements in energy efficiency
are responsible for the declines in
final energy intensity. To understand
the role of energy efficiency, it is
necessary to separate the impact of
changes in energy intensities from
the effects of changes in economic
structure, technology and other factors
that influence the demand for energy
in particular sectors [3]. This can be
done using an approach that separates
and quantifies the impacts of changes
in activity, structure and energy
intensities on final energy use in each
sector within a community, and the
[071]
results of the sector decompositions
are then aggregated to analyse the
future trends.
4. Distributed Generation and
Renewable Energy Sources
The established system of electricity
generation involves the use of large
power plants transmitting power across
distances and then carrying it through
local utility lines. The municipal
practice of installing and operating
electric generating equipment at or
near the site of where the power is
used, known as distributed generation,
provides electricity to customers onsite or supports a distribution network.
Substantial efforts are being made to
develop environmentally sound and
cost-competitive small-scale electric
generation that can be installed in
communities in ways that enhance
the reliability of local distribution
systems or avoid more expensive
system additions. In conjunction with
combined heat and power applications,
distributed generation can improve
overall thermal efficiency [4]. On
a stand-alone basis, distributed
generation is often used as backup power to enhance reliability or
as a means of deferring investment
in transmission and distribution
networks, avoiding network charges,
reducing line losses, deferring
construction of large generation
facilities, displacing expensive gridsupplied power, providing security by
alternative sources of supply as well
as environmental benefits for the local
communities.
The oil shocks of the 1970s produced
a flurry of attention to alternative
sources of energy, but it faded once
prices dropped in the mid-1980s.
However, with oil prices again high
and particularly climate change
moving up the list of public concerns,
interest in alternative energy is
increasing once again, pushing the
world toward greater use of alternative
energy sources like sun and wind
power, regardless of what happens to
oil prices. That is pushing governments
to demand, and subsidize, greater use
of renewable energy. Climate change
and putting a price on carbon is
changing the dynamics of the energy
marketplace. However, the renewable
fuels will remain small compared
with conventional fuels for many
years, and their rate of adoption will
be determined by the intersection
of government policies, economic
growth rates and technological
breakthroughs. But, rising private and
energija
public investment in clean energy
will particularly be within local
communities, where, the development
of renewable energy sources has
already taken significant leaps.
The past two decades were
characterised by the conviction that
liberalisation would solve energy
problems, and consequently energy
planning was not particularly high on
the agenda. This was also due to the
fact that energy supply was abundant
and prices were low. Renewable
energy policies driven ahead by the
EU were focused on electricity and
on traffic fuels only. Thus energy
planning with respect to the heat
market did not play any significant
role at the national level, which was
mainly occupied with the liberalisation
process in the electricity and gas
sector and with renewable energy in
the electricity and traffic fuel sector.
The energy planning with respect to
the heat market does not play any
significant role at the national level,
which is mainly occupied with the
liberalisation process in the electricity
and gas sectors and with renewable
energy in the electricity and traffic
fuel sector. Energy policy at the local
level is much more connected with
the needs of the people, there is a
significantly higher accountability and
hence also drive for political leaders to
actually do something meaningful. As
energy planning at the municipal level
stimulates renewable energy, local
energy planning plays an important
role in developing heat sources [5].
Given the recent developments in
terms of price of fossil fuels local
energy planning could become a
strong driving force, provided it is
supplied with the right information and
initiative. Experience shows that heat
developments based on renewables
have been particularly successful in
economically deprived rural regions
where problems are mounting and
there is a real need and also openness
to change. Energy is thus considered
as an opportunity in these regions,
which makes a difference and also
creates hope to further develop
local economy against the trend of
continuous decline. From this point of
view energy planning at the local level
can contribute to the development of
renewable sources.
5. National Energy
Development Strategies
An energy development strategy
is generally centrally planned and
targeted by the energy ministry which
may overlook conditions of specific
areas, and consequently the results are
usually far different from the target.
Municipal energy planning is the
beginning of integrating social and
economic conditions into its energy
plan taking into account the national
energy policy and target. As mentioned
before, the plan has to be developed
based on two main approaches, “top
down” and “bottom up”, the first being
focused on historical trends of the
energy production and consumption
of the municipality, whereas the
“bottom up” approach employs
statistics information, gathered from
particular sectors within communities.
An approach to move from the “topdown” approach to sustainable energy
management based on “bottom-up”
initiatives is intended for minimizing
the wastes of energy. The general
philosophy of such an approach is
that it assesses alternatives and aims
to provide the most benefit or least
damage to the environment as a whole,
at an acceptable cost in the short
and long term. To do that, the results
obtained from the “top-down” and the
“bottom-up” approaches are combined
to establish an energy strategy, taking
into account local information and
experiences from the community in
details, and forecasting their future
development trends through each of
the energy consuming sectors.
Energy demand projections have to be
worked out for subsistence needs and
for the economic development needs
of the community. Subsistence-level
needs may be projected by taking
into account existing consumption
patterns, substitution possibilities
and using norms, such as per capita
energy consumption assumptions
and increase of population growth
for the region, as well as changes in
consumption patterns as a result of
increase in income and improvements
in standards of living. Projection of
the energy requirements for economic
development is, however, a complex
exercise in which the needs and
priorities have to be considered
together with the existing and
proposed development activities and
programmes and other ongoing and
proposed developments.
The methodology for energy demand
projections is still in the developmental
stages, though several working
formats and models are now available.
Therefore, energy demand forecasting
is a most thankless task in the process
of development planning for an
energy system because it is a non[072]
exact discipline that calls for a great
interdisciplinary knowledge, a huge
input capacity and a lot of experience
and skill. Regardless of the method
applied, the forecasts usually do not
come through. An uncertainty is only
growing every day, starting with global
changes and events, over political,
economic and social developments, to
technological progress that takes very
short intervals. In order to handle all
these uncertainties, a scenario-based
approach is essential in forecasting
energy demand and in sketching out
the developments that influence the
demand at several aggregated levels.
Thereafter, the results are expected
within the space delineated by the
scenarios. In such a scenario-based
approach, the elements of the scenario
need to be realized in order for the
forecasted demand to be realized as
well.
The comprehensive multidimensional, integrated approach for
providing planned inputs of energy
for the sustainable development of
municipalities at the least cost to the
economy and environment, requires a
framework in which energy is linked
to economic plans, programmes
and policies at the national (macro)
level, on the one hand, and with the
area-based, sustainable development
programmes at the local (micro) level,
on the other hand. Such an integrated
municipal energy plan should provide
the energy resources and technologies
needed to meet the different types of
energy demand for subsistence and
production activities for the different
income groups in the micro-region,
over the duration of the planning
horizon, and at the least cost to the
overall economy and the environment.
The above steps provide the
methodological outline for preparing
optimal energy plans. The final
operational plan may differ from
the optimal plan, because it has to
incorporate non-quantifiable variables
to take into account various socioeconomic, cultural, and ecological
considerations. Appropriate national
policy objectives may be suitably
incorporated in the exercise of
preparing the final plan, for example
by favouring those options which
promote policy goals such as
increasing employment, improving
the balance of payments, reducing
the incremental capital output ratio,
protection of the environment, etc. The
final plan should thus provide feasible
targets for different energy options
which would most effectively meet
energija
Figure 1 Schematic of a final energy balance matrix
the energy needs of a municipality
for subsistence and development,
given the constraints of physical
and financial resources, technology
systems, and non-quantifiable socioeconomic, cultural and environmental
parameters.
The local energy plans, when
implemented, will provide feedback on the performance of different
energy resources and technologies,
and the response of the beneficiaries
to the plan targets, which should
be taken into account for mid-term
corrections at the local and national
levels. As explained before, the local
plans provide the framework for
linking energy supply programmes
with operational programmes for
projected development of particular
sectors. Local level planning and
implementation exercises also provide
grassroots data on energy requirements
and programmes, which have to be
compiled at the local or state and
national levels, for the preparation
of comprehensive national plans for
the municipal energy development.
Resource allocations for local energy
programmes and policy guidelines,
may then be based on the feedback
from the municipal energy planning
and implementation exercise, instead
of the present practice of ‘’top down’’
planning and policy making.
Energy integrated planning aims at
defining the optimal balance – in terms
of economy and the environment –
between action programmes for energy
demand and action programmes for
production and energy supply, by
comparing their respective impacts on
economy and the environment. These
impacts influence in turn the evolution
of development and the viability of the
energy system. It consists in exploring
the future energy trends over a certain
number of years (generally 10 to 20
years) and in making choices of action
programmes based on those trends
to fulfil the best energy conditions.
Traditionally energy planning was
used by energy suppliers as a tool
to assess the future needs in supply.
Figure 2 Schematic of a typical energy balance flow
[073]
However, with the
oil crisis, energy
planning started
to be a national
stake and the public
authorities begun
to develop methods
of energy planning
that are not only
related to the supply
side but also to the
demand side.
7. Energy Balances
7.1. Fundamentals
Energy balances give an overview
on the interrelationships between
energy supply and energy demand in
the form of a matrix including energy
carriers and energy use by sectors. The
Statistical Office of the EU Eurostat
has developed a methodology for
energy balances which is used in all
EU Member countries to allow for
comparisons based on the five energy
consumption sectors, Figure 1 [2].
They do not only indicate the energy
consumption in the various sectors
but also the flow of energy sources
from production to use in the various
fields of production, conversion
and consumption. The structure and
relevance of the energy balances
mean that they are a central focus in
the system of energy statistics. They
are used by politicians, companies
and associations within the energy
industry as a basis for analyses,
demand forecasts and economic policy
decisions, as well as for environmental
and climate policy measures.
A large number of data is necessary for
both the supply and the demand side.
The supply side is in general easier
if the access to the energy companies
is organised through the government
administration. At least, most of the
data exist and the difficulties which
may arrive are linked with their
accessibility. However, the task of
collecting data for the demand is more
complex and difficult. These data are
not only energy consumption data, but
also data on the sectors themselves,
such as number of dwellings, levels
of production in industry, number of
cars, etc. Even in this very favourable
situations, there is often a lack on
precise information on the energy
consumption levels of a given activity
in a given place.
The energy balance is showing
supply, conversion and consumption
figures for energy sources over
a defined period in a form which
energija
Table 1 Final energy consumption by type in the community of Čajetina
is as comprehensive and detailed
as possible. In energy balances,
physical and chemical conversion
of energy sources, conversion input
and conversion output are indicated
separately. From the difference
between calculation input and
output the energy losses during
energy conversion can be calculated.
Consumption in the course of energy
conversion as well as transmission and
distribution losses are also accounted
to calculate the amount of energy
sources which are made available
for final consumers. Included are
(i) primary energy consumption,
(ii) transformation input, (iii)
energy saving measures and strategies.
Energy balances are useful also on
regional and local level to provide a
thorough understanding of the energy
supply and demand structures, and to
evaluate the overall energy efficiency
during energy conversion and final
consumption. This is demonstrated
below for three selected communities
in Serbia, one small (Čajetina with
16000 inhabitants), one medium
(Kragujevac with 180000 inhabitants)
and one large (Beograd with 1.6
million of inhabitants), all with their
specific features that are influencing
local energy consumption and
development goals.
Figure 3 Final energy consumption by sector in the community of Kragujevac
The city of Kragujevac lies in the
central pat of Serbia and is well
known for its industry dominated
by ‘’Zastava’’ car manufacturer,
which is also major supplier of heat
to the town’s district heating system.
The total final energy consumption
is projected by the use of different
scenarios (with two growth rates for
industrial energy use, two options for
energy efficiency of buildings and
medium growth rates of transport and
other energy users) as presented by
Figure 3 [7].
The capital city of Beograd lies on the
confluence of Sava and Danube rivers
and is Serbia’s major administrative,
educational, cultural, trade and
financial center, with massive road,
air and water transports of passengers
and goods. Administrative territory
of Belgrade includes Kolubara, the
country’s second largest lignite mine
(after Kosovo), where nearly a half
of domestic electricity is generated.
In parallel with a well developed
district heating system, an intensive
gasification is in progress, but still a
considerable portion of space is heated
by the use of electricity, coal and fire
woods. Due to a today’s small portion
of electricity used for transportation,
the projected primary energy balance
by the year 2030 includes an increase
in electricity use by that sector on the
account of oil derivates that make
a serious detrimental impact on the
urban environment (use of biofuels
and natural gas is also projected) [8].
Domination of coal in the primary
energy balance shown in Table 2 is due
to the consumption of a high portion
of electricity from the Serbia’s power
system, where more than two thirds of
domestic generation is based on coal.
8. Conclusion
transformation output, (iv) selfconsumption/flaring, (v) transmission
and distribution losses, (vi) stocks and
(vii) energy sources used for nonenergy purposes, Figure 2 [4].
The energy balance is also a
fundamental basis for the development
of scenarios for future development,
and for simulation of impacts by
7.2. Case Studies
Municipality of Čajetina lies in the
western region of Serbia, and includes
the famous tourist resort of Zlatibor
mountain. Table 1 shows the projected
final energy structure following
gasification currently in progress for
preserving the environmental quality
of such an area [6].
Table 2 Primary energy consumption by type in the community of Beograd
[074]
National energy planning approach
should provide for a change in the
focus from the national level to
the decentralized local level in the
formulation and implementation of
energy development programmes.
Such a bidirectional approach
combines ‘’bottom-up’’ with ‘’topdown’’ planning with the provision
that the planning
process originates at
the local level, while
policy directions
are based on local,
provincial and national
considerations.
The approach can,
however, be made
operational only
energija
after taking into account the existing
set-up in the country, in regard to
the implementation and institutional
infrastructure under which energy and
other development programmes for a
local community can be carried out.
References
[1] *** Worldwide Trends in Energy
Use and Indicators, OECD IEA,
2008
[2] *** Energy Statistics Manual,
OECD IEA, 2005
[3] *** Energy Technology
Perspectives, Scenarios and
Strategies to 2050, OECD IEA,
2008
[4] M. Mesarović: ‘’Bottom-up’’
Approach in Energy Development
Planning, International Symposium
‘’Power Plants 2008’’, Vrnjačka
Banja, Serbia, October 2008
[5] R. Pagani: Urban Strategies and
Energy Technologies: Managing
‘’Bottom-up’’ Change, European
Commission, Directorate general
for Energy, Brussels, 10 September
1996
[6] M. Mesarović, S. Oka, M. Ćalović:
Energy Development Strategy and
Energy Efficiency Programme for
the Municipality of Čajetina (in
Serbian), Energoprojekt, Beograd,
2007
[7] *** Long-Term Energy
Development Strategy of the
City of Kragujevac (in Serbian),
Energoprojekt, Beograd, 2004
[8] *** Energy Development Strategy
of the City of Belgrade to 2030 (in
Serbian), Energoprojekt, Beograd,
2008
Dejan Ivezi}, Marija @ivkovi}, Toma Tanaskovi},
Du{an Danilovi}, Vesna Karovi}-Mari~i}
Rudarsko-geološki fakultet Beograd
UDC:620.92.001.6 (497.11)
Energetski indikatori
održivog razvoja opština
istočne Srbije
Rezime
Značaj modeliranja energetskih tokova na nivou lokalne zajednice leži u
mogućnosti determinisanja energetskih indikatora održivog razvoja kao
kvantitativnih pokazatelja uticaja energetike na samu društvenu zajednicu.
U ovom radu su razmotreni različiti energetski indikatori održivog razvoja i
usvojen je skup energetskih indikatora održivog razvoja prihvatljiv sa stanovišta
lokalnih zajednica u Srbiji. Izbor je izvršen s obzirom na naučnu/teorijsku
prihvaćenost indikatora, reprezentativnost indikatora se stanovišta energetike,
uporedivost indikatora sa ciljevima, granicama tolerancije i standardima,
adekvatnost indikatora u odnosu na tačnost, vrstu, obim i vremensku
raspoloživost podataka,. Za osam opština istočne Srbije su određene vrednosti
izabranih energetskih indikatora i izvršena je njihova uporedna analiza.
Ključne reči: energetika, održivi razvoj, indikatori.
Abstract
The importance of modeling energy flows at the local level lies in the possibility
of determination of energy indicators of sustainable development as well as
quantitative indicators of the impact energy to the community. This paper
reviews the different energy indicators of sustainable development and adopts
a set of energy indicators of sustainable development which is acceptable from
the standpoint of local communities in Serbia. The choice is made with respect
to scientific/theoretical acceptance of indicators, the representativeness of
indicators point to energetics, the comparability of indicators with the objectives,
standards and tolerance limits, the adequacy of indicators in relation to the
accuracy, type, scope and time availability of data. For the eight municipalities
in Eastern Serbia, values of selected energy indicators are determined and their
comparative analysis is done.
Key words: energy, sustainable development, indicators.
1. Uvod
Održivi razvoj, koncept relativno
novijeg datuma, predstavlja težnju
ka uspostavljanju ravnoteže između
društvenih, ekonomskih i faktora
životne sredine. Koncept je zasnovan
na iznalaženju načina zadovoljenja
društveno-ekonomskih potreba i
interesa građana, uz istovremeno
eliminisanje, ili bar na prihvatljiv
nivo smanjenje negativnog uticaja
na životnu sredinu i prirodne
[075]
resurse. Značaj održivog razvoja i
vođenje politike koja će obezbediti
jednake šanse kako sadašnjim, tako i
budućim generacijama, prepoznat je i
implementiran u nacionalne strategije
mnogih zemalja.
Srbija je na Milenijumskom samitu
održanom u Njujorku septembra 2000.
godine, zajedno sa još 189 zemalja
usvojila Milenijumsku deklaraciju u
kojoj su navedene osnovne vrednosti
na kojima treba da se zasnivaju
energija
međunarodni odnosi u 21. veku:
sloboda, jednakost, solidarnost,
tolerancija, poštovanje prirode i
podela odgovornosti. Na temeljima
ove deklaracije, 2006. godine nastali
su i Nacionalni milenijumski ciljevi
razvoja u Republici Srbiji, a dve
godine kasnije i Nacionalna strategija
održivog razvoja Republike Srbije.
Ova strategija poziva lokalne zajednice
da u okvirima svojih nadležnosti i
mogućnosti pomognu ostvarenju
zacrtane vizije i prioriteta i ciljeva koji
iz nje proističu.
Poglavlje 40 Agende 21 poziva
države i međunarodnu zajednicu da
razviju indikatore održivog razvoja.
Ovakvi indikatori su potrebni da
bi se fokusiralo na održivi razvoj i
pomoglo donosiocima odluka na
svim nivoima da razviju sopstvene
politike održivog razvoja. “United
Nations Commission on Sustainable
Development (UNCSD)” je počeo
sa razvojem indikatora za praćenje
održivog razvoja 1995. Indikatori
održivog razvoja razvijaju se na
internacionalnom, nacionalnom
ili regionalnom i lokalnom nivou.
Praćenje indikatora na lokalnom nivou
je najsvrsishodnije. Praćenje na ovom
nivou može doneti realne koristi tako
što omogućava donošenje odluka
zasnovanim na praćenju i merenju
[1-2].
U ovom radu su razmotreni različiti
energetski indikatori održivog
razvoja i usvojen je skup energetskih
indikatora održivog razvoja prihvatljiv
sa stanovišta lokalnih zajednica u
Srbiji. Izbor je izvršen s obzirom
na naučnu/teorijsku prihvaćenost
indikatora, reprezentativnost indikatora
se stanovišta energetike, uporedivost
indikatora sa ciljevima, granicama
tolerancije i standardima, adekvatnost
indikatora u odnosu na tačnost, vrstu,
obim i vremensku raspoloživost
podataka,. Za osam opština istočne
Srbije su određene vrednosti izabranih
energetskih indikatora i izvršena je
njihova uporedna analiza.
2. Definisanje kriterijuma za
izbor indikatora
U skladu sa definisanom vizijom i
ciljevima održivog razvoja definišu
se indikatori koji treba da se odnose
na performanse koje ukazuju na
stepen ispunjenosti utvrđenih ciljeva.
Kriterijumi za izbor indikatora definišu
se u skladu sa okolnostima konkretne
lokalne zajednice, odnosno njenim
prioritetima. Neki od kriterijuma za
izbor indikatora su:
naučna/ teorijska prihvaćenost
indikatora,
reprezentativnost indikatora za
određeni problem održivog razvoja,
sposobnost indikatora da ukaže na
vezu između uzroka i posledice,
sposobnost indikatora da pokaže
promenu vrednosti performanse,
važnost i razumljivost indikatora za
korisnika,
uporedljivost indikatora sa ciljevima,
granicama tolerancije i standardima,
kompatibilnost sa indikatorima
drugih lokalnih zajednica,
adekvatnost indikatora u odnosu na
veličinu lokalne zajednica,
adekvatnost indikatora u odnosu na
tačnost, vrstu, obim i vremensku
raspoloživost podataka,
uporedljivost indikatora sa
indikatorima definisanim na višim
nivoima (nacionalnom, regionalnom,
međunarodnom)
troškovna prihvatljivost indikatora.
Za potrebe ovog rada biće korišćeni
kriterijumi koji bi uvažavajući
specifičnosti lokalne zajednice, ali i
zahteve okruženja trebalo da ukažu na
efektivne indikatore koji bi ukazivali
na stepen ostvarenja postavljenih
ciljeva i to:
naučna/ teorijska prihvaćenost
indikatora,
reprezentativnost indikatora za
određeni problem održivog razvoja,
uporedljivost indikatora sa ciljevima,
granicama tolerancije i standardima,
adekvatnost indikatora u odnosu na
tačnost, vrstu, obim i vremensku
raspoloživost podataka,
uporedljivost indikatora sa
indikatorima definisanim na višim
nivoima (nacionalnom, regionalnom,
međunarodnom)
3. Energetski indikatori
odr`ivog razvoja
Prilikom izbora energenata i za njih
vezanih tehnologija za proizvodnju,
dopremanje i korišćenje energetskih
usluga, neophodno je da se uzmu u
obzir ekonomske, društvene i ekološke
posledice. Donosiocima odluka
su potrebne metode za merenje i
procenu sadašnjih i budućih posledica
korišćenja energije po ljudsko zdravlje,
društvo, vazduh, zemljište i vodu.
Treba da odrede da li se energija
trenutno koristi na održiv način,
i ukoliko ne, koje promene treba
uvesti kako bi se to postiglo. Ovo je
svrha energetskih indikatora koji se
[076]
bave važnim pitanjima u okviru tri
glavne dimenzije održivog razvoja:
ekonomske, društvene i ekološke.
Ovi indikatori nisu samo podaci, pre
bi se moglo reci da oni prevazilaze
bazičnu statistiku kako bi omogućili
dublje razumevanje glavnih problema
i kako bi istakli važne odnose
koju nisu očigledni kada se koristi
bazična statistika. Oni su glavna
sredstva za predstavljanje energetskih
pitanja u vezi sa održivim razvojem
donosiocima odluka i javnosti, i
za promovisanje dijaloga između
institucija. Svaki set indikatora
izražava aspekte ili konsekvence
proizvodnje i korišćenja energije.
Kada se uzmu zajedno, indikatori
pružaju jasnu sliku o celom sistemu,
uključujući međusobnu povezanost i
kompromise između različitih aspekata
održivog razvoja, kao i dugoročne
implikacije sadašnjih odluka i
ponašanja. Promene u vrednostima
indikatora tokom vremena obeležavaju
napredak prema održivom razvoju.
U skladu sa standardima [3] neki od
indikatora su dati u tabelama 1 – 3.
Značaj gore pobrojanih indikatora je
u tome što se poređenjem stvarnih
vrednosti indikatora, dobijenih
na osnovu prikupljenih podataka,
sa uobičajenim ili standardnim
vrednostima može jasno uočiti u kojim
sektorima su moguća smanjenja u
potrošnji energije ili njeno racionalnije
korišćenje, koji su korisnici energetski
efikasni, odnosno daju putokaz kako
voditi ispravnu energetsku politiku.
4. Energetski indikatori
odr`ivog razvoja za op{tine
isto~ne Srbije
Istočni deo Srbije u ovom radu
podrazumeva četiri opštine u
Zaječarskom okrugu (Boljevac,
Zaječar, Sokobanja, Knjaževac) i
četiri opštine u Borskom okrugu (Bor,
Majdanpek, Kladovo, Negotin). Borski
okrug se prostire na ukupnoj površini
od 3.506 km2 obuhvata 90 naselja
sa oko 147.000 stanovnika. Broj
zaposlenih u 2005. godini je iznosio
34.962 a ostvareni društveni proizvod
po glavi stanovnika u 2004. godini
je oko 84.000 din. Zaječarski okrug
se prostire na ukupnoj površini od
3.623 km2 obuhvata 173 naselja sa oko
138.000 stanovnika. Broj zaposlenih
u 2005. godini je iznosio 30.525 a
ostvareni društveni proizvod po glavi
stanovnika u 2004. godini je oko
78.000 din.
Na bazi raspoloživih podataka iz
energetskih bilansa [4] u tabelama 4-5
su prikazani neki energetski indikatori
energija
Tabela 1 Energetski indikatori održivog razvoja – društvena komponenta
održivog razvoja karakteristični za
opštine istočne Srbije. Potrošnja
finalne energije u sektoru široke
potrošnje po domaćinstvu i
potrošnja električne energije po
glavi stanovnika su usvojeni kao
Tabela 2 Energetski indikatori održivog razvoja – ekonomska komponenta
[077]
ekonomske komponente energetskih
indikatora koje bi trebalo da daju
sliku o korišćenju energije u jednom
energija
Tabela 2 Energetski indikatori održivog razvoja – ekonomska komponenta (nastavak tabele)
Tabela 3 Energetski indikatori održivog razvoja – ekološka komponenta
[078]
energija
Tabela 4
Izabrani energetski indikatori održivog
razvoja – ekonomska komponenta
segmentu finalne potrošnje. Ekološke
komponente su izabrane mahom prema
osnovnim ekološkim problemima
koji tište ovaj region a odnose se na
zagađenje atmosfere.
Razmatrajući izabrane indikatore koji
oslikavaju ekonomsku komponentu
održivog korišćenja energije uočava
se njihova korelaciji sa relativnom
razvijenošću opštine i postojanjem
znatnije industrijske potrošnje. Najniža
potrošnja električne energije po glavi
stanovnika, odnosno finalne energije
u domaćinstvu je u najnerazvijenijem
Boljevcu, dok visoka relativna
potrošnja električne energije, odnosno
finalne energije u Boru korespondira sa
angažovanjem značajnih industrijskih
kapaciteta, odnosno toplifikaciji
najvećeg dela grada. Inače, dobijene
vrednosti potrošnje električne energije
su u najvećem delu ispod proseka
Srbije (4.153 kWh/gs) što govori o
relativnoj nerazvijenosti i ruralnom
karakteru ovog područja.
Evidentno je da je struktura energetske
potrošnje u Boru takva (dominantno
korišćenje uglja), da je praktično
po svim štetnim materijama on
najzagađenija opština. I dok je uticaj
emisije ugljendioksida
globalnog karaktera,
emisija oksida azota,
sumpordioksida i
čestica direktno utiče
na zdravlje ljudi koji u
njemu žive. Negotin,
iako potencijalno
najveći potrošač
energije u istočnoj
Srbiji (HIP Prahovo),
s obzirom na strukturu
korišćenja energenata
(dominantno korišćenje
mazuta), ima znatno
manje ekološko
opterećenje usled
korišćenja energije..
razvoj. Neki indikatori se fokusiraju
na pružanje osnovnih energetskih
usluga u cilju smanjenja siromaštva
i poboljšanja životnih uslova, dok se
drugi indikatori odnose na uticaj na
životnu sredinu. Važno je, prilikom
odlučivanja o politici kakva će
se voditi, uzeti u obzir ne samo
ekonomske, već i ove društvene i
ekološke uticaje. Uloga analitičara
je da izabere, oceni i predstavi
donosiocima odluka one indikatore
koji odgovaraju situaciji u njihovoj
državi u cilju pospešivanja razvoja koji
je održiv. U ovom radu su usvojeni i
određeni energetski indikatori održivog
razvoja za potrebe osam opština
istočne Srbije.
5. Zaklju~ak
Održivi razvoj se definiše kao razvoj
koji zadovoljava postojeće potrebe
bez ugrožavanja sposobnosti budućih
generacija da zadovolje svoje potrebe.
Adekvatno i jeftino snabdevanje
energijom bilo je od ključnog značaja
za dosadašnji razvoj i prelazak
od poljoprivrednih ekonomija do
modernih industrijskih društava,
orijentisanih na pružanje usluga.
Energija je ključna za socijalno i
ekonomsko dobrostanje, nezamenljiva
je za industrijsko i komercijalno
sticanje bogatstva i igra ključnu ulogu
u eliminisanju siromaštva i poboljšanju
uslova života. Međutim, koliko god
da je u osnovi razvoja, energija je
ipak samo sredstvo koje služi cilju.
Cilj su dobro zdravlje, visoki životni
standard, održiva ekonomija i zdrava
životna sredina. Nijedan oblik energije
– energija iz uglja, solarna energija,
energija vetra, ili bilo koja druga – nije
sam po sebi dobar ili loš, već je samo
onoliko vredan koliko je koristan za
ostvarenje ovih ciljeva.
Indikatori predstavljeni u ovom
radu predstavljaju osnovni komplet
energetskih indikatora za održivi
Tabela 5 Izabrani energetski indikatori održivog razvoja – ekološka komponenta
[079]
Literatura
[1] Upravljanje energijom u funkciji
zaštite životne sredine
opštine Požarevac, Rudarskogeološki fakultet, Beograd, 20082009.
[2] Određivanje indikatora održivog
razvoja lokalne zajednice
Požarevac – Razvoj i definisanje
seta indikatora održivog razvoja
lokalne zajednice, Rudarskogeološki fakultet, Beograd, 20082009.
[3] Energy Indicators for Sustainable
Development: Guidelines and
Methodologies, International
Atomic Energy Agency, Vienna,
2005.
[4] D. Ivezić, N. Đajić, T. Tanasković,
M. Živković, M. Tanasijević, D.
Danilović, V. Karović-Maričić,
M. Todorović, D. Zlatanović, S.
Galik, Razvoj gasne infrastrukture
u istočnoj Srbiji, Energetika, XI
(1-2), 98-103, Zlatibor, 2009.
energija
mr Zoran Jankovi}, dipl.in`.proizv.menad`m.
PD “TE – KO Kostolac” d.o.o. Kostolac
UDC:658.5.012.3
Proaktivni menadžment kao
poslovni koncept uspešnih
preduzeća
1. Uvod
Rezime
Znanja nikada dovoljno! Nikada
dovoljno različitih pristupa u rešavanju
problema, ali problema koji se
shvata kao; izazov, pokušaj da se
reše ne rešeni zadaci, odgovori na
zagonetku, odgovori na postavljeno
pitanje, ... Ljudi na različite načine
shvataju i prilaze problemima,
jednima je prijemčiviji jedan način/
pristup, drugima drugi, ... ali je svima
zajedničko znanje. Mali je broj onih
koji spoznaju nešto epohalno novo i po
kojima se, i njihovim delima, ravnaju
svi ostali. Među tim ostalima značajan
je broj onih koji će svojim radom
pokušati da nadograde dostignuto i
možda uspeti, znatno veći broj onih
koji neće ništa shvatiti ali će imati
svoju percepciju i, nažalost, najviše će
biti onih koji za svoga života neće čuti
da se bilo šta dogodilo.
Predmet kojim se bavim kroz ovaj
rad je identifikovanje i analiza suštine
menadžmenta, ali i funkcionalnog
menadžmenta kao posebnog koncepta,
i problema u vezi sa primenom ovog
koncepta u domaćim preduzećima.
Opšti cilj ovog rada jeste i pokušaj
da podseti na ono poznato, što je u
jednom trenutku i iz nekog razloga
propušteno, i ukaže na nešto,
kod pojedinih ljudi i u poslovnoj
praksi mnogih velikih kompanija
struktuirano. Ovo je pokušaj da se
jednostavno, već postojeće, ili se
bar većini čini poznatim, promoviše
kao teoretski razumljivo i praktično
primenjivo. Da se načini korak na
putu demistifikovanja stereotipa o
polarizaciji teorije i prakse, sa ciljem
lakšeg prihvatanja neophodnosti
postojanja oba, jer i list papira ma
koliko male debljine bio ima dve
U radu je predstavljen značaj menadžmenta u savremenom preduzeću kao
teoretskog i praktičnog modela. Uspešnost preduzeća je usko vezana za uspešnost
menadžmenta. Posebno je istaknuta uloga menadžmenta u funkciji upravljanja
preduzećem, potreba konstantnog unapređenja znanja, produktivnosti i kvaliteta,
kao i zadovoljenju potreba, želja i zahteva korisnika proizvoda ili usluga.
Ključne reči: menadžment, unapređenje poslovanja, uspešnost organizacije.
The Proactives of Management as was Bussines Concept
Companies Prosperous
In this elaboration is presents the importance of menagements in the modern
company as a teoretical and in practice applicable model. Company efficiency
is in tight relationship with companie efficiency. The most emphasized was the
importance of menagements regarding the functioning of company, a need for
constant knowledge, productivity and quality improvement, altogether with
satisfying the needs, wishes and requests of the users of product service.
Key words: Menagement, , Business Improvement, Efficiency of Commpany.
strane, podjednako važne za njegovu
suštinu.
Svrha ovog rada je razumevanje i
prihvatanje menadžmenta na jedan
drugačiji način, stručnoj javnosti već
poznat, sagledan sa drugog aspekta –
aspekta funkcionalizma i uz skroman
pokušaj eventualne individualne
nadogradnje, čime bi se ova oblast u
određenoj meri dopunila. Ali je ovo
istovremeno i pokušaj da se vratimo
rečima, njihovom izvornom značenju i
njihovom korišćenju na jedini mogući
način, na način zarad koga/ čega su i
nastale. Jer Prvo beše reč!
Zato, polazeći od pretpostavke/
hipoteze da je mali broj ljudi upoznat
sa suštinskim značenjem izraza
menadžment, što bi se proverilo
anketiranjem ali i korišćenjem
rezultata ranijeg anketiranja
sprovedenog od 03. 09. do 31. 10.
2007. godine za potrebe magistarskog
[080]
rada iz oblasti Odnosa s javnošću,
došlo bi se do neophodnih informacija
o shvatanju suštine menadžmenta, ali
i do stava ispitanika o mestu i ulozi
menadžmenta u poslovnoj praksi. To
bi, uz razjašnjenje naučnim metodama
i argumentacijom, omogućilo
kreiranje praktično primenljivog
modela kojim bi se uticalo na kvalitet
poslovanja domaćih preduzeća čime
bi se ostvario i glavni cilj ovog
rada; predstavljanje funkcionalnog
menadžmenta kao uspešnog poslovnog
modela. Istovremeno bi se uočila
i kompatibilnost ovog modela i
koncepta sa savremenim menadžment
alatima kao što su ISO 9001:2001
i poslovna izvrsnost kao krajnji cilj
svake poslovne aktivnosti.
2. Materijal i metode:
Istraživanje realizovano metodom
anketnog ispitivanja, kreiranjem
upitnika kao osnovnog instrumenta
energija
istraživanja, je omogućilo prikupljanje
informacija o saznanjima i primeni
tih saznanja iz oblasti menadžmenta u
poslovnu praksu domaćih preduzeća.
Rezultati istraživanja stavova
ispitanika su prikupljeni sa dve
strane: korišćenjem rezultata ranijeg
anketiranja sprovedenog od 03. 09.
do 31. 10. 2007. godine za potrebe
magistarskog rada čija je tema
bila »Uloga odnosa s javnošću u
unapređenju kvaliteta poslovanja
domaćih preduzeća« i novim
anketiranjem sprovedenim u periodu
02. 03. do 27. 03. 2009.godine takođe
na teritoriji uže Srbije bez pokrajina i
bez grada Beograda.
Cilj samog anketnog istraživanja je
da se na osnovu rezultata istraživanja
na terenu, statistički, ukaže na
shvatanje suštine i stanja primenjenih
menadžment procesa u domaćim
preduzećima, da bi se na osnovu
iskustava u svetu, unapredio kvalitet
poslovanja uz istovremeno praćenje i
implementaciju pozitivnih evropskih
i globalnih integracionih tokova i
postizanje poslovne izvrsnosti kao
krajnjeg cilja poslovanja.
Fokus grupe obe ankete:
Novo istraživanje je obuhvatilo
zaposlene u domaćoj privredi bez
obzira na veličinu i vlasnički status
privrednog subjekta, tako što je
analizirano 100 ispitanika različitog
pola, obrazovanja i statusa u
preduzećima.
2.1. Glavni rezultati istraživanja:
Pitanja u anketi su uglavnom
zatvorenog tipa, izuzev onih koji se
tiču predloga ili sugestija (ispitanik
može slobodno da formuliše odgovor).
Istraživanje je izvršeno pojedinačno,
uz popunjavanje od strane učesnika.
(sledi prilog)
Zaposleni u preduzećima i vlasnici kapitala, na teritoriji
centralne Srbije izuzimajući pokrajine i grad Beograd;
300 ispitanika za prvu anketnu grupu (03. 09. – 31. 10. 2007.god.) i
100 ispitanika za drugu anketnu grupu (02. 03. – 27. 03. 2009. god.)
Prva anketna grupa (1.AG)
Druga anketna grupa (2.AG)
muški; 79 %
muški; 68 %
ženski; 21 %
ženski; 32 %
Veličina uzorka:
Pol ispitanika:
Anketna pitanja:
1.AG
2.AG Zbirno
9%
67 %
8%
16 %
12 % = 10,5 %
65 % = 66,0 %
8 % = 8,0 %
15 % = 15,5 %
2. Šta podrazumevate pod korporativnom kulturom ?
a) kulturu ponašanja rukovodstva/ zastupnika preduzeća;
b) kulturu komuniciranja i stil rada;
c) filozofiju preduzeća, norme i standardi;
d) kodeks odevanja i ponašanja menadžm. i radnika u direkciji;
e)
10 %
38 %
40 %
4%
8%
19 % = 14,5 %
29 % = 33,5 %
33 % = 36,5 %
9 % = 6,5 %
10 % = 9,0 %
3. Da li je, po Vašem mišljenju, jasno definisana i izgrađena
korporativna kultura u preduzeću u kojem radite?
a) da;
b) možda;
c) ne;
66 %
8%
26 %
70 % = 68,0 %
..5 % = 6,5 %
25 % = 25,5 %
4. Da li ste zadovoljni trenutnim kvalitetom
komunikacija u preduzeću?
a) da;
b) ne;
32 %
68 %
37 % = 34,5 %
63 % = 65,5 %
5. Na koji način se dobijaju informacije o preduzeću?
a) preko web site − a;
b) iz sredstava javnog informisanja;
c) od zaposlenih;
d) na sajmu privrede;
e) od prijatelja, poznanika ili drugih neformalnih izvora;
3%
12 %
33 %
19%
33 %
8 % = 5,5 %
9 % = 10,5 %
29 % = 31,0 %
9 % = 14,0 %
43 % = 38,0 %
6. Na koji način se informišete o poslovnoj politici preduzeću:
a) posredstvom intraneta;
b) iz internih novina;
c) posredstvom obaveštenja na oglasnim tablama;
d) prepričavanjem glasina;
e)
8%
16 %
14 %
14 %
48 %
5 % = 6,5 %
11 % = 13,5 %
16 % = 15,0 %
23 % = 18,5 %
45 % = 46,5 %
7. Koji j, najpogodniji oblik uspostavljanja komunikacije
između preduzeća i ciljnih javnosti?
a) privredna propaganda;
b) konferencije za medije;
c) publicitet;
d) odnosi s javnošću;
e) lični kontakt;
24 %
0%
4%
24 %
48 %
17 % = 20,5 %
3 % = 1,5 %
2 % = 3,0 %
19 % = 21,5 %
59 % = 53,5 %
1. Izvor vaših dosadašnjih saznanja iz/ o menadžmenta/ u?
a) stručna literatura;
b) sredstva masovnih komunikacija;
c) od poslovnih partnera;
d) ostalo;
[081]
energija
8. Koja je po Vašem mišljenju uloga odnosa s javnošću:
a) izgradnja korporativnog imidža i indentiteta organizacije;
b) unapređenje komunikacije unutar organizacije
posredstvom internih novina;
c) izgradnja dobrih odnosa između organizacije i šire javnosti;
d) korišćenjem medija za reklame i konferencije za štampu;
e) unapređenje komunikacije između
organizacije i kupaca/ korisnika usluga;
9. Koja je po Vama razlika između upravljanja kadrovima
i menadžmenta ljudskih resursa?
a) nema razlike;
b) u filozofiji i drugačijem odnosu prema svakom zaposlenom;
3. Interpretacija anketnih rezultata:
U analizi rezultata anketiranja,
interpretaciji podataka i izvođenju
zaključaka kombinovano je nekoliko
metoda:
- statistička metoda, sistematizovanje
i ukrštanje podataka korišćeni su
prilikom obrade i analize podataka
dobijenih anketiranjem;
- deskriptivna metoda i metoda analize
i sinteze su metode koje su korišćene
kod objašnjavanja stavova ispitanika
i provere hipoteze istraživanja;
Uporednom analizom iznetih stavova
anketiranih iz obe ankete (300 iz
1.AG i 100 iz 2.AG) došlo se do
rezultata koji su izuzetno korisni i
kao takvi upotrebljivi za potvrđivanje
hipoteze i ostvarivanje zadatka ovog
rada – prezentaciju funkcionalnog
menadžmenta kao teoretskog i
praktičnog modela u unapređenju
kvaliteta poslovanja domaćih
preduzeća. Ti rezultati su ujedno i
veoma zanimljivi jer su u pojedinim
slučajevima toliko kontradiktorni
da i na taj način govore o nama
samima, našim ponašanjima i našim
shvatanjima poslovanja.
Iz odgovora datih pri anketiranju se
može zaključiti:
Veoma je visok procenat anketiranih
informisan o stručnim pitanjima
posredstvom sredstava masovnih
komunikacija (66,0 %) a veoma mali
procenat iz stručnih izvora (nešto
preko 10,5 %, max 26,0 % ako se
zbroje i svi ostali odgovori u ovu
kategoriju);
Zato i ne čudi što dve trećine
ispitanika (63,5 %, 100% – 36,5%) ne
prepoznaje termine koji su specifični
za primenu menadžment koncepta i sa
kojima bi trebalo da su dobro upoznati
i da ih prepoznaju svi zaposleni jer su
deo poslovne politike, vizije i misije
organizacije.
Takvo stanje neminovno proizvodi
pogrešno mišljenje da je trenutno
stanje u stvari cilj ka kome se išlo i
zato ne čudi konfuzija koja se lako
uočava ako se paralelno posmotraju i
analiziraju odgovori na treće i četvrto
pitanje. Naime, ako je korporativna
kultura jasno definisana i izgrađena
(68,0 %) u najmanju ruku je čudno da
kvalitetom postojećih komunikacije
nije zadovoljno čak 2/3 zaposlenih
(65,5 %).
Taj utisak je pojačan saznanjem da
se u 38,0 % slučajeva informacije
o preduzeću dobijaju neformalnim
putevima ili posredstvom neformalnih
izvora informisanja, što je za
struktuiran sistem zaista mnogo.
Informisanje sopstvenih radnika
je u takvim situacijama svedeno
na sve izuzev ne na plansko,
smisleno, pravovremeno i objektivno
informisanje. Ono je i dalje
obaveštajnog a ne informativnog
karaktera, tj. zaposleni se obaveštavaju
šta je bilo ili će biti, bez namere da se
informišu zarad zajedničkog učešća,
podrške ili pomoći. To je slika pristupa
problemu i zato nije iznaneđenje tako
visok procenat (65,0 % =46,5 %+18,5
%) ne informisanih.
Daljom analizom dobijenih odgovora
može se zaključiti da je percepcija ista
kao i pre tranzicionog perioda, u kome
se od 2000.-te godine nalazi privreda
ove države i svi zaposleni, jer se alati
koje koriste uspešne organizacije
ekonomski razvijenih privreda kod
nas koriste tek u 26,0 % (1,5 %+3,0
%+21,5 %).
Zbog svega toga se Odnosi s
javnošću pre svega sagledavaju kao
komunikaciona aktivnost 80,5 %
(3,5 %+42,0 %+7,0 %+28,0 %) a ne
kao menadžerska, tj. kao poslovna
aktivnost (17,5 %) koja u sebi sadrži i
komunikacionu komponentu.
I na kraju, tek 1/5 anketiranih (20,0 %)
je mišljenja da se, u slučaju još jednog
karakterističnog alata menadžment
koncepta, ne radi samo o formalnoj
zameni izraza već o suštinskoj razlici
koja se ogleda u drugačijoj filozofiji
[082]
1.AG
2.AG Zbirno
20 %
15 % = 17,5 %
2%
44 %
4%
5 % = 3,5 %
40 % = 42,0 %
10 % = 7,0 %
26 %
30 % = 28,0 %
87 %
13 %
73 % = 80,0 %
27 % = 20,0 %
i drugačijem odnosu prema svakom
zaposlenom, bez obzira na nivo
na kojem zaposleni obavlja svoje
poslovne zadatke.
4. Menad`ment-pojmovno
sagledavanje i principi
Menadžment je izraz koji potiče od
engleske reči menage što bukvalno
prevedeno znači upravljati, ali se
u istom kontekstu upotrebljavaju
i sinonimi kao što su: rukovoditi,
raspolagati sa nečim, odlučivati,
regulisati, planirati, kontrolisati,
organizovati, vladati, postizati ciljeve,
motivisati, sprovoditi, dominirati,
zapovedati i drugo. Ali je istovremeno
i/ ili pre svega misaono svesna ljudska
aktivnost, u najrazličitijim oblicima,
kako u svetu tako i kod nas.
Međutim, on je istovremeno i
filozofija, teorija i praksa (čak i
umetnost) upravljanja sistemima, gde
su:
- Filozofija (grč. Philosophia = ljubav
prema mudrosti) = mudrost, naučni
rad na izgrađivanju opšteg pogleda
na svet i sam taj pogled na svet;
prema tome: najviši oblik društvene
svesti, nauka o najopštijim zakonima
kretanja i razvitka prirode, društva i
ljudskog mišljenja; osnovno pitanje
filozofije je pitanje odnosa između
mišljenja i bića (subjekta i objekta),
duha i materije i ispitivanje uzroka
i principa stvari, mudrovanje.
(Vujaklija, 1996:940)
- Teorija (grč. theoria = gledanje,
posmatranje) (Vujaklija, 1996:879) i
praksa = (grč. praxis = radnja, delo)
(Vujaklija, 1996:710) = naličje i lice,
levo i desno, gore i dole, jing i jang,
... ;
- Sistem = celina sastavljena od delova
(najjednostavnija definicija);
Predstavljanje menadžmenta je uvek
vezano za konkretno vremensko
razdoblje, za konkretnu društvenu
strukturu, za određenu etapu u
razvoju društva i ljudskog kreiranja
energija
kolektivizma ili individualizma i koji,
iz tih razloga, karakteriše odgovarajući
model ili sistem menadžmenta. Kao
takav ne može, nije i neće, biti završen
jer će uvek imati oblik kakav mu
kreiramo i zvaće se kako mu ime
damo. To je i zbog toga što se sve
društvene zajednice i organizacione
i institucionalne strukture menjaju,
uslovljavajući nove razvojne faze
sa specifičnim, pre svega, novim
uslovima i komunikacijama, odnosno
organizaciono – institucionalnim
sistemima. Zato će i postojati potreba
da se ti novi zahtevi realizuju kroz
nove modele, koncepte upravljanja
kolektivitetom, grupom ali i samim
sobom kako bi na kvalitetniji način
zadovoljili svoje potrebe, želje,
nadanja, ... – standarde življenja/
satisfakciju života. To su motivi koji su
konstantni bez obzira na vreme.
Iz svih tih razloga je normalno
korene menadžmenta tražiti u samim
ljudskim početcima svesnog delovanja
i organizovanja; ljudi, organizacija,
zajednica i društvenih sistema. Tu
se, kroz istoriju čovečanstva, može
uočiti kontinualnost transformacija
pod uticajem neprekidnih promena
(inovacija i znanja) modelirajući tako
specifične razvojne faze i koncepte
menadžmenta.
Sam koncept naučnog upravljanja
tj. principi naučnog upravljanja, ili
početak definisanja menadžmenta kao
naučne oblasti, datiraju sa početka
dvadesetog veka (između 1885. i
1910. godine) i vezane su za Frederika
Tejlora kao rodonačelnika. On je
razvio teoriju naučnog menadžmenta
kroz plansko obučavanje industrijskih
radnika. “Izvršena je analiza zadataka
koji su rastavljeni na pojedinačne,
ne kvalifikovane operacije tako da
su se prilično brzo mogle savladati.”
(Dreker, 2006:14)
U svom nastajanju nauka o
menadžmentu prešla je dug put
razvoja od svojih početaka preko
klasičnog, komandnog (generalskog),
inovativnog, preduzetničkog do ljudski
orjentisanog menadžmenta danas kao
aktuelne paradigme (osnovna premisa
o realnosti društvenih nauka).
Ako se ponovo vratimo na prevod
izraza menadžment i njegove sinonime
uočljivo je da su svi oni, izuzev
motivisati, jednosmerni i hijerarhijski
a menadžeri su, naročito u klasičnoj
teoriji, i nadzornici i supervizori. Neke
ranije teorije upravljanja, rukovođenja,
taj proces ne tumače kao proces
odlučivanja tj donošenja odluka,
već kao proces izvršenja ranije, na
drugom mestu, donetih odluka koje se
ne komentarišu. To je proces
Slika 2. 1 Životni proces – proces menadžmenta
upravljanja izvršiocima,
podređenima i nema izražene
volje da se motiviše, da se
dogovara i razgovara, da se
traga za najboljim rešenjima.
Personalizovani vrh piramide
je vlasnik ideje, mogućnosti
da donosi odluke i da naređuje
realizaciju. U toj konstalaciji
odnosa postoji veliki rascep
jer jedni donose odluke a
drugi ih sprovode. Pojedinac,
ma ko on bio, je mali bog i
njegova snaga i moć zavise
samo od mesta na kojem se nalazi.
proizvodi pogrešno rešenje – promašaj,
koje će nas prisiliti da se vratimo na
Na suprotnoj strani su oni koji
raskrsnicu i da donesemo drugačiju
menadžment posmatraju kroz prizmu
funkcije, koja se pritom obavlja
odluku. Loše doneta odluka nas vodi
bez ikakvih vrednosnih kriterijuma,
u promašaj a ispravna ka rešenju, ka
posmatrajući ga kao konceptualno
postizanju cilja i novim promenama i
jedinstven i istovetan proces.1 Na bazi
novim problemima.
učenja i razmišljanja grupe autora
Uslov da rešenja budu dobra i
među njima i prof. dr Isaka Adižesa,
doprinesu kvalitetu života, ali i da
život i smrt su na suprotnim polovima
se izbegnu promašaji – loša rešenja,
i međusobno zavisni jer sve što se
jeste osposobljavanje da se donose
rodilo, što je živo mora umreti, samo
dobre odluke i da se iste efikasno
je pitanje dužine i kvaliteta života.
sprovode u delo. To je princip koji
Dužina života sistema i njegov kvalitet se može preneti na bilo koji segment
zavise od njega samog i sposobnosti
života jer je kvalitet menadžmenta u
da se menja i prilagođava. Dinosaurusi
funkciji kvaliteta odluka i efikasnog
su izumrli jer se nisu prilagodili, ali
sprovođenja.
su i imali razlog zašto su postojali, jer
da nije bilo njih bilo bi drugih koji bi
КVALITET MENADŽMENTA
ispunili svoju ulogu kako bismo mi bili = f{KVALITET ODLUKE ⁄
tu gde danas jesmo.
EFIKASNOST SPTOVOĐENJA}
Život proizvodi probleme jer je
Jedan od gurua (ind. = učitelj, uzor)
neophodno zadovoljiti osnovne,
(Vujaklija,
1996:186) savremenog
egzistencijalne potrebe. Zadovoljenjem
menadžmenta
Peter Druker
tih potreba dolazi do promen a, a one
defi
niše
menadžment
kao funkciju,
izazivaju nove probleme jer su se
profesionalizam,
disciplinu,
zadatak ili
zadovoljile stare potrebe ali su se i
stvorile nove. Svaki problem traži neko delatnost kreiranja i realizacije procesa
i ljudi prema unapred fiksiranim
rešenje. Rešenje zavisi, bez obzira
ciljevima sistema.
što to često radimo po automatizmu,
“Menadžment je nezavistan
od odluke i njenog izvršenja. Kada
se nađemo na raskrsnici puteva
od vlasništva, položaja i moći.
neophodno je doneti odluku kojim
Menadžment je profesionalan, to je
putem dalje. To je relativno lako ako
funkcija, disciplina i zadatak koji treba
znamo kuda idemo i ako postoje
uraditi a menadžeri su profesionalci
putokazi, ali zamislimo da nema
koji menadžment sprovode u praksi.”
putokaza. Tada je neophodno doneti
(Adižes, 10.08.2003: www.adižes.
odluku, na bazi drugih informacija,
co.rs)
kuda krenuti dalje; levo ili desno.
S druge strane postoje autori
Međutim, i ako smo u nedoumici pa
koji menadžment definišu kao
iz tog razloga stojimo u raskrsnici i to
multidisciplinarnu veštinu/ proces, ali i
je odluka; da prolongiramo donošenje
kao funkciju kojom se efikasno koriste
odluke ili da ne donesemo odluku.
ljudski i drugi resursi kada god ljudi
Izabrano rešenje, tj. doneta odluka
požele da sarađuju sa ciljem da se
ne znači da je ispravna, da je dobro
obavi neki zadatak.
rešenje. Pogrešno doneta odluka
Na osnovu svega se da zaključiti
da je menadžmentu najbliža reč
na našem jeziku upravljanje i ako
1
Funkcionalizam – učenje po kome su određeni
sadrži i neka različita značenja (sa
sistemi samo u funkciji drugih sistema i
različitim
nivoima upravljanja).
zastupljen je u socijalnim, institucionalnim,
ekonomskim, ... teorijama i teorijama sistema.
Međutim, mora se uzeti u obzir i sva
[083]
energija
specifičnost značenja i filozofija koja je
implementirana u izrazu menadžment.
Naime, reč uloga se na engleski jezik
može prevesti kao: role (uloga –
glumački, umetnički), part (deo, kraj,
udeo, uloga – muz. ...), impotrance
(uloga kao značaj, važnost). S druge
strane se, domaći izrazi učitelj i uča
suštinski razlikuju jer je uča – duša od
čoveka a učitelj – neko ko ocenjuje
znanje i nagrađuje/ kažnjava, prevodi
na engleski jezik kao teacher, school
– master, instructor, tutor čime se ni
jednim sinonimom ne prenosi potpuno
značenje reči uča. Iz tih razloga je
potrebno voditi računa prilikom
prevođenja stranih izraza na naš jezik.
5.1. Odluke i sprovo|enja
Sve organizacije, nebitno da li
su profitnog/ neprofitnog tipa
se svakodnevno suočavaju sa
problemima; internim, eksternim,
zakonodavnim, ... bez obzira na
veličinu, vlasnički status, uspešnost, ...
jer sve su se rodile danom osnivanja.
Period koji je prethodio započinjanju
posla ravan je/ istovetan je sa fazom
planiranja porodice, a osnivač je
buduća majka koja će najviše brinuti o
svom čedu – preduzeću.
Svaka promena može biti kvalitativna i
kvantitativna ali je istovremeno i šansa
i opasnost, tj. pozitivna ili negativna,
željena ili ne željena. Oba aspekta
utiču na stvaranje problema svakom
sistemu, svakoj organizaciji. I šansa
postaje problem kada se upitamo
kako doći do nivoa da postane šansa
i kako je, kada je već tu, realizovati/
iskoristiti. Sa druge strane samo
postojanje opasnosti je problem, jer
ona sama za sebe je opasna, neizvesna
i zastrašujuća.
Život, pojam i značenje koje je svima
poznato ali koji je teško jednostavno
definisati, je sistem satkan od bezbroj
subsistema. Svaki od tih subsistema
je sačinjen od bezbroj podsistema, ...
i svi oni se menjaju i imaju problema.
Znači, svi živi sistemi imaju problema,
samo mrtvi ih nemaju jer oni se ne
menjaju pa im je stanje konstantno.
Zato se problemi ne smeju ignorisati,
gurati pod tepih ali se ne mogu ni svi
rešiti, sa nekima se živi čitavog života.
Suština je uočiti prave probleme, one
životno važne i rešiti ih na kvalitetan
način, svesni činjenice da ta rešenja
izazivaju promene koje opet stvaraju
probleme, ali nove, i tako do kraja
života. Osnovna razlika, vredna
posmatranja, između uspešnih i
neuspešnih je u tome što uspešni
rešavaju probleme i takva rešenja
uspešno sprovode a neuspešni ili ne
rešavaju probleme, ili ih
Slika 3. 1. Matrica efikasnost - efektivnost
pogrešno rešavaju i nažalost
uspešno sprovode.
Za uspešno rešavanje
problema neophodno je
biti aktivan i neprekidno se
boriti da se donose kvalitetne
odluke i da se one efikasno
sprovode. Međutim, ono što
je nepoznanica to je odgovor
na pitanje; “Šta je potrebno
uraditi da bi odluke koje se
donose bile dobre odluke?”
Odgovor je sadržan u analizi
tog trenutka i tog stanja.
Naime, doneta odluka mora,
Izvor: Autor na bazi Adižes metodologije i filozofije
ili bi trebalo, da proizvede
pozitivna dešavanja, tj. da
postigne cilj zbog koga je i donošena,
kreativno sagledavala budućnost
da kroz proces sprovođenja donete
sa spremnošću da se preuzme rizik
odluke zadovolji potrebe klijenata.
i iskorači u susret promenama
Ostvariti to svojstvo znači biti u stanju kroz obezbeđivanje dugoročne
da se, kada se za to ukaže prilika,
raspoloživosti, dostupnosti i
izvrši aktivnost definisana donetom
neophodnim resursima za realizaciju
odlukom, znači da se uradi prava stvar
budućih ciljeva. Na taj način se,
tako što će se za potrebe tog cilja
sadašnjim potezima, izbegava
uticati na raspoloživost, dostupnost, tj. pasivnost u budućim promenama i ne
efektivnost. Međutim, nije dovoljno
snalaženje u budućim aktivnostima.
biti samo efektivan, radeći pravu stvar, Za dugoročnu efikasnost organizacija
već je potrebno biti i efikasan, raditi
mora da se ponaša kao tim, kao
na pravi način i u pravom trenutku –
funkcionalna celina a ne kao prost
organizovano, sistematično i pravim
skup zasebnih elemenata koji su
redosledom, tj. uspešno. Flomaster je
spojeni “pomoću koca i konopca”.
efektivan ako može da ispuni svoju
Neophodno je da postoji zajednički
funkciju tj. da piše a efikasan ako
cilj i da svi elementi doprinose njemu.
to i uradi kada ga uzmemo u ruke i
Sa suprotnim stavom, gde svako
krenemo da ga koristimo.
brine samo o sopstvenim interesima,
Da bi se uticaj efikasnosti i efektivnosti nema dugoročne efikasnosti i dugog
sagledao suštinski, u odnosu na proces života organizacije. U tom slučaju
donošenja dobrih odluka i njihovog
dužina perioda propadanja na putu do
efikasnog sprovođenja, neophodno je
konačne smrti zavisiće od pohlepnosti
posmatrati ih u kontekstu različitih
svakog elementa, člana i bogatstva
potreba iskazanih kroz određeni
organizacije koja se čerupa.
vremenski period. Naime, obe
Dobra odluka, koja će organizaciju
aktivnosti se mogu posmatrati kroz
voditi napred, neophodno je da
prizmu dugoročne i kratkoročne
omogući organizaciji da bude;
potrebe u procesu zadovoljenja
dugoročno i kratkoročno efektivna i
potreba, ostvarivanja cilja. Za
dugoročno i kratkoročno efikasna. Ove
realizaciju nekih ciljeva potrebne su
sposobnosti, stanja organizacije su
kratke pripreme i malo resursa tako
nezaobilazne za kvalitetan i uspešan
da se mogu relativno lako i brzo desiti
rad svake organizacije i samo zajedno
dok je za druge potrebno mnogo
čine život organizacije uspešnim,
više priprema i resursa, tako da su
životnim. Nedostatak bilo koje stvara
jedne kratkoročno ostvarljive a druge
prazninu u životu organizacije a to
dugoročno. Kratkoročna spremnost
znači da bi ona mogla da se zaledi i
je usmerena na amortizaciju blagih
prespava jedan period u životu i na
ali učestalih udara talasa na kratkim
taj način izbegne probleme, što je
relacijama o bokove broda koji se
realno neostvarljivo, nemoguće. Taj
zove organizacija a za duga putovanja, nedostatak dovodi do fenomena lošeg,
trajanje organizacije u dužem
nerealnog upravljanja organizacijom
vremenskom periodu, neophodno je
vodeći organizaciju u sigurnu propast
posedovati dugoročnu efektivnost i
i smrt.
efikasnost.
Za dovođenje organizacije u poziciju
Dugoročnu efektivnost je moguće
da bude uspešna, da na pravi
obezbediti planiranjem budućnosti
način zadovoljava potrebe tržišta,
u kojoj bi se proaktivnim odnosom
neophodno je da se u njoj donose
[084]
energija
dobre odluke. Menadžment koji treba
da donosi odluke koje će obezbediti
da organizacija bude kratkoročno i
dugoročno efektivna i efikasna mora
da ima sposobnosti da:
P – proizvodi rezultate koji će
zadovoljiti potrebe klijenata
(kratkoročna efektivnost);
A – organizuje, sistematizuje,
pravilnim redosledom, pravim
intenzitetom, disciplinovano
(kratkoročna efikasnost);
E – kreira misiju, viziju, ciljeve
i strategije (dugoročna
efektivnost);
I – stvore organske timove u kojima
će vladati duh međusobnog
poštovanja i poverenja (dugoročna
efikasnost);
Da bi se donela dobra odluka
menadžment organizacije mora da
odgovori na sledeća pitanja, koja
istovremeno karakterišu i pojedina
stanja, sposobnosti organizacije. Ta
pitanja su:
- ŠTA treba uraditi da bi se hitno
zadovoljila potreba klijenata
pružanjem usluga/ proizvoda. Šta
uraditi kako bi se opravdala svrha
postojanja – sposobnost proizvodnje
roba/ usluga i njihovo isporučivanje
na vreme. Ovo stanje/ sposobnost
organizacije je karakteristično za
kratkoročnu efektivnost;
- KAKO uraditi to što se očekuje
od organizacije. Kako organizovati
i sistematizovati, kako uraditi na
pravi način, pravim redosledom,
pravim intenzitetom/ dinamikom ali
i disciplinovano, sistematizovano i
uz što manje troškova. To je stanje
kratkoročne efikasnosti;
- ZAŠTO uraditi to što je potrebno
uraditi i KADA je pravo vreme da se
Slika 3. 2
to uradi, gledano iz ugla organizacije,
ali i iz ugla klijenta. Neophodno je
utvrditi koje su usluge/ proizvodi
potrebni za zadovoljenje potreba,
želja i očekivanja klijenata da bi
se kreirali misija, vizija i strategija
organizacije. Šta uraditi danas u
svetlu onoga što nas očekuje sutra. To
je stanje koje karakteriše dugoročnu
efektivnost;
- KO je potreban da bi se odradio
posao i zadovoljio klijent, pri čemu
se misli na timove kao organski
povezane jedinice u kojima je
dominantna atmosfera uzajamnog
poštovanja i poverenja. Oni treba
da kreiraju dominantnu atmosferu
uzajamnog poštovanja i poverenja.
Oni treba da postoje i rade dugoročno
kao specifikum dugoročne
efikasnosti.
Zato što je sposobnosti/ stanja
organizacije veoma teško ostvariti,
jer su međusobno nesaglasne, i
sam proces vođenja, upravljanja
organizacijom nije ni malo lak. Naime,
menadžeri su najčešće eksperti za
ostvarivanje samo jedne od njih što
ih čini manje korisnim za ostale.
Bilo koja od njih zahteva mnogo
energije i totalnu posvećenost tako
da ne ostavlja prostora i vremena za
bavljenje drugima u potrebnom ali
i neophodnom obimu. Na taj način,
opredeljujući se za jednu prema svojim
sposobnostima i senzibilitetu, formira
se prepoznatljiv način upravljanja –
stil. Isak Adižes je tu realnost da se
bude najbolji u jednoj sposobnosti
nazvao stilom upravljanja a stanje,
ponašanje organizacije na određeni
način ulogom. Ulogom koju ima
organizacija u toku svog životnog puta
ka zadovoljenju potreba, zahteva i
želja korisnoka roba i usluga.
Stilovi upravljanja imaju presudnu
Četiri stanja organizacije
Izvor: Autor na bazi Adižes metodologije i filozofije
[085]
ulogu u donošenju odluka i stvaranju
atmosfere u kojoj se dolazi do odluka,
bez obzira na kvalitet donetih odluka.
Različiti stilovi upravljanja proizvode
konflikt koji može da dezintegrativno
deluje na menadžment timove (ako je
destruktivan) i koji treba da omoguće
uspešno poslovanje organizacije,
njen rast i opstanak na tržištu (tada je
konstruktivan).
Na suprotnoj strani, ali samo zarad
lakšeg skeniranja samog procesa,
uspešno sprovođenje donetih odluka
zavisi od interesa onih koji učestvuju
u tom procesu. Naime, za sprovođenje
bilo koje odluke u organizaciji
potrebno je objediniti: formalni
autoritet, ovlašćenja, moć (onih čija
je saradnja potrebna jer oni su ti koji
mogu da sabotiraju sprovođenje), kao
i uticaj ljudi koji poseduju stručno
znanje i iskustvo. Nosioci formalnog,
ali i neformalnog autoriteta, moći i
uticaja imaju različite interese koji
proizvode konflikte jer su istovremeno
i prestavnici različitih interesnih grupa.
Ni jedna organizacija na svetu nije u
mogućnosti da zadovolji sve interese,
svih članova interesnih grupa u isto
vreme, ali ovi konflikti mogu da se
prevazilaze ako im se pristupi na pravi
način.
Krize izazvane konfliktima se
prevazilaze tako što se formiraju
timovi za donošenje odluka sa
različitim stilovima upravljanja,
ali tako različitim da ga čine ljudi
stručni za proizvođenje jedne
sposobnosti/ stanja organizacije i
koji istovremeno poznaju i ostale
sposobnosti organizacije neophodne
za uspešan rad. To su komplementarni
timovi koji odluke donose u atmosferi
konstruktivnog, a ne destruktivnog,
konflikta, jer konstruktivni konflikt je
put na kojem se donose dobre odluke
a destruktivni konflikt proizvodi;
sukobe, svađe, netrpeljivost, ... i utiče
na donošenje loših odluka.
Konflikti proizvedeni u procesu
donošenja odluka i uspešnog
sprovođenja donetih odluka mogu se
prevazići stvaranjem klime koja se
zasniva na uzajamnom poštovanju i
uzajamnom poverenju. Ove vrednosti
se ne uvode beskrajnim pričama o
njihovoj važnosti već izgradnjom
i implementacijom vizije i sistema
vrednosti, strukture odgovornosti,
strukture ovlašćenja i strukture
nagrađivanja, odgovarajućih
upravljačkih procesa, obukom ljudi i
izgradnjom poželjnih i prihvatljivih
menadžerskih stilova koji će
objedinjavati procese donošenja i
sprovođenja dobrih odluka.
energija
6. Zaklju~ak
Trend na koje ukazuje ovo istraživanje,
a to se da sagledati analizom
dobijenih rezultata prve i druge
anketne grupe, da nauka polako
krči put i sve više zauzima mesto
koje joj pripada u poslovnoj praksi
domaćih preduzeća. Alati i procesi
savremenog menadžmenta se sve
češće koriste suštinski a sve manje
neformalno, populistički tako da
se može konstatovati da je proces
tranzicije, individualne i kolektivne,
u toku. Pomaci su mali ali se mogu
uočiti i razlozi zašto je to tako – to to
su stečene navike da se mnogo priča a
veoma malo radi, da se sve kritikuje iz
straha od promena i da se malom daje
snaga velikog i moćnog.
Stari lekovi će teško izlečiti nove
bolesti, ali mogu poslužiti kao odlična
baza – polazna osnova za stvaranje
novih. Svet je odavno prevazišao
stanje u kome se nalazi i način na koji
se shvata menadžment kod nas, na
koji se razume život i životni procesi
i tokovi svih sistema. I pre pojave
svetske ekonomske krize svet je tragao
za novim rešenjima u: menadžmentu,
informatici, genetici, energetici, ... za
novim pravcima i novim spoznajama.
Samo oni koji su ne obavešteni mogu
sebi priušte luksuz da veruju da ono
što ne znaju u stvari i ne postoji.
Duboko verujem u onu antičku “Sve
teče sve se menja”, pa stoga se nadam
da će se nešto i u nama promeniti da bi
se promenilo kod nas.
U cilju potpunijeg shvatanja
pređašnjeg neophodno je podsetiti
i naglasiti da idealan čovek, auto,
kuća, kompjuter, ... ne postoji pa
s toga ni idealan pojedinac koji
bi, uz maksimalno angažovanje i
zalaganje, mogao organizaciji da
obezbedi postojanje i funkcionisanje
sve četiri sposobnosti, uloge. Dakle
ne postoji idealan menadžer. Za
donošenje kvalitetnih odluka i njihovo
uspešno sprovođenje potreban je tim,
komplemetaran tim, tim ljudi koji
će zajedno raditi na ostvarenju cilja
ali i klime uzajamnog poštovanja i
poverenja u kojoj će taj tim raditi.
Davno je prošlo vreme kada su se
odluke donosile na jednom mestu,
od strane malih bogova, a sprovodile
na drugom, kao i vreme kada oni
koji ih sprovode nemaju ni prava ni
mogućnosti da utiču na kvalitet donetih
odluka.
Procesi donošenja odluka i uspešnog
sprovođenja donetih odluka
neminovno proizvodi konflikt, koji
može biti destruktivan i konstruktivan.
Destruktivan je lakše proizvesti
jer je širok kao autoput a čini ga
bezbroj sitnica koje lako vode u:
svađe, neslaganja, vređanja, ... Za
konstruktivan je potrebno uložiti
mnogo više energije kroz: strpljenje,
uvažavanje, slušanje, ... i izgradnju
atmosfere uzajamnog poštovanja i
poverenja u kojoj će tim raditi. Tek
tako struktuirani timovi imaju snage,
znanja i moći da, pre svega ličnim
primerom, povedu organizaciju i
zaposlene u organizacione promene i
na put dostizanja poslovne izvrsnosti.
Tek nakon promene sebe samih i
naoružani neophodnim znanjem je
moguće menjati okruženje, ljude i
sredinu u kojoj se radi. Te i takve
promene, pre svega kvalitativne
i konstruktivne uz uspostavljenje
međusobnog poštovanje i poverenje
kao merila svih vrednosti, su uslov za
uspešan i dug život. U tim uslovima je
realno moguće izvršiti organizacione
promene koje će u fokus staviti:
viziju i sistem vrednosti, strukture,
upravljačke procese i ljude. Jedino
kao takvi, promenjeni, možemo biti
sigurni da smo na putu ka poslovnoj
izvrsnosti, kao krajnjem cilju
poslovnih stremljenja.
I kao što u uvodu napisah: Svrha ovog
rada je razumevanje i prihvatanje
menadžmenta na jedan drugačiji
način, mnogima već poznat,
sagledan sa drugog aspekta – aspekta
funkcionalizma, sa aspekta Adižes
metodologije. Ovo je pokušaj da se
jednostavno, već postojeće i poznato,
ili se bar većini čini poznatim,
promoviše kao teoretski razumljivo
i praktično primenjivo. Zato što ova
metodologija svoju snagu crpi iz
prirode i iz života ona daje neslućene
mogućnosti za nadogradnju i razvoj,
ali i sagledavanje sa bezbroj aspekata
i pravaca. Zaključci koje ona nudi
se čine svima poznatim ali negde
na razvojnom putu zaboravljenim,
ispuštenim, preskočenim, ... Ona je
istovremeno i duboko involvirana
(sadržavati, obavijati, imati u sebi,
sadržati, obuhvatati) u savremene
svetske poslovne alate i njihov je
neodvojiv deo. Da je to zaista tako
govori i podatak da je koncept prof.
dr Isaka Adižesa komplemetaran
sa iznetim stavovima velikog broja
teoretičara i praktičara savremenog
menadžmenta zbog čega je rado citiran
autor.
U nadi da će se mnogi baviti ovim
konceptom i doprineti da zauzme
mesto koje zaslužuje na ovaj način
dajem svoj eventualni doprinos
i bacam rukavicu izazova u lice
budućim istraživačima da nadograde ili
ospore već dostignuto.
[086]
Literatura
Adižes I., (2004.), »Upravljanje
životnim ciklusima preduzeća«, Novi
Sad, Adižes;
Draker P., (2006.), »Moj pogled na
menadžment«, Novi Sad, Adižes;
Leković B., (2002.),«Principi
menadžmenta«, Subotica, Ekonomski
fakultet;
Lusthaus Č., Adrien M. E., Anderson
G.i, Karden F., (2005.), »Poboljšanje
učinka organizacije«,Beograd, Dereta;
Mekheti E. i Sevidž R., (2004.),
»Adižesov bukvar za preduzetnike«,
Novi Sad, Adižes;
Vujaklija M., (1996.), »Leksikon
stranih reči i izraza«, Beograd,
Prosveta – 5. dopunjeno i redigovano
izdanje;
http//www.adizes.co.yu (10. 08.
2003.);
http//www.fpm.cg.yu, prof. dr Nenad
Penezić, »Principi menadžmenta«, Bar
CG, Fakultet za poslovni menadžment;
(18. 01. 2009.);
energija
Dr Tomislav Simovi}
Montinvest, a.d. Beograd
UDC:621.316.17.004 (497.11)
Energetska efikasnost i
građevinarstvo – stanje u
Srbiji
N
a svom civilizacijskom putu,
čovek vekovima ruši,troši, ruži i
zagađuje svoju okolinu sve više, sve
brže i sve bezobraznije. „Klasična
energetika (proizvodnja i potrošnja)
još uvek „zauzdava prirodu“ i „jaše“
na iscrpljivanju mahom neobnovljenih
izvora sa najopasnijim ekološkim i
ekonomskim posledicama“ [2].
Već u ranim godinama prethodnog
veka javljaju se problemi, čiji se
intezitet povećava iz godine u godinu,
a odnosi se na ekonomiju, energiju i
ekologiju.Shvatajući opasnosti koje
donosi „lomljenje grana na kojima
stoji“ čovek kreće u kampanje
spasavanja svog roda, kroz mere koje
,pre svega, karakterišu pažnja i štednja,
kao osnova energetske efikasnosti.
U vremenu kada zgrade u kojima ljudi
žive i rade, troše preko 40 procenata
celokupne svetske energije, (u Srbiji
čak 46%) čovek je shvatio da se
gradnji, opremanju i održavanju ovih
objekata mora posvetiti posebna
pažnja.
Koliki je je značaj „energetskog
kvaliteta“ zgrada govori i novi
Zakon EU o energetskoj efikasnosti
u zgradama, po kome će zgrade koje
budu građene posle 2020.god. morati
da imaju nivo potrošne energije blizu
Rezime
Energetska efikasnost i zgradarstvo posebno su povezani. U ovom radu se ova
veza posebno analizira, ukazuje se na prisutne probleme i apeluje na hitno
preduzimanje mjera, kako bi se inače veoma teško stanje prevazišlo.
Ključne reči:energetska efikasnost, građevinarstvo.
Energy Efficiency and Building Industry - The State in Serbia
Energy efficiency and building industry are especially linked. This paper analyzes
this relationship in particular, draws attention to the present problems and urges
taking prompt measures to overcome already very difficult situation.
Key words: energy efficiency, building industry.
nule. Dotle će u gradnji biti aktuelni
tzv.niskoenergetski objekti, koji u
Srbiji podrazumeva potrošnju energije
koja ne prelazi 40 kWh/m²/god., što
izraženo u potrošnji lož ulja iznosi
3l/m²/god.
Inače, energija u domaćinstvu se troši
prema slici 1:
grejanje (hlađenje)
57%
kuvanje
25%
osvetlenje
11%
RTV
7%
Kada je potrošnja električne energije
po domaćinstvu u Srbiji u pitanju,
na slici 2 vidi se da je ona značajno
veća od potrošnje domaćinstava u
zemljama regiona. Ovo je, pre svega,
nedostatak potrebne energetske kulture
proizvođača i potrošača u našoj
zemlji. [1]
Ozbiljnost kojom svet danas
prilazi problemu potrošnje energije
opravdavaju i činjenice da se energija
najviše troši u zgradama i to kroz
Slika 2 Potrošnja električne energije po domaćinstvima u zemljama regiona
Slika 1 Način trošenja energije u
domaćinstvu
[087]
energija
Slika 3 Gubici energije u jednoj zgradi
sledeće načine gubitka toplote: (slika 3):
spoljašnji zidovi
21%
krov
10%
prozori
51%
pod
6%
spojevi grejanja
12%
Shvatajući svoj deo krivice u
rasipanju energije, građevinarstvo u
Evropi odavno, a u Srbiji odnedavno
preduzima odgovarajuće mere da da
svoj (veliki) doprinos u smanjenju
potrošnje energije.
Nekada je za zgrade bilo važno da „ne
kisne i ne duva“ dok danas zgradu
za stanovanje karakteriše mnogo
uslova koji treba da obezbede komfor
i finkcionalnost. To znači da se mora
voditi računa o estetskom izgledu
zgrade, funkcionalnosti i optimalnom
izboru građevinskog materijala i
opreme. U tom smislu, ozbiljni
graditelji projektuju, grade, opremaju
i održavaju stambene prostore koji
zadovoljavaju propisane evropske
standarde u pogledu energetske
potrošnje. To, najčešće, podrazumeva:
optimalnu prostornu orijentaciju
zgrade (zavisno od strane sveta,
zgrada ima različite uticaje, termičke
i svetlosne)
kvalitetan građevinski materijal
(opeka,crep)
funkcionalnu fasadu (pored estetskih
efekata uključuje i što nižu termičku
provodljivost)
pod sa odličnom termičkom
izolacijom
zidove, takođe sa dobrom izolacijom
(debljine i preko 20cm)
prozore i vrata dobro zadihtovane i
bez „hladnih mostova“ itd.
Ako se ispoštuju navedeni i još neki
dodatni uslovi, realizovaće se izuzetni
objekat, koji ne zahteva korišćenje bilo
kakvog grejanja, čime se energetski
troškovi svode na minimum, a kvalitet
života dovodi na nivo posebnog.
Ovakvi objekti prepoznaju se pod
pojmom „pasivne kuće“.
Gradnji energetski efikasnih zgrada
pored kvalitetnih građevinskih
materijala veliki doprinos daju i
mogućnosti modeliranja i analize
objekta još u fazi projektovanja, čime
se stvaraju uslovi da se uz optimalna
ulaganja obezbedi i željeni nivo
energetske potrošnje.
generalno posmatrano, posledica
siromaštva i niske energetske kulture.
Najčešće , kod nas, građeni objekti
imaju:
temelje i zidove nižih izolacionih
kvaliteta
izolaciono nepovoljna rešenja fasada
(posebno staklene, koje su sada u
„modi“)
posebno lošu stolariju, prozore
i vrata koja ne dihtuju i uz loše
zastakljivanje prozora.
Na kraju pitanje, šta je potrebno za
poboljšanje naše energetske situacije,
kroz podizanje nivoa energetske
efikasnosti? Odgovor je jednostavan,
potrebni su ZNANJE (intenzivna
edukacija i proizvođača i potrošača),
ŽELJA (iskrena namera odgovornih
da sačine program i intenziviraju
kampanje) i SREDSTVA (novac za
ulaganja i stimulacije).
Istovremeno, kada je u pitanju
gradnja, vredan je pomena novi
Zakon o planiranju i gradnji (važi
od 11.09.2009.g.) u kome se po prvi
put govori o unapređenju energetske
efikasnosti i sertifikatu o energetskim
svojstvima zgrada, što uz još veće
angažovanje Agencije za energetsku
efikasnost, treba da omogući da
krenemo i u gradnju savremenih,
štedljivih objekata.
Zakljlu~ak
Na osnovu izloženog, može se
zaključiti da nizak nivo energetske
efikasnosti u Srbiji karakterišu:
niska energetska kultura stanovništva
u dugom periodu, nejasne energetske
politike i nedostatak zakonodavnog
okvira za efikasno korišćenje
energije
neracionalna potrošnja energije
nepostojanje programa ni podsticaja
za poboljšanje energetske efikasnosti
siromaštvo zemlje i pojedinaca
kao posebno teška prepreka
za preduzimanje nekih mera u
popravljanju situacije
postojeći objekti (u ogromnom
broju) energetski loši
novi, i objektu u gradnji ( u najvećoj
meri), ne zadovoljavaju savremene
energetske norme
neprimetno medijsko angažovanje
itd.
Svoj „doprinos“ niskom nivou
energetske efikasnosti u Srbiji , u
velikoj meri, dali su i građevinari i to
,pre svega, zbog zahteva investitora
da objekti budu jeftini ,što je opet,
[088]
Literatura
[1] Simović, T., Trifunović,
M.,ENERGETIKA-POLITIKA,
OSIGURANJE, KULTURA,
Časopis ENERGIJA br.2-Beograd,
2005g.
[2] Đukić, P., ENERGETIKA SRBIJE
PRED IZAZOVIMA TRANZICIJE
I GLOBALNIH PROMENA,
Časopis ENERGIJA br.2-Beograd,
2005g.
[3] Prilozi iz Časopisa BUILD
[4] EURIMA (European Insulation
Manufacturers Assocition) – www.
eurima.org
energija
Dejan Mandi}, Miodrag Mesarovi}, Slobodan Mili}
Energoprojekt Entel, Beograd
UDC:621.311.001.6 (497.11)
Jedan pogled na dugoročni
razvoj proizvodnje električne
energije u Republici Srbiji
1. Uvod
Rezime
Razradom milenijumskih ciljeva
UN (The UN Millenium Goals)
Svetski savet za energiju (World
Energy Council - WEC) je u svojoj
Milenijumskoj izjavi (The Millenium
Statement), a u vezi sa dugoročnim
razvojem energetike u svetu, postavio
tri cilja održivosti označena kao
tri A: dostupnost (Accessibility)
energiji pod ekonomski prihvatljivim
uslovima, raspoloživost (Availability)
uz visok nivo sigurnosti i kvaliteta, te
prihvatljivost (Acceptability) u smislu
ostvarenja ciljeva u vezi sa zaštitom
okoline, posebno sa stanovišta
nepovoljnog uticaja na klimatske
promene.
Zbog prirode problema i izuzetnog
značaja za privredu i društvo, pristup
rešavanju i traženju odgovora na
postavljena pitanja mora da bude
sistematičan, kontinualan i sprovođen
kroz pažljivu analizu različitih
mogućih dugoročnih scenarija
razvoja. Iscrpljivost resursa na bazi
ugljovodonika, tehnološki razvoj na
strani proizvodnje i na strani potrošnje,
uticaj na klimatske promene, samo su
neki od faktora koji zahtevaju pogled
u budućnost od 30 – 40 godina, što
potvrđuju i brojne studije već izrađene
u EU kao i u okviru WEC sa pogledom
do 2050. godine Kroz modele
dugoročnih scenarija moguće je uzeti
u obzir očekivane promene, ali i one
koje se danas mogu tek nagovestiti,
te analizirati uticaje pojedinih faktora
na razvoj energetskog sektora. Samo
na osnovu takvih stručnih analiza
vlade pojedinih zemalja, uvažavajući
sada i globalne faktore (geopolitičke,
ekonomske, društvene), mogu utvrditi
valjanu dugoročnu strategiju razvoja
energetike.
Prikazani su izazovi sa kojima će se suočiti vlade, privreda i društvo u
dugoročnom razvoju proizvodnje električne energije i njihova konkretizacija
u slučaju Republike Srbije. Izazovi su izraženi u pitanjima koji su resursi
raspoloživi, kako će biti korišćeni, kako ograničiti nepovoljne uticaje na
klimatske promene, koliko će koštati i kako obezbediti finansiranje investicija,
te kako ostvariti tehnološki razvoj i ljudske resurse u realizaciji dugoročnih
razvojnih programa. Zbog prirode problema i izuzetnog značaja za privredu
i društvo, pristup rešavanju i traženju odgovora na postavljena pitanja mora
da bude sistematičan i kontinualan, kroz pažljivu analizu različitih mogućih
dugoročnih scenarija razvoja.
Ključne reči: Električna energija, energetski resursi, zaštita životne sredine.
A View at the Long-Term Development of Electricity
Generation in the of Serbia
Challenges facing the governments, economy and society in the long-term
development electricity generation are presented, with particular focus placed
on the Republic of Serbia. The challenges arise as questions like what resources
are available, how they will be explored, how adverse climate effects will be
limited, what the costs will be, how the investment will be provided, as well
as how to assure technology and human resources for long-term development
programmes. Owing to its nature and extreme importance for the economy
and society, approach to the problem and answers to the open questions must
be systematic and continuous, carries out with a careful analysis of different
possible development scenarios.
Key words: Electrical energy, energy resources, environmental protection.
Za takav pristup izradi strategije
razvoja energetike u Srbiji zalažu se
i autori ovog referata. Na primeru
elektroenergetskog sektora izvršena
je kvalitativna analiza mogućih
scenarija razvoja proizvodnje
električne energije u periodu koji se
odnosi na vremenski horizont znatno
iza 2030. god., a polazeći od nekih
pokazatelja za bazni scenario koji je
definisan pretežno na osnovu danas
poznatih planova i projekcija i koji u
suštini predstavlja nastavak primene
postojećih tehnologija i prakse. U
referatu je ukazano na brojne i složene
[089]
otvorene probleme, a proširenje analiza
na druge energetske sektore, kao i na
sektor potrošnje energije, ukazuju na
složenost pitanja i ozbiljnost sa kojom
treba pristupati traženju odgovora na ta
i takva pitanja.
U referatu su korišćeni aktuelni
raspoloživi podaci Ministarstva za
rudarstvo i energetiku i Elektroprivrede
Srbije. Budući da od 1999. godine
Elektroprivreda Srbije nema uticaja na
eksploataciju i upravljanje energetskim
resursima na teritoriji Kosova i
Metohije, noviji podaci korišćeni u
ovom referatu odnose se na teritoriju
energija
Srbije bez podataka za područje
Kosova i Metohije.
2. Sada{nje stanje i postoje}e
projekcije razvoja
2.1. Sada{nje stanje
Ukupna instalisana snaga na pragu
elektrana na području Republike
Srbije iznosi 8359 MW, od čega
5171 MW u termoelektranama na
ugalj, 353 MW u termoelektranama –
toplanama na gas i mazut i 2835 MW
u hidroelektranama[1]. Od juna 1999.
godine 24% kapaciteta (1235 MW)
termoelektrana lociranih na području
Kosova i Metohije Elektroprivreda
Srbije (EPS) nije u mogućnosti da
koristi, već raspolaže sa ukupno
7124 MW, od čega 3936 MW u
termoelektranama na ugalj, 353 MW u
termoelektranama – toplanama na gas i
mazut i 2835 MW u hidroelektranama.
Instalisana snaga nije promenjena od
2000. godine, jer od tada ni jedan novi
agregat nije ušao u pogon. U tabeli 1
su dati bilansi proizvodnje električne
energije u Srbiji periodu 2005.-2008.
godine bez podataka za Kosovo i
Metohiju.
Maksimalno godišnje opterećenje
na pragu prenosa u istom periodu je
iznosilo 6 867 MW 2005. godine, 6
940 MW 2006. godine, 7 305 MW
2007. godine i 6 896 MW 2008.
godine. Značajno je istaći da su
pokazani rezultati ostvareni sa istim
jedinicama koje su bile angažovane
2000. god godine. To je bilo moguće
učiniti samo uz izuzetne napore
učinjene na njihovoj rehabilitaciji
i revitalizaciji koji su omogućili
podizanje performansi jedinica na
projektovani nivo i, naročito, visoku
pouzdanost u eksploataciji. Podatak da
su prinudni zastoji u termoelektranama
od 19,3% od ukupnih kapaciteta, u
2008.godini pali na 5,3% govori sam
po sebi, dok su u hidroelektranama
imali zanemarljiv iznos od 0,3%.
Podaci o dosadašnjoj proizvodnji
uglja u okviru sistema Elektroprivrede
Republike Srbije dati su u tabeli 2[1, 3].
U okolnostima u kojima se problemi
zagađenja okoline sve više zaoštravaju,
a međunarodne konvencije i sklopljeni
ugovori u vezi sa tim nameću
ozbiljne obaveze, u elektroprivredi
je revitalizacijom elektrofilterskih
postrojenja započeta aktivnost na
smanjenju čestičnih zagađenja, a
planiraju se akcije i na smanjenju
emisija gasovitih zagađujućih materija
(sumpordioksida-SO2 i azotnih oksidaNOx), kao i očekivanim budućim
ograničenjima gasova sa efektom
staklene bašte (ugljendioksida-CO2,
metana-SN4 i azotsuboksida-N2O).
Da je taj problem ozbiljan, pokazuju
podaci o emisijama čestica i gasova iz
elektrana EPS-a u 2008. godini, dati u
tabeli 3[1].
Tabela 1 Bilans proizvodnje električne energije u Srbiji (GWh/god.) [2]
1)
Uključeno i pumpanje; 2) Na pragu prenosa
Tabela 2 Proizvodnja uglja u okviru elektroprivrede (tona/god.)
Tabela 3 Emisije čestica i gasova iz termeoelktrana EPS-a
[090]
Ratifikacijom Ugovora o
uspostavljanju energetske zajednice
Jugoistočne Evrope Elektroprivreda
Srbije je dobila obavezu potpune
primene standarda Evropske Unije u
oblasti zaštite životne sredine koji se
odnose na oblast energetike (Acquis
Communautaire-Environment).
Naročito ozbiljne obaveze iz tog
Ugovora odnose se na primenu
sistema za smanjenje emisija gasovitih
zagađivača radi uklapanja njihove
koncentracije u dimnim gasovima u
evropske standarde do 2017. godine.
Kako pokazuju skorašnja merenja
emisija, te koncentracije uveliko
prevazilaze domaće i evropske norme,
budući da u vreme projektovanja i
izgradnje postojećih termoelektrana
takve norme nisu postojale. U
tabeli 4 su prikazane koncentracije
zagađivača u dimnim gasovima iz
najveće termoelektrane ‘’Nikola
Tesla’’ upoređene sa zakonskim
ograničenjima, uz napomenu da je
situacija na ostalim termoelektranama
u istoj (2008.) godini bila još
nepovoljnija[1].
Osim projekata revitalizacije
termoelektrana uz eventualno
povećanje instalisane snage pojedinih
blokova, u toku su i projekti
revitalizacije (takođe uz povećanje
instalisane snage) na najvećim
hidroelektranama, Đerdap i Bajina
Bašta. Započete su i predinvesticione
aktivnosti za izgradnju novih
termoelektrana TE Kolubara B1 i B2
(2x350 MW) i TE Nikola Tesla B3
(700 MW) u partnerskom odnosu sa
velikim svetskim elektroprivrednim
kompanijama, isto kao i za TE-TO
Novi Sad (450 MW) na prirodni
gas. Razmatraju se i hidroenergetski
projekti na Gornjoj Drini (Buk Bijela)
za realizaciju sa Elektroprivredom
Republike Srpske, kao i na Ibru (84,2
MW), Srednjoj Drini (365 MW) i
Savi (140 MW) po sporazumu sa
Republikom Italijom[4].
U projekcijama razvoja EPS-a
planira se i izgradnja novog bloka na
lokaciji Kostolac, TE Kostolac B3
(400-500 MW), a posle povlačenja
iz pogona starih agregata TE
Kolubara A u narednih 4 do 5 godina,
predviđa se izgradnja novog bloka
200 MW, verovatno sa
tehnologijom sagorevanja
u fluidizovanom sloju.
Nedavno su date i energetske
saglasnosti za izgradnju
farmi vetrogeneratora na
lokacijama u Južnom Banatu
ukupne snage od 375,5
MW sa privatnim izvorima
energija
Tabela 4 Emisije zagađivača iz blokova TE ‘’Nikola Tesla’’ A i B, mg/m3
finansiranja, a za još oko 500 MW
bi trebalo očekivati po sporazumu
sa Republikom Italijom. Očekuje
se angažovanje privatnog kapitala
i u izgradnji malih hidroelektrana.
Procenjuje se da bi realizcijom ovih
programa i još nekih hidroenergetskih
projekata potrebe električne energije
u Srbiji mogle da budu zadovoljene
približno do 2025. godine.
Razvoj zasnovan na konvencionalnim
oblicima energije (ugalj i hidro
energija) – mogućnosti i ograničenja
3.1. Raspolo`ivi resursi
3.1.1. Hidroenergetski potencijal
Prema danas raspoloživim
podacima ukupni tehnički iskoristiv
hidroenergetski potencijal iznosi
17,2 TWh/god. Ukupna višegodišnja
prosečna proizvodnja hidroelektrana u
pogonu je 10,6 TWh/god.,dok preostali
hidroeneretski potencijal iznosi oko
6,6 TWh/god.: u slivu Vel. Morave 2.3
TWh, u slivu Drine (uključujući Lim)
1.9 TWh, u slivu Dunava (uzvodno
od N. Sada) 0,7 TWh i u malim
hidroelektranama (snage do 10 MW)
1.7 TWh. Na rekama koje su granične
(Drina, Dunav) uzeto je u obzir da
Republici Srbiji pripada polovina
raspoloživog potencijala. Najpovoljniji
deo neiskorišćenog potencijala nalazi
se na zajedničkom delu gornjeg i
srednjeg toka reke Drine, te da bi
se njegovo korišćenje omogućilo,
potrebno je dovršiti pregovore
započete sa Republikom Srpskom i sa
partnerima iz Federacije BiH.
Gde god je to moguće, rešenja treba
tražiti u okvirima kompleksnih,
višenamenskih sistema (snabdevanje
vodom, vodoprivreda, energetika
i dr.). Radi ostvarivanja najboljih
efekata, ekonomskom optimizacijom
prostora i višenamenske preraspodele
voda, potrebno je utvrditi interese,
prioritete i učešće svakog korisnika
u finansiranju, te primenom zakona
zaštititi prostor za realizaciju takvih
objekata, što do sada, nažalost, nije
bio slučaj i što je već dovelo u pitanje
realizaciju nekih projekata. Neophodno
je intenzivirati primenu zakonske
regulative u podsticajima privatnom
kapitalu za ulaganja u izgradnju malih
hidroelektrana i na taj način omogućiti
iskorišćenje potencijala malih
vodotokova.
3.1.2. Potencijali u uglju (lignit i mrki
ugalj)
Ugalj je dominantan energetski
potencijal Srbije, što potvrđuju do
sada utvrđene i procenjene rezerve u
ugljonosnim basenima i ležištima u
Srbiji. Na osnovu do danas izvršenih
istraživanja ukupne rezerve lignite sa
stanjem 31.12.2005. god. (bilansne
i vanbilansne, A+B+C1) iznose 4,2
milijarde tona, od čega u ležištima
kopova Kolubara 3,02 milijarde
tona, Kostolac 0,88 milijardi tona,
a u ostalim ležištima (uključujući
podvodnu eksploataciju Kovin) 0,3
milijardi tona.
Potencijali ležišta mrkog i mrkolignitskog uglja su, međutim, znatno
skromniji i iznose (A+B+C1) 402
miliona tona, od čega se 129 miliona
tona nalazi u ležištima koja su danas
van eksploatacije. Najznačajnije
mogućnosti pružaju ležišta u okviru
Sjeničkog ugljenog basena (uključujući
rudnik Štavalj) sa oko 192 miliona
tona, a zatim rudnik Soko sa 58,4
miliona tona[3].
Eksploatacione rezerve uglja
utvrđivane su u različitim vremenskim
presecima. Za mrki i mrko-lignitski
ugalj podaci se odnose na period od
kraja 2001. do kraja 2004. god. i one
su iznosile 69,35 miliona tona[3]. Za
Kolubarska i Kostolačka ležišta lignita
podaci su dati za stanje 31.12.2005.
godine (2178,31 miliona tona i 204,52
miliona tona respektivno), te je,
uvažavajući ostvarenu proizvodnju u
ovim basenima u periodu 2006.-2008.
god., dobijeno stanje ovih rezervi na
dan 31.12.2008.god. u Kolubari od
2089,29 miliona tona i u Kostolcu od
183,01 miliona tona.
[091]
U narednom periodu neophodno je
povećati stepen istraženosti utvrđenih
rezervi koje karakteriše nisko učešće
rezervi uglja A i B kategorije, odnosno
u većini slučajeva visoko učešće
C1 kategorije. Relativno je slaba i
izučenost prirodnih uslova ležišta
(strukture, hidrogeološke i inženjerskogeološke osobine ležišta, gasonosnost,
samozapaljivost uglja i ugljene prašine,
ekološki aspekt i sl.), što je jedna od
najvažnijih pretpostavki za što realnije
definisanje uslova eksploatacije,
naročito kada se radi o ležištima uglja
sa podzemnom eksploatacijom.
3.2. Model mogu}eg razvoja – bazni
scenario
3.2.1. Pretpostavke o mogućim
proizvodnim kapacitetima
Projekcija razvoja proizvodnih
kapaciteta u ovom modelu u celini je
zasnovana na razvojnim planovima
EPS-a koji su objavljeni u dokumentu
“Razvojni projekti” i o kojima su ovde
date bitne informacije, pri čemu je on
nazvan bazni model, odnosno bazni
scenario. Bitna karakteristika ovog
scenarija je predominantni oslonac
na proizvodnju električne energije
na bazi uglja iz kopova Kolubara i
Kostolac, dalja postepena izgradnja
hidroelektrana, te izgradnja jedne
elektrane na prirodni gas. Osim
izgradnje novih kapaciteta, koji se u
projektu pominju (Kolubara B1 i B2,
TENT B3, Kostolac B3, Kolubara A6),
planiran je i nastavak rehabilitacije
i produženja radnog veka postojećih
jedinica tamo gde je takav projekat
energetski i ekonomski opravdan,
ali i izlazak iz pogona najstarijih i
neekonomičnih jedinica ukupne snage
na pragu od 751 MW (Kolubara A1-5,
Morava, Kostolac A1, te TE-TO Novi
Sad i TE-TO Zrenjanin), sve pre 2020.
godine budući da produženje njihovog
radnog veka uz obavezu ugradnje
sistema za uklanjanje zagađujućih
materija nije ekonomski opravdano.
U hidroenergetskom sektoru, kao
što je već pomenuto, prioritetii su
novi projekti u slivu Drine, kao i
bar jedna pumpno-akumulaciona
hidroelektrana velike snage (reda 600
MW). Podrazumevaju se, naravno, i
projekti rehabilitacije sa poboljšanjem
energetskih i eksploatacionih
performansi (Zvornik, Pirot, Vlasinske
HE i drugih), osim onih projekata koji
su već započeti.
Proveru postavljenog razvojnog
koncepta po ovom scenariju, kao
i dinamiku izgradnje proizvodnih
kapaciteta u skladu sa razvojem
potrošnje električne energije i
energija
maksimalnih opterećenja, moguće je
izvršiti (i obično se vrši) simulacijom
elektroenergetskih bilansa u godinama
u budućnosti na koje se projekcija
odnosi. Mi ćemo u ovom referatu
pristupiti problemu na drugačiji način,
koji će omogućiti da se na osnovu
razumnog obima proračuna dođe do
dovoljno pouzdanih kvalitativnih
analiza i zaključaka. Pogledajmo
zbog toga prvo koji su to maksimalni
(ili blizu graničnih vrednosti)
kapaciteti koje je moguće izgraditi
na raspoloživim (konvencionalnim)
resursima u Srbiji.
Kada je reč o hidroenergetskom
potencijalu, u ovom trenutku moguće
je izvršiti samo iskustvene procene,
jer nivo raspoložive dokumentacije
ne omogućuje drugačiji pristup.
Procenjuje se da nije realno očekivati
da iskorišćenost preostalog tehničkog
potencijala bude veća od 75-80%,
što znači da bi se izgradnjom novih
hidroelektrana mogla ostvariti nova
proizvodnja električne energije
od 4,95-5,28 TWh u prosečnim
hidrološkim uslovima. Uz proizvodnju
postojećih hidroelektrana od 10,6 TWh
dolazimo do očekivane maksimalne
prosečne proizvodnje hidroelektrana
u Srbiji od oko 15,7 TWh/god. Ova
procena iskoristivog potencijala,
koju bi neko mogao da oceni i kao
pesimističnu, zasnovana je na nekoliko
danas poznatih premisa, ili saznanja.
Načelno, tehnički iskoristivi potencijal
po pravilu je veći od ekonomski
opravdane izgradnje, pogotovo
u uslovima koji su na brojnim
lokacijama (Morava, Srednja Drina i
drugim) urbanizacijom i izgradnjom
industrijskih i infrastrukturnih objekata
već do danas stvoreni. Realizacija
malih hidroelektrana, kojih po
sadašnjim ocenama ima preko 850
(pri čemu je 90% elektrana sa snagom
manjom od 1 MW i samo 1% snage
veće od 5 MW), pretpostavlja veliki
broj investitora koji bi trebalo da
imaju snažnu podršku i podsticaje
u regulativi i organima lokalne
samouprave. Neke skorije analize 29
ovakvih projekata, sa snagom od 1 8 MW, pokazala je da je bar trećina
objekata (sa skoro 40% proizvodnje te
grupe) ispod svakog nivoa ekonomske
prihvatljivosti, čak i uz znatne
podsticajne mehanizme.
Osim ovih (po prirodi ekonomskih)
faktora, u poslednje vreme se sve
češće mogu čuti stavovi o klimatskim
promenama, koje bi na području
Balkanskog poluostrva, u ne tako
dalekoj budućnosti, mogle dovesti
do smanjenja vodnosti reka, što
bi, naravno, uticalo i na ukupnu
proizvodnju hidrelektrana u Srbiji.
Zbog svega toga smatramo da
je ukupna moguća proizvodnja
hidroelektrana u Srbiji dobro
odmerena. Štaviše, već prisutni efekti
globalnog otopljavanja učiniće vodnost
na području Srbije sve manjom,
tako da će i moguća proizvodnja
hidroelektrana srazmerno opadati.
Kada je reč o proizvodnji
hidroelektrana, vrlo je važno
podsetiti da je za kvalitetne analize
zadovoljenja potošnje i maksimalnih
opterećenja, koji dovoljno tačno
simuliraju elektroenergetske bilanse
u posmatranom periodu u budućnosti,
neophodno uvažiti i promenljivost te
proizvodnje, višegodišnje i sezonske,
unutar jedne godine. Proračuni su
zbog toga zasnovani na mesečnim
podacima u hidrološkom nizu od 40
godina (1946.-1985.). Ovo stoga što
odnos proizvodnje u posmatranom
nizu u najvlažnijoj i najsušnijoj godini
iznosi 1,54:1, a u pojedinim mesecima
(pre svega zimskim, koji su kritični)
proizvodnja može da bude i više od
2-3 puta veća od najmanje proizvodnje
koja se može pojaviti u tom mesecu.
U termoenergetskom sektoru pristup
proceni graničnih mogućnosti
izgradnje proizvodnih kapaciteta
oslonjen je na dva parametra:
maksimalni projektovani kapacitet
rudnika i nivo postojećih
eksploatacionih rezervi. Na osnovu
raspoloživih podataka, u basenu
Kolubara se očekuje da će se posle
2017. godine maksimalna godišnja
proizvodnja uglja od 37 miliona
tona stabilizovati i održati do 2040.
godine, da bi se u narednih 20 godina
postepeno smanjivala, u zavisnosti od
iscrpljenosti pojedinih ležišta[5].
Ako se pretpostavi da će se deo ove
proizvodnje plasirati potrošačima
izvan elektroprivrede (do 5%, danas
je to 8-10%) ova proizvodnja uglja
omogućuje rad jedinica termoelektrana
od oko 4200 MW snage (na pragu).
Kako bi, prema pomenutoj projekciji
EPS-a, ukupna snaga jedinica na bazi
kolubarskog lignita posle 2022. godine
iznosila 3752 MW (pošto su u 2020.
i 2022.godini, osim ranije navedenih,
iz pogona isključene i jedinice TENT
A1 i A2), proizilazi da bi se na toj
sirovinskoj bazi mogao izgraditi
dodatni kapacitet od oko 450 MW.
Proračuni ukupne potrošnje uglja za
rad ovih jedinica kroz njihov životni
vek od 40-50 godina, uključujući,
naravno i rad postojećih jedinica u
periodu do dostizanja najveće snage,
pokazali su da su eksploatacione
[092]
reserve (prema sadašnjoj proceni)
dovoljne, ali da se praktično sa
tom proizvodnjom iscrpljuju. Dalja
istraživanja, koja će se sigurno vršiti,
mogla bi da podignu nivo ovih rezervi
(na primer, do nivoa bilansnih, što je
za oko 13% iznad proračunatih), ali, s
obzirom na već danas uočene teškoće,
takva pretpostavka bi mogla da bude,
sa stanovišta moguće realizacije, teško
ostvariva.
Na sličan način utvrđen je i
dugoročno ostvariv kapacitet jedinica
termoelektrana na bazi uglja u basenu
Kostolac-Drmno. Planiran je kop sa
maksimalnom proizvodnjom od 9
miliona tona/god., sa mogućnošću
eventualnog proširenja do 12 miliona
tona. Predviđena je ukupna snaga
na pragu od 1331 MW posle 2020.
godine, odnosno 1140 MW posle
2023. godine, kada je planirano
isključenje iz pogona jedinice Kostolac
A2. Realizacija ovakvog programa
je moguća uz pretpostavku da se
veći deo bilansnih rezervi prevede
u eksploatacione, što bi trebalo i
očekivati.
Danas je teško proceniti mogućnosti
izgradnje termoelektrana na bazi
uglja iz ostalih resursa (podvodna i
podzemna eksploatacija, mrki ugalj).
Oslanjajući se prvenstveno na rezerve
u nalazištima Kovin, Sjenički ugljeni
basen i Soko, u ovom scenariju smo
usvojili ukupnu snagu iz tih izvora od
700 MW (Kovin 300, Štavalj 250 i
Soko 150 MW). Na osnovu svega što
je prethodno rečeno, u dalje proračune
u okviru baznog scenarija, ušli smo sa
ukupnom snagom termoelektrana na
ugalj od nešto preko 6000 MW (6040
MW).
3.2.2. Nivo potrošnje električne
enrgije koji je moguće zadovoljiti
maksimalnom proizvodnjom u baznom
scenariju
Analize zadovoljenja potrošnje
električne energije i snage izvršene
su korišćenjem simulacionog modela
za izradu elektroenergetskih bilansa
za svaki mesec u godini, kojim se
uvažavaju sve bitne karakteristike
potrošnje, kao i karakteristike i
performance izvora i pojedinih jedinica
koje učestvuju u zadovoljavanju
zadatih potreba. Pri tome je zadat nivo
operativne, hladne i remontne rezerve,
kao i nivo zahtevane sigurnosti
snabdevanja potrošača (u odnosu na
promenjljivost proizvodnje, a s tim i
raspoložive snage, hidroelektrana).
Uz moguću proizvodnju hidroelektrana
od 15,7 TWh, u rasponu od 12,4 do 19
TWh, sa dve pumpno-akumulacione
energija
hidroelektrane ukupne snage od
1200 MW, te raspoloživom snagom
termoelektrana na pragu od 6370 MW
(6040 MW na ugalj i TE-TO N.Sad),
uz nekoliko sukcesivnih pokušaja,
pokazano je da je uz verovatnoću
zadovoljenja konzuma od 99% i
nivo hladne rezerve od 12%, moguće
zadovoljiti potrošnju od 50,04 TWh uz
maksimalno opterećenje od 9297 MW.
Struktura proizvodnje, u uslovima
prosečne proizvodnje hidroelektrana,
je 67,5% iz termoelektrana, a 32,5%
iz hidroelektrana. Margina rezerve
(definisana kao odnos razlike
ukupne snage elektrana na pragu
i maksimalnog opterećenja i tog
maksimalnog opterećenja) iznosi
20,2%.
Postavlja se pitanje u kome periodu u
budućnosti (ili, bliže, u kojoj godini)
bi se mogli očekivati nivoi ukupne
potrošnje i maksimalnog opterećenja,
pa i bilansi njihovog zadovoljenja na
način na koji su prethodno simulirani?
Pouzdaniji odgovor bi se, naravno,
mogao dati detaljnijim analizama i
modelovanjem druge strane bilansa –
potrošnjom električne energije i snage
i projekcijom te potrošnje. Obim ovog
rada, međutim, a ni svrha referata, nisu
omogućili takav pristup, upućujući ga
na iskustvene procene na osnovu danas
raspoloživih informacija i saznanja.
Većina danas poznatih pristupa
problemima dugoročnih projekcija
razvoja ukupne potrošnje energije u
svetu polazi od ocena da će se ukupna
potrošnja energije do 2050. godine
(u odnosu na baznu 2005. godinu)
udvostručiti, što znači prosečnu
stopu rasta od 1,55% godišnje.
Nepodeljen stav stručnjaka je da će
potrošnja električne energije rasti
brže od rasta ukupne energije zbog
očekivanog snažnog razvoja novih
tehnologija i u sektorima potrošnje (u
saobraćaju šinski transport svih vrsta
sa električnim pogonom, električni
automobili, drumski transport
sa vozilima na hibridni pogon; u
sektorima usluga i domaćinstvima,
primena toplotnih pumpi i sve šira
upotreba električnih aparata i uređaja;
u oblastima telekomunikacija i
informatičkih tehnologija u oblasti
poljoprivrede i sl.). U mnogim
stručnim prilozima iz Evropske Unije
prognozira se udvostručenje potrošnje
električne energije u EU do 2030.
godine uz prosečni rast od 2,8%
godišnje od 2005. godine.
Ocenjujući ovakve prognoze danas,
moramo imati u vidu da su one date
pre nastanka globalne finansijske krize,
koja je izazvala pad, ili bar stagnaciju,
privrednog i ekonomskog razvoja u
gotovo svim zemljama sveta. Znamo,
međutim, da se već u 2010. godini
očekuje blagi rast BDP, što upućuje
na zaključak o globlnom oporavku
privrednih aktivnosti i standarda. Zbog
toga izgleda ipak opravdano prihvatiti
ranije ocene, ali sa baznom godinom
pomerenom za 5-6 godina kasnije.
Kada je reč o području Srbije,
dugoročne procene su mnogo
složenije. Srbija od 90-tih godina
prošlog veka prolazi kroz jedan od
najtežih perioda u svojoj novijoj
istoriji, sa teškim posledicama na
ukupni društveni i privredni rast.
Posle 2000. godine ulazi u složen
tranzicioni proces u kome, i pored
relativno visokog rasta BDP, nije
došlo do racionalizacije potrošnje
energije, te je energetski intenzitet i
za ukupnu potrošnju energije, a i za
potrošnju električne energije, visok
i znatno iznad proseka zemalja EU,
pa čak iznad vrednosti u zemljama
u okruženju. Tri su najvažnija
uzroka ovakvog stanja: industrijska
proizvodnja se sporo i nedovoljno
obnavlja i modernizuje, upotreba
električne energije za grejanje je
još uvek neopravdano visoka i
veliki su gubici električne energije
u prenosu i distribuciji. Dva od tri
navedena uzroka imaju objašnjenje u
neadekvatnoj politici cena u energetici
i zbog toga odsustva svake ekonomske
prinude za racionalniju potrošnju. Ovi
faktori se u proceni buduće potrošnje
moraju imati u vidu.
Sa druge strane, mora se verovati
u ostvarenje reformskih procesa,
koji su otvoreni, u rast standarda i
približavanje razvijenijim zemljama
Evrope, u ukupno otvaranje prema
svetu i razvoj tržišta, uključujući
i tržište električne energije, dakle
u ostvarenje strateških planova
privrednog i društvenog razvoja.
Prognoza potrošnje energije mora da
uvažava i takva uverenja.
U ovoj proceni za svrhe opštih
razmatranja polazi se od pretpostavke
da će za privredni oporavak i
prilagođavnje novim merama u oblasti
energetike biti potrebno vreme, te da će
stoga potrošnja električne energije još
1-2 godine blago rasti, ili čak stagnirati
oko vrednosti iz perioda 2006.-2007.
godine, pošto ih ove ili sledeće (2011.)
godine dostignu. Posle tog perioda
opravdano je pretpostaviti brži rast,
bar blizu evropskog proseka, odnosno
sa stopom oko 1,5-2,0 % godišnje.
Ovakve pretpostavke, ako se u 2013.
godini usvoji potrošnja od samo 37,5
TWh, uz stopu rasta od 1,75%, dovode
[093]
do potrošnje od oko 50 TWh u 2030.
godini. Dodatne analize i diskusije
nekih drugih mogućih polaznih
postavki (koje, ipak, ocenjujemo kao
konzervativne) pokazale su da bi ova
potrošnja mogla da bude pomerena do
2034. -2035. godine, ali bi, u slučaju
bržeg oživljavanja privrede, pre svega
industrijske proizvodnje, te porasta
životnog standarda, ukupna potrošnja
od 50 TWh mogla biti dostignuta i
nekoliko godina ranije.
3.2.3 Ocena bitnih karakteristika
razvoja proizvodnje po modelu iz
baznog scenarija
Kao što je već naglašeno, bitno
obeležje baznog scenarija je intenzivna
izgradnja elektrana na domaćim
konvencionalnim resursima. Na taj
način se u ovom programu u prvom
periodu ostvaruje minimalna zavisnost
zemlje od uvoza energenata za
proizvodnju električne energije. To
se,međutim, ne može izbeći u periodu
posle 2030. god., zbog toga što najveći
deo priraštaja potrošnje, kao i izlazak
iz pogona starih jedinica, mora da
bude pokriven izgradnjom kapaciteta
na bazi energenata iz uvoza, pre svega
prirodnog gasa. Naravno da ovim ni u
ovom programu nisu isključeni izvori
na bazi obnovljivih izvora energije
(biomasa, vetar, solarna energija i dr.),
ali je njihov udeo u baznom scenariju
relativno mali.
Drugo važno obeležje baznog
scenarija koje dobija sve više na
značaju, a predstavljaće u budućnosti
i ograničavajući faktor razvoja,
jeste ekološki aspekt proizvodnje
energije. S jedne strane, mere zaštite
životne sredine opterećuju troškove
proizvodnje električne energije
povećanjem investicionih ulaganja
u dodatnu opremu radi smanjenja
emisija zagađujućih materija (prema
Ugovoru o formiranju Energetske
zajednice Jugoistočne Evrope, sve
nove i postojeće termoelektrane koje
ostaju u pogonu od 2017. godine,
moraju imati ugrađene sisteme za
odsumporavanje dimnih gasova), a
sa druge strane ekološkom taksom,
kojom se nadoknađuje šteta izazvana
u životnoj sredini kada emisije
zagađujućih materija prekorače
zakonska ograničenja.
Od posebno kritičnog značaja su
emisije gasova sa efektom staklene
bašte (među kojima dominira
ugljendioksid-CO2), koji se sa
postojećim tehnologijama ne mogu
izdvojiti iz dimnih gasova (tehnologija
izdvajanja CO2 iz dimnih gasova
i njegovog odlaganja u stabilne
energija
geološke formacije je predmet
dugoročnog razvoja i biće veoma
skupa). Radi sprečavanja globalnog
otopljavanja i nepovratne promene
klime preduzimaju se ozbiljne mere
na obaveznom smanjenju tih emisija u
razvijenim i zemljama u tranziciji, ali
je verovatno da u periodu posle isteka
Kjoto protokola (2012. godine), takve
obaveze dobiju sve zemlje. Evropska
Unija kao celina, koja je u periodu do
2012. godine imala obavezu smanjenja
emisija za 8% ispod onih iz 1990.
godine, računa sa smanjenjem emisija
za 20% (uz istovremeno povećanje
energetske efikasnosti i učešća
obnovljivih izvora energije zap o 20%)
do 2020. godine. S obzirom na to da
EU očekuje od zemalja kandidata
za članstvo da prihvate obavezu
smanjenja emisija CO2, Srbija će naići
na ozbiljne probleme (ukoliko to ne
bude praćeno značajnom finansijskom
i tehničko-tehnološkom podrškom
EU), jer bi obaveza smanjenja emisija
CO2 ugrozila razvoj elektroprivrede
kao najvećeg emitera, tim više što su
i osnovni novi proizvodni kapaciteti
termoelektrane na ugalj.
Iz tabele 3 je evidentno da su emisije
SO2 iz današnjih termoelektrana vrlo
velike: specifične emisije su reda 1,161,18 kg CO2/kWh u termoelektranama
na ugalj i 0,96 kg CO2/kWh na gas
i mazut. Iako se računa da će nove
termoelektrane na lignit biti građene
sa mnogo efikasnijom tehnologijom
od postojeće (sa neto efikasnošću oko
42 - 43 %, umesto sadašnje oko 30%,
uz smanjenje specifične emisije na
0,84 kg CO2/kWh), moguće ukupno
smanjenje emisija CO2 u periodu
do 2020. godine je relativno malo
zbog njihovog ograničenog učešća
u strukturi termoelektrana. Kako
se sa proširenjem broja zemalja sa
obavezama za smanjenje emisija
CO2 očekuje da tržišna vrednost
prava na emisije raste ka vrednosti
troškova uklanjanja, budući troškovi
proizvodnje električne energije iz
termoelektrana će nužno rasti i po
osnovu sprečavanja promene klime.
Na taj način će dodatno opadati
ekonomska konkurentnost proizvodnje
električne energije iz termoelektrana
na lignit u poređenju sa prizvodnjom iz
drugih izvora, uključujući obnovljive
izvore i uvozne energente (gas,
nuklearno gorivo).
4. Drugi pogled na razvoj
budu}e proizvodnje
elektri~ne energije
4.1. Op{ti uslovi razvoja
U prethodnim izlaganjima nisu
diskutovani opšti uslovi u kojima
se očekuje da će se ostvarivati
projektovani scenariji razvoja
proizvodnje električne energije u
Srbiji, jer je primarni cilj u prvom
koraku bio da se odredi vremenski
horizont iscrpljivosti domaćih
konvencionalnih resursa uz njihovo
intenzivno korišćenje, kao i kakve bi
posledice takav program izgradnje
imao na zagađenje okoline (odnosno
na potrebna investiciona sredstva da se
nivo zagađenja dovede na dozvoljeni
nivo). Zbog toga će u daljem izlaganju
ti uslovi biti diskutovani, naravno u
okvirima u kojima ih danas možemo
sagledati, što će omogućiti bolje
razumevanje alternativnih scenarija
koji će biti opisani.
Danas u elektroprivredama zemalja
širom sveta, a posebno u Evropi,
dominira proces liberalizacije tržišta
električne energije, pokrenutog
pre više od 20 godina na talasu
neoliberalnog koncepta o tržištu
kao jedinom i najboljem regulatoru
cena, pa i cena električne energije.
Ocenjujući nedavno u jednoj studiji
sadašnje domete ovog procesa, grupa
eksperata iz EU je zaključila da je, i
pored dobrih primera, ceo koncept o
jedinstvenom evropskom tržištu još
daleko od ostvarenja. Nacionalno
razmišljanje i protekcionizam bili
su prepreka bržem razvoju čak i
regionalne saradnje, sa izuzetkom
Skandinavskih zemalja, Velike
Britanije i, donekle, reginalnog tržišta
severo-zapadne Evrope (Beneluks,
Nemačka).
Ipak, nepodeljeno je uverenje da će
kroz dalji razvoj regionalnih tržišta,
kao prve faze, biti dostignuti ciljevi
i vizije panevropskog tržišta, iako uz
povećanu regulatornu ulogu država
nego što se ranije očekivalo. Mi stoga
polazimo od uverenja da će i Srbija
uskoro postati deo tog procesa, pošto
se otklone neke ekonomske (cene
energije), regulatorne i tehničke
prepreke, što je, uostalom, obaveza
Srbije kao potpisnce Ugovora o
osnivanju Energetske zajednice
Jugoistočne Evrope.
Pogled 30-40 godina u budućnost
obavezuje na realno promišljanje
očekivanog tehnološkog razvoja na
strani proizvodnje ( ali i na strani
upotrebe električne energije, što, kao
što je već napomenuto, nije predmet
ovog rada). Danas nema naznaka
da bi u ovom periodu moglo da
dođe do revolucionarnih preokreta
u tehnologiji proizvodnje i do njene
komercijalne upotrebe, ali tehnologije
postojećh procesa se stalno i ubrzano
razvijaju. Stalno povećanje efikasnosti
[094]
u transformaciji toplotne u električnu
energiju (poboljšanja performansi
opreme, gasno-parni ciklusi,
kombinovana proizvodnja toplotne
i električne enegije i dr.), tehnološki
razvoj u proizvodnji solarne energije
i energije na bazi vetra, kao i drugih
obnovljivih izvora, te razvoj treće i
četvrte generacije nuklearnih reaktora,
moraju da budu uzeti u obzir u
dugoročnim projekcijama, a strateško
pitanje prve vrste mora da bude
blagovremena stručna osposobljenost
kadrova za realizaciju i upotrebu ovih
tehnologija u našoj zemlji.
Institucionalni, vlasnički i drugi
slični uslovi, koji će se u budućnosti
– sledeći opšte, globalne trendove u
Evropi i svetu – ostvarivati i kod nas,
ne bi trebalo da imaju bitan uticaj na
strateška opredeljenja, već, obrnuto,
potrebno je da budu usklađeni sa
merama i podsticajnim mehanizmima
koji će omogućiti uspešniju realizaciju
tih opredeljenja. Zbog toga ta pitanja u
ovom radu nisu diskutovana.
4.2. Druge mogu}nosti proizvodnje
elektri~ne energije u Srbiji
Za definisanje mogućih scenarija
razvoja proizvodnje električne energije
u Srbiji treba uzeti u obzir sledeća
alternativna rešenja (pored izvora na
bazi konvencionalnih resursa):
obnovljive izvore energije, pod
kojim se ovde (osim hidroenergije)
podrazumevaju biomasa, energija
vetra, solarna i geotermalna energija;
prirodni gas;
nuklearna energija;
mogućnosti zakupa ili zajedničke
izgradnje kapaciteta u okruženju;
učešće u izgradnji kapaciteta na
području Kosova i Metohije.
4.2.1. Obnovljivi izvori energije
Obnovljivi izvori energije (OIE)
svojom proizvodnjom smanjuju
zagađenje okoline, povećavaju
sigurnost snabdevanja potrošača i
smanjuju energetsku zavisnost zemlje.
S druge strane, neki od oblika OIE
imaju ograničenu raspoloživost i
predvidivost, zbog toga što njihova
proizvodnja veoma zavisi od
meteoroloških uslova, pa to mora
da se odrazi na njihovu energetsku
i ekonomsku valorizaciju. Ipak,
korišćenje ovih izvora je u stalnom
usponu, a uz brojne podsticajne mere,
ciljani udeo njihove proizvodnje u
ukupnoj potrošnji finalne energije u
EU treba da do 2020.god dostigne nivo
od 20%. Tehnološki razvoj u ovoj
oblasti je vrlo brz, jer su istraživanja
energija
snažno podsticana. Očekuje se
značajan proboj u korišćenju sunčeve
energije tridesetih godina ovog veka.
4.2.2. Prirodni gas
Korišćenje prirodnog gasa za
proizvodnju električne energije u
svetu u stalnom je usponu tokom
poslednjih nekoliko decenija zbog
povoljnih energetskih i ekoloških
karakteristika, ali i relativno nižih
specifičnih investicionih troškova.
Kapaciteti sa ovim fosilnim gorivom
su pogonski fleksibilni, a pružaju i
velike mogućnosti u kombinovanoj
proizvodnji (kogeneraciji) električne
i toplotne energije, uz visoke
koeficijente energetske efikasnosti.
Korišćenjem prirodnog gasa za
proizvodnju energije, međutim,
povećava se energetska zavisnost
zemlje.
4.2.3. Nuklearna energija
Neki raniji manji incidenti u
nuklearnim elektranama (Ostrvo
Tri Milje), problemi sa nuklearnim
otrpadom i dekomisijom starih
elektrana, a, naročito velika havarija
u nuklearne elektrane u Černobilju,
usporili su razvoj nuklearne energetike,
a u nekim zemljama (uključujući i
bivšu Jugoslaviju) uticali na donošenje
zakona o zabrani izgradnje novih
elektrana i postepenom gašenju i
izlasku iz pogona postojećih. Međutim,
u većini zemalja nosilaca nuklearne
tehnologije (Francuska, SAD,
Japan, Rusija) nuklearni programi
nisu obustavljeni, ali su istraživanja
usmerena na povećanje sigurnosti i
bezbednosti u eksploataciji nuklearnih
elektrana, kao i na snižavanje
investicionih troškova. Štaviše, neke
evropske zemlje su revidovale svoje
ranije odluke o gašenju postojećih
kapaciteta (Nemačka, Italija, Švedska),
a nastavljena je ekspanzija gradnje
nuklearnih elektrana na Dalekom
Istoku. Danas se u pogonu nalazi
ukupno 436 reaktora, koji obezbeđuju
oko 16% ukupne svetske proizvodnje
električne energije (u Evropskoj Uniji
oko 35%), dok je u izgradnji 49,
a naručeno je ili planirano još 139
nuklearnih reaktora.
Nuklearna opcija je nezaobilazna u
dugoročnim projekcijama razvoja
energetike najvećeg broja zemalja,
a to može da važi i za Srbiju. Ova
opcija, naravno, ne znači i izbor, ali
da bi uopšte bila uzeta u obzir čak i u
dugoročnim projekcjama, potrebno je
preduzeti mere na ukidanju postojećeg
zakona, kao i na pripremama javnog
mnjenja za programe sa nuklearnim
elektranama, kao i na školovanju
kadrova da ovu delikatnu tehnologiju
mogu da prihvate, sprovedu i
održavaju na visokom standardu
sigurnosti.
4.2.4. Mogućnosti zakupa ili
zajedničke izgradnje kapaciteta u
okruženju
Podizanje regionalne saradnje na
viši nivo, što se sa razvojem tržišta
očekuje sa velikom izvesnošću,
pojaviće se u skorijoj budućnosti kao
realna alternativa i mogućnost zakupa
(kupovine) ili zajedničke izgradnje
kapaciteta u okruženju. Već postojeće
inicijative u vezi sa zajedničkom
izgradnjom hidroelektrana u slivu
Gornje Drine upućuju na to. Zbog
toga u budućim projekcijama razvoja
treba uzeti u obzir i takve alternativne
mogućnosti.
4.2.5. Učešće u izgradnji kapaciteta na
području Kosova i Metohije
Trenutni status privremene
međunarodne uprave na teritoriji
Kosova i Metohije (UNMIK),
definisan Rezolucijom 1244 Saveta
bezbednosti UN iz 1999. godine, ne
omogućuje Elektroprivredi Srbije ni
korišćenje i upravljanje postojećim
elektroenegetskim kapacitetima na
Kosovu i Metohiji kao integralnim
delom sistema, niti planiranje daljeg
razvoja zasnovanog na raspoloživim
značajnim rezervama lignita.
Računajući da su te rezerve najveće
u regionu i da je njihov stepen
aktiviranosti relativno nizak, logično
je pretpostaviti da će postojati rastući
interes elektroprivreda zemalja iz
okruženja za zajedničko ulaganje radi
njihovog korišćenja za proizvodnju
električne energije. Tom interesu treba
da se pridruži i Elektroprivreda Srbije.
Dok su u basenima Kolubare i
Kostolca kapaciteti termoelektrana
ograničeni rezervama uglja, u basenu
na području Kosova i Metohije
dominantno je ograničenje vode za
hlađenje. Ako se računa sa postojećim
kapacitetima (1480 MW) i planiranim
proširenjem (700 MW), sistem
Ibar-Lepenac bi mogao da obezbedi
hlađenje za još oko 1700-1800 MW.
Eventualno korišćenje vode iz sliva
Drima bi obezbedilo hlađenje za oko
2500 MW, te bi za preostale rezerve
uglja (za oko 4500-6000 MW) trebalo
računati bilo na (suvo) hlađenje
vazduhom, bilo na novu tehnologiju
termoelektrana sa integrisanom
gasifikacijom uglja (IGCC). Navedeni
kapaciteti znatno prevazilaze
dugoročne lokalne potrebe i pružaju
mogućnost regionalnog korišćenja uz
zajedničko ulaganje sa zemljama iz
okruženja.
[095]
5. Zaklju~ak, predlozi i
preporuke
Odgovore na izazove koje donosi
izrada strategije razvoja energetskog
sektora, a koje smo naznačili na
samom početku ovih razmatranja,
moguće je dobiti kroz uporednu
analizu alternativnih scenarija razvoja.
Na primeru očekivanog razvoja
proizvodnje električne energije u našoj
zemlji ukazano je na brojna pitanja
i dileme koje u traženju strateški
usmerenog optimalnog rešenja
treba razrešiti. Pri tome pristup “sve
(realne) opcije na stolu” treba da bude
prihvaćen, jer samo takav pristup
daje objektivne podloge za donošenje
strateških odluka.
Komparativne analize treba izvršiti
korišćenjem matematičkih modela sa
unapred definisanim kriterijumima
optimalnosti, ali uz ograničenja da se,
osim uslova podjednakog zadovoljenja
potrošnje u svim opcijama, zadovolji
i zahtev za ograničenje emisija
zagađujućih materija i posebno gasova
sa efektom staklene bašte (CO2).
Ograničenja emisija CO2 će biti
međunarodna obaveza svake zemlje,
pa samim tim i Srbije, sa mogućim
značajnim uticajem na kapacitet i/
ili troškove proizvodnje električne
energije na bazi domaćeg lignita.
Rezultati proračuna ove vrste obično
se iskazuju kroz podatke o ukupnim
potrebnim ulaganjima, o sadašnjoj
vrednosti ukupnih izdataka, stopama
povraćaja uloženih sredstava i
sl., dakle kroz grupu ekonomskih
indikatora. Međutim, za konačne
odluke, sa strateškim usmerenjima
razvoja, potrebno je uzeti u obzir i
druge aspekte, kao što su geopolitički
i društveni uslovi koji će imati, ili bi
mogli da imaju, uticaja na taj razvoj. i
obrnuto, teško je zamisliti donošenje
održive strategije bez oslonca na dobro
prostudirana rešenja na osnovama svih
relevantnih ekonomskih i ekoloških
kriterijuma. Zalažemo se, stoga, za
sektorske analize optimalnog održivog
razvoja, sa sintezom rezultata za
utvrđivanje strategije razvoja ukupne
energetike. Posebno ističemo da, pri
tome, osim analizama razvoja sektora
proizvodnje, o čemu je ovde bilo
govora, veliku pažnju treba posveti
analizama očekivanog tehnološkog
razvoja u svim sektorima potrošnje
energije, te podsticajnim merama za
povećanje efikasnosti i racionalnosti
upotrebe energije kao jednom od
najpovoljnijih resursa u energetskim
bilansima svake zemlje.
Modeli, o kojima se ovde govori,
po svojoj prirodi su dugoročni
energija
(obuhvataju perid od 30-40 godina),
jer oni moraju da odraze proaktivni
razvojni stav i pristup u posmatranoj
oblasti. Sama strategija, međutim,
ne donosi se na tako dugi rok, jer
se okolnosti, na kojim se zasnivaju
strateška opredeljenja, najčešće
menjaju u manjim vremenskim
intervalima. Ovo nije protivrečnost,
jer se strateške odluke moraju donositi
na osnovu sagledavanja dugoročnih
ciljeva, kao i posledica koje mogu da
izazovu, ali se u kraćim vremenskim
intervalima mogu korigovati u
skladu sa izmenjenim uslovima
i očekivanjima. Tako, na primer,
strateško pitanje za Srbiju je pitanje
opredeljenja o intenzitetu korišćenja
rezervi lignita u budućnosti, pitanje
koje je povezano i sa problemom
uvozne zavisnosti zemlje danas, ali
i u budućnosti, kao i sa pitanjima
tehnološkog razvoja u energetici
uopšte. Ono se, u različitim opcijama,
kroz modele mora sagledati
dugoročno, ali doneta strateška odluka
danas može se korigovati sutra. Iz
rečenog proizilazi i zaključak da rad
na razvojnim problemima u energetici
uopšte mora da bude kontinualan,
a da bi to bio mora da bude
institucionalizovan. Zbog tesne veze
energetike sa zaštitom okoline, koja
dobija danas u svetu sve veći značaj,
brigu o usklađenom i održivom razvoju
nužno je takođe institucionalizovati. Ta
činjenica je opšte prihvaćena u svetu,
a ovaj rad je sačinjen sa prvenstvenom
željom da doprinese shvatanju takve
potrebe i u Srbiji.
6. Reference
[1] „Zelena knjiga“ Elektroprivrede
Srbije, Beograd, juni 2009.
[2] Godišnji izveštaji JP
„Elektroprivreda Srbije“
[3] Program ostvarivanja Strategije
razvoja energetike Republike
Srbije do 2015. god u periodu
2006.-2012., Službeni glasnik RS
17/07
[4] www.mre.gov.rs
[5] Uredba o utvrđivanju Prostornog
plana područja eksploatacije
Kolubarskog lignitskog basena,
Službeni glasnik RS 122/08
N. Miladinovi}, D. Kova~evi}, S. Milosavljevi}, M.Su{i}
Elektrotehnički Institut “Nikola Tesla”
Z. Bo`ovi}, V. [kundri}, \. Tatomir, S. Spasojevi}
JP Elektroprivreda Srbije
UDC:621.31.001/.004 : 681.3
Baza podataka za ocenu
stanja generatora u
elektranama EPS-a
Rezime
Raspoloživost i pouzdanost generatora su od ključnog značaja za proizvodnju električne
energije. Ukupna ocena stanja jednog generatora predstavlja kompleksnu analizu konstrukcionih
parametara, uslova eksploatacije i održavanja, istorijata pogonskih događaja i rezultata periodičnih
ispitivanja, kao i uvid u stanje i istorijat identičnih, odnosno sličnih jedinica (sister units).
U radu je prikazana baza podataka u kojoj je objedinjen veliki broj merenja i ispitivanja, pogonskih
događaja i realizovanih aktivnosti održavanja generatora EPS-a. Baza sadrži podatke iz preko
1000 izveštaja sa preko 4000 merenja u poslednjih 40-ak godina. Sistem za upravljanje bazom
podataka je MySQL, a aplikacija je urađena u programskom jeziku Visual C#, razvojno okruženje
.NET. Modularna organizacija baze podataka omogućava njenu nadgradnju i proširenje. Aplikacija
pomoću koje se pristupa bazi omogućava unošenje, pregled, analizu i izvoz podataka i pomoć pri
kreiranju izveštaja o izvršenim ispitivanjima.
Dalji razvoj aplikacija oslonjenih na ovu bazu podataka omogućiće ovlašćenim korisnicima
u proizvodnim jedinicama, ekspertima ili ostalim zainteresovanim, pristup podacima prema
dodeljenim nivoima ovlašćenja. Baza tako može postati deo integralnog sistema upravljanja i
nadzora elektroenergetskog sistema, čime bi doprinosila optimizaciji vođenja procesa proizvodnje,
kao i planiranju potrebnih merenja, ispitivanja i drugih aktivnosti održavanja. Baza uključena
u sistem može poslužiti za analizu elektroenergetskog sistema, za podizanje njegovog kvaliteta,
povećanje energetske efikasnosti, kao i sigurnosti snabdevanja potrošača električnom energijom
i poboljšanje konkurentnosti na tržištu. S druge strane, baza se može koristiti pri izboru novih
generatora, kao i za edukovanje sopstvenih kadrova i za naučno istraživački rad.
Ključne reči: baza podataka, elektroenergetski sistem, nadzor, upravljanje, generator, dijagnostika,
održavanje
The Database for Generator States at Power Plants of Electric
Power Industry of Serbia
Reliability and availibility of generators are of permanent importance to the production of
electrical energy. In order to know the required parameteres, the necessary measurements and
diagnostics, as well as permanent monitoring of the proper operation of generators are conducted.
The general assesment of the state of the machine cannot be derived from the knowledge of one
isolated evaluation of generators, but it would be necessary to learn the history of evaluations and
production events, as well as the insight to the state of sister units.
This paper presents the database, which contains large number of measurements and production
events of generators belonging to Electric Power Industry of Serbia. The database contains
over 1000 reports from over 4000 measurements during the last 40 years. The used database
management system is MySQL, the used development software package is Visual C#, the
development environment is .NET. Modular organization of the database enables its upgrade
and expansion. The realized application for database manipulation provides insertion, viewing,
analyzing, export of the data, assistance for creating of reports pertaining to conducted evaluations.
The developed database would provide data access to authorized users in production units, experts,
or others who are interested, according to dedicated user levels. The database is designed to
become integral part of management and control in electric power system. In that way, the database
contributes to optimization of the managament of production process, planning of necessary
measurements and proactive maintanance. The database integrated into the system makes it possible
to analyze electric power system, to improve quality, to increase energy efficiency, as well as to
enable the continious supply of electrical energy to consumers and to improve competivity at the
market. By the other side the database contributes to improvment and development of equipment, as
well as creation and education of needed staff.
Key words: database, electric power system, control, management, generator, diagnostics
[096]
energija
1. Uvod
Savremena elektro-energetika
kao deo energetike se nalazi pred
nekoliko važnih izazova koje mora
da rešava saglasno postavljenim
postulatima u posmatranim okvirima.
Da bi se elektroenergetski sistem
uspesno ukljucio u tržište energije
mora u okviru sebe da reši nekoliko
tehnološko tehničkih zadataka. U
prvom redu treba kreirati preduslove
za uvođenje proaktivnog održavanja
postojećih proizvodnih kapaciteta čime
bi se smanjili troškovi održavanja. Uz
uvođenje optimizacije vođenja procesa
proizvodnje i transporta električne
energije dostiže se neophodna
energetska efikasnost. Radi postizanja
ovih ciljeva neophodno je permanentno
raditi na transferu energotehnologija i
pratećih tehnologija i znanja (razvoj
merenja i dijagnostike, modelovanja
stanja sistema, razvoj informatičkih
tehnologija itd.). Pun efekat na duži
rok će se postići obrazovanjem
kadrova potrebnih profila, formiranjem
odgovarajućih timova i centara,
uspostavljanjem određenih standarda
rada itd.
Razvijena baza podataka za ocenu
stanja generatora u elektranama EPS-a
predstavlja tehnički korak u cilju
podizanja tehnološko tehničkog nivoa
rada u proizvodnji električne energije.
Ona sadrži veliki broj podataka
o ispitivanjima stanja generatora,
izveštaje ispitivanja i ekspertiza i niz
drugih relevantnih podataka. Takođe
omogućuje efikasan unos podataka
od strane ovlašćenih lica vezanih za
nova ispitivanja, promene pogonskih
događaja i dr. Omogućuje pristup
zainteresovanim licima radi uvida u
stanje određene mašine radi daljeg
planiranja proizvodnje, održavanja itd.
Pouzdanost i raspoloživost generatora
je od ključnog značaja za proizvodnju
električne energije, te je od izuzetne
važnosti da se poremećaji i anomalije
u njegovom radu registruju na vreme,
u početnoj fazi. Stoga se prema
standardizovanoj proceduri periodično
obavljaju ispitivanja generatora:
izolacioni sistem, pobudni sistem,
mehaničkih ispitivanja i dr. Takođe
se primenjuju i metode kontinualnog
praćenja pojedinih parametara. U
velikom broju slučajeva poremećaji se
mogu dijagnostikovati u ranoj fazi i na
osnovu toga planirati i pravovremeno
izvršiti potrebne intervencije.
Uočavanje poremećaja i kvarova u
ranoj fazi moguće je samo ako se
analiziraju, pored poslednjih rezultata
merenja i ispitivanja, i rezultati
merenja i ispitivanja koja su obavljena
Slika 1 Koncept realizacije sistema
[097]
u prošlosti, sve do fabričkih podataka
i prijemnih ispitivanja. Istorijat
pogonskih događaja, intervencija i
remonata koji su vršeni omogućuju
bolje razumevanje određenih pojava
i stanja mašine, pouzdaniju procenu
pogonske spremnosti i pogonskog
rizika, kao i procenu preostalog
radnog veka mašine. Dodatna prednost
ovakvog pristupa je i u optimizaciji
održavanja. Optimizacijom održavanja
mogu se smanjiti troškovi, a
istovremeno povećati pouzdanost i
raspoloživost.
Da bi se stanje generatora sagledalo
veoma je važno da postoji mogućnost
uporednog pregleda raznih ispitivanja
generatora, kao i istorijata pogonskih
događaja, tj. potrebno je napraviti
„karton’’ generatora. Za potrebe izrade
prvog dela studije ‘’Procena stanja
i preostalog radnog veka generatora
proizvodnih jedinica EPS-a’’, u
Institutu ‘’Nikola Tesla’’ je formirana
baza podataka koja sadrži osnovne
podatke o generatorima, kratke
pogonske istorije i rezultate ispitivanja
od puštanja u rad do danas. Koncept
sistema koji obuhvata bazu podataka,
klijentsku aplikaciju za pristup preko
lokalne mreže i web strane za prustup
podacima preko Interneta je prikazan
na slici 1. Zahvaljujući pomoći EPS-a i
energija
osoblja elektrana, prikupleni su podaci
iz samih elektrana, a jednim delom iz
arhive Instituta ‘’Nikola Tesla’’.
Od ispitivanja, baza trenutno sadrži
ispitivanja statorskog namotaja,
ispitivanja rotorskog namotaja i
magnetskog kola statora metodom
pune indukcije. Ukupno je uneto
1130 izveštaja o ispitivanjima sa
4252 merenja. Ispitivanje statorskog
namotaja obuhvata: ispitivanje
niskim jednosmernim naponom,
merenje faktora dielektričnih
gubitaka i kapacitivnosti, merenje
intenziteta parcijalnih pražnjenja,
merenje struja odvoda pri visokom
jednosmernom i naizmeničnom
naponu, merenje omskih otpornosti
namotaja i ispitivanje povišenim
naponom. Ispitivanje rotorskog
namotaja obuhvata: ispitivanje niskim
jednosmernim naponom, merenje
kapaciteta, merenje impedanse,
merenje omskih otpornosti, ispitivanje
međuzavojne izolacije i ispitivanje
povišenim naponom.
2. Baza podataka
Baza podataka za ocenu stanja
generatora u elektranama EPS-a sadrži
detaljne podatke o generatorima
koji se ispituju. Osmišljena je kao
modularna i pored postojećih otvorena
za proširenja novim kategorijama
podataka, sa ciljem da omogući
skladištenje što većeg broja podataka
koji su relevantni u dijagnostici stanja
generatora.
Baza podataka je organizovana prema
objektima i odnosima koji postoje
u sistemu, ali na način da zadovolji
specifične zahteve korisnika, kao što
je struktura sistema EPS-a. Dizajn
baze je osmišljen tako da podržava
standarde za svako pojedinačno
merenje tako da pored direktno
merenih podataka imamo upisane
vreme i uslove merenja, zatim u
okviru kog globalnog ispitivanja i
za koji generator. Sa druge strane za
svaki generator se beleže pogonski
događaji kao što su: remonti, kvarovi,
broj startovanja, radnih sati i lokacija
u okviru elektroenergetskog sistema.
Korisnik pomoću jednostavnih upita
može izvršiti razne vrste pretraživanja
i dobiti podatke potrebne za praćenje
veličina kroz vreme, kao i poređenje sa
istim mašinama (sister unit).
Model baze podataka sadrži 36 tabela,
od toga 22 odgovaraju po jednoj
različitoj vrsti merenja. Deo modela
podataka je prikazan na slici 2. Za
njegovu izradu je korišćen freeware
alat ToadDataModeler2.0. Na osnovu
uporednih karakteristika, za sistem za
upravljanje bazom podataka izabran je
MySQL, verzija 5.0. InnoDB engine
je prvenstveno izabran zbog naprednih
karakteristika.
Sa izlaskom MySQL 5.0 dodato je
nekoliko novih mogućnosti. Dodati su
podrška za poglede (Views), kursore
(Cursors), procedure (Procedures)
i trigere (Triggers). InnoDB engine
se najčešće koristi ako su potrebne
Slika 2 Detalj iz modela podataka (IE notacija)
[098]
transakcije i referencijalni integritet.
Što se tiče integriteta podataka,
InnoDB engine podržava ACID
(Atomic, Consistent, Isolated and
Durable) princip i to kroz commit i
rollback naredbe i mogućnost oporavka
od pada sistema. Ove karakteristike
poboljšavaju performanse u režimu
rada više korisnika kao i stabilnost.
Sigurnost podataka ostvarena je kroz
kontrolu pristupa što podrazumeva
administrativne mere za kontrolu,
kontrolu kroz aplikaciju, validaciju
unetih podataka, redovno arhiviranje
baze i definisanje prava pristupa. Za
verifikaciju pristupa MySQL koristi
jednostavnu metodu smeštanja
pristupnih podataka u jednu tabelu gde
se definiše čemu dati korisnik može
pristupati i sa koje mašine (IP adrese).
Da bi se povećala pouzdanost sistema
korišćena je RAID tehnologija. S
obzirom da se u novije vreme na
većini matičnih ploča već nalazi RAID
kontroler obezbeđen je dodatni hard
disk i podešen da radi u mirror režimu
sa diskom na kome je smeštena baza
podataka (RAID1).
3. Ra~unarski program
Za izradu aplikacije korisćen je
programski jezik Visual C#, razvojno
okruženje .NET i razvojni alat Visual
Studio 2008. Razvojno okruženje .NET
poseduje biblioteku osnovnih klasa
koja sadrži klase za pristup raznim
bazama podataka, za rad sa XML
fajlovima, Web formama, Windows
energija
Slika 3 Forma za unos podataka o merenjima parcijalnih pražnjenja
formama. Omogućava automatsko
upravljanje memorijom, upotrebu
višestrukih kopija dll-a, korišćenje
različitih programskih jezika,
povezivanje različitih sistema kroz
Remoting i Web servise, jednostavnu
distribuciju aplikacije. Visual C# spada
u objektno-orijentisane programske
jezike i izvorno je pisan za .NET
platformu. Omogućava korišćenje
COM (Component Object Model)
objekata, automatizaciju Word-a i
Excel-a, proširivost novim objektima.
Jedna od glavnih prednosti .NET
platforme za izradu aplikacije ove
namene jeste podrška za rad sa
Windows formama. Pomoću alata
za dizajniranje formi unutar Visual
Studio-a lako mogu da se naprave
forme koje zadovoljavaju potrebe
zamišljenog interfejsa jednostavnom
drag-and-drop tehnikom. Korišćena je
MDI (Multiple Document Interface)
organizacija , koja omogućava
intuitivnu i efikasnu navigaciju između
formi. Na slici 3 je prikazana forma za
unos podataka o merenjima parcijalnih
pražnjenja.
Klijentska aplikacija omogućava
unos u bazu podataka za sve
Slika 4 Pristup bazi preko lokalne računarske mreže
[099]
relevantne vrste merenja i ispitivanja
na generatoru, opštih podataka o
generatorima i podataka o pogonu
generatora. Realizovani računarski
program obavlja računanje relevantnih
vrednosti, automatsku izradu grafika,
hronološki prikaz veličina iz baze u
grafičkom obliku, eksport podataka u
MS Escel (gde se mogu vršiti dodatne
analize), pomoć za kreiranje izveštaja
(sa tabelama, proračunima, graficima).
Ovo omogućava efikasan način uvida
u tehničko stanje generatora, što
olakšava donošenje odluka o njihovom
radu i održavanju.
energija
Komunikacija između korisnika i baze
podataka se odvija preko računarske
mreže, slika 4.
Klijentska aplikacija komunicira
sa bazom podataka preko lokalne
računarske mreže kroz ODBC
(Open DataBase Connectivity). Ova
aplikacija šalje standardne SQL upite
bazi preko MySQL ODBC drajvera
koji omogućava da se komunikacija
izmedju aplikacije i MySQL-a odvija
uspešno.
5. Primeri primene baze
podataka
Kod veličina koje karakterišu stanje
izolacionih sistema od naročitog
je značaja praćenje trenda njihove
promene. Na slikama 5 i 6 je prikazan
primer statorskih namotaja generatora
A1 i A2 u HE „Pirot“.
Posmatrana veličina je ukupni priraštaj
faktora dielektričnih gubitaka između
0,2Un i nominalnog napona u periodu
od 2003. godine do danas. Zapaža
se da njegova promena sledi linearni
trend, kakav se očekuje u slučajevima
normalnog starenja izolacionog
sistema pod dejstvom normalnih
pogonskih naprezanja. Ubrzano
starenje pod dejstvom abnormalnih
naprezanja (npr. usled pojačanih
naprezanja) manifestuje se povećanjem
nagiba prave linearne regresije, pa čak
Slika 5 Trend priraštaja faktora dielektričnih gubitaka (0,2Un –Un) generatora A1
u HE “Pirot”, faza A
Slika 6 Trend priraštaja faktora dielektričnih gubitaka (0,2Un – Un) generatora
A2 u HE “Pirot”, faza A
[100]
i eksponencijalnim rastom posmatrane
veličine.
Linearni trendovi promene Δtgδ(0,2UnUn) su dati jednačinama:
Δtgδ(0,2Un-Un) [‰] = 0,67 · (t -2002)
+ 3,08, za generator A1, faza A
Δtgδ(0,2Un-Un) [‰] = 0,82 · (t -2002)
+ 2,38, za generator A2, faza A, gde je
t godina ispitivanja
Primer nelinearne, odnosno skokovite
promene neke karakteristične veličine
izolacionog sistema prikazan je na slici
7, koja prikazuje trend promene faktora
dielektričnih gubitaka pri nazivnom
naponu 0,2Un kod generatora G3 u TE
“Kolubara”.
Posle delimičnog preklinjavanja koje
je izvršeno 1992. godine, došlo je
do blagog rasta faktora dielektričnih
gubitaka pri 0,2Un. Remont 2000.
godine je imao pozitivan efekat,
tj. doveo je do sniženja vrednosti
posmatrane veličine. Međutim, od
2002. godine je prisutan blagi trend
rasta dielektričnih gubitaka, odnosno
starenje izolacionog sistema. Nakon
toga su vršeni obimni radovi, pri čemu
je izvršeno kompletno preklinjavanje
2008. godine, i došlo je do poboljšanja
karakteristike izolacionog sistema.
Dalji trend dielektričnih gubitaka će se
videti pri narednim ispitivanjima.
Pored trenda promene, korišćenje baze
podataka omogućava proučavanje
odnosa pojedinih veličina koje
karakterišu stanje izolacionog sistema,
npr. korelaciju između pojedinih
veličina. Kao primer, na slikama 8
i 9 je prikazana korelacija između
promene faktora dielektričnih gubitaka
i kapaciteta u intervalu ispitnog napona
od 0,2Un do Un za generatore A1 i A2
u HE “Pirot”.
Zapaža se da između njih postoji
linearna korelacija, koja se može
predstaviti jednačinama:
Δtgδ(0,2Un-Un) [‰] = 4,93 · ΔC/
C(0,2Un-Un) [%]+ 2,30, za generator
A1, faza A
Δtgδ(0,2Un-Un) [‰] = 4,52 · ΔC/
C(0,2Un-Un) [%]+ 2,64, za generator
A2, faza A
uz koeficijente korelacije 0,98 kod
generatora A1, odnosno 0,88 kod
generatora A2.
Traženje podataka za ovakve
proračune i analize iz izveštaja koji
se čuvaju u papirnoj formi oduzelo bi
za svaki pojedinačni generator više
časova, dok baza podataka skraćuje
potrebno vreme na svega nekoliko
minuta, pošto se željeni podaci mogu
grafički prikazati u aplikaciji, ili izvesti
u MS Excel i izvršiti dodatne analize u
bilo kom matematičkom programu.
energija
Slika 7 Praćenje trenda faktora dielektričnih gubitaka pri nazivnom naponu 0,2Un kod generatora G3 u TE “Kolubara”
Slika 8 Korelacija priraštaja faktora dielektričnih gubitaka i priraštaja
kapaciteta, gen. A1, faza A
6. Zaklju~ak
Predstavljena baza podataka za ocenu
stanja generatora u elektranama EPS-a
je tehnički korak u pravcu savremenog
poimanja sistema koji podrazumeva
optimalno vođenje procesa i
proaktivno održavanje proizvodnih
resursa, a u smeru postizanja tehničkotehnološke kompatibilnosti sa
okruženjem. Baza podataka objedinjuje
[101]
u sebi veliki broj podataka relevantnih
za stanje mašine što daje neophodan
alat za razne analize i koordinaciju
aktivnosti kako u cilju eksploatacije
tako i u cilju daljeg razvoja sistema.
Neophodno je da se baza dopunjuje
aktuelnim podacima prema utvrđenoj
proceduri i da se proširi sa novim
modulima koji karakterišu određene
veličine kod generatora. Puna
funkcionalnost baze će se ostvariti
kada se zainteresovanima u EPS-u i
elektranama omogući pregled baze
i pratećih analiza preko Interneta.
Takođe ažuriranje određenih podataka
treba da se omogući direktno od strane
za to zaduženih na elektranama.
Tokom realizacije računarskog
programa i baze podataka izabrani alati
za rad su opravdali izbor. MySQL je
pokazao zadovoljavajuće performanse
pri konkurentnom pristupu više
korisnika u lokalnoj mreži i u brzini
izvršavanja upita. Razvojno okruženje
.NET pokazalo je svoju snagu pri
integraciji različitih delova sistema.
Visual C# sa svojom intiutivnom
sintaksom i pravilima za dodelu
tipova je umnogome olakšao pisanje
koda i povećao njegovu otpornost na
energija
Slika 9 Korelacija priraštaja faktora dielektričnih gubitaka i priraštaja
kapaciteta, gen. A2, faza A
greške. Razvojni alat Visual Studio
2008 poseduje odličan editor teksta i
debugger. Napravljen je kvalitativni
korak u načinu smeštanja podataka,
povećanju tačnosti računanja,
skraćenju obrade rezultata, statističkoj
obradi, izradi izveštaja i smanjenju
administracije.
Prikazani računarski program i
baza podataka su otvoreni za dalju
nadogradnju i povezivanje sa drugim
sistemima. Dalji koraci u razvoju
prvenstveno su usmereni na pristup
podacima iz baze podataka preko
Interneta i integraciju u informacioni
sistem Elektroprivrede Srbije.
Rezultati prikazani u ovom radu deo
su strateških projekata koje finansira
Ministarstvo nauke i tehnološkog
rаzvoja Vlade Republike Srbije i JP
Elektroprivreda Srbije.
6. Literatura
[1] B.K. Gupta, I.M. Culbert,
“Assessment of Insulation Condition
in Rotating Machine Stators”, IEEE
Transactions on Energy Conversion,
Vol. 7, No. 3, September 1992.
[2] M. Chafai, L. Refoufi, H. Bentarzi,
“Reliability Assessment and
Improvement of Large Power
Induction Motor Winding Insulation
Protection System Using Predictive
Analysis”, WSEAS Transactions on
Circuits and Systems, Mart 2008.
[3] Studija “Predviđanje ponašanja
izolacionih sistema generatora
i transformatora automatskom
obradom podataka”, Združena
elektroprivreda, Beograd, 1984
[4] Lj. Nikolić, R. Brkić, Đ.
Jovanović, “Analiza preostalog
radnog veka generatora u TE
Kolubara”, Elaborat, Beograd,
2004
[5] D. Kovačević, S. Škundrić, J.
Lukić, “Monitoring and Diagnostic
of Power Transformer Insulation”,
Thermal Science, Vol. 10, No. 4,
pp. 43-54, Belgrade, 2006
[6] S. Allen, S. F. Gilani, J. H.
Pedersen, R. Raghunathan, J. Reid
“C# baze podataka”, Beograd 2007
[7] L. Welling, L. Thomson, “ PHP i
MySQL: Razvoj aplikacija za Web
“, Beograd 2004
[8] D. Comer, “Povezivanje mreža
- TCP/IP: Principi, protokoli i
arhitekture”, Beograd 2004
[9] V. Polužanski, “Informacioni
sistem za dijagnostiku stanja
izolacionih sistema na hidro
i termo generatorima”,
Elektrotehnički fakultet Univrezitet
u Beogradu - diplomski rad,
Beograd 2008
[10] V. Blagojević, “Relacione baze
podataka”, Beograd, 2003
[102]
energija
Mihajlo Nikoli}, @eljko Gagi}, Gli{o Klasni}
Termoeletrana “Nikola Tesla A” Obrenovac
Milenko Nikoli}, Neboj{a Radmilovi}, Vesna Petkovski,
Vlado Gregus
Institut “Mihajlo Pupin -Automatika” Beograd
UDC:621.165-52
Jedna realizacija simulatora
parne turbine snage 210MW
1. Uvod
Rezime
Elektroprivreda Srbije u proteklih 7
godina izdvaja izuzetno velika sredstva
za modernizaciju svojih proizvodnih
kapaciteta (termo i hidroelektrana).
Pored ulaganja u osnovnu tehnološku
opremu velika pažnja je posvećena
modernizaciji sistema upravljanja
u njima. Stari sistemi za regulaciju
i upravljanje su zamenjeni novim
računarskim distribuiranim sistemima
(Distributed control system - DCS).
Modernizacija je započeta pre svega
u termoelektranama koje su duže
u eksploataciji. Zbog složenosti
samog tehnološkog procesa sistemi,
upravljanja i regulacije u ovim
objektima su izuzetno kompleksni.
Pored osnovnog dela nadzora
i upravljanja koji se odnosi na
elektroenergetski deo postrojenja, čine
ga i dve glavne tehnološke celine –
regulacija i upravljanje za:
1. Kotao sa svojim podsistemima
2. Parnu turbinu sa generatorom
Uprkos tehnološkom zaostajanju,
domaće privredne i istraživačkorazvojne organizacije su u kratkom
vremenskom roku uspele da
projektuju, razviju, proizvedu i
ugrade (na svim termoblokovima
čije je finansiranje bilo iz sredstava
Elektroprivrede Srbije) savremene
digitalne sisteme upravljanja. Institut
„Mihajlo Pupin” je projektovao,
proizveo i pustio u rad do sada 4 takva
sistema na blokovima različitih snaga
od 100MW pa do 310MW. Izuzetno
složeni zahtevi, koji podrazumevaju
i visok nivo multidisciplinarnih
znanja u oblasti turbina, kao i strogi
zahtevi za pouzdanost takvih sistema,
nisu pružali sigurnost da se u prvim
sistemima, gde je vršena i zamena
turbinskog regulatora, pokuša sa
Na bloku A2 termoelektrane „Nikola Tesla” u Obrenovcu je realizovan projekat
modernizacije regulaciono-upravljačkog sistema parne turbine snage 210MW
i u cilju testiranja i provere nadzorno-upravljačkog SCADA sistema javila se
potreba za razvojem simulatora turbine na osnovu teorijskog modela. U radu je
opisan implementirani model turbine, upotrebljena hardverska platforma i dati
prikaz simulacija izvedenih na modelu i merenja na realnom sistemu. Parametri
teorijskog modela datog u [1] su prilagođeni da odgovaraju realnom postrojenju
i dodati su jos podsistemi modela kao što su zagrejači visokog pritiska,
međupregrejači i rashladna stanica čiji je uticaj bitan u pojedinim pogonskim
stanjima.
Ključne reči – model parne turbine, simulator, indentifikacija procesa, parni
kotao.
One Solution for Simulation of Steam Turbine Power Upon
210MW
At block A2 thermal power plant “Nikola Tesla” in Obrenovac was realized the
modernization project of regulatory-control system for steam-turbine power of
210MW. In order to test and verify the supervisory control SCADA system, there
was needed to develop turbine simulator based on theoretical models. This paper
describe the implementation of turbine model, used hardware platform and give
the comparation between simulation performed on model and measurement of
real system. The parameters of the theoretical model given in [1] are adjusted
to match with real plant and add more subsystems such as high preassure heater
and cooling station whose influence important in some driving situations.
Key words: steam turbine model, real-time simulator, process indentification,
steam boiler.
domaćim tehnološkim rešenjima.
Tamo gde je bilo moguće, ostavljeni
su stari regulatori koju su, uz određenu
adaptaciju, integrisani u novi sistem
upravljanja na bloku, ili su nove
isporučivali renomirani svetski
proizvođači.
Iskustvo i znanja stečena na tim prvim
projektima i duga i veoma korisna
saradnja Elektroprivrede, fakulteta i
Instituta „Mihajlo Pupin”, stvorili su
uslove da počne razvoj i poslednje
komponente savremenih DCS sistema
[103]
– turbinskog regulatora. Prema tome,
predmet istraživanja predstavlja
razvoj sistema za upravljanje, zaštitu
i regulaciju parnih turboagregata za
blokove snaga većih od 200MW,
odnosno sistem turbinske regulacije.
Pritom, razvoj sistema podrazumeva
razvoj kompletnog hardvera i softvera
turbinskog regulatora sa izradom
prototipa i njegovim testiranjem i
podešavanjem u realnom sistemu
upravljanja bloka A2 Termoelektrane
Nikola Tesla, Obrenovac.
energija
Za potrebe projektovanja algoritama
turbinskog regulatora biće nužno
izraditi simulator turbine. Simulator
turbine sastoji se od više hardverskih
i softverskih komponenti i služi za
ispitivanje turbinskog regulatora i
turbinskih zaštita:
• u fazi kompletiranja i montaže,
• u toku izrade i optimizacije
algoritma,
• za fabričko primopredajno ispitivanje
• na objektu, u toku ispitivanja i
puštanja u pogon kompletiranog i
povezanog sistema
• za obuku osoblja pre prvog
kretanja turbine sa novim sistemom
regulacije.
Simulator turbine koristi se za:
Proveru unutrašnjeg ožičenja ormara
Proveru I/O hardvera, proveru
signala i parametriranja merenja
Proveru osnovnih regulacionih
krugova i limitera:
• ponašanje osnovnih regulacionih
krugova
• podešavanje hodova i provera rada
regulacionih ventila
• prelasci automatski- ručnoautomatski
• ispad, simulacija pobega i
„hvatanje“ turbine po ispadu
• delovanje limitera (ubrzanje,
pritisak, termal stres, vakuum... )
• koordinacija sa kotlovskom
regulacijom
• koordinacija sa bajpasom VP i NP
• analiza uticaja parametara turbine
u funkciji definisanja početnih
podešavanja regulatora
Testovi sigurnosti
• Master/Slave logika i sigurni
prelasci bez poremećaja u
regulaciji (ručno i po smetnji)
• smetnje napajanja
• signalizacija stanja (M/S)
Upravljačke funkcije
• koordinacija regulatora
• promena režima rada
• delovanje sigurnosnog sistema
- turbinske zaštite
- limiter ubrzanja
- nadbrzinska zaštita (simulacija
brzine generatorom funkcija)
Provera SCADA korisničkog
inerfejsa (MMI – man machine
interface)
• komande
• merenja i signalizacije
• funkcije praćenja zadanih vrednosti
regulatora
• dijagrami, alarmne liste i liste
događaja
Testiranje i uvežbavanje
• izmena logike u radu
• zamena modula u radu
• obuka osoblja (proizvodnja,
održavanje), posebno pre prvog
kretanja turbine sa novim
regulatorom i novim operatorskim
interfejsom
2. Turbina K-200-130-1
Turbina je uređaj u kome se toplotna i
kinetička energija vodene pare pretvara
u mehaničku energiju obrtanja turbine.
U turbini vodena para ekspandira pri
čemu se toplotna i kinetička energija
prenose na lopatice turbina usled čega
se turbina okreće.
Na bloku A2 termoelektrane „Nikola
Tesla A“ u Obrenovcu ugrađena je
kondenzaciona parna turbina K-200130-1 proizvođača LMZ- Lenjingrad
koja ima sledeće karakteristike:
- Nominalna snaga:
210 MW
- Brzina:
3000 min-1
- Pritisak sveže pare:
127,5 bar
- Temeratura sveže pare:
535oC
- Pritisak međupregrejane
pare:
23,7 bar
- Temperatura međupregrejanje
pare:
535oC
- Maksimalni protok
sveže pare:
645 t/h
Kondenzaciona parna turbina K-200130-1 (slika 2.1) sastavljena je iz 3
cilindra: cilindar visokog pritiska
(CVP), cilindar srednjeg pritiska (CSP)
i cilindar niskog pristiska (CNP) čineći
jednoosovinski agragat sa 2 izlaza pare
na CNP i međupregrevanjem pare.
Sistem raspodele pare je sapničkog
tipa i uključuje 2 stop i 2 zaštitna
ventila i po 4 regulaciona ventila CVP
i CSP. Upravljanje stop i zaštitnim
ventilima ostvaruje se individualnim
servomotorima, a regulacioni
ventili VP i SP upravljaju se jednim
zajedničkim servomotorom i sistemom
poluga.
Za potrebe toplifikacije, ispred obe
strane protočnih delova CNP ugrađene
su regulacione dijafragme, kojima se
reguliše pritisak na oduzimanju br.2.
Parna turbine je opremljena
hidrauličkim sistemom regulacije
Slika 2.1. – Strukturna šema parne turbine K-200-130-1
(merenja: MW – merenje električne snage, n – merenje brzine turbine, S1 – merenje pozicije servopogona, S2 – merenje pozicije dijafragme, PR – merenje
pritiska ulja za zaštitu, PM – merenje pritiska sveže pare ispred turbine, P1 – merenje pritiska pare u reg. stupnju CVP , PC – merenje pritiska pare ka
kondenzatoru)
[104]
energija
kao i komponentama za zaštitu
turbine. Hidraulički sistem regulacije
opremljen je regulatorom brzine
i regulatorom pritiska. Regulator
brzine vrši regulaciju brzine turbine
do izvođenja na nominalnu brzinu, a
nakon sinhronizacije reguliše snagu po
statizmu snaga-fekvencija od 4,5%. U
radu bloka snaga se može ograničiti
graničnikom snage, kojim se otvor
regulacionih ventila može oganičiti na
željenoj vrednosti. Regulator pritiska u
toplifikacionom režimu reguliše zadati
pritisak na oduzimanju br 2, prema
zahtevanoj toplotnoj snazi.
3. Model turbinskog
postrojenja
Model turbinskog postrojenja je
koncipiran tako da može u potpunosti
da izvrši simulaciju bitnih procesnih
veličina realnog sistema potrebnih
za testiranje ponašanja turbinskog
regulatora. Na slici 3.1 prikazana je
blok dijagram modela sistema koji se
sastoji od nekoliko delova:
modela kotla – modelovan je kao
akumultor pritiska čiji su ulazni
parametri produkcija kotla QB i
zadati pritisak na izlazu kotla PB,
a izlaz je ostvareni pritisak ispred
turbine PT
elektro-hidrauličkog servopogona
– servo – ulazni signal je zadata
pozicija servopogona YR , a izlaz
je položaj servopogona koji preko
mehaničkog sistema poluga upravlja
položajem regulacionih ventila VP
YCVP i SP YCSP,
model regulacionih ventila
- regulacioni ventili VP i SP
su modelovani nelinearnim
karakteristikama NCVP i NCSP koje
zajedno sa pritiscima ispred turbine
CVP i CNP definišu protok pare
kroz turbinu u zavisnosti od položaja
servopogona,
model međupregrejača sa
rashladnom stanicom (RSH1) –
ulaz je pritisak pare na izlazu CVP
PCVP, a izlaz je pritisak pare ispred
regulacionih ventila CSP PCSP
model zagrejača visokog pritiska
(ZVP) – definiše smanjenje protoka
pare kroz turbinu zbog oduzimanja
pare za ZVP,
model parne turbine – sastoji se od
modela CVP, CSP i CNP koji su
modelirani preko funkcija prvog
reda i koeficijentima doprinosa u
ukupnom momentu MT na osovini
turbine.
mehanički model sistema generatorturbina – model je napravljen tako
Slika 3.1 – Model turbinskog postrojenja
[105]
da se iz dobijenog mehaničkog
pogonskog momenta MT na osovini
turbine i konstante ubrzanja
agregata, dobija odgovarajuća brzina
turbine.
model generatora – model je
napravljen tako da se od snaga
turbine MT dobija odgovarajuća
brzina obrtaja turbine i električna
snaga generatora u zavisnosti od
stanja kontrolne logike kojom se
definiše u kom režimu rada se nalazi
turbo-agregat.
model generatora – posto namena
simulatora ne zahteva detaljniji
model generatora, uzeto je da je
po vezivanju generatora na EES
brzina tubine konstantna, to jest,
da se dobijeni mehanički moment
na osovini turbine direktno
pretvara u električnu snagu.
Zbog simulacije rada agregata u
ostrvskom pogonu (prazan hod sa
sopstvenom potrošnjom) u model
je implementiran i uticaj sopstvene
potrošnje. Statuse definiše kontrolna
logika.
Elektro-hidraulički servo pogon (slika
3.2) se sastoji od elektrohidrauličkog
pretvarača GRL (s), hidrauličnog
servomotora GHS (s), regulacionih
ventila CVP NCVP i regulacionih ventila
energija
CSP NCSP. Nelinearne funkcije NCVP
i NCSP (slika 3.3) definišu protok pare
kroz turbinu u zavisnosti od položaja
servopogona. Ove karakterisike
predstavljanju jednu od najvažnijih
parametara modela pošto je sa njima
definiše linearizacija protoka pare kroz
turbinu. Karakeristike date na slici
određene su na bazi pogonskih merenja
na konkretnoj turbini. Na priloženom
dijagramu se vidi da prvo otvaraju
ventil na CSP, a nakon dostizanja
pozicije hidrauličnog servomotora
od oko 40% , kreće otvaranje ventila
na CVP. Na osnovu snimanja odziva
hidrauličnog servomotora ustanovljeno
je da u modelu treba da stoje dve
vremenske konstante. U smeru
otvaranja servopogona vremenska
konstanta integratora je 2s, a u smeru
zatvaranja 0.25s..
Pojednostavljeni model kotla je
predviđen za određivanje dinamike
promene pritiska ispred turbine u
zavisnosti od promene položaja
servopogona, odnosno protoka
energija
pare kroz turbinu. S obzirom da
je ovaj model definisan samo za
turbo-postrojenje smatara se da su
pritisak na izlazu kotla PB, a samim
tim i produkcija pare QB konstantne
vrednosti, a promene u pritisku,
odnosno protoku pare ispred turbine
potiču samo od promene položaja
regulacionih ventila CVP i CSP.
Poremećaji koji su kakteristični za
sam kotao kao što su poremećaji u
procesu sagorevanja (ispad mlinova,
dozatora,...), poremećaji pri napajanju
kotla vodom ili poremćaji u dimnom
traktu smuliraju se promenom
produkcije kotla QB.
Model međupregrejača je realizovan
na istovetan način kao i model kotla,
samo što ovde na protok pare kroz CSP
utiče položaj regulacionih
ventila CSP YCSP, koji je određen
nelinearnom funkcji NCSP u modelu
servopogona. Na pritisak ispred
CSP utiče i rad rashladne stanice
RSH1. Funkcija RSH1 da preko
međupregrejača dovodi paru
ispred turbine CNP kojom se hladi
međupregrejač i vrši kretanje turbine.
Regulacija pritiska pare ispred turbine
vrši se kontrolisanim odvođenjem pare
u kondenzator. U modelu je regulator
pritiska isped CSP modelovan
kao proporcionalni regulator što je
prikazano na slici 3.4.
Zagrejači visokog pritiska su
postrojenja za zagrevanje napojne vode
kotla parom koja se oduzima iz CVP
i CSP . Radi jednostavnosti modela i
malih vremenskih konstanti, ZVP je
modeliran tako da deluje liearno na
smanjenje protoka pare kroz turbinu u
zavisnosti od snage, odnosno protoka
pare kroz turbinu. Uticaj zagrejača
VP na smanjenje protoka kroz turbinu
na punom oterećenju je do 12%
nominalnog protoka.
Turbina je sastavljena iz tri cilindra:
CVP, CSP i CNP, od kojih svaki
ima određeno učešće u ukupnoj
snazi turbine. Modeli ovih delova
su predstavljeni funkcijama prenosa
prvog reda:
Slika 3.2 – Model elektro-hidrauličkog servopogona
(1)
Slika 3.3 – Protočna karakeristika regulacionih ventila CVP i CSP u zavisnosti od
položaja servo pogona
gde vremenske konstante predstavljaju
kašnjenja koja se javljaju u parnim
prostorima turbine i parovoda.
Konstante K1=0.347, K2=0.5405 i
K3=0.274 predstavljaju koeficijente
učešća pojedinuh cilindara u ukupnoj
snazi turbine MT (slika 3.1).
Model generatora je realizovan tako da
mehaničku snagu turbine MT pretvori
u električnu snagu generatora ili u
brzinu obrtanja rotora. Kontrolnom
logikom (slika 3.1) određuje se režim
rada generatora:
prazan hod – agregat van električe
mreže – generator na nominalnoj
brzini, isključen generatorski,
isključen mrežni i isključen prekidač
za sopstvenu potrošnju,
pogon snaga – agregat na elektičnoj
mreži sinhronizovan – uključen
generatorski i uključen mrežni
prekidač,
Slika 3.4 – Model RSH1
YR [%]
[106]
energija
Slika 4.1. – Podizanje broja obrtaja turbine iz hladnog stanja
ostrvski pogon – prazan hod
sa ukljucenom sopstvenom
potrošnjom– generator na
nominalnoj brzini, uključen
generatorski, isključen mrežni i
is uključen prekidač za sopstvenu
potrošnju
Sopstvena potrošnja uključena je u
model na sledeći način:
vremenska konstanta inercije
turboagregata se sa 6.5s, povećava
na 7.2s,
moment (snaga) sopstvene potrošnje
oduzima se od pogonskog momenta
turbine, pri čemu je moment
sopstvene potrošnje korigovan
uticajem promene brzine turbine
(frekvencije napajanja sopstvene
potrošnje).
4. Rezultati
Slika 4.2 – Model turbine i realno ponašanje sistema prilikom povećavanja
opterećenja
Slika 4.3 – Ispad turbine – smanjenje broja obrtaja turbine
Na slici 4.1 prikazan je jedan od
dijagrama simulacije podizanja broja
obrtaja turbine iz hladnog stanja
gde su uporedno prikazane realna
i simulirana brzina turbine. Nakon
vremenskog intervala od 2300s vidi
se da je dat nalog za start turbine sa
brzine progrevanja na nominalnu
brzinu i da je potom zatvorena RSH
stanica. Zatvaranjem RSH1 stanice
prekida se tok pare prema CNP.
Navedene manipulacije dovode do
toga da regulator brzine turbine deluje
na otvaranje elektro-hidrauličkog
regulacionog servopogona iznad
vrednosti od oko 40%, kada regulaciju
brzine turbine preuzimaju regulacioni
ventili CVP, pri čemu se uspostavlja
normalan pogonski tok strujanja sveže
pare.
Bitno pogonsko stanje za analizu jeste
smanjenje brzine turbine po ispadu,
pa je na slici 4.3 dat prikaz realnog i
simuliranog broja obrtaja.
Na slici 4.2 je prikazano ponašanje
modela prilikom povećavanje
električne snage generatora nakon
sinhronizacije Na osnovu signala
realnog merenja protoka kroz turbinu i
simuliranog protoka (slika 4.2) vidi se
da modelirana protočna karakterisitka
ventila VP i CP (slika 3.3 ) odgovara
realnom sistemu.
5. Hardverska realizacija
simulatora
Model turbine je urađen sa prevshodno
za potrebe testiranja i provere
ispravnosti upravljačko-regulacione
logike realizovane u distribuiranom
kontrolnom sistemu (DCS) radi
upravljanja turbinskim postrojenjem. U
toku rada turbinskog postrojenja javlja
se potreba za čestim prepravkama
[107]
energija
Slika 5.1 – Blok struktura hardverske realizacije simulatora za rad u realnom
vremenu
Slika 5.2. – PXI-1044 platforma National Instruments
upravljačke logike pa je poželjno
sve modifikacije proveriti na modelu
turbinskog postrojenja koji bi radio u
realnom vremenu i time stekao uvid
kako bi se realan sistem ponašao sa
novom upravljačkom strategijom.
Time bi se zaštitili eventulanih ispada
ili nepredviđenih havarijskih sitauacija
za vreme rada postrojenja. Na osnovu
toga pristupilo se izradi modela
turbinskog postrojenja koji bi radio u
realnom vremenu.
Projekatni zahtevi pri realizaciji
distribuiranog kontrolnog sistema
Tabela 5.1t – Spisak signala interfejsa ka DCS
[108]
za turbinsko postrojenje predviđali
su akviziciju ulaznih signala sa 1ms,
što je ujedno i predstavljalo periodu
trajanja jednog lederskog ciklusa. Na
osnovu toga, model turbine, opisan
u poglavlju 4,. diskretizovan je
numeričkom metodom diferenciranja
unazad sa peridom od 1ms. Na slici
5.1 prikazana je blok šema strukture
hardverske realizacije simulatora koji
se sastoji od:
interfejsa ka DCS sistemu – analogni
miliamperski i digitalni naponski
ulazno-izlazni signali (tabela 5.1t)
kontrolera za izvršavanje simulatora
u realnom vremenu – perioda
izvršavanja koda je 1ms
interfejsa ka operatorskom
panelu – interne analogne ili
digitalne varijable koje se prenose
ka operatorskom panelu putem
komunikacinog protokola (tabela
5.2t)
operatorskog panela – korisničkog
prikaza gde je moguće zadavati
vrednosti i pratiti ponašanje
simuliranih procesnih veličina (slika
5.2)
Za rad modela u realnom vremenu
upotrebljena je PXI-1044 platforma
National Instruments (slika 5.2) koja
se za potrebe realizacije ovog projekta
sastoji od:
Embeded kontroler PXI-8105 sa
2GHz Intel Core Duo T2500 dualcore procesorom i 512MB DDR2
memorijom na 667MHz zadovoljava
zahteve za rad u realnom vremenu.
Korišćeni operativni sistem je
LabView2009 Real Time v.9.0.
Multifunkcionalna akviziciona
kartica M-serije oznake PXI-6289
koja poseduje četiri 16bitna analogna izlaza sa
maksimalnom periodom
ispisa 2.8MS/s, 16
diferencijalnih analognih
ulaza sa maksimalnom
periodom očitavanja od
625kS/s, 48 digitalnih
bidirekcionih kanala sa
maksimalnom periodom
od 10MHz i dva brojačka
izlaza sa maksimalnom
izlaznom frekvencijom od
80MHz,
Komunikacija sa
operatorskom stanicom
se ostvaruje preko PCI
Expres kartice integrisane
u kontroleru PXI-8105
Operatorski panel
prikazana na slici 5.3
koji služi za pokretanje
ili zaustavljanje real-
energija
Slika 5.3. – Operatorski panel simulatora turbine
Tabela 5.2t – Spisak signala interfejsa ka operatorskom panelu
[109]
energija
time simulacije, zadavanje ulaznih
digitalnih ili analognih veličina,
uključenje pojednih delova
sistema (ZVP, RSH, generatorskog
prekidača,...) i praćenje izlaznih
signala modela kao što su električna
snaga, brzina obrtanja turbine ili
pritisci pare u turbini. Predviđeno
je da se operatorski panel nalazi na
računaru koji je odvojen od realtime kontrolera tako da je u tu svrhu
obezbeđen PC računar sa Windows
operativnim sistemom koji preko PCI
Express kartice komunicira sa realtime kontrolerom. Lista signala koji se
razmenjuju sa operacionim panelom
data je u tabeli 5.2t.
Neke od prednost PXI platforme u
hardverskoj realizaciji ovog modela su:
pregledan način prikaza modela
procesa pomoću funkcionalnih blok
dijagrama
veliki izbor akvizicionih kartica
različitih karakterisitika od strane
proizvođača
6. Zaklju~ak
Upotreba simulatora u današnjim
uslovima ekspoatacije turbopostrojenja
postaje neophodan faktor, pogotovu
ako se uzme u obzir sve rigorozniji
zahevi za stabilnim radom
termoenergetskih blokova. Njegova
primena, nakon završetka projekta
modernizacije turbinskog postrojenja,
ogleda se u obuci pogonskog osoblja
za rukovanjem sistemom turbinagenerator. Takođe je moguće, na
trenažeru takve vrste, simulirati
pojedina havarijska stanja koja se
retko dešavaju, a često su opasna za
pogon, pa je pogodnije osoblje obučiti
za ponašanje u takvim situacijama na
simulatoru nego na realnom pogonu.
Model turbinskog postrojenja je
prilagođen za turbinu na bloku A2
u termoelektrani “Nikola Tesla” u
Obrenovcu, ali uz male modifikacije
moguće je pripremiti i za bilo koje
drugo turbinsko postrojenje sličnog
tipa. U Elekrtoprivredi Srbije postoji
veći broj turbo-postrojenja sličnih
bloku A2 pa je ovakav simulator
moguće realizovati na većem broju
turbo-postrojenja.
Dalji razvoj opisanog simulatora
ogledaće se u modeliranju mehaničkih
merenja na turbini (vibracije i
pomeraji) i temperatura materijala
u pojedinim delovima turbine u
zavisnosti od parametara ulazne sveže
pare. Takođe će u model biti uključeni
i stop ventili čije modeliranje u ovoj
fazi projekta nije bilo potrebno. Ovako
razvijen model je moguće uključiti
u sistem regulacije kao referentni
model u naprednijim regulacionoupravljačkim strategijama.
7. Literatura
[1] IEEE committee report, “Dynamic
models for steam and hydro
turbines in power system studies,”
IEEE Transactions on Power
Apparatus and Systems, Vol.PAS92, No.6, 1973, pp.1904-1915.
[2] N. Vasiljević “Parne turbine”
Mašinski fakultet Univerziteta u
Beogradu, Beograd, 1990.
[3] D. Flynn, “Thermal Power Plant
Simulation and Control”, The
Institution of Electrilal Engeneer,
London, 2003.
[4] “Turbinsko postrojenje – TENT A”,
skripta, Termoelektrane “Nikola
Tesla”, Obrenovac.
[5] http://search.ni.com/nisearch/
app/main/p/q/pxi-8105 - tehnička
specifikacija PXI-8105
http://search.ni.com/nisearch/
app/main/p/q/pxi-6289 - tehnička
specifikacija PXI-6289
http://search.ni.com/nisearch/
app/main/p/q/pxi-1044 - tehnička
specifikacija PXI-1044
[6] B. Kiković “Prilog analizi
regulatorskog dela parne turbine”,
Institut “Mihajlo Pupin”, Beograd,
2009.
[7] Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродаров,
А.А. Голдберг, Л.С. Иоффе, В.В.
Кортенко, В.Б. Новоселов, Ю.А.
Сахнин, “Паровые турбины
и турбоустановки Уральского
туринного завода”, ЗАО “УТЗ”,
Екатеринбург, 2007.
[8] „Instrukcija za stavaljanje u pogon
i opsluživanje parne turbine K-200130-1“, Termoelektrane “Nikola
Tesla”, Obrenovac.
[110]
energija
Milorad Jovanovi}, Milo{ Mili}, Zoran Stojanovi}
PD Termoelektrane “Nikola Tesla”, Obrenovac
Vladimir Stevanovi}
Mašinski fakultet, Univerzitet u Beogradu, Beograd
UDC:621.182.004 : 621.311.22
Kontrola sagorevanja u
ložištima kotlova TENT B
(2x620 MWe)
Rezime
Donja toplotna moć lignita koji sagoreva u Termoelektrani „Nikola Tesla B“ (TENT B) se menja u širokim granicama od
5000 kJ/kg do 9000 kJ/kg. Smanjenje toplotne moći uglja može dovesti do pada temperature u ložištu kotla i nestabilne
vatre, a ukoliko se ne obezbedi podrška mazutom dolazi i do gašenja vatre. Promena temperature u ložištu dovodi do
promene pritisaka duž visine ložišta. Ova promena pritiska je iskorišćena za praćenje i upravljanje procesom sagorevanja
i za zaštitu kotla od eksplozije u ložištu. Granične vrednosti za uključivanje mazutnih gorionika za podršku vatri,
uključivanje mlinova i zaštitno gašenje vatre u kotlu određene su na osnovu izmerene promene pritiska duž ložišta. Iskustvo
stečeno tokom korišćenja takvog sistema zaštite i kontrole je pokazalo da određeni problemi mogu nastati u slučajevima
velikih promena termodinamičkih parametara koji utiču na merenje razlike pritiska u ložištu. Stoga je izvršena detaljna
analiza uslova koji utiču na vezu između izmerene razlike pritiska i temperature u ložištu. Razmatrano je termodinamičko
stanje u ložištu kotla, uticaj temperature vazduha oko mernih impulsnih linija u kotlarnici i uticaj atmosferskog pritiska.
Utvrđeno je da na merenje promene pritiska duž ložišta značajan uticaj ima temperatura vazduha u impulsnim linijama,
dok je uticaj atmosferskog pritiska u kotlarnici znatno manji. Primena ovog sistema zaštite dovela je do značajnog
smanjenja potrošnje mazuta koji se koristi kao podrška sagorevanju lignita lošeg kvaliteta, do smanjenja rizika od
eksplozije sprašenog lignita u prelaznim uslovima u ložištu i do smanjenja broja ispada bloka usled gašenja vatre. U radu
su prikazani rezultati koji omogućavaju uspostavljanje pouzdane relacije između izmerene razlike pritiska i temperature u
ložištu. Takođe, prikazan je sistem kontrole koji je primenjen na termoelektrani.
Ključne reči: Energetski parni kotao, sagorevanje, zaštita.
Combustion Control in Boiler Furnaces at TENT B (2x620 MWe)
The net calorific value of the lignite fired at the Thermal Power Plant “Nikola Tesla B” (TENT B) can vary in a wide range
from 5000 kJ/kg till 9000 kJ/kg. A decrease of the coal calorific value can lead to a drop of the boiler furnace temperature
and unstable fire, and if the oil feeding to the furnace is not provided as a support to the pulverized lignite combustion, the
fire will be put out. The change of the temperature in the furnace leads to the change in the pressure difference along the
furnace height. This pressure difference is utilized for the monitoring and control of the combustion process, as well as for
the protection of the boiler from the explosion in the furnace. Setpoints for the start up of oil burners as a support to the
coal combustion, start up of mills operation and furnace fire shutdown are prescribed according to the measured pressure
changes along the furnace height. The experience gained during the operation of such a protection and control system
has shown that certain difficulties could arise in cases of extreme changes of thermodynamic parameters that influence
the measurements of the furnace pressure difference. Hence, a thorough analysis of the conditions that could lead to a
false determination of the relation between the measured pressure difference and the furnace combustion temperature
is performed. The thermodynamic condition in the boiler furnace is investigated, as well as the influence of the ambient
air around measuring impulse lines in the boiler plant and the influence of the atmospheric pressure. It is determined
that measurement of the pressure change along the furnace height is substantially influenced by the air temperature in
the impulse lines, while the influence of the atmospheric pressure is much smaller. The application of this control system
has led to a substantial reduction of the oil consumption used as a support to the low quality pulverized coal combustion,
as well as to the reduction of the risk of pulverized coil explosions in cases of transient furnace conditions. In the paper
presented are the results that enable the statement of the reliable relation between the measured pressure difference and the
furnace temperature. Also, the applied control system at the plant is shown.
Key words: Utility steam boiler plant, combustion, protection.
[111]
energija
1. Uvod
Na blokovima B1 i B2 Termoelektrane
„Nikola Tesla B“ (TENT B) u
Obrenovcu, čija je pojedinačna
nominalna bruto električna snaga
na generatoru 620 MWe, ugrađeni
su protočni parni kotlovi istovetne
toranjske konstrukcije i istih radnih
parametara [1]. Nominalna produkcija
sveže pare je 522,22 kg/s (1880 t/h)
na temperaturi i pritisku na izlazu iz
kotla od 186,5 bar i 540 oC. Ložište
kotla je kvadratnog preseka 20 x 20
metara zapremine 23000 m3. Gorivo
je sprašeni lignit čija se donja toplotna
vrednost kreće u rasponu od 5000
kJ/kg do 9000 kJ/kg. Sagorevanje
lignita promenljive toplotne vrednosti
u velikoj zapremini ložišta zahteva
pouzdanu kontrolu vatre u ložištu,
kako bi se uz blagovremenu podršku
mazutom sprečilo gašenje vatre
i eliminisala opasnost od pojave
eksplozije ugljene prašine. Stanje
vatre i srednja temperatura u ložištu
kotla mogu se na efikasan način
utvrditi merenjem razlike pritiska
duž visine ložišta. Promena uslova
sagorevanja i temperature u ložištu
praktično trenutno dovode do promene
pritiska duž ložišta. Pogonskim
merenjima utvrđena je empirijska
zavisnost ove promene pritiska od
temperature u ložištu Δp = f(T). Na
osnovu ove zavisnosti i sagledavanjem
sagorevanja (vatre) u ložištu određene
su granične vrednosti promene pritiska
pri kojima deluje zaštita i regulacija
kotla, kao što su uključenje mazuta
za podršku vatre, uključenje mlinova
pri kretanju bloka ili zaštitno gašenje
vatre u ložištu. Primena ove metode
za kontrolu sagorevanja omogućava
optimalno korišćenje mazuta za
podršku vatre, obezbeđuje se zaštita
od pojave eksplozije ugljene prašine i
smanjen je broj ispada blokova usled
gašenja vatre. Međutim, u pogonu
je uočeno da se pri ekstremnim
temperaturama okoline pojavljuju
greške u merenju, koje utiču na
pouzdanost primenjene metode.
Stoga je u ovom radu analiziran uticaj
temperature ambijentalnog vazduha
u kotlarnici na merenje promene
pritiska duž ložišta kotla. Temperatura
u kotlarnici zavisi od temperature
okoline, zaptivenosti i izolacije kotla
i od ventilacije kotlarnice. Razvijen
je proračunski model koji daje dobro
slaganje sa empirijskom zavisnošću pri
temperaturama vazduha u kotlarnici od
oko 20 oC i obezbeđuje korekciju za
više temperature vazduha. Primenom
dobijenih rezultata u potpunosti se
obezbeđuje pouzdanost ovde prikazane
metode za kontrolu sagorevanja u
ložištu na osnovu merenja razlike
pritiska duž ložišta.
2. Prikaz metode za kontrolu
sagorevanja na osnovu merenja
razlike pritiska u ložištu
Na TENT B je empirijski određena
zavisnost razlike pritiska u ložištu na
kotama 73 m i 24 m od temperature
u ložištu u opsegu od 200 oC do
1000 oC. Na izabranim kotama za
merenje razlike pritiska temperature
su približno iste, a podpritisak na
izlazu iz ložišta na koti 73 m određen
je radom ventilatora dimnih gasova,
približno je konstantan i iznosi 200
Pa. Interpolacijom merenih vrednosti
dobijena je analitička zavisnost razlike
pritiska i temperature u sledećem
obliku
Δp = 136,2ln(T) – 476,3
(1)
gde je temperatura T izražena u
stepenima Celzijusa (oC), a pritisak p u
paskalima (Pa).
Na osnovu ove zavisnosti i kontrolom
sagorevanja (vatre) u ložištu određene
su sledeće granične vrednosti zaštite i
upravljanja kotla:
- pri vrednosti Δp ≥ 300 Pa dozvoljava
se uključivanje mlina, ako je
uključeno više od 40 m3/h mazuta,
odnosno uključenje mazuta za
podršku vatre ako su u pogonu
uključena najmanje dva mlina;
- pri vrednosti Δp ≤ 250 Pa u cilju
zaštite gasi se vatra u kotlu.
Logička šema zaštite kotla na osnovu
merenja razlike pritiska duž ložišta
Δp prikazana je na slici 1. Na slici
1 označeni su odgovarajući logički
ulazi koji se aktiviraju pod sledećim
uslovima:
1 – ako su najmanje dva mlina u
pogonu;
2 – ako je uključeno najmanje 10 m3/h
mazuta za podršku vatre u kotlu;
3 – ako su najmanje tri mlina u
pogonu;
4 – ako je uključeno najmanje 40 m3/h
mazuta za podršku vatre u kotlu;
5 – ako nema delovanja kotlovskih
zaštita;
6 – ako je najmanje jedan mazutni
gorionik uključen;
7 – ako nema mlinova u pogonu;
8 – dozvola za uključenje mazutnih
gorionika;
9 – dozvola za uključenje mlinova.
Slika 1 Logička šema zaštite kotla na osnovu merenja razlike pritiska Δp u
ložištu kotla (I)
[112]
energija
Uvođenjem prikazane zaštite na
osnovu razlike pritiska duž ložišta,
značajno je smanjen utrošak mazuta
za podršku vatre, smanjen je rizik od
eksplozije ugljenog praha i smanjen je
broj ispada bloka zbog gašenja vatre.
Međutim, u pogonu je uočeno da
dolazi do odstupanja merene vrednosti
Δp od očekivane pri značajnim
promenama ambijentalne temperature
vazduha u kotlarnici (proverom
mernih instrumenata nije utvrđeno
povećanje njihove greške merenja
van dozvoljenog opsega [3]). Kao
primer značajnog odstupanja izmerene
vrednosti promene pritiska duž ložišta
od vrednosti određene empirijskom
korelacijom u zavisnosti od
temperature u ložištu (jed. 1) navodi
se događaj od 4. jula 2000. godine
kada je izmerena temperatura vazduha
od 45 oC na usisu ventilatora svežeg
vazduha. Tada je pri kretanju bloka B2
nakon ispada u uslovima kada je kotao
ložen sa 50 t/h mazuta i pri srednjoj
temperaturi od približno 400 oC u
ložištu kotla, izmerena razlika pritiska
duž ložišta od 280 Pa, što je blokiralo
uključenje mlina u pogon. S obzirom
na ovaj događaj, analiziran je uticaj
ambijentalne temperature vazduha u
kotlarnici na rezultate merenja razlike
pritiska u ložištu.
3. Analiza uticaja temperature
vazduha u kotlarnici i
atmosferskog pritiska na
merenje razlike pritiska u
lo`i{tu kotla
linije za merenje razlike pritiska,
kao i preseci 1’ i 2’ neposredno na
spoju impulsnih linija sa mernim
instrumentom.
Promena hidrostatičkog pritiska u
okviru prstena koji obrazuju ložište i
impulsne linije se može napisati kao
(2)
Gustine pod integralima u jed. (2) su
određene jednačinom stanja idealnog
gasa
U jednačini (7) podpritisak na vrhu
ložišta je određen radom ventilatora
dimnih gasova, tako da je
(8)
pri čemu je podriptisak Δpvak,2 =
200Pa. Pritisak na spoju impulsne
linije i diferencijalnog manometra
(presek 2’) određuje se na osnovu
poznatog pritiska p2 na vrhu ložišta
i hidrostatičke promene pritiska u
impulsnoj liniji od preseka 2-2 do 2’
prema
(3)
pri čemu su sastav gasova u ložištu i
gasna konstanta dimnog gasa određeni
prema [2].
Linearna promena pritiska u ložištu i
impulsnim linijama je opisana sa
(9)
odakle sledi
(4)
(5)
(10)
(6)
Pod pretpostavkom da se temperatura
vazduha duž impulsnih linija Tv ne
menja i za srednju temperaturu u
ložištu TL iz jed. (2) do (6) se dobija
Istim postupkom se određuju i pritisci
u presku 1-1 i 1’, tako da se dobija
(11)
(7)
Na slici 2 su označene kote 1 i 2
na kojima su priključene impulsne
(12)
Slika 2 Šema merenja razlike pritiska između preseka 1-1 (kota 24 m) i presek
2-2 (kota 73 m)
Sračunavanjem pritisaka p2, p1, p1’ i p2’
pomoću jednačina (8), (10), (11) i (12)
i uvrštavanjem dobijenih vrednosti u
jednačinu (7), određuje se vrednost
razlike pritisaka Δp od preseka 1' do
2' u spoju diferencijalnog manometra
sa impulsnim linijama za poznate
vrednosti temperature vazduha Tv i
ložišta TL i zadate visine H1 i H2, pri
čemu je
H = H 1 + H2
(13)
Rezultati proračuna razlike pritiska
na diferencijalnom manometru u
zavisnosti od atmosferskog pritiska
i temperature vazduha u kotlarnici,
dobijeni prikazanim modelom,
prikazani su na slikama 3, 4 i 5 i
upoređeni su sa vrednostima dobijenim
empirijskom korelacijom (1).
Prvobitno uspostavljena empirijska
korelacija pokazuje najbolje slaganje
[113]
energija
Slika 3 Razlika pritisaka na diferencijalnom manometru u zavisnosti od
temperature vazduha u kotlarnici za atmosferski pritisak na koti 73 m od
0,97 bar
sa sračunatim vrednostima za
temperaturu vazduha od 10 oC i
atmosferske pritiske od 0,97 i 0,99
bar. Sa povećanjem temperature
ambijentalnog vazduha u kotlarnici
razlika pritiska na diferencijalnom
manometru se smanjuje, što je u
skladu sa pokazivanjem instrumenta
iz leta 2000. godine kada mala
izmerena vrednost razlike pritiska nije
omogućila uključenje mlina iako su se
za to stekli svi uslovi u ložištu kotla.
4. Zaklju~ak
Slika 4 Razlika pritisaka na diferencijalnom manometru u zavisnosti od
temperature vazduha u kotlarnici za atmosferski pritisak na koti 73 m od
0,99 bar
Slika 5 Razlika pritisaka na diferencijalnom manometru u zavisnosti od
temperature vazduha u kotlarnici za atmosferski pritisak na koti 73 m od
1,01 bar
Promena pritiska duž ložišta kotla
zavisi od temperature u ložištu. Na
Termoelektrani „Nikola Tesla B“
(TENT B) u Obrenovcu ova zavisnost
je iskorišćena za kontrolu procesa
sarorevanja i postavljanje graničnih
vrednosti pri kojima se uključuju
gorionici za podršku vatre mazutom,
pokreću mlinovi ili zaštitno gasi vatra
u kotlu. Prednost ovakvog postupka je
što promene u procesu sagorevanja u
ložištu trenutno (bez kašnjenja) dovode
do promena pritiska. Pouzdanost
merenja promene pritiska duž ložišta
zavisi od temperature vazduha
u impulsnim linijama, odnosno
temperature vazduha u kotlarnici.
U radu je sprovedena analiza koja
utvrđuje uticaj temperature vazduha
na rezultate merenja. Dobijeni
rezultati pokazuju da se sa promenom
temperature vazduha od 10 oC do 50
o
C razlika pritisaka na diferencijalnom
manometru smanjuje za oko 15%
pri temperaturama u ložištu od 1000
o
C do oko 30% pri temperaturama
u ložištu od 200 oC. Pri određenoj
srednjoj temperturi u ložištu povećanje
atmosferskog pritiska dovodi do
neznatnog povećanja merene vrednosti
razlike pritiska u ložištu. Dobijeni
rezultati su podloga za korekciju
primenjenog algoritma upravljanja i
zaštite. Primena metode na TENT B je
dovela do znatnog smanjenja potrošnje
mazuta kao podrške sagorevanju
u kotlu, kao i do smanjenja rizika
od eksplozije ugljenog praha i
broja ispada usled nestabilnog
sagorevanja. Takođe, primena ove
metode u saglasnosti je sa kontrolom
sagorevanja koju omogućuju
unapređene tehnike ugrađene na TENT
B, kao što su kamere za vizuelno
praćenje sagorevanja i pirometri za
merenje temperture u ložištu kotla.
Nomenklatura
g – ubrzanje Zemljine teže, m/s2
H – visina, m
p – pritisak, Pa
Δp – izmerena razlika pritiska, Pa
Rg – gasna konstanta, J/kgK
[114]
energija
T – temperatura, K, oC
ρ – gustina, kg/m3
Indeksi
1 – kota na 24 m
2 – kota na 73 m
1’ – spoj diferencijalnog manometra sa
impulsnom linijom u spoju sa donjim
senzorom na ložištu
2’ – spoj diferencijalnog manometra sa
impulsnom linijom u spoju sa gornjim
senzorom na ložištu
v – vazduh
L – dimni gas u ložištu kotla
Jasna Dragosavac, @arko Janda, Tomislav Gaji},
Jelena Pavlovi}, Du{an Arnautovi}
Elektrotehnički institut „Nikola Tesla“, Beograd
Ljubi{a Mihailovi}
Termoelektrane „Nikola Tesla“
UDC:621.311.22 : 621.313.5-52
Ispitivanja grupnog
regulatora reaktivne snage
elektrane TENT A na
realnom modelu
Reference
1. Deleon, E., Milenković D.,
Jovanović M., Termoelektrana
„Nikola Tesla B“, Izdavač: JP
Termoelektrane „Nikola Tesla“,
Obrenovac, 2009.
2 Тепловой расчет котельных
агрегатов (Нормативный метод),
Знергия, Москва, 1973.
3. Pogonska dokumentacija za TENT
B od firmi ABB, Megadex i Rafako.
Rezime
Projektovan je realan model elektrane za procenu tokova reaktivnih snaga
pojedinih generatora u realnim radnim uslovima. Implementirani disktretni
digitalni model je realizovan na osnovu niza eksperimentalnih ispitivanja
sprovedenih na stvarnom objektu, odnosno termoelektrani „Nikola Tesla A“.
Predmetni model i simulator su projektovani za potrebe ispitivanja i podešavanja
grupnog regulatora reaktivne snage, koji je realizovan posebno za 220 kV
sabirnice i posebno za 400 kV sabirnice. Grupni regulator reaktive snage
poseduje dva nezavisna režima rada: održavanje zadatih reaktivnih snaga i
regulacija napona visokonaponskih sabirnica. Simulator je realizovan tako da
što je moguće bliže prikazuje stvarno ponašanje agregata elektrane pri različitim
situacijama toka reaktivnih snaga. Verifikacija simulatora je obavljena pomoću
merenja na bloku A1.
Ključne reči: grupna regulacija reaktivne snage, model elektrane, simulator.
The Thermal Power Plant „Nikola Tesla A“ Joint VAR
Controller Testing on Real Time Simulator
Areal time power plant model was developed for obtaining the reactive power
flows of all generating units at real operating conditions. Implemented discrete
digital model is realized on the basis of several field tests performed at thermal
power plant „Nikola Tesal A“. The presented plant model as well as the
simulator are developed for testing and paremeters adjustment of the joint VAR
controller designed separately for 220kV busbars and 400kV busmars. In the
joint VAR controller the two control modes are available: the reactive power
level control mode and the power plant high-side bus voltage control mode.
The presented simulator is desigend to emulate the reactive power flows in both
operating modes under real conditions. The simulator verification was performed
through field experiments in thermal power plant „Nikola Tesla A“ unit A1.
Key words: real time simulator, plant model, the joint VAR control.
1. Uvod
Grupni regulator reaktivne snage
(GRRS) predstavlja sistem kojim
se vrši automatsko upravljanje
reaktivnim režimom elektrane i
raspodela reaktivnog opterećenja među
generatorima paralelno spregnutim i
uključenim u grupni rad. S obzirom
na postojanje dva sabirnička naponska
nivoa 220kV i 400kV, termoelektranu
„Nikola Tesla A“ kao elektranu sa
4+2 agregata GRRS objedinjuje u
[115]
celinu u pogledu upravljanja. GRRS
je realizovan sa dva nezavisna grupna
regulatora reaktivne snage, po jedan
za svaki naponski nivo. Prema tome,
u pogledu upravljanja naponskoreaktivnim režimom, elektrana se
posmatra kao dve celine: prva celina
obuhvata 4 generatora vezana preko
blok-transformatora na sabirnice
220kV, dok druga celina obuhvata
dva generatora vezana preko bloktransformatora na sabirnice 400kV.
energija
Funkcija grupne regulacije reaktivne
snage ostvaruje se delovanjem na
regulatore pobude u primarnim
krugovima upravljanja svakog od 6
agregata elektrane [1].
Realizacijom sistema za grupnu
regulaciju reaktivne snage postiže
se ravnomerna raspodela reaktivnog
opterećenja agregata koji učestvuju u
grupnoj regulaciji. Grupnu regulaciju
agregata u okviru elektrane potrebno
je realizovati kako bi se uravnotežila
eksploatacija agregata i kako bi se
obezbedilo da se agregati u grupnoj
regulaciji ravnomerno odazivaju na
poremećaje u elektroenergetskom
sistemu.
Uloga GRRS dodatno se menja
uvođenjem deregulacije tržišta.
U skladu sa deregulacijom tržišta
električne energije se postavlja pitanje
i pravilne valorizacije proizvedene
reaktivne energije. U većini zemalja,
na primer u Ontariju, prenosna
kompanija smatra da je elektrana
obavezna da održava napon u
zahtevanim granicama (oko nominalne
vrednosti) sve dok je faktor snage u
opsegu od 0,93 kapacitivno do 0,9
induktivno. Elektrana je u obavezi da
održava napon svojih VN sabirnica
i van te oblasti, s time što se plaća
dodatna reaktivna snaga [2]. U drugim
zemljama, na primer u Holandiji,
operator mreže plaća elektranama
održavanje margine reaktivne snage.
U ovakvim tržišnim uslovima GRRS
kroz održavanje napona VN sabirnica
i margine reaktivne snage ostvaruje
dobit za proizvođača reaktivne snage
koja se danas, urazličitim zemljama,
uglavnom plaća kao sistemska usluga.
Razvoj GRRS sa novim funkcijama
koje su usklađene sa zahtevima
savremenog tržišta električnom
energijom zahtevao je razvoj
i realizaciju modela elektrane
prilagođenog potrebama ispitivanja
i podešavanja GRRS u fabrici i
elektrani. S obzirom da su ulazi u
GRRS merene vrednosti reaktivnih
snaga svih agregata, a izlazi komande
više/niže reference napona generatora
na regulatorima pobude, neophodno
je bilo sintetisati model elektrane sa
prenosnom funkcijom od komandi
više/niže referenci napona generatora
kao ulaza, do reaktivnih snaga i
napona sabirnica kao izlaza. Novi
razvijeni model elektrane je za potrebe
ispitivanja GRRS realizovan na PLC-u.
2. Funkcije grupnog
regulatora reaktivne snage
Grupni regulator reaktivne snage vrši
sledeće osnovne funkcije:
Održava ravnomernu raspodelu
reaktivnog opterećenja među
generatorima u elektrani uključenim
u grupni rad;
Održava reaktivno opterećenje
agregata odnosno elektrane i napona
na posmatranim sabirnicama
elektrane na unapred podešenom
nivou;
Omogućava jednostavno upravljanje
elektranom po naponu i reaktivnoj
snazi kao jednim generatorom.
Da bi se izbegao rad generatora izvan
dozvoljenih vrednosti po naponu i
reaktivnoj snazi, odnosno u okviru
pogonske karte agregata, GRRS
ograničava svoje dejstvo po kanalu tog
agregata. Ukoliko neka od posmatranih
veličina dostigne graničnu vrednost,
GRRS će privremeno prekinuti
svako dejstvo grupne regulacije na
predmetnom bloku koje bi dovelo do
daljeg porasta posmatrane veličine.
Predviđeno je da se u okviru uređaja
realizuju dve vrste regulacije: regulator
režima i regulator raspodele. Regulator
režima ima zadatak da održava
izabranu režimsku veličinu: napon
na zajedničkim sabirnicama, zbirnu
reaktivnu snagu elektrane ili njihovu
kombinaciju. Regulator raspodele
održava željenu stacionarnu raspodelu
neophodnog ili zadatog reaktivnog
opterećenja elektrane između
generatora u pogonu, koja obezbeđuje
održavanje izabrane režimske veličine.
U režimu regulacije napona sabirnica
GRRS određuje veličinu reaktivne
snage koju elektrana treba da isporuči
da bi se održala željena vrednost
napona. Vrednost reaktivne snage
se određuje prema zahtevanoj V-Q
karakteristici sabirnica. Statizam
V-Q karakteristike sabirnica može se
podešavati podešavanjem koeficijenata
statizma sistema pobude generatora.
U režimu regulacije zadate reaktivne
snage elektrane GRRS održava
ukupnu reaktivnu snagu elektrane na
željenoj vrednosti.
U svim režimima rada izlaz iz
regulatora režima je signal koji nosi
informaciju o potrebnoj veličini
reaktivne snage elektrane. Taj signal
ulazi u regulator raspodele koji
ostvaruje ravnomernu raspodelu
reaktivnog opterećenja među
generatorima uključenim u grupni
rad u odnosu na njihova dozvoljena
opterećenja.
Parametri GRRS-a su izabrani na
osnovu dinamičke analize odziva svih
agregata elektrane.
S obzirom na postojanje dva sabirnička
naponska nivoa GRRS je realizovan
[116]
sa dva nezavisna grupna regulatora
pobude, po jedan za svaki naponski
nivo 220kV i 400kV. Svaki grupni
regulator vidi pripadajući naponski
nivo kao zasebnu celinu i upravlja
njenim naponsko-reaktivnim režimom.
Ova dva grupna regulatora su potpuno
indentična sa stanovišta funkcija i
tehničkih karakteristika.
3. Realizacija grupnog
regulatora reaktivne snage
Grupni regulator reaktivne snage
fizički se sastoji od [3]:
centralne regulacione jedinice
(realizovana kao redundantni sistem),
smeštena u orman u relejnoj sali
bloka 3 i daljinskog terminala koji
je realizovan kao personalni računar
smešten na komandnom stolu u
glavnoj dispečerskoj sali (ili na
drugom pogodnom mestu).
Sve funkcije GRRS su implementirane
na centralnoj jedinici. Centralna
jedinica je komunikacionim kanalom
povezana sa daljinskim terminalom.
Na daljinskom terminalu dispečer
elektrane vrši zadavanje svih veličina,
parametara i ograničenja vezanih za
grupnu regulaciju.
Koncepcijom uređaja je predviđeno da
se uređaj može uklopiti i u elektrane
sa implementiranim savremenim
tehničkim sistemima upravljanja i bez
njih. Uređaj ima predviđene ulaze za
prijem signala u vidu beznaponskih
relejnih kontakata ili putem MODBUS
protokola. Uređaj generiše izlazne
signale u vidu beznaponskih relejnih
kontakata i digitalnih signala koji
se prosleđuju MODBUS vezom.
Informacije o položaju mrežnih i
generatorskih prekidača je potrebno
uvesti direktno sa opreme iz razloga
sigurnosti i pouzdanosti.
Analogna merenja moraju biti sinhrona
zbog konzistentnog očitavanja stanja
regulisanog sistema. Merni sistem
uređaja se povezuje u sekundarne
krugove postojećih mernih pretvarača
uz obezbeđenu galvansku izolaciju.
Izlazni komandni signali više/
niže ka pobudnim sistemima
zadovoljavaju minimalne tehničke
uslove regulacionih krugova, a to
je definisano maksimalno vreme
propagacije signala do izvršnog
organa. Iz tog razloga je realizovano
direktno prosleđivanje komandi više/
niže od strane GRRS primarnoj opremi
svakog od šest agregata putem žičanih
veza.
4. Model i digitalni simulator
elektrane
U cilju izvođenja fabričkih ispitivanja
uređaja za grupnu regulaciju reaktivne
energija
snage napravljen je odgovarajući
model elektrane. Model elektrane
predstavlja prenos od komandi više/
niže referenci napona generatora
pobude do odziva generatora po
reaktivnoj snazi. Simulator je fizički
realizovan na PLC automatu u kome
je programiran model elektrane.
Ulazi u simulator su komande više/
niže referenci napona generatora koje
idu ka regulatorima pobude. Izlazi iz
simulatora su merne strujne petlje od
20 mA koji predstavljaju odgovarajuće
Q posmatranog bloka i napone
sabirnica 220kV i 400kV. Simulator
je generisan na osnovu ispitivanja
izvršenih na svim generatorima
tokom 2009. godine, putem zadavanju
komandi referenca napona generatora
više/niže preko upravljačkog sistema.
Korišćeni su podaci dobijeni sa
arhivskih servera termoelektrane
„Nikola Tesla A“.
4.1 Ispitivanja odziva reaktivne
snage pojedinih blokova
Model elektrane je generisan na
osnovu ispitivanja vršenih na elektrani.
Ispitivanja su vršena u više navrata
da bi se obuhvatila različita pogonska
stanja. Cilj ispitivanja je bio snimanje
odziva promene reaktivne snage
agregata u vremenu i određivanje mere
spregnutosti sistema tj. koliko promena
Q na jednoj mašini utiče na odzive tj.
promene Q na ostalim mašinama [4, 5,
6, 7].
Pri promeni reference napona na
jednom generatoru snimani su
odziv posmatranog generatora i
svih ostalih generatora. U log file
su zabeležene promene reaktivnih
snaga svih agregata. Dijagram
reaktivne snage u toku vremena je
upotrebljen za estimaciju parametara
vremenskog odziva reaktivne snage
generatora u odnosu na promenu
referentnog napona. Za svaki agregat
je izvedeno više koraka promene
referentnog napona generatora, a
prema dozvoljenom opterećenju
agregata. Ispitivanja su vršena u više
navrata u vremenskom periodu od 07.
04. 2009. do 01. 11. 2009.godine u
cilju prikupljanja podataka za model
elektrane pri različitim opterećenjima
agregata. Na slikama 1. do 6. su
prikazani rezultati ispitivanja izvršeni
07.04.2009. godine. U toku ispitivanja
je menjana referentna vrednost napona
generatora (Ugref) A4. Vrednost Ugref
je menjana u koracima definisanim
pobudnim sistemom posmatranog
generatora. Između koraka je pravljena
dovoljna vremenska pauza potrebna
da se sve veličine na posmatranom
agregatu ustale.
4.2 Modelovanje spregnutog sistema
sinhrona ma{ina - regulator napona
Odzivi agregata pri različitim aktivnim
opterećenjima kao i pri različitim
reaktivnim opterećenjima su pokazali
da je veličina promene reaktivne snage
agregata, za datu promenu referentnog
napona generatora, dominantno
određena reaktansom mreže pridružene
sabirnicama na koje je generator vezan.
Usrednjene vrednosti odziva reaktivne
snage na step promenu reference
napona se mogu aproksimirati sa tri
vrste vremenskih funkcija. Za blokove
Slika 1 Odziv reaktivne snage generatora A4 na
zadavanje promene reference napona generatora
Slika 2 Odziv reaktivne snage agregata A3 pri promeni
reference napona generatora A4
Slika 3 Odziv reaktivne snage generatora A4 na
zadavanje promene reference napona generatora
Slika 4 Odziv reaktivne snage agregata A5 pri promeni
reference napona generatora A4
[117]
energija
Slika 5 Odziv reaktivne snage agregata A1 pri promeni
reference napona generatora A4
Slika 6 Odzivi reaktivne snage agregata A1, A3, A5 i A6
pri promeni reference napona generatora A4
Slika 7 Rezultati ispitivanja 27. 05. 2009 - Odziv reaktivne
snage agregata A3, A4, A6 i tokovi P i Q na
sabirnicama elektrane pri promeni reference A5
Slika 8 Rezultati ispitivanja 27. 05. 2009 Odzivi napona
na sabirnicama 220kV i 400kV
A1, A2, A3 i A4 odgovarajući oblik
vremenske funkcije odziva reaktivne
snage na step poremećaj reference
napona je prikazan sledećim izrazom,
napona pobudnog sistema i
sabirnica generatora, slika
10.
Slika 9 Prenos signala reference na signal
reaktivne snage
Δ
Δ
(3)
(1)
za blokove A5 i A6 odgovarajuća
vremenska funkcija je oblika
(2)
Posle normalizacije odziva reaktivnih
snaga dobijene su odgovarajuće
spregnute prenosne funkcije u s
domenu,
, koja
prikazuje prenos signala reference na
signal reaktivne snage, slika 9.
Uzimanjem u obzir povratne sprege
po reaktivnoj snazi određuje se
prenos direktne grane, po reaktivnoj
snazi. Taj uticaj se kvantifikuje preko
ekvivalentne reaktanse generatora Xg,
koja se nalazi vezana između reference
Veza između ekvivalentne
reaktanse generatora i
koeficijenta statizma
generatora (u odnosu na
napon sabirnica generatora,
a ne VN sabirnica) data je
izrazom
(4)
Radi određivanja prenosne
funkcije od reference
napona generatora
do napona sabirnica
generatora, prenosna
funkcija direktne grane
po reaktivnoj snazi se
množi sa reaktansom blok
transformatora. Tako se
[118]
Δ
Slika 10 Prenosna funkcija od reference napona
generatora do napona sabirnica generatora
Δ
Δ
Δ
Δ
energija
dobija naponska prenosna funkcija, uz
određenu grešku u pojačanju, pošto je
ekvivalentna reaktansa malo veća od
reaktanse blok transformatora, ali to se
smatra prihvatljivim. Tako je dobijena
prenosna funkcija, od reference
generatora do napona sabirnica
generatora.
Ispitivanja i snimanja tranzijentnih
pojava na realnom blokovima elektrane
TENT A su pokazala da nema bitnih
promena vremenskih konstanti u
opsegu aktivnih snaga generatora
od 75% do 100% nominalne aktivne
snage kao i u opsegu reaktivnih snaga
od 0% do 100% nominalne reaktivne
snage.
Vremenski odzivi generatora na step
ΔUref/s su određeni aproksimacijom
i usrednjavanjem snimljenih odziva,
a vrednosti pojedinih koeficijenata
su prikazani po blokovima u sledećoj
tabeli I:
Koeficijenti u tabeli odgovaraju
reaktivnoj snazi u MVAr.
Normalizacija snage se vrši u odnosu
na baznu snagu Sb = 360 MVA.
Parametar d odgovara ugaonoj brzini
ω i parametar e odgovara faznom
uglu θ. Ostali parametri su množitelji
eksponencijalne funkcije ili se nalaze u
njenom eksponentu.
Analizom snimljenih odziva izračunate
su vrednosti koje odgovaraju
jednom koraku reference napona i
odgovarajuće ekvivalentne reaktanse
generatora, svedeno na baznu snagu.
(5)
Zatim je na osnovu izraza (5) određen
model svakog bloka u prostoru stanja u
obliku kanonične kontrolabilne forme
(6) i (7)
Da bi se postavio diskretni model
elektrane pogodan za modelovanje
tokova reaktivne snage, neophodno je
odrediti vrednosti napona VN sabirnica
u odgovarajućim vremenskim
trenutcima. Zato se u svakom koraku
rešava algebarski sistem linearnih
jednačina
(6)
(7)
Potpuni diskretni model jednog bloka
u prostoru stanja je prikazan izrazom
(7). Vektor stanja u trenutku k+1
zavisi od vektora stanja i vektora ulaza
u trenutku k preko fundamentalne
matrice Φ i matrice upravljanja
Δ. Vreme odabiranja je T = 0,1s.
Fundamentalna matrica se računa
putem razvoja u red, izraz (9), a
matrica upravljanja se računa pomoću
izraza (10).
(12)
Reaktivne snage pojedinih mašina se
mogu izraziti izrazom
(13)
odnosno izrazom
(14)
Naponi generatora se određuju prema
izrazu
(15)
(8)
(9)
i nove vrednosti reference, koje se
koriste u narednom računskom koraku,
biće
(16)
4.3 Diskretizacija modela bloka
Pri određivanju diskretnog modela
bloka prvo je određena odgovarajuća
Laplasova transformacija i izvršena
normalizacija usrednjenog vremenskog
odziva reaktivne snage (5) [7].
Parametri odgovaraju vrednostima koje
su prikazane u prethodnim tabelama.
4.4 Diskretni model elektrane
(10)
Diskretni izlaz modela je dat izrazom
(11) i predstavlja odbirke ekvivalentne
elektromotorne sile generatora
(11)
Tabela I Vrednosti koeficijenata za agregate A1-A6
Generisani model je verifikovan
ispitivanjima na elektrani na agregatu
A1 gde su posmatrane veličine
direktno snimane osciloskopom pri
promeni reference napona generatora.
Na slici 11 su uporedno prikazani
odzivi promene reaktivne snage na step
promenu reference napona dobijeni sa
simulatora (stepeničasti trag) i skinuti
sa arhivskog servera elektrane (koji
uzorkuje svake sekunde). Takođe, na
slici 12 je prikazan odziv promene
reaktivne snage na step promenu
reference napona u pogonskim
uslovima. Vidi se da je poklapanje
modela zadovoljavajuće. Na isti
način su verifikovani i odzivi ostalih
agregata, čime je verifikovan i sam
digitalni simulator elektrane.
5. Zakljlu~ak
U radu je prikazana realizacija
digitalnog simulatora toka reaktivne
snage termoelektrane „Nikola Tesla
A“. Simulator je projektovan da
[119]
energija
Slika 12 Odzivi priraštaja reaktivne snage na step promenu reference dobijeni sa
simulatora (stepeničasti trag) i skinuti sa arhivskog servera elektrane
eksploatacija agregata odnosno kako bi
se ispunile ciljne funkcije (ujednačene
margine reaktivne snage ili ujednačen
faktor snage) i kako bi se obezbedilo
da se agregati u grupnoj regulaciji
ravnomerno odazivaju na poremećaje u
elektroenergetskom sistemu.
Literatura
Slika 13 Odziv priraštaja reaktivne snage na step promenu reference,
u pogonskim uslovima
bi poslužio za ispitivanje grupnog
regulatora reaktivne snage, koji
je realizovan posebno za 220 kV
sabirnice i posebno za 400 kV
sabirnice. Grupni regulator reaktivne
snage omogućava dva nezavisna
režima rada: održavanje zadatih
reaktivnih snaga i regulaciju napona
visokonaponskih sabirnica. Za potrebe
fabričkih ispitivanja i podešavanja
parametara grupnog regulatora
reaktivnih snaga u fabrici proizvođača
i na elektrani realizovan je digitalni
simulator implementiran na PLC
automatu, na osnovu eksterimentalno
dobijenog modela elektrane. Simulator
je realizovan tako da što je moguće
bliže prikazuje stvarno ponašanje
agregata elektrane pri različitim
situacijama toka reaktivnih snaga
agregata. Verifikacija simulatora je
obavljena pomoću merenja na bloku
A1.
Realizacijom sistema za grupnu
regulaciju reaktivne snage postiže
se ravnomerna raspodela reaktivnog
opterećenja agregata koji učestvuju u
grupnoj regulaciji. Grupna regulacija
agregata u okviru elektrane je
realizovana kako bi se uravnotežila
[120]
[1] R. Milijanović, „Grupno
upravljanje agregatima u elektrani“,
Monografija, Elektrotehnički
institut „Nikola Tesla“,
Beograd1986.
[2] E. da Silva, J. Hedgecock, J. Mell,
and J. Ferreira da Luz, “Practical
Cost-Based Approach for the
Voltage Ancillary Service”, IEEE
TRANSACTIONS ON POWER
SYSTEMS, VOL. 16, NO. 4,
NOVEMBER 2001
[3] J. Dragosavac, Ž. Janda, P.
Ninković, J. Pejović, S. Dobričić,
T. Gajić, „Grupni regulator pobude
i aktivne snage u TE „Nikola
Tesla“- Obrenovac“, Projekat,
Elektrotehnički institut „Nikola
Tesla“, Beograd 2009
[4] Bittanti, S.; Corsi, S.; Pozzi, M.;
Zaramella, M., The power plant
voltage/reactive power regulator
with an adaptive control
solution, Power Tech Conference
Proceedings, 2003 IEEE Bologna,
Volume 3, 23-26 June 2003
Page(s):7 pp. Vol.3
[5] Noguchi, S.; Shimomura, M.;
Paserba, J., Improvement to an
high side voltage control, Power
Systems, IEEE Transactions on
Volume 21, Issue 2, May 2006
Page(s):683 - 692
[6] John Grainger, William Stevenson
Jr, Power System Analysis, Mc
Graw Hill, 1994.
[7] John van de Vegte, Feedback
control systems, Prentice Hall, Inc
1986.
energija
Jasna Dragosavac, @arko Janda
Electrical Engineering Institute “Nikola Tesla”, Belgrade, Serbia
J.V. Milanovi}
The University of Manchester , Manchester M13 9PL, UK
UDC:621.313.52 : 621.317.38
Coordinated regulation of
reactive power in multigenerator steam power plant
1 Introduction
Abstract
The main goal of coordinated
VAr regulation is to perform fast
and simultaneous adjustment
of the reactive power output of
individual generators within a plant
by appropriate change of voltage
references of Automatic Voltage
Regulators (AVR). The VAr regulation
should be insensitive to cross coupling
among generators and changes
within transmission network. The
coordinated control of reactive power
(Q) of generators within a power plant
that leads to real power production
without reduction imposed by needs
for reactive power support. The
improved Q control can also minimize
generator losses due to reactive power
production and improve the stability
of power system in general due to
smaller increments of the reactive
power of each generator.
At present, the reactive power margins
of individual generators within a plant
are adjusted sequentially, by unit
operator. The sequential adjustment
however, becomes inadequate when
the reactive power control loops
are the inner loops of the voltage
control system as a high side voltage
control or pilot node voltage control.
The widely accepted approach to
solve the problem of coordinated Q
regulation is to use the reactive power
sensitivity matrix to determine the
required change in generator voltage
reference values [1], [2]. Under ideal
circumstances, the one-step correction
of voltage references would suffice.
In the reality however, it is rarely
sufficient to use one-step correction.
Moreover, the overshoot in guided
reactive power could occur, which
is not acceptable due to additional
In order to alleviate existing drawbacks of reactive power control of individual
generators and to perform coordinated reactive power (VAr) regulation task in
the power plant, the improved sensitivity matrix based approach is proposed in
this paper. The proposed method uses predictor-corrector calculation sequence
and calculates the reactive power sensitivity matrix from per unit values of
reactances of individual generators in the plant and equivalent reactance of the
power network. The problem of quick and accurate estimation of the equivalent
reactance of the network is resolved by observing the voltage changes versus
reactive power changes and by appropriate averaging of the ratio of these
changes. Based on the developed methodology, coordinated reactive power
controller is designed and tested using real time simulator.
Key words: coordinated reactive power control, steam power plant, estimation
of network reactances
unnecessary stresses upon equipment.
One way of distributing reactive power
contribution by different generators
within a power plant is to ensure that
there is an equal relative distance
from engaged unit reactive power to
maximal available reactive power of
the unit (with respect to generator
operating chart and produced real
power). In this case, the maximal
available capacitive reactive power,
or even zero reactive power can be
chosen as a lower limit for reactive
power of the unit. Another reactive
power control strategy is based on
maintaining equal power factor among
participating generators [3]. Both of
these strategies are a consequence
of market deregulation and constant
tendency to utilize existing assets in
more effective way.
This paper proposes a simple and
accurate method for improvement of
reactive power distribution among
generators within a steam power plant
by controlling generator reference
[121]
voltages. The method enables fast and
accurate setting of generator reference
voltages to accomplish adequate
distribution of reactive power among
participating generators. Developed
method is applied on a case study
steam power plant, “Nikola Tesla A” in
Obrenovac, Serbia. The validation of
the method is performed by comparing
steady-state and dynamic responses of
the plant obtained from the real time
simulator with recorded transients and
operating states of the actual steam
power plant.
2 Theoretical background
The injected apparent power of the
generator is given by [4]
(1)
where VGi is generator voltage.and IGi*
is generator current of i-th unit.
According to (1), the node-injected
active and reactive power are given by
energija
(2)
(3)
where YGij and μGij are the magnitude
and phase angle of the admittance YGij,
respectively and δij = δi−δj is the angle
difference between voltage phasors of
nodes i and j.
In order to estimate (during the steady
state operation) change in the active
and reactive power of all generators
in the network of interest caused by
the change of generator voltages the
following linearized matrix equations
are used [5]:
(4)
(5)
where ∆VG is vector of generator
voltage changes; ∆PG is vector of
injected active power changes caused
by generator voltage changes; ∆QG
is vector of injected reactive power
changes caused by appropriate
generator voltage changes; ∂PG/∂VG
and ∂QG/∂VG are square matrices of
real and reactive power sensitivity,
respectively. In case of reactive power
sensitivity matrix, ∂QG/∂VG, has the
following elements:
(6)
(7)
Thus, applying the equations (6)
and (7), after determining voltage
changes of selected generator, the
corresponding changes of real (∆PG)
and reactive (∆QG) power can be
obtained.
In case of reverse problem definition,
i.e., determining voltage variation
caused by changes in generator real
and reactive power,the corresponding
linearized matrix equations are
formulated as:
The Eqi (i=1-6) is the equivalent EMF
(8) (internal voltage) of the i-th generator,
equal to reference generator voltage,
Xgi (i=1-6) is the equivalent reactance
(9) of the i-th generator (all feedbacks
included) and Xbi (i=1-6) is the
corresponding generator transformer
In the above formulation the external
reactance.)
power network is represented using
The inverse sensitivity matrix (S-1)
Thevenin equivalent. The equivalent
elements can be directly obtained from
Thevenin network impedance can be
assumed to be pure inductance without generator and transformer parameters
by using simple relationships. The
any loss of generality.
only uncertain value is the equivalent
Based on equation (5) and equivalent
Thevenin reactance of power network
single line diagram of the plant and
associated network, e.g., as one shown ( 225 kV and 407 kV networks in this
particular case) which can vary with
in Fig. 1 for the test case power plant,
time. One of basic assumptions in this
the sensitivity matrix (S) can be
research is that reactance variation
obtained as
with time is slow enough and that it
can be considered as quasi-stationary
(10) value. The way to overcome this
inaccuracy is to estimate power
network reactance value by averaging
Following allocation of reactive
several consecutive measured values.
power changes to each unit, the
Each individual value is derived as
necessary reactive power increments
the ratio of the change in p.u. value of
are determined and the corresponding
voltage (at the hide voltage winding
changes of generator reference
of transformer) and the change in
voltages can be found using the
p.u. value of reactive power injected
following relationship
into the network. In order to achieve
adequate performance of the algorithm
(11) it is necessary to predefine the lower
and upper limits of the estimated
reactance value. In this way smooth
The inverse sensitivity matrix (11)
changes of the estimated Thevenin
can be easily calculated, from single
network reactance with time can be
line diagram shown in Fig. 1. (Note:
obtained.
In this particular case, Fig. 1 shows
While applying equations (6) and (7)
the internal power circuits of the
to the equivalent single line diagram
steam power plant “Nikola Tesla A”.
shown in Fig. 1, the following
The plant consist of six generators
assumptions are made: i) All VGi
connected to two high voltage buses,
voltage magnitudes are equal to
one rated at 235 kV (V22, Fig. 1) and
unity; ii) All cosine functions are
the other at 407 kV (V40, Fig. 1).
considered to be equal to one [5]. As
Rated power of the generators A1 and
a consequence of these assumptions,
A2 is 247 MVA, while the remaining
only reactances feature in sensitivity
four generators are rated at 360 MW.
matrix elements. One has
Figure 1 Simplified internal equivalent single
to be aware though that this
line diagram of the steam power
is a linearised model of the
plant “Nikola Tesla A”
actual power network which is
strictly valid within small area
around actual operating points
of the synchronous generators
involved in P-Q space.
Nevertheless, it is accurate
enough for the intended
purpose.
After applying equation (11),
the changes of generator
voltage references are obtained.
They are applied as up or
down pulses for each reference
voltage, where pulse duration is
proportional to calculated pulse
weight. In an ideal linear case
one correction step, i.e., one up
[122]
energija
or down step in reference voltage set
point, would be sufficient to achieve
desired reactive power distribution.
Unfortunately, this is a rare case in
practice.
To overcome the linear model
limitations and to make the proposed
reactive power control algorithm
robust and insensitive to inevitable
changes in operating environment
and generator active power influence,
it is necessary to increase the number
of control steps. At least two steps
are necessary for the use of predictorcorrector approach [6, 7] employed
in this study. The original algorithm
is therefore, modified in such a way
that the steps in reference voltage of
the first generator are just a fraction of
the value calculated using (11). The
first applied voltage step is effectively
determined by (12),
(12)
where ∆VG is the step calculated
according to (11) while 0< α <1
is appropriate weighting e.g., α
= 0.85. The value of parameter α is
chosen by observing the worst case
overshoot in recorded reactive power
responses. A good rule of thumb is to
chose the value of α as a difference
between unity and maximal observed
p.u. reactive power overshoot. The
reactive power increment vector is
then given by (13). The reactive power
increment vector applied to controller
is designated as ∆VG1,real .
(13)
After this small modification it is
possible to scale reactive power
response amplitudes for each generator
as the ratio between expected and
realized response as shown by (14),
than the rest of matrix elements,
i.e., that the plant generators are not
strongly coupled. The drawback of
this approach, i.e., incremental change
in reactive power and voltage steps,
is that the number of steps of the
algorithm and thus computation time
increases. This however, is not critical
for the problem that is being addressed
since the basic reactive power control
algorithm is executed every 10 to 20
seconds allowing plenty of time for
the required calculations to finish (case
study results).
3 Real time model simulation
results
The proposed coordinated reactive
power control algorithm is
implemented as the inner control
loop for high voltage side control.
It is implemented on standard
Programmable Logic Controller
(PLC).
In the coordinated Q-V control system
the two control modes are available
(allowed): the reactive power level
control mode and power plant point
of common coupling (PCC) voltage
control mode (Fig 2).
The system is designed to insure a
complete non-interference between
generator control loops, in order to
avoid reactive power oscillations
between different generators within the
power plant.
It is based on algorithms for online estimation of all necessary
generator and network parameters.
The parameter estimation task is
performed in real-time using local
information and system monitoring.
The realized control system identifies
network parameters and structure and
accordingly selects the most suitable
control mode and appropriate set of
regulator parameters.
As it can be seen in figures 3, 4 and 5,
Figure 2 General principle of Q-V control loops
Figure 3 Reactive power responses (Q1-Q4) of generators connected to 235 kV
bus and generators Q5 and Q6 connected to 407 kV bus to change in
regulated reactive power from -50 MVAr to 300 MVAr
(14)
In the next step of the algorithm
the calculated increments of Q for
each generator are multiplied by
corresponding factor β obtained from
(14). Such adjusted Q increments are
then further processed by applying
(11) so that the resulting error is
smaller than predefined threshold.
In this way appropriate modification
of diagonal elements of the inverse
sensitivity matrix is achieved. The
implicit assumption here is that the
diagonal elements of the inverse
sensitivity matrix are more significant
[123]
energija
Figure 4 Reactive power responses (Q1-Q4) of generators connected to 235
kV bus and generators Q5 and Q6 connected to 407 kV bus during
excitation forcing of the unit A1 for a few seconds
Figure 5 Reactive power responses (Q1-Q4) of generators connected to 235
kV bus and generators Q5 and Q6 connected to 407 kV bus during
excitation forcing of the unit A1 for approximately 30s
all goals are fulfilled regarding tests
realized with real time simulator of the
internal power plant reactive power
flow. More straightforfard, in fig 3, 4,
5 the recorded responses of designed
reactive power controller connected
to the real power plant model
implemented on independent PLC
are presented. In figure 3 the standard
response to change in overall reactive
powers of the 220kV bus is presented.
The reactive powers reached a new
preset value with wanted accuracy,
which is less than one reactive power
step of the smallest generator. The
overshoot in total reactive power has
not occurred. The new desired value
was reached after execution of 4 steps
regarding voltage reference change.
All of the generators were moving
together towards the new set point. In
such way the reactive margin values
of all generators were kept at the
same level. The differences in reactive
power responses are due to differences
in generators models parameters
and different active power loads
(capability curve limits). There was no
interference with excitation systems
so time-decoupling was successfully
achieved.
The proposed algorithm for
coordinated Q-V control is
implemented in reactive power
controller unit built for steam power
plant “Nikola Tesla A”. Fig. 6 and 7.
show the view of the exterior and the
interior of the controller.
4 Conclusions
The paper presented a new algorithm
for coordinated reactive power –
voltage control in multi machine steam
power plant. The proposed algorithm
Figure 6 Reactive power controller,
base unit
Figure 7 Reactive power controller, base unit interior
[124]
energija
uses the predictor-corrector approach
to alleviate existing drawbacks of
reactive power control via sensitivity
matrix. The main problem with
sensitivity matrix approach, how to
estimate quickly and accurately the
equivalent reactance of the network,
has been resolved here by observing
the voltage changes versus reactive
power changes and by appropriate
averaging of the ratio of these changes.
In addition to effective Q-V control the
algorithm is not sensitive to excitation
forcing.
Finally the paper presents some of
the results of validation test of the
coordinated Q-V controller, which
employs developed algorithm and
which was built for steam power plant
Nikola Tesla “A”.
5 References
[1] J.P. Paul, J.Z. Leost, J.M.
Tesseron, Survey of the
secondary voltage control in
France: present realization and
investigations, IEEE Transactions
on Power Systems, Volume
PWRS-2, No. 2, May 1987
Page(s):505 – 511
[2] S. Bittanti, S. Corsi, M. Pozzi,
M. Zaramella, The power plant
voltage/reactive power regulator
with an adaptive control
solution, Power Tech Conference
Proceedings, IEEE Bologna
2003, Volume 3, 23-26 June 2003
Page(s):7 pp.Vol.3
[3] I. El-Samahy, K. Bhattacharya,
and C. A. Cañizares, A Unified.
Framework for Reactive Power
Management in Deregulated
Electricity Markets, Power Systems
Conference and Exposition, 2006.
PSCE ‘06, 2006 IEEE PES,
Atlanta, GA
[4] J. Machowski, J. W. Bialek, J. R.
Bumby, Power System Dynamics:
Stability And Control, , John Wiley
& Sons, Chichester, 2008
[5] John Grainger, Jr.,William
Stevenson, Power System Analysis,
McGraw-Hill, 1994.
[6] K. Iba, H. Suzuki, M. Egawa,
and T. Watanabe, “Calculation of
Critical Loading Condition with
Nose Curve Using Homotopy
Continuation Method,” IEEE
Transactions on Power Systems,
vol. 6, 1991.
[7] Ajjarapu, Computational
Techniques for Voltage Stability
Assessment and Control. Iowa:
Springer, 2006.
Aleksandar Aleksi}, Operation Manager
„Puratos d.o.o“, PJ Kragujevac, Srbija
UDC:621.5.047 : 658.5.003
Primer smanjenja potrošnje
rashladne vode uvođenjem
zatvorenog sistema
recirkulacije
Rezime
O profitu koje neko poslovno preduzeće ostvari u odredjenom periodu,
neophodno je da najviše rukovodstvo odluči šta će sa njim da uradi. Ti profiti
mogu da se investiraju u proširenje biznisa, da se ulože u banku i da donosu
kamatu, da se upotrebe za otkup postojećih kredita ili dugova, ili mogu da se
raspodele vlasnicima firme. Da bi se deo profita investirao u štednju energije,
neophodno je da se rukovodstvu koje odlučuje o raspodeli profita jasno i
koncizno prezentuju razlozi investiranja u štednju energije. Ovakve investicije
kao i sve druge, iziskuju dobru analizu troškova u prvom redu vezanih za
potrošnju energije, ali i troškova koji obuhvataju izdatke u planirane investicije.
Drugi deo ove analize trebalo bi da obuhvati planirane profite date investicije.
Bitno je da se pre donošenja odluke o investiranju u štednju energije, jasno
definiše cilj, način za njegovo ostavrivanje kao i kriterijum za odlučivanje.
Abstract
Profit accumulated in some period by a business enterprise requires top
management decisions as to how they should be handled. The profits may be
invested in business expansion, placed in a bank and earn interest, buy back
existing loans or debts, or may also, be distributed to the owners of the firm. To
invest part of this profit in to energy conservation investments it is necessary to
meet top management who decide about profits, with clear and concise reasons
why to invest in to energy savings. Energy conservation investments, like any
other investment, require a series costs analyse in the first place connected with
energy consumption cost, but with costs who takes account into expenditures
also. Second part of this analyse should takes into account planned profits of
the investment. Before make a execute decision about energy conservation
investments, it is very important to make clear definition of goal, the way how to
achieve it, criteria for decision.
1.0 Uvod
1.1 O preduze}u
„Puratos d.o.o“ Srbija je deo
multinacionalne korporacije „Puratos
n.v./s.a.“ sa sedištem u Briselu.
U Srbiji, osnovna delatnost je
proizvodnja margarina, aditiva i smeša
za pekarstvo i poslastičarstvo.
Suočeni sa rastućim troškovima
proizvodnje i zahtevima matične
kompanije za njihovim smanjenjem,
sprovedena je kompletna analiza
[125]
proizvodnog procesa u cilju
utvrdjivanja mogućih mesta uštede.
Revizija energetske efikasnosti, kao
rezultat, dala je ideju za smanjenje
potrošnje vode u toku procesa
proizvodnje.
1.2 Opis procesa proizvodnje
Snabdevanje proizvodnog pogona
vodom vrši se iz gradske vodovodne
mreže. Voda se koristi u toku procesa
proizvodnje margarina. Sam proces
proizvodnje margarina se sastoji
energija
od mešanja sirovina (biljnih ulja,
vode, emulgatora antioksidansa, soli,
limunske kiseline, aroma itd), potom,
procesa pasterizacije (radi elminisanja
potencijalnih mikrobiloških
kontaminenata), procesa kristalizacije.
Za potrebe procesa kristalizacije
fabrika ima amonijačnu instalaciju
rashladnog kapaciteta od 70kW koja
se sastoji od rashladnog klipnog
kompresora i prateće instalacije. Kao
rashladno sredstvo koristi se amonijak.
Nakon kristalizacije vrši se fluidizacija
margarina i potom pakovanje.
Proizvodnja pare se vrši u sopstvenoj
kotlarnici i para se koristi za
proizvotnju tehničke tople vode za
grejanje instalacija i pranje pogona.
odgovornost da odobri predložene mere.
Informacije su bile pravovremene,
koncizne i dostavljene u formi koja koja
je omogućila brzu odluku o realizaciji.
Glavni cilj je očekivanje da će
rezultujući dobici u unapred definisanom
vremenskom periodu, premašiti početne
investicione troškove u predloženi
projekat.
Tabela 2
1.2 Odredjivanje mesta potro{nje
vode
Prikupljanje podataka o korišćenju
sveže vode i bio je sastavni deo
energetske revizije koji je trebao da
omogući identifikaciju mesta potrošnja
vode.
Mesta na kojima se voda koristi:
- Proizvodnja pare
- Proizvodnja tehničke tople vode
- Voda kao sirovina u proizvodnji
margarina
- Proces pasterizacije
- Hladjenje glava i hladnjaka ulja
klipnih kompresora rashladnog
sistema
- Evaporativni kondenzator
amonijačnog rashladnog sistema
Tabela 3
2.0 Postavljanje cilja
Tabela 4
Podaci potrebni za utvrđivanje cilja
odnosno mogućeg smanjenja potrošnje
vode, dobili su se na osnovu očitavanja
postojećih mernih instrumenata, kao i
računa za utrošenu vodu.
Analizom podataka o potrošnji vode
kao i podaka o potrebnim parametrima
proizvodnog procesa dobile su se
korisne informacije o potrošačima
kod kojih bi bilo moguće sprovesti
odredjena smanjenja potrošnje.
Informacije
o
mogućnostima
uštede prosledjene su višem nivou
menadžmenta, koji ima mogućnost i
[126]
2.1 Prikupljanje podataka
Glavni izvor podataka bili su računi
za utrošak vode obzirom da su to
regresivni (istorijski) podaci koji su
deo sistema finansijskog menadžmenta
preduzeća.
Prikaz dela ovih podataka dat je u
tabeli 1.
Potrošnja vode za proizvodnju pare u
kotlarnici (tabela 2)
2.2 Analiza podataka
Analizom podataka iz prethodnih
tabela kao i analizom samog
proizvodnog procesa i njegovih
paarmetara moglo se zaključiti da su
potencijalna mesta smanjenja potrošnje
vode:
- Proces pasterizacije
- Proces hladjenja glava i hladnjaka
ulja klipnih kompresora rashladnog
sistema
- Evaporativni kondenzator
amonijačnog rashladnog sistema
Obzirom da su se podaci dobijeni sa
računa i mernih instrumenata odnosili
na ukupnu
potrošnju vode,
potrošnju vode
za proizvodnju
vodene pare i
potrošnju vode
kao sirovine
u samoj
proizvodnji
energija
Tabela 1
datum
mesec
proizvodnja
stanje glavnog
margarina
vodomera
ut
utrošak
vode u m3
utrošak
vode kao
sirovine u
m3
ukupna
potrošnja
vode m3
cena vode
RSD/ m3
Račun za vodu
RSD
PDV 18%
za uplatu
RSD
potrošnja
vode po
jed.prozvoda
01.02.2007. jan
398,24
1000976
1330
68,90
1.398,90
58,37
81654
14698
96351
3,51
01.03.2007. feb
313,18
1003319
2343
58,00
2.401,00
58,37
140146
25226
165373
7,67
01.04.2007. mart
483,75
1005399
2080
81,21
2.161,21
58,37
126150
22707
148857
4,47
6,45
01.05.2007. april
457,89
1008265
2866
86,79
2.952,79
58,37
172354
31024
203378
01.06.2007. may
429,98
1011426
3161
80,06
3.241,06
62,75
203376
36608
239984
7,54
01.07.2007. june
375,86
1013526
2100
68,69
2.168,69
62,75
136085
24495
160581
5,77
01.08.2007. july
394,04
1016032
2506
77,19
2.583,19
62,75
162095
29177
191272
6,56
01.09.2007. august
450,85
1018341
2309
81,10
2.390,10
62,75
149979
26996
176975
5,30
01.10.2007. september
518,04
1021338
2997
94,53
3.091,53
62,75
193994
34919
228913
5,97
01.11.2007. oktobar
607,73
1023305
1967
99,83
2.066,83
62,75
129693
23345
153038
3,40
01.12.2007. novembar
549,72
1026217
2912
107,38
3.019,38
62,75
189466
34104
223570
5,49
01.01.2007. decembar
571,40
1028737
2520
116,18
2.636,18
62,75
165420
29776
195196
4,61
01.02.2008. januar
389,58
1030085
1348
78,60
1.426,56
62,75
89517
16113
105630
3,66
01.03.2008. februar
540,69
1031814
1729
119,10
1.848,06
62,75
115966
20874
136840
3,42
01.04.2008. mart
452,97
1033388
1574
81,60
1.655,67
62,75
103893
18701
122594
3,66
4,99
01.05.2008. april
498,77
1035775
2387
103,00
2.490,05
62,75
156250
28125
184375
01.06.2008. may
389,43
1037568
1793
66,70
1.859,73
62,75
116698
21006
137704
4,78
01.07.2008. jun
403,08
1039816
2248
73,40
2.321,43
62,75
145670
26221
171890
5,76
01.08.2008. jul
480,97
1043078
3262
80,60
3.342,68
66,49
222255
40006
262261
6,95
01.09.2008. avgust
329,53
1045441
2363
61,90
2.424,93
66,49
161234
29022
190256
7,36
01.10.2008. septembar
332,24
1047448
2007
62,20
2.069,22
66,49
137582
24765
162347
6,23
01.11.2008. oktobar
496,19
1049854
2406
70,70
2.476,73
66,49
164678
29642
194320
4,99
01.12.2008. novembar
440,00
1051551
1697
7,80
1.704,85
66,49
113355
20404
133759
3,87
01.01.2009. decembar
521,51
1052821
1270
67,40
1.337,45
66,49
88927
16007
104934
2,56
margarina, bilo je potrebno izvršiti
dopunsku analizu koja bi omogućila
donošenje takve odluke koja bi
bila usmerena realizaciji unapred
postavljenog cilja.
Merenjem protoka otpadnih voda došlo
se do rezultata vezanih za protoke na
pojedinim potrošačima vode koji su
predstavljali mesta potencijalne uštede
(tabela 3).
Ovi podaci omogućili su kreiranje
predloga rešenja sistema koji bi
omogućio sprovodjenje želejenih mera.
budžeta koji bi predstavljao osnov
za analizu profitabilnosti i donošenje
odluke o realizaciji.
U tabeli 4 prikazani su komponete
sistema sa potrebnim troškovima.
2.4.1 Primarni troškovi
Primarni troškovi se odnose na
direktne troškovi za utrošenu vodu na
godišnejm nivou (tabela 5).
Tabela 5
2.3 Opis sistema:
Ukupna količina vode koja se nakon
procesa hladjenja izbacivala u
kanalizaciju, sakupljala bi se u sabirni
rezervoar i nakon toga pumpom
transportovala u dve rashladne kule.
Voda ohladjena do temperature tačke
rošenja bi se potom pumpama ponovo
distribuirala do potrošača. U cilju
povećanja energetske efikasnosti
mikrokontroler bi upravljao radom
ventilatora na rashladnim kulama i
radom pumpi te bi se tako regulisala
tehnološki potrebna temperatura vode.
Planirano smanjenje potrošnje vode je
40%.
A: mesečni prosek:
1.692,46 €
2.4.2 Sekundarni troškovi
Osim primarnih troškova potrebnu je
uzeti obzir i sekundarne troškove koje
se odnose na održavanje postojeće
opreme, (tabela 6).
Tabela 6
2.4 Izve{tavanje i odluka o realizaciji
Da bi se donela racionalna odluka o
investiranju prvi korak je bio izrada
B: mesečni prosek:
[127]
51,82 €
Hemijsko čišćenje se realizuje
periodično, okvirno svake četvrte
godine, i prilikom čišćenja dolazi i do
gradacije kvaliteta tretiranih površina
što takodje treba uzeti u obzir kao
faktor analize profitabilnosti.
2.4.3 Kriterijumi odlučivanja
Period povraćaja kapitala ili Payback period (PBP) predstavlja
indeks ekonomskog ocenjivanja koji
odredjuje koji je to vremenski period,
obično iskazan u godinama, potreban
za povraćaj početne investicije preko
novčanih dobitaka od te investicije.
Potrebni podaci o investiciji
predstavljaju:
Knjigovodstvena
vrednost investicije (I):
10.970 €
Godišnja ušteda
(S): 1.692,46 € *12*0,4= 8.123,8 €
Godišnji troškovi rada
i održavanja (OM):
okvirno 150 €
Šema 1
1
[128]
2"
1"
1"
3/4"
1
KANALIZACIJA
1"
1"
T
LEGENDA:
1) Rashladne kule
2) Rezervoar za sakupljanje zagrejane vode
3) Pumpa za zagrejanu vodu
4) Pumpa za rashladnu vodu
5) Pasterizator za hlaÿenjen vodom
6) Rashladni kompresor 105N-8AE "Jugostroj" hlaÿenjen vodom
7) Dupli omekšivaþ vode sa posudom za so
8) Evaporativni kondenzator hlaÿenjen vodom
9) Ureÿaj za odsoljavanje ( ispuštanje vode sa velikom
koncentracijom minerala )
10) Stanica za doziranje inhibitora korozije
11) Stanica za doziranje biocoda
1"
1"
( +38°C )
KANALIZACIJA
1"
1 1/2"
KANALIZACIJA
3/4"
3/4"
( +38°C )
2
3/4"
1"
VODOVOD
KANALIZACIJA
1"
3/4"
5
2"
5
1 1/2"
1"
( +55°C )
( +70°C )
1"
T
9
3/4"
3/4"
1"
KANALIZACIJA
1"
6
3/4"
NH3
KANALIZACIJA
( +35°C )
VODOVOD
3/4"
8
NH3
1"
10
3/4"
7
VODOVOD
3/4"
1"
1"
3/4"
VODOVOD
KOTLARNICA
III SPRAT
energija
energija
Indeksna formula za ravnomerne
novčane tokove odredjuje Period
povraćaja kapitala (pay back periodu):
Gruba ocena bazirana na Pay back
periodu odredjenom na osnovu
vrednosti investicije, godišnjih
troškova rada i planirane godišnje
uštede, nije dovoljno ubedljiva kao
argument finansijske profitabilnosti za
donošenje odluke o realizaciji. Stoga je
izvršeno i odredjivanje Stope prinosa
investicije (SPI) kao dodatni kriterijum
za odlučivanje:
Knjigovodstvena vrednost
investicije (I):
10.970 €
Godišnja
ušteda (S):
1.692,46 € *12*0,4= 8.123,8 €
Godišnji troškovi rada i
održavanja (OM):
okvirno 150 €
Očekivani vek
trajanja (N):
10 godina
Stopa obračuna poreza: (TB)
18%
Godišnja stopa
amotizacije (D): D = I/N = 1.097 €
Dodatni argumenti koji su izloženi da
bi olakšali dosnošenje odluke su:
- Smanjenje potrošnje omekšane
vode, a time i troškova za njeno
omekšavanje
- Smanjenje stvaranja kamenca i
samim tim povećanje rashladnog
kapaciteta uredjaja (evaporativnog
kondenzatora, pasterizatora i
kompresora)
- Zaštita i produžavanje životnog
veka uredjaja (evaporativnog
kondenzatora, pasterizatora
i kompresora) izbegavanjem
hemijskog čišćenja
- Zaštita životne sredine (ne ispušta
se voda temperature 40°C u
kanalizaciju)
2.5 Cilj
Sprovedena analiza i dostavljanje
preciznih informacija omogućilo je
brzu odluku o realizaciji predloženog
projekta.
Da li je cilj postignut?
Postignuti rezultati prikazani su u
tabeli 7.
Nakon 12 meseci koliko je sistem za
recirkulaciju vode za hladjenje funkciji
došlo se do sledećih podataka:
Proizvodnja margarina
u 2009
4.682,05 t
Prosečna potrošnja
vode u 2008
4,85 m3/ t
Prosečna potrošnja
vode u 2009
2,56 m3/ t
Da se potrošnja vode u 2009. zadržala
na prosečnoj potrošnji iz 2008. ukupna
potrošnja vode bi bila:
4.682,05 * 4,85 = 22.707,5 m3
Stvarna potrošnja vode u 2009.
(na osnovu mernih instrumenata i
podataka dobijenih sa računa) je bila
11.453,14 m3, što znači da je potrošnja
vode smanjena za 49,56%, u odnosu
na planirano smanjene prilikom
projektovanja bilo 40%.
Finansijski aspekt:
trošak baziran na prosečnoj
potrošnji iz 2008.
1.687.827,01 RSD
17.581,53 €
stvarni ukupni trošak
na osnovu faktura
811.091,90 RSD
8.448,85 €
Smanjenje troškova ušteda na
godišnjem nivou
876.735,11 RSD
9.132,65 €
Ostvareni period povraćaja kapitala
(PBP) prikazan j u sledećoj tabeli
Stvarna knjigovodstvena vrednost
investicije (I):
8.735,00 €
Stvarna godišnja ušteda (S):
9.132,65 €
Stvarna godišnji troškovi rada i
održavanja (OM):
142,00 €
Literatura:
1. ENERGY PROJECT
EVALUATION AND FINANCIG,
Training programme on industrial
energy management systems,
Author: LDK Consultants, march
2005
2. TECHICAL TRAINING
MATERIAL, Training programme
on industrial energy management
systems, Author: LDK Consultants,
march 2005
Tabela 7
datum
mesec
01.02.2009. januar
stanje
proizvodnja
margarina
glavnog
u t vodomera
utrošak u
m3
utrošak ukupna cena
vode kao potrošnja RSD/
m3 Račun u RSD
vode
sirovine
PDV
18%
potrošnja
vode po
za uplatu jed.prozvoda
253
1053856
1035
52,60
1087,70 66,49
72320,97
13017,78
01.03.2009. februar
357,33
1055125
1269
60,60
1329,62 66,49
88406,17
15913,11 104319,28
3,72
01.04.2009. mart
327,84
1056208
1083
43,80
1126,88 68,79
77518,21
13953,28
91471,49
3,44
01.05.2009. april
299,05
1056695
487
28,70
515,70 74,29
38311,35
6896,04
45207,40
1,72
04.06.2009. maj
395,33
1057407
712
27,20
739,24 74,29
54918,44
9885,32
64803,76
1,87
01.07.2009. jun
287,68
1058165
758
57,54
758,00 74,29
56311,82
10136,13
66447,95
2,63
01.08.2009. jul
451,35
1059365
1200
90,27
1200,00 74,29
89148,00
16046,64 105194,64
2,66
395,3
1060495
1130
79,06
1130,00 74,29
83947,70
15110,59
99058,29
2,86
8544,84
56016,15
1,42
01.09.2009. avgust
01.10.2009. septembar
85338,75
4,30
448,9
1061134
639
89,78
639,00 74,29
47471,31
01.11.2009. oktobar
603,14
1062316
1182
120,63
1182,00 74,29
87810,78
15805,94 103616,72
1,96
01.12.2009. novembar
364,44
1063203
887
72,89
887,00 74,29
65895,23
11861,14
77756,37
2,43
31.12.2009 decembar
498,69
1064061
858
99,74
858,00 74,29
63740,82
11473,35
75214,17
1,72
1.1.2010 januar
243,01
1064559
498
48,60
498,00 74,29
36996,42
6659,36
43655,78
2,05
[129]
energija
3. PURATOS GRIDLINES FOR
ENERGY EFFICIENCY, Author:
Daenen Alexander, September 2008
4.MODERN REFRIGERATION,
COOLING AND AIR
CONDITIONING, Author: Althouse,
A; Turnquist, C; Bracciano, A.
5. UPUTSTVA OPŠE ENERGETSKE
REVIZIJE, Agencija za energetsku
efikasnost Srbije, novembar 2006
Svetlana Despotovi}, Nikola Krajnovi}, Veljko Vu~urevi},
Perica Krsti}, Miroslav Crn~evi}
Institut “Mihajlo Pupin”, Beograd
UDC:621.43.068.004.58 : 621.311.22
Nadzor i upravljanje
sistema za otpepeljavanje sa
elektrofiltrima bloka A5
TE Kolubara
Rezime
U radu je prikazana realizacija nadzorno upravljačkog sistema za otpepeljavanje
na bloku A5 termoelektrane Kolubara. Sistem za otpepeljavanje se sastoji
od podsistema za elektrostatičko izdvajanje letećeg pepela iz dimnog gasa
i podsistema za transport šljake i izdvojenog pepela na deponiju, odnosno
u kamionske cisterne. Pored ovoga obezbeđeno je sakupljanje pepela ispod
kanala dimnog gasa i rotacionog zagrejača vazduha (RZV). Iz silosa se pepeo
može utovarati na kamionske cisterne, kao sirovina u proizvodnji cementa ili se
dodavati u hidrosmešu i zatim transportovati na deponiju. Realizovani sistem je
projektovan da radi sa smešom odnosa 1/3 (pepeo/voda) što predstavlja značajni
napredak u odnosu postojeći sistem koji je radio sa smešom pepeo/voda odnosa
1/10. Ovim su ostvarene brojne ekonomske i ekološke prednosti. Ključni deo
sistema za otpepeljavanje predstavlja nadzorno upravljački podsistem, koji
efikasno integriše sve delove sistema i opremu različitih proizvođača putem
standardnih komunikacionih protokola. U okviru njega je moguće kontrolisati
i upravljati svim funkcionalnim delovima sistema za otpepeljavanje. U radu je
između ostalog dat prikaz korišćene savremene opreme i naprednih upravljačkih
algoritama kojima su ostvarene zahtevane performanse sistema, uštede u
potrošnji resursa i produženje radnog veka opreme.
Ključne reči : elektrofiltri, otpepeljavanje.
Monitoring and Control System for Ash Disposal with
Electrofilters the Block A5 of TPP Kolubara
In this paper is presented an implementation of monitoring and control system
for ash disposal on the block A5 of thermal power plant (TPP) Kolubara. The ash
disposal system consists of subsystem for electrostatic fly ash precipitation from
the smoke gas and subsystem for handling slurry and separate ash to the landfill
or in the truck tanks. Ash collection under smoke channel and rotary air heater
(RAH) is also provided. Ash can be lade from the silo on the truck tanks, as raw
material for cement production or add to the water mixture and then transported
to the landfill. System is designed to operate with a mixture 1/3 (ash/water)
and that is enhancement compared to the existing system which works with the
mixture 1/10 (ash/water). Realized system shows improvement in economical
and ecological domain. Subsystem for monitoring and control is the key part
of ash disposal system and it efficiently integrates all parts of the system and
equipment of multiple suppliers by standard communication protocols. Through
use of control system it is possible to control and manage all functional parts of
the ash disposal system. Modern equipment and advanced control algorithms
for reaching desired system performances, saving consumption of resources and
extension of equipment working life are also represented.
Key words: electrofiltar, ash disposal.
[130]
energija
1. Uvod
Termoelektrane, kao i sva druga
industrijska postrojenja koja
sagorevaju ugalj, generišu velike
količine letećeg pepela u atmosferu,
pa veoma nepovoljno utiču na zdravlje
ljudi, kao i na biljni i životinjski svet.
Jako je bitno da se procenat letećeg
pepela u vazduhu svede na razuman
nivo. Uređaji koji se standardno
koriste za izdvajanje letećeg pepela
iz vazduha nazivaju se elektrostatički
izdvajači (ESI), popularnije nazvani
elektrostatički filtri. Oni iz vazduha
mogu da izdvoje 99.9% letećeg pepela,
ne izazivajući pritom promene pritiska
u komori uređaja.
U ovom radu je prikazan konkretno
realizovan nadzorno upravljački
sistem za otpepeljavanje na bloku
A5 termoelektrane Kolubara. Data
je blok šema sistema, opisan rad
elektrostatičkih filtara i date osnove o
tiristorima, u cilju boljeg razumevanja
rada. Zatim je detaljno opisan proces
otpepeljavanja, a prikazani su i
konkretni rezultati koji pokazuju
zašto su baš ovakvim sistemom
ostvarene brojne ekonomske i ekološke
prednosti.
2. Elektrostati~ki filtri
Odvajanje čestica i nepoželjnih gasova
ostvaruje se jakim elektrostatičkim
poljem koje se formira između
taložnih elektroda i emisionih šiljaka.
Najbolji efekat odvajanja postiže se pri
maksimalnoj jačini elektrostatičkog
polja između elektroda, tj. kada je
napon na njima blizak probojnom
naponu. Kako je vrednost za probojni
napon zavisna od dielektričnih
svojstava otpadnih gasova i sredine
u samoj komori izdvajača, koji se
stohastički menjaju u vremenu, doći
će do čestih preskoka varnice između
elektroda. Pored toga, značajan
uticaj na proces izdvajanja imaju
temperatura, vlažnost, pritisak,
stanje površine i geometrija samih
elektroda. Sam ESI predstavlja izrazito
nelinearno opterećenje [1]. Visoki
napon koji se koristi za napajanje ESI
se može podešavati na razne načine.
Najčešći način podešavanja izlaznog
visokog napona ESI ostvaruje se
statičkim tiristorskim regulisanim
ispravljačem, kojim se obezbeđuje rad
na granici proboja. Pored preskoka
varnice koji je neminovna pojava
u jednom ovakvom sistemu, može
nastati i električni luk koji za ispravljač
predstavlja kratak spoj i koji je u
realnim eksploatacionim uslovima ESI
veoma česta pojava [2], [3].
Kako je za efikasan rad potreban
veoma visok napon, jedan standardni
visokonaponski regulisan ispravljač
(VNRI) detaljno opisan u [3],
poseduje visokonaponski monofazni
transformator, na čiji primar se
dovodi mrežni napon koji se reguliše
promenom ugla paljenja tiristora
u antiparalelnoj vezi, kao što je
prikazano na principskoj blok šemi na
slici 1.
Na primaru tog transformatora
postoji redno vezana prigušnica
koja ograničava primarnu struju
pri varničenju između elektroda
izdvajača. Visoki napon sekundara
transformatora se dovodi na diodni
ispravljač čiji je pozitivan kraj
uzemljen, a negativan se vezuje na
emisione elektrode. Ovo se radi u
cilju dobijanja visokog negativnog
napona, odnosno negativne korone,
čije su prednosti objašnjene u [4], [5].
Prigušnica, VN transformator i diodni
ispravljač se nalaze u hermetički
zatvorenom sudu napunjenim uljem.
Ključni parametar regulacije napona u
ESI predstavlja ugao paljelja tiristora.
Regulator napona određuje ovaj ugao
za svaku poluperiodu mrežnog napona
napajanja (za aplikaciju pri 50Hz na
svakih 10 ms) i daje preciznu vrednost
u zavisnosti od stanja unutar izdvajača.
Performanse svakog automatskog
regulatora napona (ARN) su blisko
povezane sa vrstom opreme koja se
koristi za detekciju trenutnih vrednosti
merenih električnih veličina. Veličine
od interesa su primarni napon i
primarna struja a trenutni trend u
upravljanju ESI se bazira na uvođenju
Slika 1 Blok šema VNRI sa ARN
[131]
i sekundarnih veličina (struje i napona)
u ARN. Ova merenja su delikatnija ali
su neophodna sa stanovišta potpune
optimizacije rada i adaptivne kontrole
ESI.
Pored nabrojanih veličina u novije
vreme se sve više se koristi i signal
sa merača neprozirnosti (ekstinkcije)
dimnih gasova koji se postavlja na
izlazu komore izdvajača. Ovaj uređaj
može dati veoma preciznu sliku o
emisiji neizdvojenih čestica iz struje
dimnog gasa, i njegov signal se
takođe koristi za optimizaciju rada
ESI u smislu povećanja energetske
efikasnosti, uštede električne energije
i zadovoljenja graničnih normi za
koncentraciju neizdvojenih čestica
(<50mg/Nm3).
3. Transport pepela
(otpepeljavanje)
Leteći pepeo posle izdvajanja u
elektrofiltrima pada u levkove koji se
nalaze ispod elektrofiltara. U svakom
levku se nalaze senzori nivoa i alarm o
prepunjenosti. Iz levkova pepeo pada
u pneumatska korita, koja služe za
transport pepela na kratke udaljenosti
u skoro horizontalnim pravcima putem
fluidizacije. Sastoje se iz dve komore,
gornje, kroz koju teče pepeo i donje u
koju se uduvava vruć vazduh. Između
komora se nalazi fluidizaciono platno
kroz koje prolazi vazduh i fluidizira
pepeo, čime je omogućen slobodan
pad. Veoma je važno da fluidizacioni
vazduh bude na visokoj temperaturi,
da ne bi došlo do kondenzacije vlage
iz dimnog gasa, koja dovodi do
zgrušnjavanja pepela i začepljenja
instalacije.
Pepeo se kroz pneumatska korita
transportuje do međubunkera.
Međubunkeri su posude zapremine
2.5 m3 koje služe za privremeno
skladištenje pepela i doziranje u
pneumatske transportne posude. Svaki
međubunker ima senzor nivoa koji daje
signal upozorenja. Dno međubunkera
je konusno i fluidizirano i završava
se pneumatskim ventilom koji je
istovremeno ulazni ventil odgovarajuće
transportne posude. Ispod elektrofiltara
ima ukupno četiri para međubunker
– transportna posuda, za svaki
elektrofiltar po dva.
Transportne posude, zapremine 2.5
m3, su pneumatske posude koje služe
za direktno potiskivanje pepala kroz
cevovod ka silosu pepela. Posude se
prvo pune pepelom, zatim se u njih
ubacuje vazduh pod pritiskom (tzv.
presurizacija) i na kraju se prazne kroz
vodove ka silosu. Proces se odvija
automatski i u ciklusu, dokle god radi
energija
Slika 2 Transportni sistem ispod elektrofiltra 1
blok i ima pepela. Svaka posuda ima
senzor nivoa (napunjenosti). Detaljan
algoritam je biti prikazan za posude sa
slike 3.
3.1. Algoritam pneumatskog
transporta pepela transportnim
posudama ispod elektrofiltara po
koracima
1. Provera uslova – proveravaju se
pritisci transportnog i instrumentalnog
vazduha, rad ventilatora za potpritisak
u silosu i ostali preduslovi za početak
transporta
2. Otvaranje oduška – otvaraju se
ventili 5NU21S302 i 5NU22S302 za
evakuaciju vazduha iz posuda tokom
punjenja pepelom
3. Punjenje – otvaraju se ventili
5NU21S301 i 5NU22S301 za punjenje
posuda pepelom iz međubunkera. Čeka
se signal da je bar jedna od posuda
puna ili istek predefinisanog vremena
4. Kraj punjenja – zatvaraju se ventili
oduska 5NU21S302 i 5NU22S302
i ventili punjenja 5NU21S301 i
5NU22S301
Slika 3 Silos i stanica za mešanje
[132]
5. Presurizacija – otvara se ventil
5NU53S301, čime se u posude dovodi
vazduh sa transportnih kompresora.
Čeka se dostizanje predefinisanog
pritiska u posudama
6. Početak pražnjenja – otvara se
ventil mali bajpas 5NU53S302
7. Pražnjenje – otvara se ventil
pražnjenja 5NU25S301, čime počinje
transport smese komprimovanog
vazduha i pepela ka silosu. Čeka se
da pritisak u posudama padne ispod
energija
predefinisanog pritiska, što je znak da
se posuda ispraznila
8. Zatvaranje ventila vazduha –
zatvara se ventil 5NU53S301. Čeka se
3 sekunde
9. Zatvaranje izlaznog ventila – zatvara
se ventil pražnjenja 5NU25S301. Čeka
se 15 sekundi
10. Zatvaranje bajpas ventila – zatvara
se ventil 5NU53S302. Čeka se 5
sekundi
11. Kraj sekvence – ako sekvenca nije
stopirana prelazi se ponovo na Korak
1.
Pored ove osnovne sekvence
postoje još dve pomoćne. Jedna se
odnosi na rad klapni 5NU21S331 i
5NU21S332 odnosno 5NU22S331
i 5NU22S332 i obezbeđuje njihovo
naizmenično otvaranje, čime se
postiže taloženje najfinijeg pepela
iz koraka 3 neometano eventualnim
fluktuirajućim pritiscima u delu
instalacije sa pneumatskim koritima
i međubunkerima. Ova sekvenca je
neprestano u izvršavanju.
Druga pomoćna sekvenca se aktivira
samo ako dođe do zapušenja cevovoda
između transportnih posuda i silosa.
Tačnije, ako pritisak u transportnom
vodu 5NU25P001 dostigne unapred
definisani kritični pritisak, otvara se
ventil i veliki bajpas 5NU52S303
koji ima ulogu da eliminiše formirano
zapušenje od pepela i na taj način
omogući dalji transport.
Osim četiri transportne posude ispod
elektrofiltara, postoje dodatne tri
transportne posude, dve ispod kanala
dimnog gasa i jedna ispod rotacionog
grejača vazduha. One funkcionišu na
isti način kao i elektrofiltarske posude.
Transportom pepela iz elektrofiltara
u silos je omogućeno normalno
funkcionisanje samih elektrofiltara
i kotla. Silos za pepeo ima kapacitet
prosečne dnevne produkcije bloka.
Osnovna svrha silosa je razdvajanje
dela procesa koji se odnosi na
sakupljanje pepela sa elektrofiltara i
dela procesa koji se odnosi na dalju
upotrebu ili odlaganje. Upotrebom
silosa se ostvaruje izvesni stepen
nezavisnosti rada bloka od procesa
transporta pepela.
U silos za pepeo, visine 20 m i
zapremine 1200 m3, dolazi pepeo
iz svih transportnih posuda, kao i
ostatak pepela iz povratnih vodova sa
ispusta pepela. Na vrhu silosa se nalazi
ventilator sa filterom i otprašivacem
koji obezbeđuje postojanje podpritiska
u silosu. Na dnu silosa se nalaze tri
ispusta, dva za mokro pražnjenje i
jedan za suvo, sva tri fluidizirana.
Suvo pražnjenje se odnosi na utovar
pepela iz silosa u kamionske cisterne.
Pepeo se može koristiti kao sirovina u
građevinskoj industriji, čime se osim
ekonomske koristi ostvaruju i bolji
ekološki rezultati. Podstanica za utovar
pepela je opremljena kamionskom
vagom, kao i računarskim sistemom
administrativne svrhe.
Mokro pražnjenje se odnosi na
mešanje pepela sa hidrosmešom.
Hidrosmeša nastaje spiranjem šljake
sa dna kotla i ispod drobilica vodom.
Ovim mešanjem se gubi ekonomski
potencijal pepela i preostaje samo
transport na deponiju. Dobijena smesa
se transportuje na deponiju muljnim
pumpama velikog kapaciteta.
Svi delovi podsistema mokrog
mešanja su zaštićeni sigurnosnim
algoritmima. Obezbeđena je regulacija
protoka zaptivne vode muljnih pumpi,
što obezbeđuje njihov dug vek.
Obezbeđena je zaštita od doticanja
prevelike količine pepela u odnosu na
količinu hidrosmeše u mešače, čime
je izbegnuta blokada dotičnih gustom
mešavinom i uništenje mešackih
peraja.
4. Blok {ema upravlja~kog
sistema
Upravljački sistem (sa slike 4) je
dizajniran i izveden u kompletnoj
dualnoj konfiguraciji, tako da je
Slika 4 Struktura upravljačkog sistema
[133]
otporan na ispad bilo kog pojedinačnog
elementa. Komunikacija između PLC
jedinica i procesa se odvija direktnim
električnim signalima (4-20 mA za
analogne veličine ili 20V za binarne).
Pored toga, komunikacija sa složenijim
uređajima (kompresori, duvaljke,
glavni prekidači, deo pumpi) se odvija
i preko MODBUS komunikacionog
protokola. Na taj način se ostvaruje
dodatno integrisanje uređaja različitih
isporučilaca u funkcionalnu celinu.
Za upravljanje sistemom su
obezbeđene jedna sistemska i dve
upravljačke stanice. Sistemska i
jedna od upravljačkih stanica su
smeštene u komandnu sobu sistema
za otpepeljavanje. Druga upravljačka
stanica je smeštena na komandu Bloka
5, da bi se ostvarilo bolje koordinisanje
upravljanja blokom sa upravljanjem
sistemom otpepeljavanja. Na ovoj
stanici je redukovan skup dozvoljenih
komandi i ona je sa ostatkom sistema
povezana optičkom komunikacijom iz
razloga velike udaljenosti.
Upravljački i regulacioni algoritmi su
projektovani tako da tokom normalnog
rada potrebno minimalno angažovanje
dežurnog osoblja.
5. Rezultati merenja
Na osnovu detaljnih merenja emisije
štetnih i opasnih materija u vazduh
na osnovu pojedinačnih merenja u
TE Kolubara – Blok
A5, u tabelama 1
i 2 dat je prikaz
merenja izlaznih
masenih koncentracija
praškastih materija
u mernim ravnima
iza elektrofiltara (u
prečišćenom gasu,
svedeno na 00 C,
1013 mbar, suv gas,
sadržaj O2 od 6%)
u 2008. godini (sa
starim sistemom) i
u 2009. godini (sa
novim sistemom
otpepeljavanja).
Sve izmerene
vrednosti masenih
koncentracija iz tabele
1 praškastih materija
su iznad GVE (50 mg/
m3) i ne zadovoljavaju
propise.
Izmerene vrednosti
masenih koncentracija
praškastih materija iz
tabele 2 u probi broj 1
su ispod GVE (50 mg/
m3) i zadovoljavaju
propise. Izmerene
energija
Tabela 1 Rezultati merenja masenih koncentracija praškastih materija u 2008.
Tabela 2 Rezultati merenja masenih koncentracija praškastih materija u 2009.
Tabela 3 Koncentracije ukupnih praškastih materija na ulazu elektrofiltara u 2009.
vrednosti u probama broj 2 i 3 su iznad
GVE, ali vrlo malo, tako da srednja
vrednost koncentracije svih merenja ne
premašuje GVE i zadovoljava propise.
Na osnovu prikazanih rezultata, može
se zaključiti da elektrofiltri korišćeni
2008. godine nisu bili projektovani za
današnje stroge emisione norme, jer
su 2008. godine te norme bile znatno
blaže. Bila je potrebna rekonstrukcija,
koja je izvršena 2009. godine, što se i
vidi na osnovu priloženih rezultata.
Jedan od bitnih projektnih parametara
koji utiču na rad elektrofiltara je ulazna
koncentracija praškastih materija,
Tabela 3. Koncentracija nije direktno
merena, već je određena na bazi
materijalnog bilansa pepela, tehničke
i elementarne analize uglja, tehničke
analize elektrofiltarskog pepela i šljake
i analize dimnog gasa (CO2, O2).
Obratiti pažnju da je red veličine
koncentracije praškastih materija
na ulazu u elektrofiltar izražen u
jedinicama hiljadu puta većim od
koncentracije istih materija na izlasku
iz filtra.
6. Zaklju~ak
U ovom radu prikazana je realizacija
nadzorno upravljačkog sistema
za otpepeljavanje na bloku A5 TE
Kolubara. Sistem za otpepeljavanje se
sastoji od podsistema za elektrostatičko
izdvajanje letećeg pepela iz dimnog
gasa i podsistema za transport šljake
i izdvojenog pepela na deponiju,
odnosno u kamionske cisterne.
Realizovani sistem je projektovan da
radi sa smešom odnosa 1/3 (pepeo/
voda) što predstavlja značajni
napredak u odnosu postojeći sistem
koji je radio sa smešom pepeo/voda
odnosa 1/10. Ovim su ostvarene brojne
ekonomske i ekološke prednosti.
U poglavlju 5 su prikazani rezultati
merenja, na osnovu kojih je jasan
značajan napredak ovakvog sistema
otpepeljavanja u odnosu na sistem koji
se pre toga koristio.
Reference
[1] S. Milošević, ”Projektovanje
niza visokonaponskih regulisanih
ispravljača za napajanje
elektrostatičkih otprašivača”,VI
simpozijum Energetska elektronika
– Ee ’86, Subotica (YU), jun 1986,
pp.148-155
[2] J. Macan, ”Eksploataciona
ispitivanja regulisanih ispravljača
za napajanje elektrostatičkih
otprašivača”, VI simpozijum
Energetska elektronika – Ee ’86,
Subotica (YU), jun 1986, pp.382392.
[3] Z. Stojiljković, Ž. Despotović, ”
Regulisani ispravljač za napajanje
elektrostatičkih filtara”, XII
simpozijum Energetska elektronika
– Ee’03, N.Sad, 5-7 Nov. 2003,
Vol. T1-2.1, pp.1-5.
[134]
[4] K. Parker, ‘’Electrical operation
of electrostatic precipitators’’, The
Institution of Electrical Engineers,
London, 2003.
[5] J. H. Davidson, ‘’Electrostatic
precipitation’’, Lectures, 2000.
energija
Zdravko N. Milovanovi}
Univerzitet u Banjoj Luci, Mašinski fakultet Banja Luka
UDC:621.311.22.004
Metode tehničke
dijagnostike za analizu
stanja parnih turbina
Rezime
Značajni ekonomski efekti i sniženje eksploatacionih troškova kroz pravovremeno otkrivanje mogućih uzroka otkaza
komponenti turbinskog postrojenja, moguće je ostvariti kroz primjenu metoda i sredstava tehničke dijagnostike. Pri tome
prognoze i definisanje uzroka otkaza mogu se ostvariti u toku same eksploatacije turbinskog postrojenja ili u okviru
zastoja i vremena za remont postrojenja i opreme, pa se razlikuju eksploataciona (radni režim) i remontna (stacionarni
režim) tehnička dijagnostika, kao sastavni elementi održavanja prema stanju turbinskog postrojenja u okviru elektrane
kao višeg hijerarhijskog sistema. Značajna primjena tehničke dijagnostike je i kod prognoziranja kratkoročne i dugoročne
pouzdanosti sistema parne turbine sa pratećom opremom i njene optimizacije, najčešće po ekonomskom kriterijumu.
Najveći problem pri uvođenju tehničke dijagnostike kod postrojenja parnih turbina, u cilju održavanja potrebnog nivoa
tehničkog stanja i procjenu optimalne pouzdanosti rada za naredni period (kratkoročna i dugoročna prognoza), predstavlja
izbor metoda i instrumenata za tehničku dijagnostiku, s obzirom na aspekte objektivnosti, jednoznačnosti, ponovljivosti i
specifičnih radnih parametara (rad sa visokim vrijednostima pritiska i temperature bliskim tečljivosti materijala). Pošto
se većina metoda za za tehničku dijagnostiku svodi na široku zastupljenost metoda otkrivanja greške, u okviru rada dat
je prijedlog i njihova klasifikacija sa aspekta njihove moguće primjenljivosti na pojedine komponente parne turbine, kao
podsistema elektrane.
Ključne riječi: otkaz, parne turbine, tehnička dijagnostika, metode tehničke dijagnostike, optimizacija primjene.
Methodes of technical diagnostics for condition analyses in steam turbines
Considerable economic effect and reduction of exploitation costs through timed discovery of failed sample components in
turbine unit are possible to accomplish through application of the method and the means for technical diagnostics. Besides,
forecasts and definition of the cause for the failure can be accomplished during exploitation of turbine plant or as a part
of delay and the time needed for repair of the plant and equipment, so the difference is in exploitation (working regime)
and maintenance (stationary regime) technical diagnostics, as an integral elements of maintenance according to condition
of the steam turbine unit inside the power plant which is higher hierarchy system. Considerable application of technical
diagnostics is in the forecasting of short term and long term reliability of the system of steam turbine with auxiliary
equipment and its optimisation, using economy criteria. The biggest problem during introduction of technical diagnostics
in steam turbine plants, with the aim to maintain needed level of technical conditions and estimation of optimal reliability
of work in oncoming period (short term and long term forecast), presents selection of the method and instruments for
technical diagnostics, considering the aspects of objectivity, uniformity, repetitiveness and specific working parameters
(operation with high values of pressure and temperature, relevant to fluidity of materials). Considering that the biggest
number of methods for technical diagnostics narrows down to wide application of method for fault detection, this Paper
includes suggestions and their classification from the aspect of their possible application for certain components of steam
turbine, which are considered to be Power Plant sub-system.
Key words: failure, steam turbines, technical diagnostics, methods of technical diagnostics, optimisation of application.
1. Uvod
Eksplotacija parne turbine kao
složenog tehničkog sistema u prvom
redu podrazumjeva ostvarenje
projektovane funkcije cilja
(proizvodnja električne energije,
toplote i tehnološke pare), sa što
manjim intervalima zastoja. Podizanje
vrijednosti stepena korišćenja turbine
i njene pomoćne opreme na viši nivo
postiže se kvalitetnim i od strane
proizvođača opreme propisanim
rukovanjem i održavanjem. Osnovni
parametar koji karakteriše metode
[135]
za njihovo održavanje je informacija
o njihovom trenutnom tehničkom
stanju i o pouzdanosti. Optimalno
upravljanje složenim sistemom
parne turbine mora biti zasnovano
na ocjeni i kompleksnoj optimizaciji
pokazatelja pouzdanosti u zavisnosti
energija
od načina za njihovo obezbjeđenje i
hijerarhijskog nivoa detaljizacije, kao
i tekuće faze životnog ciklusa. Iz tih
razloga, proces optimizacije obuhvata
osnovna strukturna, parametarska i
konstruktivna rješenja vezana za sam
tehnički sistem parne turbine i njene
pripadajuće opreme kroz promjenu
njegovih najvažnijih karakteristika:
efikasnosti (najčešće energetske),
manevarske sposobnosti, pouzdanosti
i ekonomske efektivnosti u cjelini.
Skup ciljeva optimizacije zaključuje
se u ukupnom izboru pokazatelja
pouzdanosti i mogućih načina za
njihovo obezbjeđenje, a s obzirom
na već ustaljena pravila vezana
za viši hijerarhijski nivo sistema
(termoelektrana, EES).
Efikasan pristup za povišenje
efektivnosti je pravovremena i
pouzdana indentifikacija stanja
opreme primjenom mjera tehničke
dijagnostike. Korišćenjem adekvatnih
metoda tehničke dijagnostike lakše
se i pouzdanije uspostavlja dijagnoza
stanja pojedinih elemenata parne
turbine (rotor, lopatice, ležajevi,
kućište, sistem za regulisanje, sistemi
zaštite, temeljenje i sl.), na osnovu
koje se dalje sprovode aktivnosti koje
dovode do ostvarenja postavljenog
cilja, odnosno održavanja projektovane
ciljne funkcije
S druge strane, rad opreme u
određenom vremenskom periodu pod
uslovima diktiranim optimizacijom
procesa po ekonomskom kriteriju
može se nepovoljno odraziti na
dužinu osnovnog životnog perioda
predviđenog za eksploataciju, prije
svega zbog rada pod drugačijim
mehaničkim uslovima od propisanih
(preopterećenje, skraćivanje
perioda održavanja i odgađanje
pojedinih remontnih planiranih
aktivnosti, preporučenih od strane
proizvođača opreme, forsiran rad
sistema i sl.). Takav rad vrlo često
rezultira povećanim naprezanjima
u elementima opreme, posebno
rotacionim mašinama i dovodi do brže
degradacije mehaničkog stanja. Ova
se činjenica vrlo često zanemaruje,
što u nekom dužem vremenskom
periodu može u potpunosti anulirati
prethodno postignute optimizacijom
procesa pozitivne rezultate (povećani
troškovi održavanja i popravki, kao i
gubici zbog dužih zastoja u procesu
eksploatacije). Rad turbine pod
mehanički i procesno nepovoljnijim
uslovima generiše promjenjiva
naprezanja materijala što dovodi do
oštećenja pojedinih njenih sklopova,
pojavu pukotina i lomova sa često
katastrofalnim posljedicama.
Razvoj mikroprocesorskih uređaja za
potpuno praćenje i analizu rada, sa
mogućnošću utvrđivanja trenutnog
mehaničkog stanja parne turbine,
omogućili su sasvim drugačji pristup
održavanju postrojenja parne turbine,
čime je sve više primjenjivana metoda
održavanja prema stanju (u odnosu
na ranije planirano održavanje prema
konstantnom datumu). Pri tome, sve
aktivnosti na održavanju se vrše samo
onda kada je to neophodno, odnosno
kada to zahtijeva stanje turbine.
2. Tehni~ka dijagnostika
parnih turbina
Tehnička dijagnostika predstavlja sve
aktivnosti koje se vrše nad konkretnim
tehničkim sistemom radi ocjene
trenutnog stanja ili davanja prognoze
ponašanja sistema parne turbine u
određenom vremenskom periodu,
[1]. Pri tome koristi sve raspoložive
algoritme, pravila i modele radi
određivanja stanja sistema, s ciljem
pravovremenog predviđanja pojave
neispravnosti. Na taj način se povećava
pouzdanost, raspoloživost i efektivnost
postrojenja parne turbine sa
pratećom opremom. Razvoj tehničke
dijagnostike na parnim turbinama išao
je u pravcu ostvarivanja funkcija koje
turbina treba da obezbijedi. Provjera
ispravnosti, radne sposobnosti i
funkcionalnosti turbinskog postrojenja,
uz lociranje mjesta otkaza na najnižem
hijerarhijskom nivou, elementi su na
bazi koje se vrši procjena preostalog
vijeka korišćenja ili trenda pojave
neispravnosti opreme do tekućeg
remonta, kao i smanjenje obima
tekućeg remonta. Značajni ekonomski
efekti i sniženje eksploatacionih
troškova kroz pravovremeno otkrivanje
mogućih uzroka otkaza komponenti
turbinskog postrojenja, moguće
je ostvariti kroz primjenu metoda
i sredstava tehničke dijagnostike.
Značajna primjena tehničke
dijagnostike je i kod prognoziranja
kratkoročne i dugoročne pouzdanosti
sistema parne turbine sa pratećom
opremom i njene optimizacije,
najčešće po ekonomskom kriterijumu.
3. Metode tehni~ke
dijagnostike za analizu stanja
parnih turbina
Metode tehničke dijagnostike
parnoturbinskog postrojenja u radnom
režimu obuhvataju:
- vibrodijagnostičke metode (analiza
ukupnog nivoa vibracija kao
promjene mehaničkog ili procesnog
stanja rotacione mašine, spektralna
[136]
FFT i DFT analiza, fazna analiza
faznog ugla vibracija, analiza
nestacionarnih signala ili analiza
Redova pri promjenljivoj brzini
obrtanja ili pri analizi sistema parne
turbine prilikom njenog upuštanja
u pogon ili njenog zaustavljanja,
vektorska analiza u nestacionarnim
ili stacionarnim režimima rda
turbinskog postrojenja, SRV
analiza u logaritamskoj skali za
detekciju defekata u samoj fazi
nastajanja, HFD detekcija ukupnih
vibracija visokog spektra od 5 do
60 kHz, LFD detekcija defekata vrlo
niskih frekvencija za određivanje
ekscentriciteta velikih turbinskih
rotora, orbitalna ili dualna analiza
za analizu rada kliznih turbinskih
ležajeva, SKF-ova SEE analiza za
detekciju otkaza ležajeva i zupčanika
u ranoj fazi nastajanja, kao i za
detekciju kavitacije, trenja, pukotina,
električnih problema i sl., REBAM
analiza za nadzor i ocjenu stanja
kotrljajnih ležajeva na pomoćnoj
turbinskoj opremi, operaciona
(za virtualna pomjeranja mašine)
i klasična (dobijanje dinamičkih
karakteristika dijelova mašine)
modalna analiza, analiza trenda
za potrebe on-line monitoringa i
dijagnostike);
- nadzor i analiza buke, kroz mjerenje
nivoa buke s ciljem utvrđivanja
uticaja na čovjeka i okruženje, kao
i analizu emisije buke od izvora
zvuka s ciljem definisanja stanja
mašine (analiza ukupnog nivoa buke,
frekventna analiza zvučnog pritiska,
analiza akustične emisije);
- nadzor i analiza parametara
premještanja i širenja (analiza
položaja rukavca rotora u ležaju,
analiza relativnog pomjeranja ili
aksijalnog pomaka vratila, analiza
relativnog izduženja vratila, analiza
apsolutnog izduženja turbinskog
kućišta, analiza ekscentriciteta vratila
i sl.);
- nadzor i analiza tehnoloških (radnih)
parametara: broja obrtaja, protoka,
pritiska, temperature, diferencijalnog
pritiska na filteru, kao i ostalih
parametara koji predstavljaju rezultat
tehnološkog procesa transformacije
potencijalne energije pare preko
kinetičke energije u mehanički rad
obrtanja;
- analiza temperaturnog polja, s ciljem
utvrđivanja temperaturnih razlika
kod spojničkih i priključnih spojeva
(termovizija), radi utvrđivanja
pregrijevanja i detekcije problema
električnog (loše uzemljenje,
loše hlađenje, oštećenje izolacija,
energija
neuravnoteženost faza trofaznog
sistema i sl.) i mehaničkog
(nesaosnost ili zakrivljenost vratila,
propuštanje ventila i sl.) porijekla;
- analiza kvaliteta turbinskog
ulja i čestica nastalih habanjem,
kroz analizu fizičkih i hemijskih
osobina ulja (izgled, boja i miris,
kiselost, bazni broj, viskozitet,
indeks viskoznosti, sadržaj vode
u ulju ili procenat obvodnjavanja
ulja, otpornost na oksidaciju
turbinskog ulja), kao i analizu
kontaminacije ulja, kroz unutrašnju
kontaminaciju (kao posljedica
različitih vrsta habanja - abrazivno,
adheziono, kavitaciono, korozija,
zamor materijala i sl.) i spoljašnu
kontaminaciju (nečistoće, voda,
proizvodi oksidacije i sl.), uz
korišćenje spektrometrijske analize
(analiza čestica u ulju nastalih
habanjem), analize infracrvenim
zracima o fizičko-hemijskim
karakteristikama ulja i nečistoćama,
tehnika prebrojavanja čestica,
najčešće u sprezi sa ferografijom, tj.
analizom metalnih čestica u ulju za
analize nečistoća u uzorcima ulja i
njihovo rangiranje po veličini od 5 do
200 μm);
- analiza strujnog signala za ocjenu i
nadzor stanja generatora i pomoćnih
elektromotora u okviru turbinskog
postrojenja i njegove pomoćne
opreme (spektralna analiza strujnog
signala za utvrđivanje geometrijskog
odstupanja u elektromotorima,
otkrivanja oštećenih štapova
rotora, oštećene izolacije namotaja
statora i sl., analiza envelopiranog
strujnog signala za oštećene rotore u
elektromotorima i sl.)
- analiza parcijalnih pražnjenja ili
PDA - analiza za praćenje kvaliteta
izolacije statorskih namotaja na
velikim rotacionim mašinama kakvi
su generatori, elektromotori i sl.;
- analiza magnetnog polja za
utvrđivanje odstupanja ose rotora u
odnosu na stator i utvrđivanje stanje
namotaja po pojedinim fazama na
generatorima;
- analiza produkata sagorijevanja
kod motora sa unutrašnjim
sagorijevanjem;
- analiza radnog medijuma kroz
analizu kvaliteta vode na ulazu u
parni kotao i analizu kondenzata na
ulazu u degazator;
- analiza korozije, erozije i abrazivnog
odnošenja, tabela 1.
Kod stacionarnog dijagnosticiranja,
parna turbina se mora zaustaviti
i demontirati, pri čemu se svaka
komponenta turbinskog postrojenja
i prateće opreme posebno ispituje.
Najčešće se izvodi pri većim zastojima
(remontne aktivnosti), pri čemu se vrši:
kontrola i analiza stanja korišćenih
materijala za pojedine komponente
turbinskog postrojenja i njegove
prateće opreme, uz uzorkovanje
materijala s ciljem utvrđivanja njegove
strukture i mehaničkih osobina;
optičko testiranje kod nepristupačnih
dijelova (endoskopija, megnetofluks,
ispitivanje penetrantima i sl.);
određivanje naponskog stanja u
pojedinim dijelovima konstrukcije
parne turbine i njene prateće opreme
(tenzijometrijska analiza); za
određivanje stanja i karakteristika
električnih mašina u sklopu prateće
opreme turbinskog postrojenja,
koriste se posebne ispitne platforme
i ispitivanje transformatora udarnim
talasom napona.
Najveći problem pri uvođenju tehničke
dijagnostike u složeni tehnički sistem
(kakav predstavljaju parnoturbinska
postrojenja), u cilju održavanja
potrebnog nivoa tehničkog stanja
i procjenu optimalne pouzdanosti
rada za naredni period (kratkoročna
i dugoročna prognoza), predstavlja
izbor metoda i instrumenata za
tehničku dijagnostiku, s obzirom na
aspekte objektivnosti, jednoznačnosti,
ponovljivosti i specifičnih radnih
parametara (rad sa visokim
vrijednostima pritiska i temperature
bliskim tečljivosti materijala).
Pošto se većina metoda za za
tehničku dijagnostiku svodi na široku
zastupljenost metoda otkrivanja greške,
u daljem tekstu daće se prijedlog i
njihova klasifikacija sa aspekta njihove
moguće primjenljivosti na komponente
parne turbine kao podsistema
elektrane. Kako još uvijek ne postoji
opšti koncept formiranja kontrolnodijagnostičkog sistema na složenim
energetsko-procesnim tehničkim
sistemima kakv su npr. termoelektrane,
neophodno je istaći nekoliko osnovnih
karakteristika vezanih za samu opremu
ugrađenu u sistem, [1].
Polazeći od njenih osnovnih
karakteristika, kao što su: izrada
u malim serijama, što uslovljava
i njihovu relativno visoku cijenu;
brzo starenje tokom eksploatacije
usljed specifičnih uslova rada (ono
nije ravnomjerno raspoređeno po
komponentama, zbog otežanog
planiranja zamjene i regeneracije
dijelova opreme, pojave nepotrebnih
troškova usljed prijevremene zamjene,
nekad i ispravnih, dijelova, utrošaka
vremena na provjeru potrebne
zamjenljivosti i slično); njenog
korišćenja u različitim uslovima
eksploatacije (neophodno tačno
definisanje režimskih parametara);
velik obim kontrole različitih
materijala od kojih je oprema
sagrađena, tijesna povezanost između
ekonomičnosti i karakteristika uslova
rada postrojenja; različita dostupnost
pojedinih komponenti i mogućnost
njihove zamjene i slično - mogu
se utvrditi osnovni zadaci tehničke
dijagnostike.
Formulisanje osnovnih zadataka
tehničke dijagnostike, uz stvaranje
uslova za bitno povišenje efektivnosti
Tabela 1 Uporedni prikaz materijala, vrste korozije i mogućih sredstava za praćenje stanja sistema parne turbine, [1]
[137]
energija
korišćenja takvih sistema, kao i
pouzdanijeg rada i veće raspoloživosti,
svodi se na slijedeće, [1, 2]:
- prognoziranje i optimizacija
pouzdanosti, uz sprečavanje havarija
i smanjenje broja ispada i dužine
trajanja zastoja, izbjegavanje
neplaniranih aktivnosti vezanih za
nepravovremeno otkrivanje otkaza
(rane etape njihove pojave),
- skraćivanje obima planiranih
remonata i optimalno planiranje
remontnih radova i radova pri
zaustavljanju postrojenja prema
stvarnom stanju opreme, na račun
usavršavanja metoda kontrole stanja
uređaja i opreme,
- sprečavanje ili otklanjanje u toku
eksploatacije postrojenja takvih
režima i uslova rada koji mogu
predstavljati uzroke otkaza i pojavu
oštećenja,
- računsko prognoziranje radnih
resursa ili prognoziranje razvoja
ranije uočenih otkaza u stvarnim
eksploatacionim uslovima,
- ostvarivanje produženog vremena
rada, zamjene ili isključenja iz
procesa eksploatacije pojedinih
dijelova ili čitavih sklopova
postrojenja,
- olakšanje postupaka donošenja
odluke o terminima procesa moguće
modernizacije, rekonstrukcije i
revitalizacije i slično.
Složenim tehničkim sistemima stoje
na raspolaganju sve klasične metode i
sredstva za dijagnostiku, dok je samo
mali broj njih specijalno razvijan za
dijagnostiku opreme baš na turbinskim
postrojenjima u okviru elektrana.
Formiranje dijagnostičkog sistema na
ovim sistemima uglavnom prati njihov
hijerarhijski nivo organizovanja, uz
obuhvatanje uspostavljanja zakonitosti
promjene parametara stanja sistema
i procesa koji se u njemu dešavaju.
Sistem tehničke dijagnostike
predstavlja u suštini prateći sistem
u okviru ovih postrojenja, koji
obuhvata izbor dijagnostičkih
parametara i utvrđivanje njihovih
veza sa parametrima stanja sistema,
karakteristike njihove promjene,
normative, kao i utvrđivanje moguće
procjene stanja i davanja dijagnoze za
sistem u svakom trenutku vremena.
Kontrola trenutnog stanja sistema
ili njegovih elemenata (najčešće
najkritičnijih po nastanak otkaza),
definisanje zakonitosti pojave otkaza
u vremenu na osnovu baze podataka
i predviđanje ponašanja sistema u
budućnosti direktno su povezani
sa razvojem sredstava kod kojih
se dijagnostika primjenjuje, kao i
razvojem uređaja za dijagnosticiranje.
Povišenjem složenosti tehničkih
sistema, uz povećanje zavisnosti
rada čovjeka od pouzdanosti rada tih
sistema, uz sve oštrije zahtjeve za
kvalitetu realiziranih procesa i zaštitu
na radu i zaštitu životne sredine,
podrazumijeva primjenu teorije
informacija, postavljanje i proučavanje
metoda otkaza i primjenu računara pri
dijagnosticiranju i obradi dobijenih
podataka.
3.1. Kontrola trenutnog stanja za
odr`avanje prema stanju
Rezultat svake kontrole stanja mora
biti odluka o daljoj upotrebljivosti
sastavnog elementa ili sistema u
cjelini (element za ponovnu ugradnju,
element za popravku i ponovnu
ugradnju, element mora biti povučen
iz dalje upotrebe). Da bi se bilo
kakva odluka mogla uopšte donijeti,
neophodno je prije svega poznavanje
dozvoljenih granica istrošenosti, a
zatim i ostalih uslova potrebnih za
njegov rad. Granica istrošenosti je
u stvari granica između pogonske
upotrebljivosti elementa ili sistema u
cjelini i njegove oštećenosti. Tehnička
dijagnostika, kao sastavni dio procesa
održavanja prema stanju, treba da
utvrdi tehničko stanje elemenata
sistema u tačno definisanom vremenu
i tačno određenim granicama tačnosti.
Ovo se može postići primjenom
odgovarajuće instrumentacije ili na
osnovu opažanja čulima specijaliste za
dijagnostiku.
Dugovječnost, pouzdanost i kontrola
stanja predstavljaju uzajamno
povezana tri parametra, sa čijim
poznavanjem imamo u potpunosti
definisano stanje sistema. Dijagnostika
je nauka koja se bavi raspoznavanjem
tehničkog stanja sistema sa određenom
tačnošću u određenom trenutku
vremena. Pri tome se ona koristi
algoritmima, pravilima i određenim
modelima, koji pretpostavljaju
postojanje formalnih opisa elemenata
sistema i njihovog ponašanja kada se
nalaze u radu i u otkazu (matematički
model dijagnostike). Kao rezultat
tehničke dijagnostike dobijaju se
podaci za utvrđivanje i održavanje
radnog stanja, kao i njihove kontrole.
Pri tome se podrazumijeva poznavanje
određenih kriterijuma dozvoljenog i
nedozvoljenog stanja.
Kako je ranije već rečeno, bilo
kakva promjena stanja sistema
u toku eksploatacije predstavlja
proces slučajnog karaktera, pri
čemu se momenat prelaza ispravnog
u neispravno stanje javlja kao
[138]
uslovni otkaz, odnosno karakteriše
početak pojave neispravnosti.
Tehnička dijagnostika predstavlja
značajno sredstvo za povišenje
pouzdanosti, ekonomičnosti i
sigurnosti u eksploataciji složenih
tehničkih sistema. Pri tome se
najveći efekat primjene sredstava
tehničke dijagnostike dobija njenim
usklađivanjem sa metodama za
kratkoročnu i dugoročnu prognozu
pouzdanosti i njene optimizacije,
najčešće prema ekonomskom
kriterijumu.
Osnovni zadaci tehničke dijagnostike
složenih tehničkih sistema, kao što
su parne turbine u okviru sistema
termoelektrane, najčešće se formulišu
kao: prognoziranje i sprečavanje
havarija, smanjenja broja i dužine
trajanja ispada kroz blagovremeno
predviđanje, otkrivanje i praćenje
razvoja otkaza, skraćivanje obima
planskih i neplanskih remonata na
račun usavršavanja i primjene metoda
tehničke dijagnostike, sprečavanje ili
otklanjanje u procesu eksploatacije
uslova rada koji su generator oštećenja
i pojave otkaza i računarom podržano
praćenje radnih resursa i efektivnosti
proizvodnje termoelektrane u cjelini.
U opštem slučaju, uvođenje tehničke
dijagnostike potrebno je realizovati
kroz tri faze:
- prva faza obuhvata osavremenjivanje
postojećeg sistema termoelektrane
računarskom podrškom, prenošenje
postojećih iskustava na polju
tehničke dijagnostike i obuku radnog
personala, sistematizaciju postojećih
metoda tehničke dijagnostike i
njihov izbor za konkretne probleme
i primjenu na konkretni tehnički
sistem,
- druga faza obuhvata detaljan izbor
dijagnostičkih metoda i utvrđivanje
kontrolno-dijagnostičkih parametara
i kriterijumja za procjenu stanja,
uz paralelno formiranje metode za
procjenu i optimizaciju parametara
pouzdanosti,
- treća faza obuhvata dogradnju
postojećeg sistema novim
dijagnostičkim metodama i
sredstvima, radi usavršavanja i
simulacije stanja odgovarajućim
matematičkim modelima, pa sve do
uvođenja ekspertnih sistema.
Pri tome, počev od dijagnostičkih
podsistema na nivou postrojenja,
pa preko dijagnostičkog sistema na
nivou samog tehničkog sistema (parna
turbina) i dijagnostičkog sistema na
eventualnom višem hijerarhijskom
nivou (termoelektrana, EES), potrebno
energija
je izvršiti usklađivanje i protok
informacije sa tačno definisanim
putevima, zadacima i pratećim
aktivnostima. Pri formiranju tokova
informacija potrebno je pridržavati se
hijerarhijskog principa organizovanja
i maksimalne unifikacije informacije
na svim nivoima. Takođe se navedeni
sistem dinamički mora stalno
usavršavati i dopunjavati. Kao rezultat
gore navedenih aktivnosti treba
da se postigne optimalna procjena
pokazatelja pouzdanosti, odnosno
momenta isključenja postrojenja
iz rada, uz popravku ili zamjenu
neophodnih elemenata i povišenje
ekonomskih efekata proizvodnje
električne energije složenog
tehničkog sistema (termoelektrana)
u okviru višeg hijerarhijskog sistema
(elektroenergetski sistem).
Metode mjerenja pri utvrđivanju
tehničkog stanja sistema, koje
predstavljaju skup posebnih postupaka
pri kojima se definišu odnosi
nekih izmjerenih veličina, mogu
biti apsolutne (trenutno očitavanje
apsolutne vrijednosti mjerene veličine)
i realativne (određivanje odnosa
mjerene i unaprijed definisane neke
druge veličine) metode mjerenja,
direktne (direktno očitavanje mjerene
veličine) i indirektne (računsko ili neko
drugo određivanje mjerene veličine
na bazi očitane vrijednosti mjerenja)
metode mjerenja, kontaktne (mjerni
instrumenti u direktnom kontaktu sa
mjerenom sredinom) i beskontaktne
(bez fizičkog dodira mjernog
instrumenta sa mjerenom sredinom)
metode mjerenja, ili diferencijalne
(kod kojih se određene veličine mjere
posebno, a zaključak o traženoj mjeri
se donosi na osnovu većeg broja
rezultata mjerenja) i kompleksne (sa
istovremenim očitavanjem podataka o
više parametara) metode mjerenja.
Pouzdanost i sigurnost u eksploataciji,
određivanje preostalog radnog vijeka
pojedinih komponenti i sistema
u cjelini, troškovi održavanja i
ukupna ekonomičnost postrojenja,
direktno su u funkciji stanja, odnosno
osnovnih karakteristika materijala
tih komponenti, koje su u svom
radu izložene visokim mehaničkim i
termičkim naprezanjima i nepovoljnim
uslovima radne sredine. Savremene
tehnike ispitivanja materijala sa
razaranjem omogućuju ispitivanja
slijedećih njegovih svojstava:
svojstva čvrstoće, stabilnost na
povišenoj temperaturi, plastičnost,
otpornost na krti lom, otpornost prema
oksidaciji površine, otpornost prema
interkristalnoj i naponskoj koroziji,
zavarljivost materijala, relaksacija i dr.
3.2. Definisanje zakonitosti nastanka
otkaza
Otkaz tehničkog sistema se definiše
kao prestanak mogućnosti nekog
elementa ili sistema u cjelini da
vrši funkcije za koje je projektovan.
Smanjenje ili gubljenje radne
sposobnosti tehničkog sistema tokom
eksploatacije posljedica je dejstva
različitih faktora (ugrađenih, slučajnih
ili vremenskih), koji mijenjaju početne
parametre sistema, izazivajući pri tome
i različiti nivo oštećenja. Pri tome se
koriste razvijene metode za praćenje
pojava uz modeliranje raspodjele, a
sve u ciljum dobijanja matematičkog
modela promjene stanja tehničkog
sistema, čime se stvaraju nužne
pretpostavke za mogućnost donošenja
dijagnostičkih odluka. Determinisanje
matematičkih modela obavlja se po
determinističkoj i stohastičkoj metodi.
Pri tome, ugrađeni uzroci otkaza
mogu, pored ostalog, biti: pogrešno
projektovanje, projektna pouzdanost,
pojava projektnih napona, greške u
izradi, greške nastale u montaži, greške
kao posljedica podešavanja, greške kao
posljedica pogrešnog izbora materijala,
termička obrada i zaostala termička
naprezanja, propusti tehničke kontrole
i dr.
S druge strane, slučajni uzroci
otkaza obuhvataju: uslove okoline,
preopterećenje, loše rukovanje i
održavanje, nestabilni (posebno
nestacionarni) režimi rada,
neodgovarajuća kontrola, gradijent
opterećenja i dr.
Vremenski uzroci otkaza mogu
obuhvatati: režim eksploatacije, režim
održavanja, podmazivanje, zamor
materijala, zagrijavanje, eroziju i
koroziju, ugrađene dijelove, radni
medijum, kontaminaciju i dr. Što prije
istraživanje otkaza započne to su veće
mogućnosti da se utvrdi stvarni razlog
otkaza, pri čemu važe osnovna pravila
ponašanja, [3,4]:
- Ne uništavati elemente kod kojih je
došlo do loma. Posebno ne dodirivati
površine na kojima je došlo do
pucanja, kao ni odlomljene komade.
- Elemente koji su havarisani pogledati
tek nakon dobijanja svih dokumenata
(izveštaji, objašnjenja, fotografije,
itd.), pri tome obezbijediti da svi
demontirani dijelovi mogu biti
korektno identifikovani, ponovno
montirani, neoštećeni i dr.
- Istraživanje ne koncentrisati samo
na mjesto loma, nego je potrebno
sagledati i stanje okruženja. Zbog
mogućnosti pojave lanca otkaza,
potrebno je razmotriti da li je nastali
[139]
otkaz samo posljedica nekog drugog
ili je prouzrokovan sasvim drugim
uzrocima.
- Ne formirati lako zaključak o
nastanku otkaza. Sakupiti sve
informacije, zatim odbaciti
beznačajne i formirati definitivni
zaključak tek onda kada je jasno da
su sve ostale mogućnosti eliminisane.
- Pri formiranju dokumentacije o
otkazu uzeti osim materijalnih
dokaza i izvještaje od drugih
eksperata, pri tome ne uzimati ništa
bez provjere (“na povjerenje”),
pogotovu sopstveno mišljenje, jer
zaključci, procjene i odluke mogu biti
subjektivne (u smislu odlučivanja na
bazi sopstvenog iskustva).
3.3. Predvi|anje pona{anja i
procjena otkaza sistema
Metodološki prikaz naučnog
predviđanja stanja odnosno ponašanja
tehničkog sistema zasniva se na
determinističkim, stohastičkim
ili najčešće kombinovanim
determinističko-stohastičkim
metodama predviđanja. Samo
modeliranje ponašanja sistema
zasnovano je najčešće na određenim
operacijskim istraživanjima (za slučaj
realnih uslova, uz tretman samo
funkcionalnosti sistema), primjeni
metoda matematičke statistike
(definisanje i izbor raspodjele,
ocjena posmatranih parametara, test
hipoteze, definisanje opsega i procjena
karakteristika), kao i metoda teorije
vjerovatnoće (različiti matematički
modeli).
Razvoj tehničke dijagnostike
omogućen je primjenom naučnih
saznanja i tehničkih dostignuća u
oblasti mjerne tehnike, kibernetike,
teorije naučnog predviđanja i teorije
pouzdanosti tehničkih sistema.
Funkcije koje treba da ostvari sistem
tehničke dijagnostike date su u
obliku određenih provjera tehničkog
stanja sistema, provjera radne
sposobnosti, provjera funkcionalnosti,
lociranja mjesta otkaza na najnižem
mogućem hijerarhijskom nivou,
kao i davanje procjena preostalog
vremena korišćenja ili trenda pojave
neispravnosti, slika 1.
Bez sumnje, primjenom
tehničke dijagnostike otvorene
su nove mogućnosti upravljanja
elektroenergetskim pogonima, čime su
stvoreni svi preduslovi za značajnije
smanjivanje korektivnih i preventivnih
aktivnosti u vezi održavanja, uz
zadržavanje istog ili postizanja čak
višeg nivoa pouzdanosti postrojenja u
cjelini.
energija
uspostavljanja zakonitosti
promjene parametara stanja
sistema i procesa koji se
u njemu dešavaju. Sistem
tehničke dijagnostike
predstavlja u suštini
prateći sistem u sistemu
termoelektrane, koji
obuhvata izbor dijagnostičkih
parametara i utvrđivanje
njihovih veza sa parametrima
stanja sistema, karakteristike
njihove promjene, normative,
kao i utvrđivanje moguće
procjene stanja i davanja
dijagnoze za sistem u svakom
trenutku vremena.
Osnovna karakteristika
metoda ispitivanja bez
razaranja je neposredno
izvođenje na predmetima
kontrole, bez uzimanja
uzorka i njihovog razaranja.
Informacije o homogenosti ili drugoj
karakteristici materijala posmatrane
komponente zasnovane su na praćenju
promjene neke karakteristične veličine
ili na pojavi nekih sekundarnih efekata
usljed dejstva unešene energije
ili nanešene materije. Ispitivanje
materijala razaranjem je utvrđivanje
(na eksperimentalni način) svojstava
nekog materijala, kroz korišćenje
proba uzetih iz konkretnog dijela
ili posebno izrađenih uzoraka koji
reprezentuju polufabrikat toga
dijela. Savremene tehnike ispitivanja
materijala sa razaranjem omogućuju
ispitivanja sljedećih njegovih
svojstava: čvrstoća, stabilnost na
povišenoj temperaturi, plastičnost,
otpornost na krti lom, otpornost prema
oksidaciji površine, otpornost prema
interkristalnoj i naponskoj koroziji,
zavarljivost materijala, relaksacija i
slično.
Treba istaći da se metode ispitivanja
sa razaranjem obično ne primjenjuju
pojedinačno, nego zajedno sa grupom
metoda za ispitivanje bez razaranja
materijala i na taj način ih i treba
posmatrati. Rezultati ispitivanja
navedenih metoda u obliku izvještaja,
uvjerenja, sertifikata ili atesta obično
se prevode u jednoobraznu formu
prilagođenu obradi podataka na
elektronskim računarima.
Nakon što se odrede kritični sklopovi,
odnosno kritični elementi u okviru
složenog sistema parne turbine,
uspostavi sistem njihove periodične
kontrole stanja metala metodama
sa i bez razaranja, izvrši mjerenje
trajnih deformacija i analiziraju
pogonski pokazatelji efektivnosti
rada postrojenja, utvrđuje se potreba
Slika 1 Funkcije tehničke dijagnostke vezane za tehničko stanje sistema parne turbine
Ovo je od posebnog značaja kod
energetsko-procesnih postrojenja koja
rade u okviru višeg hijerarhijskog
sistema (elektroenergetski sistem,
naftna industrija, petro-hemijski
kombinat i dr.) i za koje se zahtijeva
visok nivo pouzdanosti u toku
eksploatacije i povećana zaštita kako
osoblja tako i životne sredine.
3.4. Formiranje optimalne baze
podataka za tehni~ku dijagnostiku
Jedan od važnih elemenata
za efikasno praćenje i analizu
pouzdanosti, raspoloživosti i nekih
drugih karakteristika efektivnosti
rada sistema termoelektrane,
jeste obezbjeđenje informacione
osnove, odnosno formiranje i
aktuelizacija baze podataka. Sama
metodologija prikupljanja podataka
o radu termoelektrane u okviru
elektroenergetskog sistema, bazirana
je na konceptu stanja same jedinice
termoelektrane klasifikovane na bazi
svoje raspoloživosti i snage, koja
u periodu od početka devedesetih
godina nalazi sve više primjene kod
nas, a i u svijetu.
Osnovni dio informacionog sistema
o pouzdanosti predstavljaju baza
podataka o pogonskim događajima
i baza tehničkih podataka o sistemu.
Kao najčešće korišćeni programski
paket koji prate ovu bazu podataka
sreće se Oracle, sa osnovnim
zadatkom podrške za potrebe unosa,
ažuriranja, prikaza i analize podataka
iz baze.
Stvaranje odgovarajućih metoda
ili njihovo poboljšanje za procjenu
i povećanje nivoa pouzdanosti,
raspoloživosti, produktivnosti i
poboljšanje procesa održavanja
nije moguće bez odgovarajuće
vjerodostojne informacione baze.
Dosadašnji način prikupljanja
podataka u postojećim sistemima
termoelektrane, uglavnom zbog
velikog obima šifriranja, nije bio
zadovoljavajući.
Razvoj modifikovane metode za ocjenu
pouzdanosti i njenu optimizaciju
na bazi ekonomskog kriterijuma,
uz razvoj informacione tehnologije,
doveo je do uvođenja i implementacije
novih sistema za prikupljanje i analizu
podataka o pogonskim događajima,
[2]. Radi eventualne korekcije, pored
navedenih informacija potrebni su
i podaci vezani za tip i proizvođača
jedinice (sastavne komponente),
nominalnu snagu, godinu puštanja u
pogon, kvalitet korištenog osnovnog i
pomoćnog goriva.
Takođe, pored parametara stanja
neophodna je identifikacija parametara
vezanih za stanje materijala
komponenti, kao i definisanje načina
primjene kod utvrđivanja preostalog
radnog vijeka pojedinih komponenti
sistema termoelektrane. Čest je slučaj
da se kod ovako složenih sistema
prethodno, kroz pristup rangiranja,
definiše najkritičniji pogon, od čijeg
rada prvenstveno zavisi najvećim
dijelom i rad višeg hijerarhijskog
sistema u cjelini.
3.5. Metode tehni~ke dijagnostike
za parnu turbinu u sklopu
termoelektrane
Formiranje kontrolno-dijagnostičkog
sistema na termoelektranama
uglavnom prati njihov hijerarhijski
nivo organizovanja, uz obuhvatanje
[140]
energija
i vrijeme uzrokovanja metala za
laboratorijska ispitivanja, [4,5,6].
Naravno da se pri tome mora imati
u vidu i vrijeme i sadržaj godišnjih
remonta koji se na termoelektrani i
rudniku obavljaju. Dobijene rezultate
potrebno je uporediti sa normama
iz atesta proizvođača za početno
stanje ili sa određenim standardima
i preporukama za ista ili slična
postrojenja.
4. Tehni~ka dijagnostika kao
sastavni dio odr`avanja prema
stanju parne turbine
Samo sprovođenje održavanja prema
stanju zasnovano je na kontroli
tehničkog stanja u određenim
vremenskim intervalima, nezavisno od
stepena oštećenosti sastavnog dijela i/
ili sistema u cjelini, a nakon toga, u
zavisnosti od utvrđenog stanja, vrši
se njegova zamjena ili opravka ili pak
elemenat ostaje i dalje u proizvodnji.
Za karakterističnu veličinu tehničkog
stanja koja karakteriše promjenu
stanja uzima se najuticajnija veličina
u procesu eksploatacije, koja se
i najčešće poklapa sa nekom od
odabranih karakterističnih veličina
stanja tehnološkog procesa i služi
zadacima automatskog upravljanja.
Praćenje (kontrola) tehničkog stanja
sistema sa ciljem izvršenja aktivnosti
održavanja može se identifikovati sa
praćenjem stanja u sistemu u cilju
vođenja optimalnog procesa. Rezultat
svake tehničke dijagnostike mora
biti odluka o daljoj upotrebljivosti
sastavnog elementa ili sistema u
cjelini (dio za ponovnu ugradnju, dio
za popravku i ponovnu ugradnju, dio
mora biti izbačen iz dalje upotrebe).
Da bi se bilo kakva odluka mogla
uopšte donijeti, neophodno je prije
svega poznavanje dozvoljenih granica
istrošenosti, a zatim i ostalih uslova
datih na prethodnoj slici. Granica
istrošenosti je u stvari granica između
pogonske upotrebljivosti elementa ili
sistema i njegove oštećenosti. Kako je
ranije već rečeno, bilo kakva promjena
stanja sistema u toku eksploatacije
predstavlja proces slučajnog karaktera,
pri čemu se momenat prelaza
ispravnog u stanje neispravnosti javlja
kao uslovni otkaz, odnosno karakteriše
početak pojave neispravnosti. Pošto
još uvijek ne postoji opšti koncept
formiranja dijagnostičkog sistema na
termoelektranama, niti kompleksno
dijagnostičko obezbjeđenje
termoelektrana na našim prostorima,
neophodno je istaći slijedeće:
- tehnička dijagnostika predstavlja
značajno sredstvo za povišenje
pouzdanosti, ekonomičnosti i
sigurnosti u eksploataciji sistema
termoelektrane,
- najveći efekat primjene sredstava
tehničke dijagnostike dobija se
njenim usklađivanjem sa metodama
za kratkoročnu i dugoročnu prognozu
pouzdanosti i njenu optimizaciju,
najčešće po ekonomskom
kriterijumu,
- osnovni zadaci tehničke dijagnostike
na parnoj turbini u sklopu sistema
termoelektrani najčešće se, formulišu
kao: prognoza i sprečavanje
havarija, smanjenja broja i dužine
trajanja ispada, kroz blagovremeno
predviđanje, otkrivanje i praćenje
razvoja uzroka otkaza, skraćivanje
obima planskih i neplanskih remonata
na račun usavršavanja i primjene
metoda tehničke dijagnostike,
- sprečavanje ili otklanjanje u procesu
eksploatacije uslova rada, koji
su generator oštećenja i pojave
otkaza, kao i računarom podržano
praćenje radnih resursa i efektivnosti
proizvodnje sistema parne turbine u
okviru termoelektrane.
5. Zaklju~ak
Primjena metoda tehničke dijagnostike
i pogodnost za kontrolu stanja parne
turbine značajno utiče na pogodnost
održavanja, kao i na njegovu
unutrašnju karakteristiku (njegove
cjeline ili elemente), odnosno na
stanje funkcionalnosti pri definisanim
uslovima u tačno određenom periodu
vremena, pri čemu se pretpostavlja
da se održavanje obavlja u skladu sa
planiranim i propisanim postupcima.
Mogućnost ispitivanja i pregleda
sistema ili njegove sastavne cjeline
(elementa) u procesu kontrole stanja
sistema parne turbine planira se već
u etapi razrade i projektovanja kroz
preciziranje elemenata za obavljanje
glavnih i pomoćnih funkcija na
nivou projektovanih veličina (sa
dozvoljenim odstupanjima), kao i
elemenata sigurnosti, zaštite na radu,
zaštite od požara i zaštite životne
sredine. Svaki od postupaka procjene
tehničkog sistema parne turbine, koji
obuhvataju analizu objekta ispitivanja,
postavljanje teorije i metoda
ispitivanja, izradu odgovarajućih
algoritama programa ispitivanja,
određivanje načina i sredstava za
proučavanje određenih svojstava i
karakteristika tehničkog sistema u
cjelini, svojim specifičnostima utiče na
razne načine na pogodnost održavanja.
Od posebnog značaja je razmatranje
samog režima ispitivanja u okviru
procesa eksploatacije ovog sistema ili
u vrijeme prekida rada, načina njegove
[141]
realizacije i stepena automatizacije
baze podataka (mogućnost primjene
informacionih tehnologija).
Literatura
[1] Miličić D., Milovanović Z.:
Monografija “ENERGETSKE
MAŠINE - PARNE TURBINE”,
Univerzitet u Banjoj Luci,
Mašinski fakultet Banja Luka,
Баnjа Luka, 2010., 897 str.
[2] Papić Lj., Milovanović Z.:
ODRŽAVANJE I POUZDANOST
TEHNIČKIH SISTEMA/
SYSTEMS MAINTAINABILITY
AND RELIABILITY, Biblioteka
DQM monografije „Kvalitet i
pouzdanost u praksi, Knjiga 3,
Istraživački centar za upravljanje
kvalitetom i pouzdanošću, Prijevor,
2007., 501 str.
[3] Milovanović Z.: TOPLOTNE
TURBOMAŠINE - PARNE I
GASNE TURBINE, Skripta, Izvod
iz predavanja, Univerzitet u Banjoj
Luci, Mašinski fakultet, Banja
Luka, 2003., 693. str.
[4] Milovanović Z., Šijački-Žeravčić
V., Babić V., Borojević S.:
DIJAGNOSTIKA TEHNIČKIH
POKAZATELJA ODRŽAVANJA
TERMOELEKTRANE, DIO I PRIPREMA ZA POREĐENJE
SA “NAJBOLJOM PRAKSOM”
(BENCHMARKING), Prethodno
saopštenje, UDC: 621.314.52.05,
Tehnička dijagnostika, Naučnostručni časopis, Godina VIII, Broj
2, 2009., str. 41-45
[5] Milovanović Z. N., ŠijačkiŽeravčić V., Milanović D.,
Bakić G.: Dijagnostika
tehničkih pokazatelja
održavanja termoelektrane, Dio
II - Određivanje pouzdanosti
postrojenja u prvom približenju,
Originalni naučni rad, UDC:
621.314.52.05, Tehnička
dijagnostika, Naučno-stručni
časopis, Godina VIII, broj 3, 2009.,
str. 3-8;
[6] Milovanović Z. N., ŠijačkiŽeravčić V., Bakić G., Đukić M.:
Dijagnostika tehničkih pokazatelja
održavanja termoelektrane, Dio III
- Određivanje fizičkih uzroka pada
pouzdanosti, Prethodno saopštenje,
UDC: 621.311.22.004.15, Tehnička
dijagnostika, Naučno-stručni
časopis, Godina VIII, broj 4, 2009.,
str. 11-16
energija
mr. sc. D`evad Sinanovi}, dipl.ing.el.
Ministarstvo odbrane BiH
mr. sc. Adamir Jahi}, dipl.ing.el., Admir Botali}, dipl.ing.el.
JP Elektroprivreda BiH
UDC:621.311.15.003/.008
Primer tehnoekonomske
analize razvoja
elektroenergetskog sistema
1. Uvod
Rezime
Cilj svake elektroprivredne
organizacije jeste obezbediti kupcima
električnu energiju kontinuirano,
zahtevane kvalitete, i uz u što manje
troškova (konkurentne cene). U novije
vreme kao zahtev javlja se i ekološki
aspekt (održivi razvoj). U studiji
razvoja nekog sistema neprekidno se
pojavljuju stalni i promenjivi troškovi.
S tim u vezi, pirodno se nameće zahtev
u razvoju modela elektroenergetskog
sistema koji će omogućiti minimalnu
cenu varijante proširenja ili izgradnje
obekta.
U razvoju elektroenergetskih sistema
ili donošenju odluke o investiranju
u toku rada sistema, kao instrument
varijantnih metoda optimizacije koriste
aktualizaciju. Navedene metode su
pogodne jer uzimaju u obzir vreme
i promene u vremenu, odnosno
odražavaju stanje sistema pre i posle
investicije.
U radu je predstavljena aktualizacijska metoda i tehnoekonomska studija u
razvoju EES sa aspekta optimizacije EES. Rad analizira razvijene modele
i daje odgovor o najpovoljnijem trenutku za investiranje u EES. Praktičan
primer izvedbe jedne tehnoekonomske studije razvoja elektroenergetskog
sistema primenom varijantne metode optimizacije je takođe prezentiran u ovom
radu. Odnos prema odluci za investiranje u objekat potrebno je posmatrati u
određenim vremenskim rokovima i štetama koje nastaju u tim periodima, da bi
štete zbog neisporučene energije bile manje.
Afirmativno je da se radi o jednom univerzalnom metodološkom pristupu, jer
se navedeni algoritam može aplicirati i na druge oblasti, npr. telekomunikacije,
građevinarstvo, saobraćaj i druge oblasti.
Ključne reči: aktualizacijski metod, optimizacije EES, tehnoekonomska studija.
2. Aktualizacijski metod
optimizacije
Matematski model koji opisuje cenu
rešenja jedne varijante proširenja
ili izgradnje objekta dat je u obliku
sledeće jednakosti:
(2.1)
Gde su:
Ki - investicijski troškovi
fi = ki + Δi - pogonski troškovi
V (n) - vrednost dalje upotrebe
qi- aktualizacijski faktor koji reducira
eure iz budućnosti na sadašnjost
Šta je suštima navedenog modela?
Ceneći ekonomski, ali i druge
faktore (kao npr. ekološki), ovaj
Example of Techno-Economic Analysis of Electric Power
System Development
The paper was presented actually method and technical economic study in the
development of power system from the aspect of power system optimization. The
paper analyzes the developed models and gives an answer about the most time
to invest in the power system. The paper presented a practical example of the
performance of one techno-economic study of development of electric power
systems using variant methods of optimization. Attitude toward the decision to
invest in the facility should be considered in certain timeframes and claims that
arise in those periods, so that damage due to undelivered energy were less.
Positively that it is a universal methodological approach, because the
above algorithm can be applied to other areas such as telecommunications,
construction, transportation and other areas.
Key words: actually method, power system optimization, technical economic
study.
model pomaže u donošenju odluke
o najboljem trenutku za investiranje.
Dakle, na kraju i-te godine investicija
će imati svoju vrednost Ki. Potrebno
je vrednost aktualizirati preko
aktualizacijskog stepena. Vrši se, dakle
preračunavanje investicije.
Preračunavanje investicije vršimo
radi valorizacije ili revalorizacije
investicije. Objekat prenosi svoju
vrednost na novu vrednost (troši se).
[142]
Tako možemo tvrditi da je u toku
godine objekat izgubio, to znači preneo
na produkt MWh deo svoje vrednosti.
Gubitak vrednosti kroz amortizacijsku
politiku (kroz životni vek) možemo
izraziti u obliku sledeće jednačine:
(2.2)
Konstatacijom da je objekat u svom
životnom veku preneo svoju ukupnu
energija
vrednost na novu vrednost cenimo
zapravo da li je investicija propala ili
je uspešna.
Pretpostavljajući da je a(i) nezavisna
od posmatrane godine i jednaka je
a*, te da je objekat u svom životnom
veku preneo svu svoju vrednost na
produkt MWh, dobit ćemo investiciju
u početnoj godini (K0).
(2.3)
Tako dobijamo korigovani
aktualizacijski stepen pa* koji sledi
klasični račun anuiteta.
U tom slučaju anuitet možemo izraziti
kao:
(2.4)
korigovani aktualizacijski stepen je
sada:
Za pa = 8% n* = 30 ⇒
Za pa = 8% n* = 20 ⇒
Za pa = 8% n* = 20 ⇒
pa = 8,89%
pa = 10,6%
pa = 11,7%
N(i) – troškovi zbog neregularnosti
napona
Kako varijacije napona N(i) utiču
na promenjive pogonske troškove
definisat ćemo ih sledećom
jednačinom:
(2.6)
(2.9)
Varijacije napona mogu biti:
- periodične,
- slučajno usporene,
- rzi i kratkotrajni padovi napona
(prekidi pogona).
Gde je:
(2.10)
Kupce EE koji uzrokuju promene
napona (u NN mrežama frižideri,
liftovi, aparati za varenje; u SN
mrežama pumpe; te u VN mrežama
lučne peći, lokomotive) najbolje je
priključiti na one tačke sistema koje
imaju veliku snagu kratkog spoja.
Preporučuje se da je odnos promene
snage potrošača (Spromj.) i tropolne
snage kratkog spoja (Sk):
ili
Za cN = 1/500 puta cena kWh, sledi
ΔU / Un app. 22 %
Za cN = 1/200 puta cena kWh, sledi
ΔU / Un app. 14 %
Ako napon toliko padne onda je
energija stvarno neupotrebljiva.
Gubitke zbog odstupanja napona
možemo definisati kao:
(2.7)
Nameće se zaključak - što je manji
aktualizacijski stepen pa i što je kraći
životni vek n*, to je veći pa.
Izabrani nizak pa favorizira investicije
u bliskoj budućnosti, a prenizak
dovodi do predinvestiranja. U
elektroenergetskim sistemima se
sa visokim pa dozvoljavaju veći
energetski gubici i slabiji kvalitet
napona.
Godišnji pogonski troškovi
fi = ki + Δi (stalni + varijabilni) u
ovom modelu ostaju neaktualizirani:
U distributivnim mrežama potrebno je
posebnu pažnju posvetiti naponskim
prilikama.
Osigurati promenu napona u
dozvoljenim granicama, važno je ne
samo za ispravan rad aparata, nego i za
stepen iskorištenja η.
U tom smislu govori se o troškovima
zbog odstupanja napona od nazivnih
vrednosti. Oni se mogu izraziti preko
sledeće jednačine:
(2.5)
(2.8)
Gde su:
Kjk – troškovi promene stanja j u k
Ijk – investicija za novu napravu
Djk – vrednost demontaže stare opreme
R jk - vrednost demontiranog
materijala
k = o + m + d – stalni pogonski
troškovi
o – održavanje, plaće,...;
m – troškovi u jezgrama
transformatora;
d – drugi nepredviđeni troškovi (npr.
korona).
Δi = J(i) + Š(i) + N(i -promenjivi
(varijabilni) pogonski troškovi
J(i) – Džulovi gubici;
Š(i) – troškovi ispada;
Gde je: cN
cN – cena odstupanja od nazivnog
napona, odnosno trošak koji trpi
potrošač zbog odstupanja napona,
ΔUF – otklon napona od nazivnog
F
napona
u nekoj tački sistema F,
dW – potrošena energija potroša u
vremenu dt,
T – ukupno vreme na koje se proračun
odnosi
Dakle, radi se sa energijom u kontekstu
ekonomije.
Vrednost kWh predata kupcu pod
naponom U – ΔU je umanjena za:
1 – cN (ΔU / Un)2 svoje vrednosti kada
je:
- vrednost isporučenog
kWh jednaka nuli.
εk - prosečni kvadratni otklon ili
prosečna kvadratna devijacija napona.
Napon je slabog kvaliteta ako je εk
>100(%)2.
Napon je vrlo dobrog kvaliteta ako je
εk >100(%)2
εk - možemo predstaviti kao zbir
kvadratnih veličina:
(2.11)
εk ili ε meri se statističkim
voltmetrom.
Za vezu između prosečnog otklona
napona i odomaćenih maksimalnih
gubitaka napona εM postoji
aproksimativna veza:
(2.12)
Za SN mreže ε · je 3 do 5 %, σ je 3
do 5 %, što odgovara kvadratnom
prosečnom otklonu:
do
Maksimalni pad napona u ovakvim
mrežama je:
do
[143]
Verovatnoća havarijskog ili prisilnog
prekida električne energije ocenjuje se:
(2.13)
Obzirom da nikada ne znamo kada će
se desiti ispad koristimo statistiku koja
će nam pomoći da predvidimo iste.
Za elektroenergetske vodove t h se
računa kao:
(2.14)
gde je:
τ - broj kvarova na km voda
tp- trajanje havarijskog remonta,
obično u toku godine
energija
Za planski remont na analogan način
se računa:
(2.15)
gde je:
tn - trajanje remonta u periodu T
Ako poznajemo verovatnoću
prinudnog prekida i planskog
remonta (održavanja), pojedinih
komponenti, moguće je odrediti i
verovatnoću ispada snabdevanja
kupaca električnom energijom.
Pri tome govorimo o verovatnoći
kombinovanog događaja.
Količina neisporučene energije i njena
cena u toku godine je:
(2.16)
gde uzimamo u obzir samo
verovatnoću havarijskog prekida, tj.
p = ph.
Poznavajući cenu neisporučene
energije kWh cŠ (€/kWh), šteta u toku
godine je:
(2.17)
app. je 1 €/kWh
Troškovi neisporučene energije takođe
moraju biti aktualizirani putem faktora:
(2.18)
prva suma - aktuelizirani troškovi
investicija, druga suma - aktualizirani
troškovi stalnih pogonskih troškova,
treća suma - aktualizirani džulovi
gubici, četvrta suma - aktualizirani
troškovi neisporučene energije
V - član za poravnavanje (znak minus
za vrednost daljnje upotrebe, znak
plus za nove investicije na kraju
posmatranog perioda).
Strategije investiranja koje obećavaju
visok kvalitet rada imaju veću vrednost
prvog člana, te manju vrednost
pretposlednjeg i poslednjeg člana, od
strategija koje donose slabiji kvalitet
rada.
Šta to znači? Veća je investicija ako
smo izabrali tehnologiju sa boljim
performansama, ali je i skupa.
Ukoliko smo investirali puno u dobru
tehnologiju, logično je očekivati i
manje štete. Osim toga, potrebno je
odluku doneti na optimalan način i
vrednost tehnologije u potpunosti
optimizirati.
Najbolja vrednost je ona kada je
prenesena vrednost prenesena na
produkt upotpunosti, tj. ukoliko je
poslednji član (relacije .....) sveden na
nulu. To znači da je izabrano dobro
vreme i tehnologija za investiranje.
Dakle, za svaku strategiju može se
napisati cena rešenja relacijama:
Tako za neisporučenu električnu
energiju kWh u periodu (1,n) pri
stepenu porasta potrošnje x, je:
(2.24)
(2.19)
Potrebno je aktualizirati i troškove
džulovih gubitaka:
odnosno,
(2.20)
Konačna odluka će biti ono rešenje
koje ima najmanje troškova.
(2.21)
3. Tehno-ekonomska analiza
razvoja elektroenergetskog
sistema
Cena naše odluke, odnosno cena
rešenja kojim predlažemo našu odluku
jedne varijante razvoja mreže je :
(2.22)
Kako gornji izraz predstavlja
aktuelizirane troškove isti možemo
skraćeno napisati u sledećem obliku:
(2.23)
gde je:
(2.25)
U ovom poglavlju biće prikazana
tehnoekonomska analiza razvoja
EES, primenom varijantne metode
optimizacije na jednom konkretnom
primeru.
Model za primenu tehno ekonomske
studije iz konkretnog primera
obrađivaće problematiku mogućnosti
nastanka različitih cena za određenu
vrstu opreme.
Primer:
Pedeset (50) kilometara od razdelne
trafostanice potrebno je snabdeti
područje koje u godini dana zahteva
PM(1)=50 MW; cosφ=0,8; TM=3000 h.
[144]
Ova snaga ravnomerno raste sa x=8 %
godišnje.
Nakon provedene tehnoekonomske
analize potrebno je izabrati optimalnu
varijantu za izbor transformatorske
stanice ukoliko se razmatraju sledeće
varijante transformatorskih stanica:
- I varijanta 110/35 (kV/kV),
20.000 kVA
- II varijanta 220/110 (kV/kV),
153.000 kVA
- III varijanta 400/220 (kV/kV),
400.000 kVA
Raspoloživi podaci:
- pa=10 %,
- verovatnoća havarijkog prekida
snabdevanja električnom energijom
transformatora 110/35 (kV/kV) je
pTh=0,25·10-3 i
- verovatnoća planskog remonta
transformatora 110/35 (kV/kV) je
pTn=0,019 (pretpostavimo da se kod
preostala dva transformatora ova
verovatnoća povećava respektivno
za 50 %) posmatrano razdoblje -15
godina.
Neka životni vek transformatora bude
izrazito visok u odnosu na posmatrano
razdoblje 15 godina. U ovoj analizi
zanemarimo troškove izgradnje ostale
infrastrukture (kablovi, dalekovodi,
i dr.) neophodne za snabdevanje
predmetnog područja električnom
energijom.
Investicija za transformator 110/35
(kV/kV), 20.000 kVA je 900.000.
Investicija za transformator 220/110
(kV/kV), 150.000 kVA je 1.500.000.
Investicija za transformator 400/220
(kV/kV), 400.000 kVA je 7.000.000.
I varijanta
- investicijski trošk. (3.1)
k = 0,055 · 900.000 = 49.500€ - stalni
pogonski troškovi
(3.2)
Za 15 godina investicijski troškovi se
aktualiziraju prema relaciji:
(3.3)
Tada su investicijski troškovi:
(3.4)
Troškovi vezani za gubitke u
transformatoru:
Da bi iste izračunali moraju se
izračunati godišnji sati gubitaka (TΔ):
h
(iz dijagrama 3.1) ili realacije
(3.5)
energija
III varijanta
7.000.000€ - investic. troškovi (3.25)
k = 385.000 €- -stalni
pogonski troškovi
(3.26)
Za 15 godina investicijski troškovi se
aktualiziraju relacijom:
Dijagram 3.1 Godišnji sati gubitaka
Γ(15) = 8,36
(3.27)
Tada su investicijski troškovi:
(3.28)
Troškovi vezani za gubitke u
transformatoru u ovom slučaju:
TΣ = 8760 sati, ako je transformator
čitavu godinu pod naponom
ΔWt = 1.135,30MW
(3.29)
ckWh = 3,2 ·10 €/kWh
(3.30)
-2
(3.6)
TΣ = 8760 sati, ako je transformator
čitavu godinu pod naponom
ckWh = 3,2 ·10-2 €/kWh
(3.7)
havarijskog i planskog zastoja za 50
% veći u sledećem višem naponskom
nivou.
(3.13)
II varijanta
(3.8)
Aktualizacijom ovih gubitaka za 15
godina posmatranog razdoblja i
uz x=8 %.
(3.9)
€ - investic. troškovi (3.14)
k = 82.500 € - stalni pogonski
troškovi
(3.15)
Za 15 godina investicijski troškovi se
aktualiziraju relacijom:
Sada se računa član za izravnavanje:
€
(3.11)
Suma šteta zbog neisporučene energije
je:
(3.12)
- u odnosu na drugu varijantu za 50
% veća verovatnoća havarijskog i
planskog zastoja.
Iskustveni pokazatelji o
neraspoloživosti transformatora
pokazuju da su verovatnoća
Γ(1,08;15) = 23,35
(3.31)
Član za izravnjavanje će biti:
III
V = 0 €, teoretski pretpostavka (3.32)
Suma šteta je:
teoretska (3.33)
pretpostavka
Tabela 1
(3.16)
Tada su investicijski troškovi:
689.700€
(3.10)
Aktualizacijom gubitaka za 15 godina
posmatranog razdoblja i uz x= 8 %
dobija se:
(3.17)
Troškovi vezani za gubitke u
transformatoru:
TΣ = 8760 sati, ako je transformator
čitavu godinu pod naponom.
ΔWt = 1.109,058MW
(3.18)
ckWh = 3,2 ·10-2 €/kWh
(3.19)
€/god
Σ
Σ
Σ
Σ
Tražena presecišta ovih pravih su:
(3.20)
Aktualizacijom gubitaka za 15 godina
posmatranog razdoblja i uz x= 8 %
dobija se:
Γ(1,08;15) = 23,35
(3.21)
€
(3.22)
Član za izravnjavanje će biti:
€/kWh
II
V = 215.452,84 €
(3.23)
Suma šteta zbog neisporučene energije
će u tom slučaju biti:
(3.24)
[145]
€/kWh
energija
Na sledećem dijagramu prikazane su
prave koje odražavaju funkcionalnu
zavisnost troškovne funkcije od cene
štete kWh.
Dijagram 3.2 Zavisnost cene rešenja
o ceni štete
Analizom navedenog dijagrama može
se konstatovati sledeće:
- za cene štete manje od 0,054 €/kWh
optimalna je I varijanta
- za cene štete veće od 0,054 €/kWh a
manje od 0,138 €/kWh optimalna je
II varijanta
- za cene štete veće od 0,138 €/kWh
optimalna je III varijanta
Zaklju~ak
Odnos prema odluci za investiranje
u objekat potrebno je posmatrati u
određenim vremenskim rokovima i
štetama koje nastaju u tim periodima,
da bi štete zbog neisporučene energije
bile manje.
Ne mora samo jedna odluka biti
najbolja. U određenom vremenskom
trenutku jedno rešenje je najbolje, a
u drugom drugo, odnosno u jednoj
oblasti cena za neisporučenu električnu
energiju jedna varijanta je optimalna, a
u drugoj druga.
Odluka će biti ono rešenje koje ima
najmanju cenu troškova (troškovna
funkcija minimalna).
U ovom radu stavljen je akcent na
strategije investiranja koje obećavaju
razvoj. Sasvim sigurno je veća
investicija ukoliko je izabrana
tehnologija sa boljim performansama,
ali je u pravilu i skuplja. Ako je
uloženo puno sredstava u dobru
tehnologiju logično je da će biti i
manje štete.
Afirmativno je to, da se radi o jednom
univerzalnom metodološkom pristupu.
Njegova primena je moguća i na
druge oblasti npr. telekomunikacije,
građevinarstvu, saobraćaj itd.
Zdravko N. Milovanovi}
Univerzitet u Banjoj Luci, Mašinski fakultet Banja Luka
Svetlana Dumonji}-Milovanovi}
Partner inženjering d.o.o., Banja Luka
UDC:621.311.15.003/.008
Sigurnost snabdijevanja
toplotnom energijom i
tehnološkom parom u
Republici Srpskoj
Rezime
Funkcionisanje energetskog sektora sve više poklanja pažnju primjeni aktivnijeg
načina u pristupu osiguranja većeg stepena sigurnosti snabdijevanja energijom
potrošača. Pri tome se vrše analize rizika, s ciljem definisanja uzročnika za
njihov nastanak i njegovog smanjenja. Aktivnosti se sprovode kako u oblasti
proizvodnje tako i u oblasti prenosa i distribucije, uz prateću diversifikaciju
energetskih izvora po mjestu i vrsti. Takođe, neophodno je uzimanje u obzir
energetske tendencije na lokalnom i globalnom nivou, a u skladu sa donešenim
strategijama razvoja energetskog sektora. Proces energetske reforme, s
ciljem stvaranja jedinstvenog evropskog liberalizovanog energetskog tržišta,
uz uspostavu regulatornih agencija za energetiku imaju za cilj obezbjeđenje
neophodnih preduslova za pouzdanije i kvalitetnije snabdijevanje potrošača
energijom.
Ključne riječi: strategija, električna energija, potrošač, snabdijevanje, sigurnost
Safety of thermal energy and technologic steam supply in
Republic of Srpska
The functioning of energy sector, lately gives more attention to application of
more active way in approach for securing higher level of safety in supplying
customers with energy. Along side with this, risk analyses are performed in order
to define causative agent for risk development and its reduction. The activities
are performed both in the field of production and the field of energy transfer and
distribution, together with following diversification of energy sources according
to the place and the type. Also, it is necessary to take in account energy
tendencies on local and global level, and in accordance with agreed strategies
for development of energy sector.
The process of energy reform, in order to create unitary European liberalised
energy market with establishment of regulatory agencies for energy have the
goal to provide necessary preconditions for safer and more qualitative supply of
energy to consumers.
Key words: strategy, electric energy, consumer, supply, safety
1. Uvod
Literatura
[1] S. Halilčević: Autorizovana
predovanja na PDS Fakulteta
elektrotehnike Tuzla, odsjek
Energetska elektrotehnika, na
predmetu ¨Upravljanje energetskim
sistemima¨ - I semestar šk.
2005/06 god.
Promjene u privredi u zemljama u
tranziciji sa jedne i razvoj visokih
tehnologija sa druge strane, uz
povećanje zahtjeva za većim
standard stanovništva, kao i zastarjeli
proizvodni, prenosni (transportni) i
distributivni kapaciteti čine energetske
sisteme u zemljama bivše SFR
[146]
Jugoslavije u cjelini osetljivijim na
energetske krize, pa je u strategiji
razvoja energetike potrebno istražiti
nove koncepte (poput racionalizacije
potrošnje, ekološke prihvatljivosti,
uvođenja kvaliteta za isporučenu
energiju i energetske efikasnosti), koji
će umanjiti rizike od poremećaja u
snabdijevanju energijom. Donešena
energija
zakonska rješenja u Republici
Srpskoj, posebno okvirnog Zakona
o energetici, potenciraju na obaveze
svih energetskih subjekata u vezi sa
sigurnošću snabdijevanja potrošača, pri
čemu aspekt pouzdanosti igra ključnu
ulogu na izbor opcija i na stateška
opredjeljenja u razvoju energetike.
Pri tome se, pod pojmom sigurnosti
u najopštijem smislu podrazumijeva
adekvatna snabdjevenost dovoljnim
količinama energije, prihvatljivog
kvaliteta i uz prihvatljive cijene, kao
i uz obezbjeđenje strateških ciljeva i
direktiva EU vezanih za zaštitu životne
sredine.
S druge strane, nezavisno od
učestalosti i uzroka njihove pojave,
krizne (akcidentne) situacije u
snabdijevanju toplotnom energijom
i tehnološkom parom imaju za
posljedicu krupne makroekonomske
poremećaje kako zbog rasta cijena
uvoznih energenata s jedne strane,
i mogućih debalansa u odnosima
“nabavka/potrošnja” pojedinih oblika
energije, s druge strane. Rizici od
poremećaja u snabdijevanju energijom
posljednjih godina uticali su na razvoj
čitavog niza mjera, koje imaju za cilj
umanjenje vjerovatnoće i negativnih
efekata njihovih pojava. U okviru
većeg broja razvijenih zemalja vrše
se kontinuirane analize osjetljivost
energetskih sistema na poremećaje,
s obzirom na klasifikovane grupe
mogućih uzroka i istražene načine
njihovog monitoringa.
2. Analiza stanja u
energetskom sektoru
Rast svijesti o značenju energije
i njenom racionalnom korištenju,
kao i smanjenje svjetskih zaliha
fosilnih goriva, zahtijeva i nove
analize i primjenu novih tehnologija
u proizvodnji toplotne energije i
tehnološke pare. Današnja trenutna
situacija na energetskom planu
je takva da su fosilna goriva još
uvijek dominantan izvor energije i
energenata na svjetskom tržištu, dok
obnovljivi izvori energije služe samo
kao alternativa za pokrivanje vršnih
opterećenje u energetskom sistemu.
U posljednje vrijeme pojavilo se više
uticaja, čije je kombinovanje dovelo do
povećanog zanimanja za distribuiranu
proizvodnju iz obnovljivih izvora
energije (smanjenje emisije CO2,
programi energetske efikasnosti
ili racionalnog korištenja energije,
deregulacija tržišta električnom
energijom, diversifikacija energetskih
izvora, zahtjevi za samoodrživosti
nacionalnih energetskih sistema,
podsticaji od strane vlada pojedinih
država kroz metodologiju za
vrednovanje i određivanje cijena iz
obnovljivih izvora i sl.).
Takođe, stvaraju se strateški planovi i
programi za iskorištenje obnovljivih
izvora (energija od sunca, zemni gas,
energija iz otpada, energija iz biomase
i sl.), definišu pravci otklanjanja
glavnih nedostataka klasičnih elektrana
(povećanje stepena iskorištenja
energije sadržane u primarnom gorivu
sa 33 na 45 do 50 %, izbor drugačijeg
načina za sagorijevanje, uz znatno
sniženje štetnih polutanata sadržanih u
dimnim gasovima, a koji se ispuštaju
u vazduh, npr. gasifikacija čvrstih
i tekućih goriva u sintetički gas,
poboljšani kotlovi na biomasu).
Analiza usklađenosti tehnologija
toplifikacionih sistema sa održivom
razvojem treba dati odgovore sa
ocjenom njihove fleksibilnosti u
odnosu na životnu sredinu, nivo
međugeneracijske usklađenosti,
usklađenosti potrošnje, društvenopolitičke usklađenosti, zatim
geopolitičke i ekonomske usklađenosti.
Energetski sektor u Republici Srpskoj,
ali i u BiH u cjelini, ima proizvodnju
toplotne energije zasnovanu na
gardskim toplanama na mazut odnosno
na bazi korišćenja sopstvenog uglja,
kao i jedan broj sa kotlovnicama
na biomasu (novija postrojenja).
Snabdijevanje tehnološkom parom
je skoro neznatno, zbog potpunog
kolapsa privrede (posebno oblast
tekstilne industrije i kožne galanterije).
Ukoliko i postoji, zasnovano je na
lokalnim izvorima energije za grijanje
ili manjim energetskim postrojenjima
(mala kogeneracijska postrojenja ili
preuređene industrijske energane).
Zbog značajnijeg pooštravanje
ekoloških propisa i donošenje
stimulativnih mjera za proizvodnju
»zelene energije«, potenciranje
aktivnosti za smanjenje efekata
»staklene bašte«, donošenje
zakonske legislative u oblasti dodjele
koncesije za korištenje prirodnih
resursa, uz uspostavu energetskog
tržišta Jugoistočne evrope, porasla
je zainteresovanost za korišćenje
novih energetskih potencijala i novih
tehnologija, kako sa aspekta dobijanja
koncesija i stranih ulaganja tako i
zbog činjenice da se radi najčešće o
višenamjenskim objektima ekološki
veoma prihvatljivim.
Imajući u vidu da potrebe Republike
Srpske za naftnim derivatima u
nazad nekoliko godina znatno ne
odstupaju i iznose oko 450 hiljada
tona godišnje, iste se mogu obezbjediti
[147]
iz domaće proizvodnje, dok se višak
može izvoziti u susjedne zemlje.
Naftni derivati će se kao i ranijih
godina, koristiti za potrebe svih
državnih institucija, industrije, rada
termoelektrana, toplana, poljoprivrede,
školstva, zdravstva, saobraćaja, kao i
za ostale potrebe građana Republike
Srpske.
Potrošnja naftnih derivata u sektorima
potrošnje (saobraćaj, industrija,
gradska toplana Banja Luka,
poljoprivreda i ostalo) raste, i to
najviše u sektoru saobraćaja, dok se
rast potrošnje očekuje u industrijskom
sektoru.
S obzirom da Republika Srpska nema
domaće proizvodnje prirodnog gasa,
bilansirane količine obuhvataju uvoz
i potrošnju. Planirani uvoz prirodnog
gasa za 2009. godinu u iznosu od 35,1
miliona m3 (1,1934 PJ, 0,0285 Mtoe)
je za oko 61,1 % manji od uvoza
u 2008. godini koji je iznosio 90,2
miliona m3 (3,0668PJ). Odstupanje u
planu uvoza proizilazi iz činjenice da
fabrika za preradu glinice Birač, koja
je u ukupnoj potrošnji prirodnog gasa
u Republici Srpskoj učestvovala sa
91,5%, od novembra mjeseca 2008.
godine u procesu proizvodnje umjesto
prirodnog gasa koristi mazut (u odnosu
2/3 mazuta i 1/3 prirodnog gasa).
Na sigurnost snabdijevanja prirodnim
gasom negativno utiču neizmireni
dugovi za ranije isporučen gas u
iznosu od 104,5 miliona USD prema
ino-isporučiocu „Gazprom“ iz Ruske
Federacije, aktuelni spor između Ruske
Federacije i Ukrajine, postojanje
samo jednog pravca snabdijevanja (iz
Srbije), ne postojanje terminala niti
skladišta za skladištenje prirodnog
gasa.
U strukturi potrošnje prirodnog gasa
jedan dio se koristi u neenergetske
svrhe za rad toplana. Planirana
neenergetska potrošnja prirodnog gasa
u 2007. godini je iznosila 3 miliona
m3 i za 10 % je manja od potrošnje u
2008. godini koja je procjenjena na 3,3
miliona m3.
Prema dostupnim evidencijama i
podacima (JP „Šume Republike
Srpske“ a.d. Sokolac), uz planirani
prirast od 5%, prognoza proizvodnje
ogrevnog drveta za 2009. godinu iznosi
oko 800.000 m3 (7,2 PJ) ogrevnog
drveta, od čega 550.000 m3 iz državnih
šuma, i oko 250.000 m3 iz privatnih
šuma. Poređenja radi, navešćemo da se
sagorjevanjem količine od 800.000 m3
ogrevnog drveta ili 7,2 PJ ekvivalentne
energije, pri stepenu iskorištenja od
60% dobija ekvivalent količini od oko
1200 GWh električne energije, što je
energija
oko 1/4 ukupne proizvodnje električne
energije u Republici Srpskoj. U toku
2008. godine potrošeno je oko 700.000
m3 (ili 6,29 PJ) ogrevnog drveta,
od čega je 500.000 m3 iz državnih
šuma, a po procjeni oko 200.000
m3 iz privatnih šuma. Posmatrajući
energetsku vrijednost koja se dobije
sagorjevanjem ogrevnog drveta,
vidi se da čak i pri ovako niskom
stepenu iskorištenja, ovakav rezultat
predstavlja značajan energetski
podatak, tako da se u vođenju
energetske politike u Republici Srpskoj
mora imati u vidu na koji način se u
budućnosti planira vršiti toplifikacija
stambenih prostora koji se trenutno
griju ogrevnim drvetom.
Zakonom o energetici Republike
Srpske, definisan je zakonski osnov za
izradu akata o obaveznom dostavljanju
podatka za izradu energetskog bilansa
Republike Srpske, čime se očekuje
postizanje značajanijeg razvoja
i napretka u vođenju energetske
statistike, koja je trenutno veoma
ograničena. I pored navedenih
problema, za izradu ovogodišnjeg
energetskog bilansa uložen je značajan
trud za objedinjavanje energetskih
sektora i za izradu zbirnog energetskog
bilansa, kao finalnog uporednog
energetskog pregleda.
2.1. Stanje u toplifikacionom sektoru
Republike Srpske
Za rad jedanaest toplana koje vrše
toplifikaciju u 11 opština Republike
Srpske: Banja Luka, Prijedor, Doboj,
Gradiška, Istočno Sarajevo, Derventa
(nije u funkciji), Zvornik, Bijeljina,
Sokolac, Brod i Čelinac, tokom 2009.
godine bilo je neophodno obezbjediti
sljedeće vrste i količine energenata,
tabela 1.
Ukupne potrebe energenata za potrebe
toplana u Republici Srpskoj u 2009.
godini prema vrstama i količinana
energenata, date su u tabeli 2.
2.2. Organizacija energetskog
sektora u Republici Srpskoj i BiH u
cjelini
Do sada sprovedene analiza stanja
u okviru elektroenergetskog sektora
Republike Srpske, ali i BiH u cjelini,
pokazale su da postojeći viškovi
električne energije predstavljaju
rezultat postojeće loše situacije u
privrednom sektoru. Takođe, postoje
značajni neiskorišteni prirodni resursi
za proizvodnju električne energije,
kao i neiskorištene mogućnosti
korištenja obnovljivih izvora
energije i energetske efikasnosti.
Postoji usvojena Strategija razvoja
elektroenergetskog sektora Republike
Tabela 1
a) Mazut
- AD „Toplana“ Banja Luka
25.000 tona
- AD „Toplana“ Prijedor
5.400 tona
- JKP „Toplana“ Gradiška
2.500 tona
- JODP „Toplana“ Istočno Sarajevo
600 tona
- “Grijanje” Brod
2.500 tona
Srednje lož ulje (mazut ) ukupno:
36.000 tona
b) Ugalj ( mrki i lignit)
- ODJP „Gradska toplana“ Doboj
43.000 tona
- JP „Gradska toplana“ Bijeljina
4.500 tona
- JP „Gradska toplana“ Pale
1.000 tona
- OJDP „Gradsko grijanje“ Čelinac
4.500 tona
- JKP „Toplana“ Sokolac
1.600 tona
Ugalj ( mrki i lignit) ukupno:
54.600 tona
c )Prirodni gas
- AD „Toplana“ Zvornik:
3.800.000 m³
Prirodni gas:
3.800.000 m³
d) Biomasa (drveni otpad)
- JP „Gradska toplana“ Pale:
22.000 m³
Drveni otpad:
22.000 m³
Tabela 2
Srednjeg lož ulja ili mazuta 36.000tona
Uglja (mrkog i lignita)
54.600tona
Prirodni gas
3.800.000m³
Biomasa (drveni otpad)
22.000m³
Srpske i u toku je izrada Strategije
razvoja energetskog sektora Republike
Srpske (Institut Hrvoje Požar, Zagreb,
Republika Hrvatska), čije je usvajanje
planirano do kraja godine. Ne postoji
strategija razvoja sektora energetike
BiH, ali postoji Studija o energetskom
sektoru koju je uradio Institut Hrvoje
Požar, Zagreb, Republika Hrvatska.
U okviru sprovedene reforme
elektroenergetskog sektora usvojena
je primarna i sekundarna legislativa
o električnoj energiji, uspostavljene
i operativne nove institucije/
kompanije elektroenergetskog
sektora: na nivou BiH (DERK,
NOS BiH, Elektroprenos BiH) i na
nivou entiteta (FERK, RERS). Pri
tome, izvršeno je računovodstvenoknjigovodstveno i funkcionalno
razdvajanje proizvodnje, distribucije
i snabdijevanja u elektroprivredama
(realizovano u potpunosti u Republici
Srpskoj, a u FBiH započeto).
Takođe, od 01.01.2008. godine
svi potrošači osim domaćinstava
mogu samostalno nabavljati
električnu energiju (kvalifikovani
potrošači). Rekonstrukcijom u
ratu porušene prenosne mreže BiH
[148]
ponovno povezana sa
zapadnoevropskom
mrežom (2004. godina).
2.3. Ugovor o
Energetskoj zajednici
Važan korak prema
integraciji regionalnog
energetskog sektora
napravile su zemlje
jugoistočne Evrope,
što predstavlja ključni
element razvoja i obnove.
Inicijativa za formiranje
regionalnog energetskog
tržišta jugoistočne
Evrope imala je za cilj
stvaranje jedinstvenog
regulatornog prostora
za pitanja energetike na
Balkanskom poluostrvu,
kako bi se nacionalni
zakoni zemalja članica
uskladili sa evropskim
zakonima i direktivama
u okviru energetike. Ovo
dalje predstavlja ključni
značaj za podsticanje i
održavanje ekonomskog
razvoja u jugoistočnoj
Evropi. Regionalni
ili 1,45 PJ; pristup ponudama
ili 0,47 PJ; za snabdijevanje
električnom energijom
ili 0,127 PJ; nudi značajne prednosti,
ili 0,206 PJ. kako u smislu
poboljšanog korišćenja
postojećih zaliha i proizvodnih
kapaciteta, tako i u domenu
optimizacije budućih investicija.
Inicijativa za regionalno energetsko
tržište jugoistočne Evrope imala
je za cilj stvaranje jedinstvenog
regulatornog prostora za pitanja
energetike na Balkanu kako bi se
nacionalni zakoni zemalja članica
uskladili sa evropskim zakonima u
domenu energetike. Potpisivanjem
ovog ugovora, zemlje jugoistočne
Evrope postaju spremnije za
privlačenje dodatnih investicija.
Ciljevi definisani u ovom Ugovoru
predstavljeni su kroz uspostavljanje
regionalnog tržišta električnom
energijom i gasom, te dalju njegovui
integraciju u energetsko tržište
Evropske unije, zatim osiguranje
snabdijevanja električnom energijom
i gasom, kao i davanje doprinosa
ekonomskom rastu i investiranju
u region. Pri tome, formiran je
Sekretarijat Energetske zajednice sa
sjedištem u Beču, kreirana “mapa
puta” u vidu seta konkretizovanih
zadataka za svakog potpisnika, s ciljem
ispunjenja ciljeva definisanih ovim
Ugovorom.
energija
2.4. Me|unarodne obaveze Bosne i
Hercegovine
Bosna i Hercegovina je potpisnica
odgovarajućih međunarodnih ugovora
i sporazuma, i kao takva treba ispuniti
obaveze po osnovu:
Ugovora o Energetskoj povelji
(2000. godine);
Protokola o energetskoj efikasnosti
i odgovarajucim problemima zaštite
životne sredine (PEEREA);
Ugovora o uspostavi Energetske
zajednice (2005. godine), uz obaveze
po osnovu sigurnosti snabdijevanja
energijom, zaštite životne sredine,
konkurencije, tržišta, obnovljivih
izvora i zaštite socijalno osjetljivih
potrošača;
Sporazuma o stabilizaciji i
pridruživanju (2008. godine),
uz obaveze saradnje po pitanju
energetike zasnovane na Ugovoru o
uspostavi Energetske zajednice.
3. Pravci budu}eg razvoja
energetike u Republici
Srpskoj i BiH u cjelini
Pravci budućeg razvoja energetike
u okviru zemalja EU mogu se
sistematizovati u nekoliko prioritetnih
aktivnosti: povećanje energetske
efikasnosti, investiranje u obnovljive
izvore energije, povećanje efikasnosti
upotrebom naprednih tehnologija i
investicijama u smanjenje potrošnje
energije, potreba rasta interkonekcija
i primjena koordinacije mrežnih
operatora sistema, izgradnja skladišnih
kapaciteta zbog sezonskih fluktuacija
za naftu i gas.
Pravci budućeg razvoja energetike
u Republici Srpskoj i BiH u cjelini,
pored ostalog podrazumijevaju
i donošenje entitetskih i državne
strategije energetike, uspostavljanje
funkcionalnog i efikasnog energetskog
sistema, definisanje prioritetnih
investicija (hidro i termo elektrane,
razvoj prenosne i distributivne
elektroenergetske mreže, alternativni
pravac napajanja gasom i razvoj
distributivne gasne mreže), zatim
izgradnju skladišnih kapaciteta za
prirodni gas, kao i ulaganja u izgradnju
obnovljivih izvora energije i povećanje
energetske efikasnosti. Jedno od
bitnih pitanja (pored cijene) je i
obezbjeđenje prihvatljivog dugoročnog
nivoa u sigurnosti snabdijevanja
energijom svih tarifnih potrošača, uz
obezbjeđenja zahtijevanog kvaliteta u
obavljanju te usluge.
4. Sigurnost snabdijevanja
energijom
Dva ključna problema energetike
su dugoročna sigurnost i kvalitet
snabdijevanja i cijena te usluge. Pri
tome, ova sigurnost podrazumijeva
dostupnost primarnih goriva,
adekvatan nivo razvijenosti
proizvodnih i prenosnih ili transportnih
kapaciteta i postojanje uspostavljenog
tržišta za energiju. Jedan od važnih
segmenata je i uspostavljanje
mehanizama za kontinuirani
monitoring s ciljem procjene stanja
objekata i postrojenja
Za sigurnost snabdijevanja energijom
u Republici Srpskoj bitni su sljedeći
elementi: raspoloživot domaćih
energetskih resursa i kapaciteta, koji
trenutno obezbjeđuju gotovo potpunu
nezavisnost od uvoza električne
energije, potpuna zavisnost od uvoza
nafte (100%), potpuna zavisnost
od uvoza prirodnog gasa (100%),
preuzimanje energetskog pravnog
okvira Evropske unije, potpisivanjem
Ugovora o Energetskoj zajednici, kao i
razvoj regionalnog energetskog tržišta.
Struktura energetske zavisnosti
Republike Srpske i BiH u cjelini
je takva da se na BiH, direktno
i indirektno, prenose gotovo sve
promjene na svjetskom naftnogasnom tržištu. S druge strane, stanje
privrednog razvoja u Republici Srpskoj
i BiH u cjelini je takvo da aktuelna
svjetska finansijska i ekonomska
kriza dodatno utiču i na energetiku,
posebno na razvoj novih investicionih
projekata (evidentno usporavanje u
projekte u kojima je već dodijeljena
koncesija), što zahtijeva veoma pažljiv
pristup procjeni stanja i pravaca tih
promjena kako na globalnom, tako i na
evropskom horizontu.
4.1. Uticaj globalnih promjena na
sigurnost snabdijevanja u Republici
Srpskoj i BiH u cjelini
Energetika, kao ključno geopolitičko
pitanje, sa aspekta sigurnosti
snabdijevanja i klimatskih promjena,
predstavlja dodatni izazov za dalja
strateška planiranja vezana za sigurno
i pouzdano snabdijevanje energijom,
posebno sa aspekta činjenice o
rasprostranjenosti strateških rezervi
nafte i prirodnog gasa, koje su
koncentrisane u malom broju zemalja.
Ovo ima za posljedicu pojavu velike
nestabilnosti vezanih za cijene nafte i
prirodnog gasa.
Dodatne mjere za održavanje
stabilnosti energetskih sektora u
zemljama EU, a samim tim i sigurnosti
u snabdijevanju energijom, pored
jačanja i razvoja nove energetske
infrastrukture i diversifikaciju izvora
snabdijevanja, širenje spoljnih
energetskih veza, održavanje
adekvatnih rezervi nafte i gasa i
[149]
uspostavljanje mehanizama odgovora
na krizne situacije i što efikasnije
korišćenje domaćih energetskih
resursa.
Često se kao jedan od elemenata
trajnijeg prevazilaženja sadašnje
globalne finansijske krize u zemljama
EU i SAD spominje tzv. treća
tehnološka revolucija, koja bi značila
ubrzan razvoj energetike na novim
osnovama. Taj razvoj u Evropskoj
uniji podrazumeva šest energetskih
istraživačkih inicijativa: vjetar,
sunce, bioenergija, skladištenje
ugljen dioksida, pametne energetske
mreže i održiva nuklearna fuzija.
Ovo, uz usvajanje trećeg paketa za
jačanje internog energetskog tržišta
u EU (obuhvata mjere za efektivnije
razdvajanje mrežnih djelatnosti od
tržišnih, jačanje regulatornih tijela
i osnivanje evropske regulatorne
agencije ACER, više saradnje
operatora prenosnih sistema i
efikasniju zaštita potrošača), stvara
bazu koja treba da doprinese povišenju
nivoa sigurnosti snabdijevanja
potrošača energijom.
S druge strane, posledice sadašnje
finansijske krize, koje se prvenstveno
očitavaju u padu potrošnje električne
energije i gasa, značajno je uticala
na suzdržanost i otezanje realizacije
planiranih investicija kod investitora.
Osim razloga u vidu neizvjesnosti
tražnje za energijom, razlozi su i
kolaps bankarskih sistema (skuplji
kapital, visoke premije za rizik, teži
doloazak do novca i sl.). Treći razlog
je pad cijena električne energije
na tržištu i još uvijek niske cijene
električne energije u regionu. Takođe,
energetska berzanska i bilateralna
tržišta su postala manje likvidna,
dobrim dijelom i zbog povlačenja
spekulativnih učesnika - banaka i
propasti investicionih fondova.
4.2. Sigurnosti snabdijevanja i cijene
energije u Republici Srpskoj
Gasovod Južni tok, skladište gasa
Banatski dvor, pa i naftovod Konstanca
- Trst obezbjeđuju neuporedivo viši
nivo sigurnosti snabdijevanja gasom
BiH preko Srbije. Pri tome, veoma
je važno da Srbija ima u Banatskom
dvoru potpuno na raspolaganju
kapacitet koji joj je neophodan kao
rezerva za sadašnju i buduću potrošnju,
bar dok ne počne isporuka gasa
Južnim tokom. Dugoročna sigurnost
snabdijevanja električnom energijom,
koja se jednim dijelomkoristi za
grijanje stanova, direktno zavisi od
efikasne realizacije rekonstrukcije i
revitalizacije postojećih termoelektrana
u elektroenergetskom sistemu
energija
Republike Srpske (TE Ugljevik I i TE
Gacko I), raspoloživosti vode i rada
HE na Drini Višegrad, HE na Vrbasu
Mrkonjić Gradi HE na Trebišnjici
Trebinje), zatim od realizacije novih
projekata TE Stanari, TE Gacko II, TE
Ugljevik II, HE na Drini, HES Buk
Bijela, HES na Vrbasu, HE Ulog, HE
Mrsovo, sistem cijevnih HE na Bosni i
nekih manjih hidoenergetskih objekata
(male i mikro HE). Međutim, iskustvo
iz regiona na projektima slične veličine
pokazuje da faza u koju ulazimo
može trajati veoma dugo (priprema
za realizaciju i do 3 godine, sama
realizacija 5 do 8 godina).
Zbog svega ovoga je neophodno
obezbijediti povoljan ambijent za
ulazak u gradnju, prije svega kroz:
vođenje razumne politike cijena
energije, stabilan regulatorni i opšti
pravni okvir, prioritetnu koncentraciju
finansijskih resursa Elektroprivrede
Republike Srpske na obezbjeđenje
kontinuirane isporuke lignita (TE
Gacko) i mrkog uglja (TE Ugljevik)
za postojeće termoelektrane i
obavljanje kapitalnih remonata
postojeće opreme (kako na termo tako
i na hidroenergetskim postojećim
objektima koji se nalaze u fazi
eksploatacije), traženje partnera za
nova investiranja u skladu sa novom
zakonskom legislativom vezanom
za zajedničke projekte, obezbjeđenje
razvoja, uz rekonstrukciju postojeće
distributivne mreže, na nivou
distributivnih preduzeća u okviru
mješovitog holdinga (kvalitet
isporuičene energije je u nekim
dijelovima Republike Srpske izuzetno
loš, a i bilo kakva mala vremenska
nepogoda ima za posljedicu
dugotrajniji prekid u isporuci
električne energije).
Približavanjem Evropskoj uniji će se
nametnuti i troškovi vezani za emisiju
CO2. Ovo će takođe dodatno uticati
na rast cijena energije. Na kraju,
zahvaljujući povoljnim prirodnim
resursima, Republika Srpska, kao i
BiH u cjelini još dugo može imati nižu
cijenu električne energije od velikog
broja drugih zemalja.
4.3. Efikasnost energetska preduze}
a u okviru MH Elektroprivreda
Republika Srpska
Svaka ocjena nivoa cijena
podrazumijeva i ocjenu efikasnosti
energetskih preduzeća. Elektroprivreda
Republike Srpske, kao i preduzeća u
gasnoj privredi i komunalna preduzeća
za grijanje raspolažu podacima koji
mnogo realnije i daleko detaljnije
nego do sada odslikavaju parametre
efikasnosti svih regulisanih energetskih
preduzeća. Uočljive su promjene
u pozitivnom smjeru. Generalno
gledano, efikasnost je različita i kreće
se na nivou je regionalnih sličnih
preduzeća (Federacija BiH, Srbija,
Hrvatska, Makedonija, Crna Gora), ali
ima i primjera koji su bliski efikasnijim
evropskim (pojedine hidroelektrane).
Prostor za povećanje efikasnosti,
od upravljanja preduzećima do
pojedinačnih troškova, je i dalje je
veliki (racionalizacija i efikasnija
organizacija održavanja na nivou
holdinga, efikasnija organizacija
razvojne komponente, rješavanje
pitanja viška zaposlenih i manjka
potrebne kvalifikovane radne snage
kroz osnivanje novih kompanija,
stimulativnija raspodjela profita i
vrednovanje njegovog ostvarenja i sl.).
4.4. Za{tita siroma{nih potro{a~a i
energetska efikasnost
Neracionalna potrošnja energije,
jednim dijelom zbog niske cijene,
i drugim zbog zastarjelosti opreme
u proizvodnim kapacitetima
naših industrijskih kompanija,
kao i nepraćenja vršne potrošnje,
predstavljaju veliki potencijal za
smanjenje i racionalizaciju potrošnje
energije, pre svega u građevini kroz
izolaciju prostora, ali i u mnogim
drugim sektorima.
Identifikacija socijalno ugroženih
grupa je izvršena shodno važećim
zakonima u Republici Srpskoj i
Federaciji BiH koji regulišu oblast
socijalne zaštite ili postojeće prakse.
Socijalna zaštita se danas obavlja u
uslovima teške materijalne ugroženosti
većine stanovništva i stalnog rasta
socijalnih problema, odnosno lica
koja traže pomoć zbog nedovoljnog
funkcionisanja drugih sistema
socijalne sigurnosti (PIO, invalidskoboračka zaštita, izbjeglice i raseljena
lica, povratnici, nezaposleni, borci i
dr.), a sa druge strane široka socijalna
prava utvrđena zakonom, koja se
ne ostvaruju, ne mogu da zadovolje
potrebe tako velikog broja lica koja
su se našla u stanju socijalne potrebe.
Socijalno ugrožene kategorije su:
izbjeglice, raseljene osobe i povratnici,
osobe nesposobne za rad i bez
materijalnog osiguranja, invalidi i
osobe sa poteškoćama u psihičkom
i fizičkom razvoju, nezaposleni,
stare osobe bez porodičnog staranja,
penzioneri sa niskim penzijama, borci
i porodice poginulih i nestalih boraca i
žrtve rata
Uspostavljen mehanizam od strane
Vlade Republike Srpske za dodjelu
podsticaja (subvencionisanje) u oblasti
električne energije treba proširiti
[150]
na segment toplifikacije (lokalne
zajednice).
4.5. Regulatorna komisija za
energetiku Republike Srpske
Prema izvještaju o radu za 2008.
godinu, koji je usvojila Narodna
skupština Republike Srpske,
Regulatorna komisija za energetiku,
koja je izvorno osnovana kao
Regulatorna komisija za električnu
energiju, već četvrtu godinu u
kontinuitetu, ostvaruje svoju
nadležnost koja se odnosi na
regulisanje odnosa u obavljanju
djelatnosti proizvodnje, distribucije
i snabdijevanja električnom
energijom. Te aktivnosti se sprovode
putem nadzora nad primjenom
propisanih uslova izdatih dozvola
za obavljanje djelatnosti, odnosno
provjerom i usmjeravanjem ponašanja
korisnika dozvola u pogledu njihove
transparentnosti u radu, potrebnog
razdvajanja računa, odnosa prema
drugim učesnicima na tržištu, kao
i odnosa prema životnoj sredini i
efikasnom korištenju energetskih
resursa.
Tokom 2008. godine Regulatorna
komisija je donijela veoma važan akt
kojim se uređuje priključenje objekata
korisnika distributivnog sistema
električne energije na distributivnu
mrežu sa osnovnim ciljem da se
obezbijedi utvrđivanje pravičnog
iznosa naknade za priključenje i
stvore uslovi za razvoj distributivne
mreže, radi obezbjeđenja sigurnosti
snabdijevanja kupaca električnom
energijom.
U okviru nadležnosti koja se odnosi na
zaštitu kupaca, Regulatorna komisija
je svoje aktivnosti u 2008. godini
usmjerila na izmjene i dopune kao i
nadgledanje primjene niza odredbi
u Opštim uslovima za snabdijevanje
i isporuku električne energije,
kojima se sprečava ili ograničava
monopolsko i netransparentno
ponašanje distributivnih kompanija te
na rješavanje sporova po pojedinačnim
zahtjevima kupaca električne
energije. Donošenjem propisa za
regulisanje tarifa i izdavanje dozvola,
Regulatorna komisija je obezbijedila
preduslove za sprovođenje postupaka
za određivanje tarifa za transport,
distribuciju i snabdijevanje kupaca
prirodnim gasom, utvrđivanje naknada
za priključenje objekata kupaca na
distributivnu i transportnu mrežu,
kao i uslove za izdavanje dozvola za
obavljanje djelatnosti energetskim
subjektima u sektoru prirodnog gasa u
Republici Srpskoj.
energija
4.6. Pouzdanost u snabdijevanju
energijom potro{a~a Republike
Srpske za 2007. i 2008. godinu
Slika 1 Proizvodnja i potrošnja električne energije u Republici Srpskoj u 2007. i 2008.
Jedan od pokazatelja sigurnosti
snabdijevanja je nivo i raspoloživost
proizvodnih kapaciteta posmatran u
odnosu na nivo potrošnje električne
energije. Republika Srpska, koja se
inače svrstava u grupu većih neto
izvoznika električne energije, u regiji
je i u 2008. godini ostvarila visok
koeficijent obezbjeđenja potrošnje
električne energije iz vlastite
proizvodnje, a što je prikazano na
sljedećem dijagramu, slika 1.
5. Energetska strategija o
sigurnosti snabdijevanja,
analizi rizika i analiza
osjetljivosti dobijenih
rezultata
Energetska strategija na duži period
zasniva se na određenim grupacijama
aktivnosti koje je neophodno
dugoročno sprovoditi: smanjiti
rasipanje i racionalno koristiti
postojeću energiju kroz promjenu
ponašanja potrošača, pokrenuti
politiku alternativnog transporta
energije, s ciljem smanjenja emisija
iz drumskog saobraćaja i stvaranja
podloga za revitalizaciju pruga i
željeznice, razvijati nove i obnovljive
vrste energije, s ciljem značajnijeg
povećanja njihovog udjela u
energetskom bilansu sa planiranih 68
GWh od ukupnih 5220 GWh za 2009.
godinu, kroz pomoć države, fiskalne
mjere, finansijsku podršku i sl., održati
određenu autonomiju u snabdijevanju
energijom, naći zajednička rešenja za
zajedničke probleme, kroz ubrzanje
završetka unutrašnje liberalizacije
tržišta, pojačanog strategijskog skladi
štenja nafte i gasa.
6. Umjesto zaklju~ka
Koncept “održivog razvoja”
podrazumijeva korišćenje prirodnih
dobara na način koji omogućava
zadovoljenje potreba sadašnjih
generacija bez ugrožavanja mogućnosti
budućih generacija da i one tim
dobrom zadovolje potrebe svog
razvoja. Ovaj koncept proglašen je
osnovom politike razvoja u 21. veku
(“Agende 21”) i kao takav treba da se
primjenjuje u svim zemljama koje teže
da očuvaju ili čak poboljšaju kvalitet
života svojih građana. U slučaju
zemalja u razvoju, obezbjeđenje
tehnološkog razvoja zahtijeva
angažovanje dodatnih sredstava i
pokretanje dopunskih aktivnosti, koje
bi obezbijedile očuvanje prirodnog
okruženja od daljeg iscrpljivanja i
degradacije, ili čak i doprinijele u
određenoj mjeri njenoj revitalizaciji.
Imajući to u vidu, neophodno je da
se za objekte koji su od šireg interesa
za razvoj društva, a predstavljaju
potencijalne zagađivače životne
sredine, primijeni model integralnih
tehno-ekonomskih i ekoloških analiza
prihvaljivosti njihove izgradnje. U
njima, kao i uvoj studiji, ekološki
kriterijumi postaju podjednako važni
faktori pri donošenju odluka. Ovo je
posebno bitno kada se radi o objektu
koji bi se nalazio u području koje
je za sada ekološki očuvano, što je
neophodno zadržati u toj istoj mjeri
kao i poslije izgradnje i tokom rada
objekta.
Do sada sprovedene analize
predviđanja snabdijevanja potrošača
energijom za 2009. i 2010. godinu
pokazuju da je pouzdanost energetskog
sistema u Republici Srpskoj u cjelini
očekivana, održivi razvoj proizvodnih
kapaciteta je očigledan, među kojima
obnovljivi izvori energije predstavljaju
narastajući udio (najviše preko MHE).
Između 2010. i 2015. godine sigurnost
će biti ugrožena ukoliko dodatna
investiranja ne budu započeta u skorije
vrijeme. S druge strane, projekti
za razvoj međunarodnih poveznih
dalekovoda sigurno će poboljšati
pouzdanost u oblastima sa deficitom u
proizvodnji.
Za sve potencijalne energetske
objekte potrebno je izraditi studije
izvodljivosti, koje bi bile osnova
za njihovo uključenje u planske
dokumente i kroz koje bi se definisala
otvorena pitanja za svaki objekat
koja zahtjevaju decidnije odgovore
na osnovu programiranih dopunskih
istraživanja i studijsko-projektne
razrade.
[151]
Literatura
1. Clean coal technology: How it
works, BBC news, http://news.bbc.
co.uk/1/hi/sci/tech/ 4468076.stm,
2005.;
2. Z. N. Milovanović: Optimizacija
režima rada TE-TO Doboj, EEEEnergija, ekonomija, ekologija, List
SE, Broj 1-2, Godina X, mart 2008.,
UDC 620.9, str. 053-061;
3 Z. N. Milovanović: Optimizacija
tehničko-tehnološkog rješenja „TETO Doboj“ na bazi rekonstrukcije
postojeće „TO Doboj“, III
Simpozijum „Istraživanje i
projektovanje za privredu, Beograd,
21-22. decembar 2007. god., Rad po
pozivu- Uvodno predavanje, Zbornik
radova, iipp 2007, str. 20-95;
4. FutureGen project, Integrated
Hydrogen, Electric Power
Production and Carbon Sequstration
Research Initiative, US DOE, Office
of Fossile Energy, 2004.;
5. Ž. Bogdan, A. Živković, V.
Dokmanović, J. Merić: Tehnologije
čistog ugljena u strategiji razvoja
elektroenergetskog sustava,
Energija, 4/2007, Zagreb, str. 398431
6. Strategije razvoja energetike
Republike Srpske u periodu od
1955. do 2020. godine sa osvrtom
na kontinuitet u daljoj budućnosti,
Prvi deo: Strategija razvoja
elektroprivrede, Knjiga 2: Razvoj
elektroprivrede Republike Srpske
od 2000. do 2020. godine, Sveska
1: Strategija razvoja proizvodnog
dijela sistema, Energoprojekat-Entel
d.d. Beograd, 1997.
energija
dr Mirko Ivkovi}, vi{i nau~ni saradnik
mr Zlatko Dragosavljevi}, dipl.in`.rud.
mr Jovo Miljanovi}, dipl.in`.rud.
JP PEU – Resavica
UDC:622.272 : 622.6.001.6 (497.11)
Mehanizovanje tehnoloških
faza procesa podzemne
eksploatacije uglja u
rudnicima Srbije kao uslov
njihovog opstanka
Uvod
Rezime
Rudnici sa podzemnom eksploatacijom
uglja u Srbiji trenutno predstavljaju
proizvodne pogone sa niskom
proizvodnjom. Celokupna proizvodnja
rudnika sa podzemnom eksploatacijom
obavlja se u 8 rudnika sa 11 jama,
pri čemu su im opšte karakteristike
niska proizvodnja, nizak stepen
mehanizovanosti i visoko učešće
teškog fizičkog rada, što u ukupnom
bilansu daje nepovoljne finansijske
efekte poslovanja.
Trend pada nivoa proizvodnje uglja
iz podzemne eksploatacije vuče svoje
poreklo još iz 70-ih godina prošlog
veka, kada se na račun u to vreme
„jeftine nafte“, prišlo stihijskom
zatvaranju rudnika sa podzemnom
eksploatacijom i forsiranoj potrošnji
nafte i naftnih derivata u industriji.
Izostanak koncentracije proivodnje,
mehanizovanja i osavremenjavanja
tehnoloških faza podzemne
eksploatacije uglja doveli su do
potpune dominacije proizvodnje
uglja iz površinske eksploatacije.
Takođe prodor gasa i energije
atomskih centrala poljuljali su
energetsku poziciju uglja iz podzemne
eksploatacije, ali bez obzira na
navedeno, podzemni rudnici će i
narednih decenija imati svoj značaj u
energetskom bilansu Srbije. Ovo mu
omogućava tržište, kvalitetni ugljevi
i značajne rezerve od oko milijardu
tona predisponiranih podzemnoj
eksploataciji, rudarska tradicija i
izgrađeni rudarski objekti.
Prirodno-geološki uslovi koji
determinišu uslove eksploatacije u
aktivnim ležištima uglja smatraju se
složenim i karakterišu se sledećim:
Podzemni rudnici uglja u Srbiji posluju u teškim uslovima privređivanja, a
situaciju dodatno pogoršava zastarela tehnologija s obzirom da više decenija
nije vršeno osavremenjavanje tehnoloških procesa uvođenjem nove opreme.U
ovom radu, na osnovu detaljne analize prirodno-geoloških i tehničko-tehnoloških
uslova u aktivnim podzemnim rudnicima uglja daju se pravci razvoja tehnoloških
procesa, a što će uticati na povećanje kapaciteta proizvodnje, produktivnosti i
ekonomičnosti.
Ključne reči: ugalj, podzemna eksploatacija, tehnologija
Mechanization of Technological Stages of Coal Underground
Exploitation in Serbia Mines as Condition of Their Existence
The underground coal mines in Serbia operates in difiicult economic conditions
and situation further aggravated the obsolete technology since that several
decades is not carried out the modernization of technological process of
introducing the new equipment. In this paper, based on detailed analysis of the
natural - geological and technological conditions in the active underground coal
mines are given the directions for the development of technological processes
which will affect to increase of production, productivity and economy.
Key words: Coal, Undergaund exploation, Technology
- tektonski uslovi u gotovo svim
ležištima su složeni sa izraženim
tektonskim deformacijma čije
su posledice nepravilni oblici
ograničenih eksploatacionih
područja, sa relativno kratkim
dužinama otkopnih polja i čestim
promenama pravca pružanja i uglova
pada slojeva,
- prema dubini zaleganja ugljenih
slojeva, većina ležišta pripada
grupi rudnika sa srednjom dubinom
eksploatacije do 500 m, sa retkim
izuzecima,
- hidrološki uslovi su promenljivi
i radi se o malim prilivima vode
u podzemne objekte, kod čega je
izuzetak ležište rudnika „Štavalj“ sa
prosečnim prilivom vode preko 5 m3/
min,
[152]
- aktivna ležišta nisu izraženi nosioci
metana. Nešto veća metanoobilnost je
u ležištima rudnika „Soko“ i „Vrška
Čuka“,
- u podini i krovini ugljenih slojeva
dominiraju stene sa preovlađujućim
učešćem glinovitih komponenti,
sa niskim vrednostima mehaničkih
svojstava, što izaziva bujanje stena
i deformacije podgrade izgrađenih
rudarskih prostorija,
- kvalitet uglja se kreće u širokom
dijapazonu vrednosti sa ekološki
prihvatljivim sadržajem štetnih
komponenti i toplotnim vrednostima
adekvatnim za primenu u industriji i
širokoj potrošnji . Ugljeni slojevi koji
su predmet eksploatacije u aktivnim
ležištima, izuzev ležišta „Vrška
Čuka“, skloni su samozapaljenju,
energija
a ugljena prašina pokazuje opasna
svojstva.
Prisutni prirodno-geološki uslovi
uticali su na izbor tehnoloških
rešenja eksploatacije, tako da se
sada u svim jamama primenjuju za
otkopavanje stubne metode u različitim
varijantama, kod kojih su radne faze
polumehanizovane, a i proizvodni
efekti različiti, uglavnom usled
različitosti uslova eksploatacije. Za
sve proizvodne jame karakterističan
je izuzetno visok koeficijent pripreme
i može se konstatovati da se radi
o dekoncentrisanim proizvodnim
sistemima. Stepen istraženosti i stepen
upoznatosti uslova radne sredine je na
veoma niskom nivou, što u mnogome
otežava projektovanje i vođenje
tehnološkog procesa proizvodnje.
Stanje opremljenosti rudnika
i mogu}nosti mehanizovanja
radnih faza tehnolo{kih
procesa
Oprema sa kojom rudnici raspolažu,
sem nekoliko izuzetaka, je zastarela,
što je uglavnom posledica objektivnih
okolnosti (prethodnih dugogodišnjih
sankcija, ratnog stanja , nedostatka
finansijskih sredstava za obnavljane u
periodu tranzicije). Poslednjih 10-tak
godina vršeno je samo simbolično
obnavljanje opreme uz neredovno
održavanje usled nedostataka rezervnih
delova, to su iscrpljene sve rezerve,
tako da se tehnološki procesi održavaju
na krajnjoj granici sigurnosti i
pouzdanosti rada.
Teški uslovi rada uzrokovani niskom
mehanizovanošću uzrokuju visoku
fluktuaciju radne snage, povećano
bolovanje i povređivanje i rano
iscrpljenje jamskih radnika. U
poslednjih 20 godina u jamama se nije
radilo ni sa jednim mehanizovanim
otkopom i pored postojanja uslova za
primenu u pojedinim delovima nekih
aktivnih ležišta.
Aktivne jame otvorene su različitim
kombinovanim sistemima otvaranja,
pri čemu dominiraju kose i
horizontalne prostorije, a samo tri jame
su otvorene oknima.
Izrada rudarskih prostorija vrši
se polumehanizovanim načinom,
primenom bušačko-minerske
tehnologije za izbijanje, ručnim
utovarom u grabuljaste transportere i
podgrađivanjem sa drvenom, odnosno
čeličnom podgradom, pri čemu se
postižu niski učinci napredovanja
izrade, što povremeno dovodi do
diskontinuiteta radova otkopavanja
zbog međusobne neusklađenosti.
Osnovni pravci u istraživanju
tehničko-tehnoloških rešenja za sve
faze tehnološkog kompleksa jamskih
objekata usmereni su u savremenoj
rudarskoj praksi i nauci na kompleknu
mehanizaciju i automatizaciju procesa
i radnih faza u podzemnoj eksploataciji
ležišta uglja.
U celokupnom sistemu jamskih
proizvodnih objekata osnovni i
polazni problem je otkop, kao
najmanja i bazična proizvodna
jedinica, te je zato problem
istraživanja racionalnih rešenja za
metodu i tehnologiju otkopavanja
preduslov za optimizaciju njihovih
tehničko-tehnoloških parametara.
Uvođenje tehnologije mehanizovanog
otkopavanja primenom kompleksne
mehanizacije sa samohodnom
hidrauličnom podgradom na širokim
čelima već više decenija je osnovni
razvojni pravac u proizvodnji uglja
podzemnim načinom eksploatacije.
Mehanizovani kompleks na otkopima
je složena, pokretljiva mašinerija, sa
mehaničkim, hidrauličkim, električnim
i elektronskim elementima, koja u
trajnom pogonu mora da izdržava
opterećenja jamskog masiva, da se
ne lomi i ne deformiše, da osigurava
radni prostor i obezbeđuje ubrzano
otkopavanje uglja. Veća nabavna cena
mehanizovanog kompleksa mora da se
kompenzira većom proizvodnjom uglja
i većom produktivnošću. Prirodne
karakteristike ležišta su osnova za
izbor tehničkih rešenja i u tom sklopu
postrojenja i oprema mehanizovanog
kompleksa za sve tehnološke
operacije i radne faze zahtevaju stalno
prilagođavanje režima i organizacije
rada uslovima radne sredine.
Dosadašnja iskustva su pokazala da
se u uslovima većeg broja aktivnih
ležišta uglja mogu uspešno primeniti
mehanizovani kompleksi na kratkim
otkopima, dok je primena širokih čela
ograničena na manji broj ležišta.
Očit primer izostajanja
osavremenjavanja radnih faza je
izrada podzemnih rudarskih prostorija,
koja se zadržava na niskom stepenu
mehanizovanja iako uslovi radne
sredine dozvoljavaju znatno širu
primenu mehanizacije za faze izboja,
utovara i odvoza iskopine i savremene
načine osiguranja i podgrađivanja.
Takođe doprema repromaterijala i
opreme u svim jamama zasniva se
na manuelnoj dopremi na većim
udaljenostima iako se ista faza
može efikasno rešiti instalisanjem
gornjošinskih, odnosno donjošinskih
postrojenja i time rešiti najteži fizički
rad rudara.
[153]
Analiza realizacije
investicionih ulaganja u
rudniku JP PEU u periodu
1995-2009
U cilju održavanja podzemne
eksploatacije uglja kao privredne
grane od nacionalnog značaja država
je tokom 1992 godine podzemne
rudnike integrisala u sastav JP EPS.
Ovim povezivanjem sa jednim moćnim
privrednim sistemom omogućeno je
da rudnici obezbede povoljan plasman
sitnih ugljeva i dobiju značajnu
stručnu i materijalnu podršku. Ovo je
bilo i presudno da podzemni rudnici
opstanu u uslovima sankcija i ratnih
zbivanja. Tokom 1994. godine urađena
je Strategija razvoja podzemne
eksploatacije uglja, na osnovu koje
je opredeljen način obezbeđenja
finansiskih sredstava za investiranje u
razvojne programe, putem izdvajanja
iz doprinosa na potrošnju električne
energije u iznosu od 2 kw po brojilu.
Ova namenska sredstva bila su
raspoloživa krajem 1994. godine i
zadovoljavala su investicione potrebe
rudnika a što je rezultiralo povećanom
izgradnjom rudničkih objekata. Tokom
1997. godine izvršena je veštačka
podela namenskih sredstava tako da
je jednom polovinom davana podrška
tekućoj proizvodnji a druga polovina je
usmeravana u investicionu izgradnju.
Tokom ratnih zbivanja 1999. godine i
sam sistem JP EPS se našao u teškoj
situaciji te su namenska sredstva
uglavnom zadržavana a manjim delom
su finansirani podzemni rudnici.
Ovakva situacija zadržala se do 2003.
godine kada su podzemni rudnici
izdvojeni iz ovog privrednog sistema
i finansiranje tekućeg poslovanja i
razvojnih programa preuzela je država,
uglavnom sa nedovoljnim sredstvima
za izlazak rudnika iz krize.
U ovoj tačci analiziraju se dva perioda
karakteristična za proces investiranje
u razvoj rudnika i to period 19952001. i 2002-2009 godina. Za period
1995-2001godine ukupna investiciona
ulaganja u rudnike JP PEU iznosila
su 55419325 USD ili prosečno
7917046 USD/godišnje. U odnosu na
planirani obim investiranja u ovom
periodu od 109477000USD postignuta
je realizacija od 51%. Realizacija
investiranja godišnje po rudnicima
prikazana je u tabeli 1. iz koje je
vidljivo da je najveći obim investicione
izgradnje beležen pre ratnih sukoba, a
tada nastupa pad.
Za ocenu efektivnosti ulaganja
interesantno je poređenje planirane
i realizovane vrednosti po strukturi
ulaganja ukupno i po rudnicima (tabela
2 i tabela 3)
energija
Tabela 1 Realizacija investiranja u rudnike za period 1995-2001.
Tabela 2 Prikaz planirane i realizovane vrednosti investiranja za period 1995-2001.
Slika 1 Dijagramski prikaz obima ulaganja u rudnike (1995-2001)
U ovom periodu prosečna jedinična
ulaganja po toni proizvedenog uglja
iznosila su 12,8 USD/t
Dijagramski prikaz veličine
realizovanih investicija po godinama
prikazan je na slici 1.
Tabela 3 Realizacija investiranja u rudnike po strukturi za period 1995-2001
[154]
U periodu 2002-2009 godina ukupna
investiciona ulaganja u rudnike
iznosila su 42653025 USD ili 5331628
USD/godišnje ili 76% u odnosu na
prethodno analizirani period. U odnosu
na planirani obim od 121943021 USD
postignuto je ostvarenje od 35%.
Realizacija investiranja po godinama
i strukturi dato je u tabeli 4. dok je
na slici 2. prikazano u dijagramskom
obliku investiranje po godinama.
Navedeni podaci jasno pokazuju
činjenici da su ulaganja u nabavku
opreme veoma niska i to kako prema
planiranom obimu tako i prema
stvarnim potrebama. Ovo je imalo
za direktnu posledicu niži nivo
proizvodnje uglja u jamama, sporiju
dinamiku izrade rudarskih prostorija
čime je za preko 50% povećana
cena njihove izrade, niže učinke i
nepovoljne finansiske pokazatelje
poslovanja. Posebno se ističe činjenica
da su godišnji planovi nabavke
zasnovani na realnim potrebama
standardne opreme u rudarstvu koja se
primenjuje u rudnicima uglja u Srbiji,
odnosno bez nabavke opreme kojom bi
se osavremenili tehnološki procesi.
U cillju poređenja u tabeli 5. dat je
prikaz realizacije investiranja po
godinama i ukupno.
Zaklju~ci
Svi projekti, analize i studije koje su
rađene sa ciljem da
definišu razvojne
pravce podzemne
eksploatacije uglja
u Republici Srbiji,
dolazile su na
osnovu objektivnog
stanja i uslova koji
karakterišu stanje
aktivnih rudnika,
do zaključka
da bez krupnih
mera na sektoru
investicionih
ulaganja nema
energija
Tabela 4. Realizacija investiranja u rudnike po strukturi za period 2002-2009
Slika 2 Dijagramski prikaz obima ulaganja u rudnike (2002-2009)
uspešnog nastavka rada. Usled
dugogodišnjeg nagomilavanja
proizvodne i poslovne problematike,
a uslovljene izostankom investiranja u
potrebnom obimu, rudnici su finansiski
iscrpljeni i beleže pad kapaciteta
proizvodnje i sve teže održavaju
kontinuitet pripreme i otkopavanja.
Poseban problem za podzemne
rudnike je zaostajanje u tehnološkom
razvoju prouzrokovano izostankom
mehanizovanja i osavremenjavanja
tehnoloških faza, a ovo pored
Tabela 5
proizvodnih ima negativne i
sigurnosne efekte u radu rudnika. Bez
obnavljanja opreme rudnici nemogu
računati na razvoj a i sam opstanak za
pojedine rudnike je neizvestan.
Imajući sve ovo u vidu neophodno
je da država kao vlasnik rudnika, a
uvažavajući date argumente o potrebi
održanja podzemne eksploatacije uglja,
obezbeđenjem finansiskih sredstava
u potrebnom obimu rudnike usmeri
ka optimizaciji osnovnih elemenata
tehničko-tehnoloških sistema:
Realizacija investiranja u rudnike za period 2002-2009
[155]
osavremenjavanju tehnoloških
postupaka izrade rudarskih prostorija
otvaranja, razrade i pripreme,
uvođenju savremenijih metoda
otkopavanja, sa većim učešćem
mehanizovanih radnih faza,
prilagođenih konkretnim ležišnim
prirodno- geološkim uslovima,
racionalizaciji sistema transporta
iskopine, prevoza ljudi i dopreme
opreme i repromaterijala,
unapređenju sistema održavanja,
opsluživanja, pripreme repromaterijala,
sistema tehničke zaštite, ventilacije,
odvodnjavanja, kao i drugih mera
humanizacije rada.
Literatura
1. Ivković.M.:Racionalni sistemi
podzemnog otkopavanja slojeva
mrkog uglja velike debljine u
složenim uslovima eksploatacije,
Doktorska disertacija, RGFBeograd, Beograd, 1997.
2. Ignjatović M.: Restruktuiranje
podzemne eksploatacije uglja u
Srbiji, Časopis Rudarski radovi
br.2/2002, Bor,2002.
energija
3. Stjepanović M.: Stanje sigurnosti
i tehnička zaštita u rudnicima sa
podzemnom eksploatacijom uglja
u Srbiji, Časopis Rudarski radovi
br.1/2001, Bor,2001.
4. Ivković.M.:Pravci tehničkog,
ekonomskog, tržišnog i društvenog
razvoja i prestrukturiranje rudnika
sa podzemnom eksploatacijom
uglja sa podzemnom
eksploatacijom za period 20012006, Časopis Rudarski radovi
br.1/2001, Bor,2001.
5. Ivković.M., Ljubojev M., Perendić
S.:Istraživanje uslova radne
sredine u cilju uvođenja metode
mehanizovanog otkopavanja I
ugljenog sloja u jami rudnika
»Lubnica«, Časopis Rudarski
radovi br.1/2001, Bor,2001.
6. Ivković.M., Mladenović A.:
Osavremenjavanje podzemne
eksploatacije uglja u cilju
povećanja proizvodnje i zaštite
zaposlenih, Časopis Rudarski
radovi br.1/2001, Bor,2001.
7. Ivković.M.,Ivković Lj.,
Mladenović A.: Uticaj podzemne
eksploatacije uglja na ugrožavanje
životne sredine, Časopis Rudarski
radovi br.1/2001, Bor,2001.
8. Ivković.M.: Istraživanje i
formiranje evidencije uticaja
na životnu sredinu od posledica
eksploatacije uglja Časopis Arhiv
za tehničke nauke, br I, Bjeljina,
2009.
9. Ivković.M., Bijelić V.: Osnove
tehnologije podzemne gasifikacije
ležišta uglja, Časopis Energetičar,
br. XIII, Banja Luka, 2009.
10. Đukanović D., Đukanović D.:
Analiza zavisnosti ostvarenih
troškova i brzine izrade podzemnih
prostorija u rudnicima uglja u
Srbiji, Časopis Rudarski radovi
br.1/2005, Bor,2005.
11. Dragosavljević Z., Denić M.,
Ivković.M.: Strategija razvoja
podzemnih rudnika uglja u Srbiji
u okviru razvoja ugljenih basena
sa površinskom eksploatacijom,
Časopis Rudarski radovi br.1/2009,
Bor, 2009
Mr Miodrag Kezovi}, Gordana Savi} , Dragica @ivkovi}
PD RB «Kolubara» d.o.o., Lazarevac
UDC:622.333.015/02
Analiza varijacija kvaliteta
uglja na površinskom kopu
“Tamnava-Zapadno polje’’
Rezime
Kvalitet uglja je faktor koji najviše utiče na mogućnost njegovog uspešnog
sagorevanja u kotlovima termoelektrane. U uslovima otkopavanja «mešovitih»
etaža rotornim bagerima potrebno je pri bilo kojoj podeli blokova na rezove
odrediti kvalitet uglja. Zato je potrebno izvršiti niz statističkih proračuna i
analiza rezultata laboratorijskih ispitivanja. Ovaj rad ima za cilj da na osnovu
analize međusobne zavisnosti parametara kvaliteta, u simuliranim radnim
sredinama, omogući otkopavanje uglja ujednačenog i potrebnog toplotnog
efekta.
Ključne reči: kvalitet uglja, toplotni efekat, laboratorijska ispitivanja, statistička
obrada, analiza, međusobna zavisnost parametara kvaliteta, simulirana radna
sredina, ležište ‘’Tamnava-Zapadno polje’’.
Analysis of Coal Quality Variationat the Open Pit Mine
Tamnava West Field
Coal quality is the factor that most affects the possibility of its successful
combustion in power plant boilers. In conditions of “mixed” benches mining
by the bucket wheel excavators it is required during any division of blocks to
cuts determine the coal quality. Therefore, it is necessary to make a series of
statistical calculations and analysis of the laboratory test results. A paper aims,
based on the common dependence of quality parameters analyze, in a simulated
work environment, to enable mining of coal and the necessary uniform heat
effect.
Key words: coal quality, thermal effects, laboratory tests, statistical processing,
analysis, interdependence quality parameters common dependence, simulated
work environment, deposit of ‘’Tamnava-West Field’’.
1. Op{ti podaci
Predmetno područje je ležište uglja
''Tamnava-Zapadno polje'', koje se
nalazi u zapadnom delu Kolubarskog
ugljonosnog basena (slika 1). Prostire
se na površini od približno 21 km2, kao
deo opština Lajkovac i Ub. Odlikuje
se veoma povoljnim geografskomorfološkim i transportnim uslovima,
kao i komunikacionim vezama.
Iz ležišta ''Tamnava-Zapadno polje''
površinskom eksploatacijom dobija
se ugalj za termoelektranu Nikola
[156]
Tesla - «B» snage 2 x 620 MW (V1
od 620 MW i V2 od 620 MW).
Osim primarnog plasmana uglja u
termoelektrane i njegove prerade
u električnu energiju, ugalj ima
obezbeđeno tržište u širokoj potrošnji.
Površinski kop ‘’Tamnava-Zapadno
polje’’ sa godišnjom proizvodnjom u
2009. godini od preko 13h106 t uglja,
svakako zauzima značajno mesto u
Kolubarskom ugljonosnom basenu. Da
bi se ispoštovali zahtevi termoelektrana
(6700 kJ/kg ± 10 %) za isporuku uglja
energija
Slika 1 Geografski položaj i kontura PK „Tamnava-Zapadno polje“ (Kolubarski basen)
optimalnog kvaliteta neophodno je
izvršiti njegovu homogenizaciju. U
tom cilju je izvršena statistička obrada
i grafička interpretacija laboratorijskih
podataka uzoraka iz ležišta ‘’TamnavaZapadno polje’’.
2. Opis le`i{ta
Geološku građu ugljonosne serije
ležišta «Tamnava-Zapadno polje»
čine naslage gornjepontske (2M32)
i kvartarne starosti (Q). Prema
superpozicionim odnosima
litostratigrafskih članova, jasno se
izdvajaju: podina ugljonosne serije,
složena ugljonosna serija i povlata
Slika 2 Blok dijagram krovine i podine ugljonosne serije ležišta «Tamnavaugljonosne serije (Kezović, M. 2003.).
Zapadno polje»
Podina ugljonosne serije (sitnozrni
do srednjezrni kvarcno-liskunoviti
peskovi, retko peskovite gline) je
heterogenog petrološko-mineraloškog
sastava, boje sive do sivo-plave i
debljine preko 100 m.
Složena ugljonosna serija ležišta
“Tamnava-Zapadno polje” predstavlja
prirodno produženje iz istočnog dela
Kolubarskog basena. Ugljonosna
serija je gornjepontske starosti i čine je
pored slojeva uglja, slojevi i proslojci
peskova, ugljevitih i sivozelenih
glina različitih debljina i lateralnog
prostiranja (tabela 1). Ugljonosna
serija blago pada ka zapadu i JZ, u
kom pravcu raste
Tabela 1 Osnovne geološke karakteristike ugljonosne serije ležišta “Tamnava-Zapadno polje”
i njena debljina
(za prostor u kome će se obavljati rudarski radovi tokom 2010.)
saglasno povećanju
broja i debljine
proslojaka gline
i peska, a slojevi
uglja pokazuju
veću promenljivost
debljine i kvaliteta
(slika 2). Sa
petrografskog
stanovišta
preovlađuje ksilitni
ugalj (huminitska
maceralna grupa
sa dominantnim
prisustvom macerala
tekstinita i ulminita),
dok su slabije
zastupljeni amorfan
i glinovit ugalj.
(Kitanović, Z. i dr.,
2005.)
Povlata ugljonosne
serije (kvarcni
peskovi i alevrit
- gornjepontske
starosti i aluvijalni
peskovi i šljunkovi,
terasni šljunkovi i
tamno smeđe gline
- kvartarne starosti)
je heterogenog
[157]
energija
Tabela 2 Definisanje kvaliteta uglja po rezovima visinskog dela etaže-Brazda 3.-
petrološko-mineraloškog sastava i
debljine maksimalno 99.0 m.
Sa napredovanjem rudarskih radova
geološki uslovi su postali složeniji. Da
bi se i ovakvi delovi ležišta iskoristili
neophodno je pri otkopavanju
«mešovitih» etaža, rotornim bagerima,
u datim blokovima definisati kvalitet
uglja po rezovima (tabela 2, slika 3 Grgurović, D. i dr., 2006.).
Oprobavanje jezgra istražnih
bušotina. Na površinskom kopu
«Tamnava-Zapadno polje» od
2005-e godine uveden je novi način
oprobavanja jezgra istražnih bušotina.
Oprobava se svaka litološka promena
u okviru složenog ugljonosnog sloja,
koja ima debljinu veću od 0.1 m.
Dužina intervala oprobavanja kroz
ugalj uglavnom ne prelazi 1 m.
Proslojci jalovine debljine do 1 m
oprobavaju se na isti način kao ugalj.
Novo uvedena metoda uzorkovanja,
kojom se oprobava svaka litološka
promena, daje mogućnost da se sa
velikim stepenom pouzdanosti utvrde
parametri kvaliteta i kvantiteta.
Potencijalne greške. Poređenjem
rezultata parametara kvaliteta uglja
iz istražnih radova i otkopanog uglja
mogu se uočiti izvesne razlike, a
koje mogu biti delimično posledica
načina bušenja (bušenje sa isplakom
i bušenje bez isplake - „na suvo“) i
neblagovremenog oprobavanja jezgra
(gubljenja prirodne vlage zbog duže
izloženosti proba atmosferilijama u
ranijim fazama istraživanja).
Postojeće neusaglašenosti između
rezultata dobijenih u sistemu geološki
podaci - laboratorija rudnika laboratorija termoelektrane mogu se
korigovati preračunima na osnovu
vrednosti pepela.
Proračun rezervi uglja. Pri proračunu
rezervi uglja u ležištu korišćeni su
kao osnovni kriterijumi selektivni
rad od 0.5 m i minimalna toplotna
moć uglja na koju su projektovani
kotlovi u termoelektranama. Da bi se
povećao stepen iskorišćenja ležišta i
količina uglja optimalnog kvaliteta,
neophodno je razmotriti mogućnost
uvođenja niskokaloričnih ugljeva i
[158]
proslojaka gline veće debljine u proces
eksploatacije, a što je ostvarljivo
procesom homogenizacije.
Osnovni problem koji se javlja u
ležištu je velika varijacija kvaliteta, i to
kako po vertikali otkopnog bloka, tako
i duž etaža.
3. Analiza varijacija kvaliteta
uglja
U cilju analize varijacija kvaliteta uglja
izvršena je statistička obrada i grafička
interpretacija rezultata laboratorijskih
ispitivanja uzoraka iz ležišta ''TamnavaZapadno polje'' za konkretne slučajeve
(Stojaković, M. 2000.):
1. utvrđivanje donjeg toplotnog
efekta (DTE) mešavine uglja
visoke kalorične vrednosti i
ugljevite gline;
2. određivanje DTE mešavine
ugalj-kvarcni pesak i
ugalj-sivozelena glina u
odgovarajućim korelacionim
odnosima (95-5%, 90-10%, 8515%, 80-20%...);
energija
mešavine uglja visoke kalorične
vrednosti i ugljevite gline u
odgovarajućim korelacionim odnosima
(tabela 3) poslužile su za izradu
dijagrama međusobne zavisnosti
odgovarajućih parametara, (DTE-A,
DTE-W i A-W). Analizirani podaci
pokazuju očekivane vrednosti i može
se zaključiti da sa povećanjem učešća
ugljevite gline za 10%, vrednosti
DTE-a mešavine se smanjuje za oko
600 kJ/kg, u konkretnoj sredini (slika
3). Međusobna zavisnost, izražena
3.1 Rezultati laboratorijskih
koeficijentom korelacije, daje visoke
ispitivanja
3. definisanje zavisnosti DTE i
vrednosti, r = - 0.99061.
pepela (A) pri konstantnim
Kod utvrđivanja DTE-a mešavine
Utvrđivanje DTE-a mešavine ugaljvrednostima vlage (40%, 45%,
uglja visoke kalorične vrednosti i
kvarcni pesak (slučaj 2.) vršeno je
50%, 55% i od 40 do 55%); i
ugljevite gline (slučaj 1.) izbor ulaznih do odnosa 75 % kvarcni pesak - 25
parametara je takav da omogući
4. definisanje zavisnosti DTE
% ugalj, a za ugalj-sivozelena glina
sagledavanje ''rezultata kvaliteta''
i vlage (W) pri konstantnim
rađeno je do učešća 65 % glina – 35
vrednostima pepela (15%, 20%, u najširem mogućem dijapazonu.
% ugalj. Dobijene vrednosti date
Takođe, dobijene vrednosti DTE-a
25%, 30% i 35%).
su u tabelama 4 i 5, a međusobne
zavisnosti odgovarajućih parametara
na dijagramima (slike 4 i 5). Analizom
Tabela 3 Rezultati laboratorijskih ispitivanja mešavine uglja i ugljevite gline
dijagrama može se zaključiti da sa
povećanjem učešća peska i sivozelene
gline za 10%, vrednosti DTE-a
mešavina se smanjuje za oko 1000 kJ/
kg, u obrađenim slučajevima. Podaci
pokazuju očekivanu linearnu zavisnost
iskazanu koeficijentom korelacije, koji
za mešavinu ugalj-pesak iznosi
r = - 0.9906, a za ugalj-sivozelena
glina r = -0.9747.
Na osnovu rezultata tehničkih
analiza uzoraka uglja dobijenih iz
istražnih bušotina urađena je grafička
interpretacija zavisnosti DTE i pepela
(A), za sadržaje vlage od 40%, 45%,
50%, 55% i 40-55%; isti postupak je
primenjen i na laboratorijske podatke
za uzorke dobijene iz LaboratorijeDrobilana (slučaj 3.). Analizirana
zavisnost između DTE i pepela (A),
pri vrednosti vlage od
50%, prikazana je na
Slika 3 Utvrđivanje DTE-a mešavine uglja visoke kalorične vrednosti i ugljevite gline
sledećim dijagramima
(slike 6 i 7). Pri
konstantnoj vrednosti
vlage od 50%, koja
istovremeno predstavlja
srednju vrednost vlage
u ležištu, analizirani
parametri pokazuju
očekivane vrednosti i
međusobne zavisnosti.
Koeficijent korelacije
za podatke iz istražnih
radova je r=-0.970, a
rezultati LaboratorijeDrobilana pokazuju
veću rasutost oko
linearne krive što
ukazuje na nešto manju
korelacionu zavisnost
analiziranih parametara
r=-0.87121. Analizom
Napomena: Dijagrami međusobne
zavisnosti odgovarajućih parametara,
(DTE-A, DTE-W i A-W) nisu sastavni deo
ovog rada. Prilikom analize odgovarajućih
korelacionih odnosa uočeno je da
međusobni odnos parametara DTE-W ne
odražava očekivanu linearnu zavisnost
(viša vrednost vlage = viša vrednost
DTE-a). Dubljom analizom zaključeno
je da se ova ''anomalija'' koriguje kada
se odnos parametara DTE-W tretira sa
ograničenim (konstantnim) vrednostima
pepela, jer se u tom slučaju vrednost
DTE-a posmatra u funkciji zavisnoti i
vlage i pepela.
Napomena: Dijagrami međusobne
zavisnosti DTE i pepela (A) pri
konstantnim vrednostima vlage (40%,
45%, 55% i od 40 do 55%); i dijagrami
međusobne zavisnosti DTE i vlage (W) pri
konstantnim vrednostima pepela (15%,
20%, 25%, 30% i 35%) nisu sastavni deo
ovog rada.
Svi grafički prilozi, dati u formi
dijagrama, obrađeni su u programskom
paketu Excel i sadrže formulu linearne
zavisnosti, koeficijent korelacije (r) i
standardnu devijaciju (sd).
[159]
energija
Tabela 4 Rezultati laboratorijskih ispitivanja mešavine
uglja i kvarcnog peska
Slika 4 Utvrđivanje DTE-a mešavine uglja i kvarcnog peska
Slika 5 Utvrđivanje DTE-a mešavine uglja i sivozelene gline
Tabela 5 Rezultati laboratorijskih ispitivanja mešavine
uglja i gline
regresione zavisnosti može se
zaključiti da sa povećanjem pepela za
oko 4% vrednost DTE-a se smanjuje
za oko 1000 kJ/kg.
Statistička analiza i grafička
interpretacija zavisnosti DTE i vlage
(W) pri konstantnim vrednostima
pepela (15%, 20%, 25%, 30% i 35%)
je izvršena na rezultatima iz istražnih
bušotina i Laboratorije-Drobilana
(slučaj 4.). Regresiona zavisnost
između DTE i vlage (W), pri vrednosti
pepela od 15%, koji istovremeno
predstavlja i njegovu srednju
vrednost u ležištu, data je na sledećim
dijagramima (slike 8 i 9). Analizom
međusobne zavisnosti DTE i vlage
(W), u slučaju konstantnog pepala
zaključujemo da pri povećanju vlage
za 1%, vrednost DTE-a se smanjuje
za oko 200 kJ/kg. Koeficijent linearne
zavisnosti za podatke iz istražnih
bušotina pokazuje visoke vrednosti
r=-0.9228, dok je njegova vrednost za
rezultate Laboratorije-Drobilana niža i
iznosi r=-0.73196, zbog veće rasutosti
podataka oko regresione krive.
Slika 8 Utvrđivanje zavisnosti između
DTE i vlage (W), pri vrednosti pepela
od 15 %, na osnovu podataka iz
istražnih bušotina
Napomena: Podaci koji se odnose
na tačku 3. i 4. zbog obimnosti nisu
prikazani u radu.
4. Zaklju~ak
Složenost ugljonosne serije ležišta
«Tamnava-Zapadno polje» se ogleda
kroz sve izraženiju (neo)tektonsku
aktivnost i povećano prisustvo
[160]
energija
Slika 6 Utvrđivanje zavisnosti između DTE i pepela (A), pri vrednosti vlage od
50 %, na osnovu podataka iz istražnih bušotina
Slika 7 Utvrđivanje zavisnosti između DTE i pepela (A), pri vrednosti vlage od
50 %, na osnovu laboratorijskih podataka
Slika 9 Utvrđivanje zavisnosti između DTE i vlage (W), pri vrednosti pepela od
15 %, na osnovu laboratorijskih podataka
kvarcnih peskova, ugljevitih i
sivozelenih glina, što ima za posledicu
veliku varijaciju kvaliteta.
Sa ciljem što preciznijeg definisanja
ležišta pristupljeno je oprobavanju
svake litološke promene u okviru
složenog ugljonosnog sloja. Na taj
način se eliminiše uticaj subjektivnog
faktora pri uzimanju proba i
omogućava utvrđivanje parametara
kvaliteta i kvantiteta uglja sa većim
stepenom pouzdanosti.
Zbog velikih varijacija kvaliteta
uglja, a u cilju otkopavanja uglja
ujednačenog i potrebnog toplotnog
efekta izvršena je statistička obrada
i grafička interpretacija za konkretne
slučajeve i došlo se do sledećih
zaključaka:
povećanjem učešća ugljevite gline
za 10%, vrednosti DTE-a mešavine
se smanjuju za oko 600 kJ/kg, a
povećanjem učešća sivozelene gline
i kvarcnog peska za 10%, vrednosti
DTE-a mešavine se smanjuju za oko
1000 kJ/kg, uz visoke vrednosti
koeficijenta korelacije (r = -0.99061;
r = - 0.9747; r = - 0.9906).
povećanjem pepela za oko 4%,
pri konstantnim vrednostima vlage
(50%), vrednost DTE-a se smanjuje
za oko 1000 kJ/kg, a povećanjem
vlage za 1%, pri konstantnim
vrednostima pepela (15%), vrednost
DTE-a se smanjuje za oko 200 kJ/
kg. Koeficijenti linearne zavisnosti za
podatke iz istražnih bušotina pokazuju
visoke vrednosti (r = - 0.970;
r = -0.9228), dok je njihova vrednost
za rezultate Laboratorije-Drobilana
nešto niža (r=-0.87121; r=-0.73196).
Napomena: Detaljniji opis
je dat u okviru poglavlja 3.1
REZULTATI LABORATORIJSKIH
ISPITIVANjA.
U perspektivi treba razdvojiti
količine uglja koje zadovoljavaju
kriterijume termoelektrane i količine
iznad i ispod njenih zahteva. Da bi
se ležište maksimalno iskoristilo, i
produžio njegov vek eksploatacije,
a istovremeno zadovoljili interesi
termoelektrane neophodno je kroz
složeni proces homogenizacije izvršiti
mešanje uglja dobrog i lošeg kvaliteta.
5. Literatura
[1] Grgurović, D. i dr.: Studija
eksploatacionih geoloških
istraživanja i laboratorijskih
[161]
energija
ispitivanja ugljeva u funkciji
formiranja baze za upravljanje
kvalitetom uglja na površinskim
kopovima EPS-a. «Geološki institut
Srbije», Beograd, 2006.
[2] Kitanović, Z. i dr.: Elaborat
o rezervama lignita u ležištu
«Tamnava-zapadno polje»kolubarski basen – stanje
31.12.2004. godine. Kalenić, 2005.
[3] Kezović, M. : Tektonska aktivnost
i ugljonosnost Kolubarskotamnavskog basena. Magistarska
teza, RGF, Beograd, 2003.
(nepublikovano).
[4] Stojaković, M.: Metodika
upravljanja procesom
homogenizacije uglja na
površinskim kopovima Tamnava.
RGF, Beograd, 2000.
[5] Stručna i fondovska dokumentacija
RB «Kolubara».
Mr Dejan V. Barjaktarovi}, Dr Jovan Kova~evi}
UDC:620.91 : 553.9 (497.11)
Značaj sjeničko-štavaljskog
basena u termoenergetskom
sistemu Srbije
Rezime
Energetske sirovine (ugalj, nafta, gas i nuklearne sirovine) spadaju u tzv. neobnovljive
izvore energije. U Republici Srbiji, od svih navedenih energetskih sirovina po stepenu
iskorišćenja na prvom mestu se nalaze ugljevi.
Konstantan pad proizvodnje uglja, kako u Evropi i Svetu, tako i kod nas, uslovljen je
globalnim zagađenjem, klimatskim promenama i prelaskom na čiste i obnovljive izvore
energije. Taj trend je bar za sada nezaustavljiv. Imajući u vidu činjenicu da je to proces
koji traje postavlja se pitanje koliko će on da traje kod nas. Realno je očekivati da će
trajati znatno duže (do 30-tak godina) u odnosu na ostale zemlje članice Evropske unije.
Taj prelazni period će kod nas usloviti nedostatak energije kao i nedostatak sredstava
za brzi prelazak na savremene tehnologije proizvodnje elektirčne energije. Zbog toga
je neophodno pored izgradnje hidrocentrala naparaviti još jednu TE ali ne samo u
okruženju Beograda već i na drugim lokalitetima, gde za to postoje uslovi, u prvom redu
rezerve uglja..
Buduća TE bi mogla biti izgrađena u podnožju Pešterske visoravni a supstanca za njen
rad bi se dobijala iz Sjeničko – štavaljskog basena. Sadašnje stanje rezervi u ovom basenu
(kao i potencijalnost) daju povoda za ozbiljnu razradu ove teme. Eksploatacija bi se
odvijala podzemnim putem (mehanizovana masovna proizvodnja), a nus produkti bi se
vraćali nazad u podzemne prostorije. TE bi morala da ima savremene sisteme za zaštitu
životne sredine.
Uz brojne nepovoljne i ograničavajuće faktore ovaj rudnik sa podzemnom eksploatacijom
je jedini u zemlji koji može da odgovori na pravi način potrebama TE.
Ključne reči:ugalj, termoelektrana, električna energija.
Abstract
Energetically raw materials (coal, petroleum, gas and raw materials) belong into a
unrenowned wellspring energies. In Republic of Serbia from all mentioned energetically
stuff coal take the first place with effeciency.
Permanent degradation of coal production as soon as in Europe and World, such in our
country conditionally with globally contamination, climatically changes and transition
on clean and renewable energetically resource. This trend is unstoppable as for now.
Having in mind fact that this process continues the question is how long will be last at as.
It is very realistic to expected that this process will continue certainly longer (about 30
years) then in other countries members of European union. This transitionally period may
be condition absence of energy and resources for rapid transition on modern technology
of production of electrical energy. Therefore, it is necessairly apart hydroelectric power
station build up one more thermoelectric power station not only in Belgrade district than
in spacious region where it is possible, in the first sence coal reserve.
Future thermoelectric power station can be build in basis of Pester highland and
substance for their process derived from Sjenicko-stavaljski basin. Present situation of
reserves in this basin (like as potentiality) give reasons for serious elaboration of this
theme. Exploatation will take place under growing and by-product will be send back
in under growing rooms. Thermoelectric power station must have modern sistems for
environment protection.
Nevertheless restrictive factors this mine with under growing exploatation is only who can
respond on right way for thermoelectric power station requirements.
Key words:coal, thermal power station, electrical energy.
[162]
energija
Uvod
Teritorija Srbije raspolaže sa brojnim
pojavama i nalazištima svih vrsta
ugljeva: od kamenih do lignitskih. U
dugogodišnjoj istoriji srpske rudarske
privrede bilo je više pozitivnih i
negativnih faza njenog razvoja. One
su uglavnom zavisile od celokupnog
društveno-ekonomskog razvoja i
stanja cele države. Gledajući taj
proces slobodno se može zaključiti
da rudarska privreda polako teži ka
svom izumiranju. Iako za to postoje
objektivni razlozi u zemlji, posrtanje,
pad i možda gašenje ugljarstva u
narednom periodu treba tražiti i u
trendovima razvijenih zemalja i sve
bržem osvajanju tehnologije korišćenja
obnovljivih izvora energije.
Visok stepen zagađenja prirode koji
nastaje korišćenjem neobnovljivih
izvora energije, uslovio je potragu
kako za obnovljivim tako i za malim
izvorima energije. Vidno razvijene
zemlje polako gase ugljarsku privredu.
Ostavljaju u životu toliko ugljenokopa
i TE koliko je dovoljno da premoste
jaz između prelaska korišćenja
modifikovanih i obnovljivih izvora
energije. Realno je očekivati da za 2025 godina u Zapadnoj Evropi ne bude
ni jednog ugljenokopa za potrebe TE
i široke potrošnje. Ukoliko ih i bude,
visokokvalitetni ugalj će se koristiti
u druge svrhe (medicina, industrija
boja i lakova i sl.) a vrlo malo (ili
skoro nimalo) kao gorivo za dobijanje
toplotne energije. Takav trend
zatvaranja ugljenokopa Evropska unija
će primeniti i na ostale zemlje Evrope,
prvo centralne a onda i jugoistočne.
Zbog potrebe opstanka na zemlji,
nije isključeno da će EU finansirati
zatvaranje i ugljenokopa i TE ali prema
sadašnjem stanju to je malo verovatno.
Pre će se odlučiti da zabrani izgradnju
novih postrojenja u ostalim zemljama
Evrope i da svoju tehnologiju prebace
u siromašne zemlje Evrope. Time će
omogućiti tim zemljama da se bave
ugljarstvom još 50-tak godina a sebi će
pribaviti ogromnu materijalnu dobit jer
će već islužena i izraubovana oprema
biti reparirana i ponovo u funkciji. Da
bi uposlili svoje kapacitete za verovati
je da neće odustati čak i od finansiranja
i ulaganja kako u istraživanja tako
i u proizvodnju uglja. Zbog toga
treba pratiti najbolje i najcelishodnije
rešenje.
Poslednjih 30-tak godina ugljarska
privreda sa zasnivala na tzv. 3K
(Kosovo, Kolubara i Kostolac). To
su bila 3 ležišta uglja (lignitskog)
na čijem radu se zasnivao skoro
celokupan elektroenergetski sistem
zemlje (preko 80% - po nekim
podacima 87% električne energije
se dobijalo sagorevanjem uglja u
TE). Velika sredstva su odvojena
za istraživanje ovih ležišta na uštrb
manjih ležišta sa kvalitetnijim ugljem.
Danas, na žalost, na najveći potencijal
lignitskog uglja, Kosovki basen –
ležište, ne možemo da računamo. I
pored silnih ulaganja u istraživanje
ovih ležišta nisu dobijeni ni adekvatni
ni tačni podaci. Vremenom su
istraživanja i eksploatacija vršeni «na
silu» pod uticajem «viših interesa»
i raznih «lobija». Verovatno da niko
neće nikad izvesti pravo stanje cene
istraživanja ugljenih basena Srbije kao
ni pravi međusobni odnos koštanja
površinske i podzemne eksploatacije.
Površinska eksploatacija daje
veliku proizvodnju ali uprkos
opštem mišljenju ima visoke ulazne
parametre cena (tehnologije, odštete
zemnjišta, radna snaga i dr.) Drugi
negativan efekat ovakve proizvodnje
je devastacija prostora (zagađenje i
promena mikroklime –dugoročno).
Na žalost oba ova efekta nisu na
odgovarajući način regulisana i
zakonom.
Podzemna eksploatacije daje mnogo
manju proizvodnju, zapošljava
mnogo manji broj radnika i koristi
jeftiniju tehnologiju. Ulazni parametri
su proporcionalno isti (ili slični).
Nedostatak podzemne eksploatacije
je visok rizik po život zaposlenih.
Ulaganja pak u istraživanja ležišta za
potrebe podzemne eksploatacije su bila
mnogo manja. Rezultat istraživanja je
srazmeran uloženim sredstvima.
Prema do sada raspoloživim podacima
o stanju rezervi i stepenu istraženosti
ležišta i aktivnih ugljenokopa za
podzemnu eksploataciju, mogu
Slika 1
[163]
se izdvojiti dva ležišta koja su
interesantna sa aspekta masovne
proizvodnje: Sjeničko-štavaljski i
sokobanjski basen. Postoje još neki
baseni (Aleksinački, Dragačevski,
Despotovački i dr.) koji mogu
na osnovu svojih karakteristika
da odgovore zahtevima masovne
proizvodnje u podzemnoj eksploataciji
ali nisu ni približno interesantni kao
prva dva basena.
I pored niza ograničavajućih faktora,
Sjeničko-štavaljski basen je na prvom
mestu po potencijalnosti u odnosu na
sve druge basene.
Op{ti podaci o
sjeni~ko-{tavaljskom basenu
Sjeničko-štavaljski basen se nalazi u
jugozapadnom delu Srbije u opštini
Sjenica.U morfološkom pogledu,
basen predstavlja blago zatalasanu
visoravan sa nadmorskom visinom od
900,0 – 1300,0 m. Basen je potpuno
izolovan, ograničen sa istočne i
severoistočne strane ograncima
planine Golije, sa severne planinom
Javorom, sa zapadne i severozapadne
ograncima Zlatara i Jadovika, a sa
južne ograncima Gijeve planine.
U tektonskom pogledu Sjenički basen
predstavlja poprečnu potolinu unutar
Dinarskog planinskog sistema.
Basen zahvata površinu od blizu 150,0
km2 i od toga je skoro u trećini basena
utvrđena ugljonosna serija. Na osnovu
geoloških istraživanja u ovom delu
basena utvrđen je ugljeni sloj prosečne
debljine 10,0-12,0 m veoma dobrog
kvaliteta.
Geolo{ka gra|a oboda i basena
U geološkoj građi Sjeničkog
basena i njegovog obodnog dela
energija
učestvuju razni lito-stratigrafski
članovi, predstavljeni, po vremenu
stvaranja, stenama različite starosti.
Mlađi paleozoik predstavljen je
karbonskim tvorevinama, mezozoik
donjim i gornjim trijasom i gornje
jurskim sedimentima, dok je tercijar
predstavljen slatkovodnim srednjim i
gornjim miocenom i završnom donje
pliocenskom i kvartarnom serijom
(slika 1).
Mlađim paleozojsko-karbonskim
tvorevinama izgrađen je istočni i
severoistočni obod Sjeničkog basena,
i ulaze u sastav golijskog kristalina.
Izgrađen je od hloritskih i epidotaktinolitskih škriljaca, sericitskih
kvarcita, ređe konglomerata, breča i
mermerastih krečnjaka, argilošista i
filita.
Od mezozojskih tvorevina, trijaske
naslage zauzimaju veliko prostranstvo
u severnom, severoistočnom i
južnom obodu basena. Donji trijas je
predstavljen kvarcnim konglomeratima
i peščarima sa interkalacijama
kvarca i glinaca, dok je gornji trijas
predstavljen karbonatnim naslagama
zahvaćene intenzivnom karstifikacijom
i tektonskim pokretima. Tvorevine
gornje jure izgrađuju podlogu obodnih
delova južnog i zapadnog dela basena,
a predstavljene su dijabaz – rožnom
formacijom.
Tercijarne tvorevine u Sjeničkom
basenu zauzimaju veliko prostranstvo.
Njihovo taloženje je obavljeno u
slatkovodnoj jezersko-močvarnoj
sredini, gde je u nekim delovima došlo
do formiranja tresetišta i taloženja
biljne materije.
U okviru neogenog sedimentnog
kompleksa, a na osnovu mnogobrojnih,
petro i sedimentoloških, faunoflorističnih i hemijsko-tehničkih
analiza, u kompleksu neogenih naslaga
izdvojene su:
- srednje i gornje miocenska
ugljonosna serija, o kojoj će biti više
reči u narednom poglavlju,
- donje pliocenska (pontijska) završna
serija, koja diskordantno leži preko
ugljnosne serije i
- vulkanske – eruptivne stene
predstavljene biotitskim andezitima,
tufobrečama i tufovima.
S e d i m e n t i s r e d nj e i g o r nj
e m i o c e n s k e ugljonosne serije
zauzimaju dominantno mesto u seriji,
razvijeni na većem prostoru u srednjem
i istočnom delu sjeničkog basena.
U južnom delu basena otkriveni su
samo u jednom uzanom priobodnom
pojasu, dok su u ostalim delovima
basena pokriveni sedimentima završne
pliocenske serije. Leže transgresivno
i diskordantno preko mlađih
paleozojskih kristalastih škriljaca,
trijaskih karbonatnih naslaga i dijabazrožne formacije, odnosno vulkansko
sedimentne serije.
Rezultati dosadašnjih geoloških
istraživanja ukazuju da je ugljonosna
sjenička serija razvijena na celom
prostoru, i da je ovim istraživanjima
utvrđen ugljonosni prostor počev od
reke Brnjice na istoku do reke Vape na
zapadu.
Na ovom prostoru produktivna
miocenska serija u pogledu slojnih
i litoloških facijalnih karakteristika
predstavlja jedinstveno ležište u
kome se mogu jasno izdvojiti četiri
karakteristična horizonta.
- Donji podinski horizont: leži
transgresivno i diskordantno preko
starijih trijaskih krečnjaka, izgrađen
je od bazalnih konglomerata,
aglomerata i rastresitih peščara,
zatim sivo-zelenih i crvenih glina,
sivo žutih bankovitih krečnjaka sa
sočivima zelenih raznozrnih tufova
i sivo-belih i ugljevitih laporaca koji
čine neposrednu podinu ugljenom
sloju.
- Ugljeni horizont: predstavljen je
jednim ugljenim slojem homogene
strukture, ujednačene debljine,
raslojen sa nekoliko proslojaka
ugljevitog laporca različite debljine.
U bušotinama dobijena prividna
debljina sloja je različita od 4,5 –
15,0 m. Prividno manja debljina
je posledica rasedanja. Međutim
stvarna prosečna debljina ugljenog
sloja u ležištu je oko 10,0 m, sa
padom prema jugozapadu pod uglom
od 5-10o, a mestimično i do 25o.
Posmatrajući u celini ležište, generalno
pružanje ugljene serije je IJI - ZSZ, a
blago tone u pravcu JZ pod uglom od
5-10o.
- Gornji tufogeno-laporoviti horizont
leži direktno iznad ugljonosnog
horizonta. Izgrađen je od sivo-belih
kompaktnih i uslojenih laporaca,
zatim belo žutih mekih krečnjaka
sa interstatifikovanim sočivima
zelenkasto sivih raznozrnih tufova.
U ovom horizontu preovlađuju
uglavnom laporci sa komadićima
uglja i ostacima biljnog detritusa,
vezani za ugljeni sloj. Uglavnom
čine neposrednu i direktnu krovinu
ugljenom sloju, a nalaze se na 4,0 –
17,0 m iznad ugljenog sloja. Iznad
ovih leže sivo beli uslojeni laporci u
smenjivanju sa tanjim partijama belih
mekih krečnjaka. Ukupna debljina
ovog horizonta kreće se između 80,0
– 270,0 m.
[164]
- Karbonatno-pelitski horizont čini
završnu fazu u taloženju sjeničke
miocenske serije. Predstavljen je
sivim i belim tanko uslojenim,
mestimično nestratifikovanim
laporcima sa proslojcima mekih
krečnjaka. Zauzimaju veliko
prostranstvo u krajnjem istočnom
delu basena, otkriveni na
samoj površini,a nešto manje u
severozapadnom delu. Ovim sivo
belim delimično uslojenim mekim
krečnjacima završava se miocenska
serija.
Preko ovog horizonta leži završna
mlađe pliocenska serija razvijena
uglavnom u zapadnom delu ležišta,
dok u drugim lokalitetima je znatno
manje razvijena ili pak potpuno
nedostaje. Predstavljena je sivo-žutim
raznozrnim glinovitim, trošnim, a
mestimično i tufoznim peščarima
i sočivima šljunkovitih glina i
raznozrnih šljunkova. Završni deo
ove serije čine krupnozrni peskovi
i šljunkovi izgrađeni od valutaka i
nezaobljenih fragmenata krečnjaka,
rožnjaca i drugog klastičnog
materijala.
Tektonske karakteristike
basena
Sjenički ugljonosni basen u
morfološko-tektonskom pogledu
predstavlja poprečnu tektonsku
potolinu unutar ofiolitske centralne
zone unutrašnjeg dela Dinarskog
planinskog sistema.
Naknadnim radijalnim pokretima
ovaj basen je iskomadan u veći broj
manje ili više denivelisanih blokova
sa skokovima od nekoliko desetina
metara.
Prema sadašnjem stepenu istraženosti,
a na bazi prikupljenih podataka i
analiziranjem raspoložive geološke
dokumentacije, može se konstatovati
da je ovaj basen bio zahvaćen
intenzivnim tektonskim pokretima
koji se prema vremenu stvaranja mogu
podeliti na prerudne i postrudne.
Prerudni (stariji) koji su imali
direktnog uticaja na stvaranje basena,
i postrudni (mlađi) kojim je naknadno
ugljonosna serija iskomadana u
međusobno denivelisane blokove, što
je prouzrokovalo nastanak parketne
strukture.
Razlomne strukture, po svojoj
orijentaciji, mogu se takođe grupisati
u dva sistema. Prvi sistem razloma
orijentisan je u pravcu SZ - JI i
predstavljen je krupnim regionalnim
rasedima čije se pružanje može pratiti
na znatno većem prostoru. Drugi
sistem razloma orijentisan je upravno
energija
na prethodni pravca SI - JZ nešto
manjih dimenzija, ali takođe dosta
jakog intenziteta. Unutar drugog
sistema raseda SI-JZ postoje rasedi
koji generalno prate ovu orjentaciju
azimuta uz odstupanje od statističkog
azimuta pružanja.
Studijska istraživanja šire okoline
basena ukazuju da ovo ležište leži na
preseku regionalnog razloma reke Vape
na zapadu i Ljutske reke na istoku.
Predstavljen je krupnim regionalnim
rasedima orijentisanim u pravcu SZJI, tako da u odnosu na njih ovaj deo
ležišta predstavlja jedan horst.
Razlom reke Vape čine dva međusobno
paralelna gravitaciona raseda, duž
kojih je došlo do tonjenja i formiranja
široke doline reke Vape, tako da ovaj
blok u strukturnom smislu predstavlja
tektonski rov. Prema tome glavne
tektonske strukture prate dolinu
Ljutske reke i dolinu Vape, odnosno
Jablanice, što ukazuje na stepeničasto
spuštanje tektonskih blokova od
severoistoka ka jugozapadu.
Neotektonska aktivnost unutar samog
ležišta odvija se kao nastavak ili
obnavljanje prethodne starije aktivnosti
u kome su tektonski blokovi izdeljeni
na manje blokove.
Ovim rasedima cela ugljena serija je
iskomadana na veći broj manjih i većih
međusobno denivelisanih blokova,
u kome se ugljeni sloj nalazi na
različitim dubinama.
Ugljonosnost basena
Sedimenti srednjeg i gornjeg miocena
su ekonomski veoma interesantni.
Ugljonosna serija se, generalno, pruža
u pravcu IJI - ZSZ, a pada ka JZ pod
uglom od 5-10o.
U neogenoj seriji Sjeničko-štavaljskog
ugljonosnog basena istražnim
radovima (istražnim dubinskim
bušenjima) su determinisana tri sloja
uglja: podinski, glavni sloj i povlatni
sloj uglja.
Najstariji (podinski) sloj uglja je
nestalnog razvića. Na osnovu do
sada izvršenih istražnih radova
detereminisan je samo u istočnim
delovima basena, mada ima indicija
da se javlja i sporadično u centralnim
delovima. Rezerve ovog ugljenog sloja
do sada nisu računate i ovaj sloj nije
nikada uziman u ozbiljno razmatranje.
S obzirom na rezerve glavnog sloja
uglja i ne čudi odsustvo interesovanja
za ovaj sloj uglja. Debljina ovog sloja
uglja iznosi mah. 0,5 m.
Gornji (glavni) sloj uglja je različite
debljine i kreće se od 4,5 – 20m. Ovi
rezultati debljine su dobijeni na osnovu
istražnog bušenja i oni predstavljaju
tzv. prividne padove, dok je prema
rezultatima jamskih radova ona znatno
manja (oko 10 m?) U okviru ovog
ugljenog sloja mogu se izdvojiti 3
nivoa: donji, srednji i gornji:
Donji nivo je mestimično laporovit i
nešto lošijeg kvaliteta sa proslojcima
izgrađenim od ljušturica fosilnih
ostataka, mada je u većini slučajeva
čist, kompaktan i dobrog kvaliteta.
Debljina ovog nivoa obično se kreće
od 2,0 – 6,0 m. U direktnoj njegovoj
podini nalaze se ugljeviti laporci, ređe
ugljevite gline, a dublje tamno-sivi
laporci.
Srednji nivo je odvojen od donjeg
jednim proslojkom ugljevitog i jako
fosilonosnog dosta čvrstog laporca
debljine od 0,5 – 1,0 m. Ovaj nivo
karakteriše se takođe čvrstim i
kompaktnim ugljem dobrog kvaliteta.
Samo mestimično u ovom nivou
javljaju se i partije listastog, malo
glinovitog uglja, ređe sa fosilima.
Debljina ovog nivoa kreće se od
2,5 – 5,0 m..
Gornji nivo ugljenog sloja predstavljen
je uglavnom najkvalitetnijim jako
čvrstim i kompaktnim ugljem prosečne
debljine od 2,5 – 6,6 m. Između
Tabela 1 Prosečan kvalitet uglja Sjeničko-štavaljskog basena
Tabela 2 Prikaz rezervi uglja po poljima
[165]
srednjeg i gornjeg nivoa konstantno je
razvijen proslojak ugljevitog laporca
debljine od 0,4 – 1,0 m, dosta čvrst i
kompaktan. Neposrednu krovinu ovom
nivou čini čvrst i kompaktan žuti ili
sivi laporac sa fosilima. Preko njega
dolaze tufozni laporci sa komadićima
uglja a zatim sivo beli laporci sa
sočivima tufova i sa povlatnim slojem
uglja promenljive debljine.
Gornji –povlatni sloj uglja se nalazi na
rastojanju 4-17 metar iznad glavnog.
Ovaj sloj uglja ima kontinuirano
razviće na celom prostoru basena.
Podaci za njega su veoma oskudni i
zbog toga treba sa rezervom i uzeti
podatak da se njegova debljina krećeod
0,5-3 m.
Ugalj Sjeničko – štavaljskog basena
pripada polusjajnim tvrdim lignitima.
Poseduje školjkast prelom, ne prlja
prste, kompaktan je i teže se drobi.
Petrografski sastav je predstavljen
maceralima: humusnim gelom ili
ulminitom, dopleritom, ksilitom, ređe
fuzinitom. Od mineralnih primesa
javljaju se pirit (1,5% - 2,0%) i glina.
Mikro i makropetrografska ispitivanja
uglja ukazuju na heterogenost strukture
i jasno izraženu slojevitost.
Osnovni parametri kvaliteta uglja u
Sjeničko-štavaljskom basenu su dati u
tabeli 1.
Prema do sada dostupnim podacima
smatra se da je istraženo oko 2/3 ili
približno 100 km2 basena sa različitim
stepenom istraženosti. Na osnovu
nalaza istraživanja prikazane su
rezerve po poljima u tabeli 2.
Od ukupnih geoloških rezervi
183.829.000,00 tona (ili 78,6%)
su bilansne rezerve, 7.440.000,00
(ili 3,1%) su vanbilansne rezerve
a 50.000.000,00 (ili 21,38%) su
potencijalne rezerve. Od ukupnih
geoloških rezervi 128.680.000,00
ili 55% su eksploatacione rezerve.
To znači da se na sadašnjem nivou
eksploatacije i u sadašnjim uslovima
sa mehanizacijom i
opremom na rudniku,
ove rezerve mogu
odmah eksploatisati.
Ovaj prikaz se odnosi
na definisane konture
ugljonosnih polja. Van
ovih kontura se nalazi
oko 1/3 polja za koje se
smatra da je ugljonosno
u neposrednoj blizini
(nastavlja se celom dužinom)
okonturenih granica sada markiranih
polja, onda se mora smatrati
relevantnim podatkom. Iz radova se
vidi da se prema za sada dostupnim
podacima u tom potencijalnom
energija
prostoru može očekivati približno
203.000.000,00 tona uglja. Potencijalni
delovi na kome su prognozirane ove
rezerve (C2, D1 i D2 kategorije) su:
Smiljevac (južno od Centralnog i
Istočnog polja); Raspoganče –Sušica
(istočni nastavak Istočnog polja)
; Duga Poljana (krajnji istočni i
jugoistočni deo basena); Vapa-Štavalj
(severni i severozapadni deo basena);
Medare-Dragojlovica (jugozapadni deo
basena) i Sjenica (zapadni deo basena).
Ove delove basena bi dakle trebalo
doistražiti.
Opšti zaključak za ceo basen je da se
može smatrati dobro istraženim sa
opštim stepenom istraženosti oko 50%.
Krovinski i podinski sedimenti, kao
i ugalj imaju izvrsne geomehaničke
karakteristike što olakšava uslove
eksploatacije. Manji problemi mogu
da nastanu kod interslojnih laporaca
koji pokazuju sklonost ka bubrenju.
Ovakve geomehničke karakteristike
omogućavaju postojanost rudarskih
prostorija.
Zaklju~ak
Na bazi do sada iznetih podataka i
činjeničnog stanja o rezervama uglja
u ovom basenu, može se planirati
proizvodnja uglja od 2.500.000,00
tona u narednih 40 godina (uz
minimalna doistraživanja), što je
dovoljno za rad TE objekta minimalne
snage od 240 MW. Ova tvrdnja je
zasnovana na podacima o rezervama i
kvalitetu uglja koji mogu da udovolje
ovim prohtevima. Računajući vek
eksploatacije TE od 25 godina (plus
period posle revitalizacije) to je više
nego dovoljno.
Ovakva proizvodnja se može ostvariti
uvođenjem mehanizovanog širokog
čela i to na dva mesta u Rudniku
(u radu) i jednog koji bi uvek bio u
rezervi. Ograničavajući faktor rada
širokog čela jeste izražena tektonika u
basenu.
Na osnovu grube procene za rad TE
objekta snage 240 MW najracionalnije
je otvaranje novog Rudnika potkopom
sa istočne strane od Novog Pazara.
Na taj način rešavamo tri glavna
problema sada na Rudniku: klimatske
karakteristike u župi su neuporedivo
bolje nego na visoravni, problem
hranjenja jame vodom (rešio bi se
gravitacionim putem kroz tunel) i
problem utroška električne energije
za transport uglja (ugalj bi se
transportovao u suspenziji sa vodom
a ako bi se koristili transporteri
neophodna energija za njihov rad
bi bila mnogo manja jer trpe veće
opterećenje samo u jednom smeru).
Nus produkti (pepeo i šljaka) bi se u
suspenziji vraćali nazad u podzemne
prostorije i na adekvatan način bi
se rešilo odlaganje nus proizvoda
a istovremeno bi se štitila životna
sredina.
Ukupna energija koja se može dobiti iz
Sjeničko-štavaljskog basena na osnovu
sadašnjeg stepena istraženosti iznosi
oko 507 milijardi KVh energije, dok
ukupna energija za basen (računajući i
potencijalni deo od 203 miliona tona)
iznosi maksimum 800 mili jarde KVh
energije.
Najvažniji ograničavajući faktor
razvoja Rudnika su loše komunikacije
i surove klimatske prilike koje u
zimskim mesecima usporavaju proces
proizvodnje. Pored objektivnih
ograničavajućih faktora postoje
i subjektivni koji su posledica
neracionalnog razvoja TE sistema
usled pogrešne politike razvoja.
Da bi se razvijala i razrađivala ova
ideja, jedino moguće i racionalno
rešenje je u privatizaciji postojećeg
objekta uz odgovarajuću prateću
regulativu.
Literatura
1. Anđelković M. (1986):
Geodinamički procesi i stratigrafskopaleogeografski razvoj oligocenskih
i miocenskih slatkovodnih basena
središnje i zapadne Srbije, Geološki
anali Balkanskoga poluostrva, knj.
L; Geološki zavod univerziteta u
Beogradu, Beograd, 1-74
2. Anđelković M. i Anđelković J.
(1996): Tektonsko-paleogeografskostratigrafski ciklusi u tercijaru
Srbije; Geološki anali Balkanskoga
poluostrva; knj. LX, sveska 1;
Geološki zavod univerziteta u
Beogradu, Beograd, 1-22.
3. Barjaktarović D. (2004): Analiza
potencijalnosti Sjeničko-štavaljskog
ugljonosnog basena-zapadno poljesrednji i južni deo, Studija, FSD
Geozavod Gemini, Beograd
4. Grubić A.(1967): Generalni
tektonski sklop Dinarida, VIII
kongres Karpatsko-balkanske
geološke asocijacije, Vodič
ekskurzije, Geološki problemi
Dinarida, Beograd.
5. Grupa autora (1997): Elaborat o
rezervama uglja ležišta Centralno
polje-rudnik Štavalj, TekonTehnokonsalting, Beograd.
6. Grupa autora (1988): Projekat
geoloških i hidrogeoloških
istraživanja uglja u sjeničkom
basenu za period 1989-1995 god.,
[166]
RO Ugaljprojekt za projektovanje i
inženjering; Beograd.
7. Đorđević Ž.(1965): Geologija
ugljeva, Geologija kaustobiolita,
knj. III i IV, Posebna izdanja, Zavod
za geološka i geofizička istraživanja
i Savezni geološki zavod, knj.14,
Beograd,1-376.
8. Marović M., Krstić N., Stanić S.,
Cvetković V. i Petrović M. (1999):
Evolucija neogenih sedimentacionih
prostora centralnih delova
Balkanskog poluostrva; Radovi
Geoinstituta, knj. 36, Geoinstitut
Beograd, 25-94.
9. Nikolić P. i Dimitrijević D.(1980):
Ugalj - kvalitativno kvantitativna
svojstva ugljeva i njihova uloga u
procesu prerade i upotrebe ugljeva,
Monografija 19, Univerzitet u
Beogradu, Beograd,1-267.
10. Nikolić P. i Dimitrijević D.(1981):
Ugalj Jugoslavije, Univerzitet u
Beogradu, Zavod za udžbenike i
nastavna sredstva, Monografija 20,
Beograd, 1-417.
11. Nikolić P. i Dimitrijević D.(1996):
Međusobna uslovljenost razvoja
energetike i potencijalnosti
mrkog uglja u Srbiji, RGF,
Institut za regionalnu geologiju i
paleontologiju, Beogrsd, 2-232.
12. Nikolić P. i Pantić R. (1997):
Sirovinski potencijal i mogući
razvoj ugljarstva Srbije,
monografija, Nauka, Beograd,
1-248.
13. Novković M.(1983): Geološko
tektonske i ekonomske
karakteristike ugljonosnih polja
u sjeničkom neogenom basenu,
Zavod za geološka i geofizička
istraživanja, Vesnik, knjiga HLI,
serija A, Beograd, 88-125.
14. Obradović J i Vasić N.(2007):
Jezerski baseni u neogenu srbije,
SANU, posebna izdanja, knjiga
DCLXII, odeljenje za matematiku,
fiziku i geo-nauku, knj. 3, Beograd,
1-310.
15. Pantić N. i Nikolić P.(1973): Ugalj,
Univerzitet u Beogradu, Naučna
knjiga, Beograd, 1-563.
16. Podgajni O.(1992): Petrologija
kaustobiolita, Beopres, Beograd,
1-177.
17. Cvetičanin R.(1972): Geologija
ugljeva, Skripta, RGF, Beograd,1219.
18. Cvetković D. i dr. (1988): Elaborat
o rezervama uglja Rudnika
Štavanj-zapadno polje (srednji
i južni blok), RO Ugaljprojekt
za projektovanje i inženjering,
Beograd
energija
Zdravko N. Milovanovi}
Univerzitet u Banjoj Luci, Mašinski fakultet Banja Luka
Dragan Jeremi}
RiTE Gacko, Gacko
Svetlana Dumonji}-Milovanovi}
Partner inženjering doo Banja Luka
UDC:622.013 : 621.311.22.001.6 (497.15)
Strategija razvoja
energetskog basena Gacko
- stanje i mogući pravci Rezime
Prikaz projektnih rešenja eksploatacije uglja u Gatačkom ugljenom basenu posmatran je kroz važeća projektna rešenja
za PK “Gračanica”, sa aspekta razvoja idejnih rješenja za novu TE “Gacko II”. Kod ograničenja Površinskog kopa
„Gračanica” vođeno je računa da se zahvate što veće geološke rezerve, kako po pružanju tako i po padu sloja. Površinski
kop “Gračanica” se trenutno nalazi u završnoj fazi rada, ili bolje reći u fazi zatvaranja. Evidentan je i zaostatak u
proizvodnji otkrivke, što dodatno optrećuje troškove proizvodnje u zadnjim godinama rada kopa. Preostale bilansne rezerve
uglja na PK “Gračanica” obezbeđuje rad TE Gacko I u naredne 2,5 godine. S druge strane, raspoloživi resursi uglja u
Gatačkom ugljenom basenu na današnjem stepenu istraženosti odgovaraju toplotnom potencijalu od oko 3.380.000 x 106
kJ za površinsku eksploataciju, što omogućuje rad novog bloka. Kako raniji projekat TE Gacko II, sa instalisanom snagom
od 300 MW nije realizovan, urađeno je nekoliko varijantnih rješenja za TE Gacko II, koje prati i određena dinamika
razvoja rudarskog kompleksa (otvaranje novog površinskog kopa „Gacko” i kamenoloma „Ponikve”. Ova rješenja
podrazumijevaju i produženje radnog vijeka postojeće termoelektrane za narednih 7 do 15 godina (zavisno od odabrane
koncepcije razvoja). Preduslov za otvaranje Površinskog kopa „Gacko” je izmještanje rijeka Gračanice i Mušnice, čiji
se prirodni tokovi nalaze u eksploatacionoj zoni kopa. U okviru ovog rada dat je pregled dosadašnjih rješenja i rezultati
optimizacije izbora buduće koncepcije razvoja energetskog basena Gacko.
Ključne riječi: strategija, energetski basen, R i TE Gacko, stanje, pravci razvoja, optimizacija
The strategy for development of energy basin Gacko - conditions and the possible direction
Detail of design solutions for exploitation of coal in Gacko coal basin has been looked at through existing design solutions
for SM “Gracanica”, from the aspect of preliminary solution development for the new TPP “Gacko II”. Defining
limitations of the mine “Gracanica” is calculated to cover as many geological reserves as possible, both through surface
area and depth of the layer. Surface mine “Gracanica” is currently in the final stage of operations or closing phase. The
drop in production of overburden is evident, and this additionally stresses the costs of production in recent years in this
mine. Remaining balance of coal reserves on SM “Gracanica” provides production in TPP Gacko I in the next 2,5 years.
On the other hand, available coal resources in Gacko coal basin ensure heath potential of around 3.380.000 x 106 kJ for
surface exploitation, which allows work of the new block, and these are according to up to date survey. Considering that
the previous project for TPP Gacko II, with installed power of 300 MW has not been realised, number of other solutions
for TPP Gacko II have been completed, and these are followed by certain dynamic for development of mining complex
(opening of the new pit “Gacko” and stone quarry “Ponikve”. These solutions also consider extension of working life
time of existing Thermal Power Plant for the next 7 to 15 years (depending on chosen development concept). Precondition
for initiation of surface mine pit “Gacko” is dislocation of the river Gracanice and Musnice, whose natural course is in the
exploitation zone of the mine. This paper includes overview of all given solutions and the result of optimisation for future
development concept for energy basin Gacko.
Key words: strategy, energy basin, M and TPP Gacko, condition, direction of development, optimisation
1. Uvod
U cilju maksimalno efektivnog
korišćenja prirodnih energetskih
resursa i potencijala energetskog
sektora Republike Srpske, do 2020.
godine urađena je u okviru studije
energetskog sektora u BiH i djelimično
data energetska strategija Republike
Srpske, [1, 2]. Takođe, u formi
nacrta dostavljen je dio plana razvoja
energetike Republike Srpske, vezan
za karakteristike i stanje energetike u
Republici Srpskoj, [3]. Ovi dokumenti
nisu službeno verifikovani od strane
[167]
nadležnih institucija Republike
Srpske. Strateška opredelenja,
definisana u ovoj dokumentaciji,
su podrazumijevala: pouzdano
snabdijevanje električnom energijom,
očuvanje cjelovitosti energetskog
sistema na nivou BiH i integraciju
energija
sa okolnim zemljama, podizanja
stepena korisnosti i obezbjeđivanje
održivog razvoja elektroenergetike
na bazi novih (savremenih)
tehnologija, kao i ublažavanje
negativnog uticaja postrojenja na
životnu sredinu. U okviru svih
ovih dokumenata predviđeno je i
produženje radnog vijeka postojećih
kapaciteta termoelektrana u Republici
Srpskoj (RiTE Ugljevik i RiTE
Gacko). S obzirom da se strategija
zadovoljenja potreba za električnom
energijom u velikom obimu oslanja na
revitalizovane kapacitete, uspješnost
revitalizacije postaje strateški važno po
pouzdanost snabdijevanja električnom
energijom Republike Srpske, kao i
same BiH u cjelini.
Nezaobilazan dio radnog ciklusa
predstavlja rekonstrukcija i
modernizacija tehničkih sistema,
odnosno postupak produženja
njihovog radnog vijeka, uz dodatno
poboljšanje tehničko tehnološke,
ekonomske i ekološke prihvatljivosti.
Ovaj postupak je po svojoj strukturi
izuzetno kompleksan i često se poredi
sa rangom realizacije novog tehničkog
objekta. Sam proces planiranja i
sprovođenja procesa produženja
radnog vijeka i same eksploatacije
postrojenja u okviru razmatranog
sistema, realizuje se sa ciljem
dostizanja visokog nivoa pogonske
pouzdanosti (raspoloživosti), što
podrazumijeva definisanje i otkrivanje
mogućih izvora za pojavu otkaza
sistema. Pri tome se moraju definisati
i mjere za otklanjanje i ublažavanje
njihovih efekata, a kao kriterijum se
najčešće koristi ekonomski kriterijum.
Ovakav sistemski i sveobuhvatni
pristup na tehničkom objektu ili
postrojenju, predstavlja nezaobilazan
i logičan proces u radnom vijeku
objekta.
2. Postoje}e stanje na
energetskom basenu Gacko
Projektna rješenja eksploatacije uglja
u Gatačkom ugljenom basenu treba
posmjatrati kroz važeća projektna
rešenja za PK “Gračanica”, sa aspekta
razvoja idejnih rješenja za novu
TE “Gacko II”. Kod ograničenja
Površinskog kopa „Gračanica” vođeno
je računa da se zahvate što veće
geološke rezerve, kako po pružanju
tako i po padu sloja. Površinski kop
“Gračanica” se trenutno nalazi u
završnoj fazi rada, ili bolje reći u fazi
zatvaranja. Evidentan je i zaostatak
u proizvodnji otkrivke, što dodatno
optrećuje troškove proizvodnje
u zadnjim godinama rada kopa.
Eksploatacija uglja u Gatačkom
ugljenom basenu datira još od 1954.
Slika 1 Položaj R i TE Gacko i planirane lokacije TE Gacko II sa pomoćnim
objektima
[168]
godine, kada je otvoren Površinski
kop „Vrbica” na izdancima glavnog
ugljenog sloja. Ozbiljna eksploatacija
uglja u basenu je vezana za otvaranje
PK „Gračanica”, na prostoru Zapadnog
eksploatacionog polja 1982. godine.
U proteklih 25. godina ostvarena je
proizvodnja od oko 39 mil. tona uglja i
74 mil. m3 otkrivke.
Kako raniji projekat TE Gacko II,
sa instalisanom snagom od 300 MW
nije realizovan, urađeno je nekoliko
varijantnih rješenja za TE Gacko II,
koje prati i određena dinamika razvoja
rudarskog kompleksa (otvaranje
novog površinskog kopa “Gacko” i
kamenoloma “Ponikve”). Ova rješenja
podrazumijevaju i produženje radnog
vijeka postojeće termoelektrane za
narednih 7 do 15 godina (zavisno od
odabrane koncepcije razvoja).
TE Gacko je puštena u pogon 1983.
godine, sa instalisanom snagom od
300 MW (na generatoru), tj. 275
MW (na pragu elektrane). Pri tome,
raspoloživa snaga iznosi 255 MW (na
generatoru), tj. 237 MW (na pragu
elektrane), sa tehničkim minimumom
koji iznosi 200 MW (generator), tj.
185 MW (prag elektrane). Očekivana
godišnja proizvodnja je oko 1500
GWh, godišnji broj sati rada je 6500.
Prosječna ostvarena proizvodnja
do 2008. godine iznosi oko 950
GWh ili 4500 sati rada godišnje.
Godišnja potrošnja goriva je oko 2,0
miliona tona uglja i 3,3 tone mazuta.
Kapacitet rudnika, iz koga se elektrana
snabdijeva je 2,1 miliona t/god (PK
Gracanica), pri čemu rezerve u PK
Gracanica iznose oko 5 miliona tona,
te je potrebno ulaganje u otvaranje
novog rudnika (trenutno se radi Studija
razvoja energetskog basena Gacko,
koja podrazumeva snabdijevanje
gorivom u produženom vijeku TE
Gacko do 2030. godine i otvaranje
novog bloka (optimalan izbor jedne
od varijanti: varijanta sa 1x330 MW,
varijanta sa 2x330 MW i varijanta
sa 2x250 MW). Pošto se površinski
kop Gračanica trenutno nalazi u
završnoj fazi rada, ili bolje reći u fazi
zatvaranja, neophodno je pristupiti
otvaranju površinskog kopa Gacko.
Preduslov za otavaranje Površinskog
kopa Gacko je izmještanje rijeka
Gračanice i Mušnice, čiji se prirodni
tokovi nalaze u eksploatacionoj
zoni kopa. Evidentan je i zaostatak
u proizvodnji otkrivke, što dodatno
optrećuje troškove proizvodnje u
zadnjim godinama rada kopa. Preostale
bilansne rezerve uglja na PK Gračanica
iznose 5,2 Mt, što uz projektovani
eksploatacioni gubitak od 4%,
energija
Slika 2 Procentualno učešće pojedinih
proizvodnih objekata u ukupnoj
proizvodnji električne energije u
Republici Srpskoj u 2007.
obezbjeđuje rad TE Gacko I u naredne
2,5 godine. Prosječna ogrijevna
vrijednost goriva (uglja) je 8100 kJ/kg,
a specifična potrošnja toplote 11040 kJ/
kWh na generatoru i 11520 kJ/kWh na
pragu. Trajanje planiranog godišnjeg
održavanja je 45 dana za redovni
remont, odnosno 80 do 90 dana za
kapitalni remont. Projektovani vijek
trajanja termoelektrane je 200000
radnih časova. Kako je jedinica bila
u pogonu oko 118000 radnih časova
zaključno sa 2008. godinom, teoretski,
preostali vijek trajanja većine opreme
je još oko 82000 radnih časova, tj. oko
12 godina. Međutim, zbog operativnih
problema u prošlosti, realan preostali
vek trajanja može biti značajno kraći.
TE Gacko I nikada do sada nije
ostvarila nominalnu snagu najviše
iz razloga odstupanja ostvarenog
kvaliteta uglja (prosjek oko 8000 kJ/
kg) u odnosu na projektovani kvalitet
(DTM 10300 kJ/kg). U dva navrata su
urađene rekonstrukcije kotla i to 1989.
i 2004. godine, čime je maksimalna
raspoloživa snaga TE povećana na
252 MW. TE je do sada ostvarila
veliki broj zastoja (690) najviše zbog
pucanja cijevi na kotlu, ali i zbog
isključenja sa mreže (naročito izraženo
u periodu 1996. do 2004. godine, do
uspostavljanja jedinstvenog elektro
prenosnog sistema), što je značajno
uticalo na sniženje životnog vijeka
bloka.
Ograničavajući faktor za dalji rad
TE Gacko I je zadovoljavanje
ekoloških normi i revitalizacioni
zahvati na produženju životnog
vijeka postrojenja. Prema
zakonskoj regulativi za postojeće
termoenergetske objekte, granične
vrijednosti emisije određene su u
ekološkoj saglasnosti, koju je izdalo
Ministarstvo nadležno za ekologiju.
U dozvoli su definisane mjere i
aktivnosti u cilju redukcije emisije iz
TE Gacko I, primjenom
najbolje raspoloživih BATtehnologija. Prema ugovoru
o formiranju energetske
zajednice JI Evrope, čiji
je potpisnik i Bosna i
Hercegovina, definisano
je da se Direktiva EU
br. 2001/ 80 EC, kojom
se određuju granične
vrijednosti emisija za
postojeće termoenergetske
objekte, primjenjuje
od 01.01.2018. godine.
Primjena ovih kriterija
za TE Gacko znači da je
potrebno sniziti emisiju
SO2 sa sadašnjih 10002000 na 400 mg/Nm3, kao i NOx sa
sadašnjih 500-700 na 400 mg/Nm3.
Raspoloživi resursi uglja u Gatačkom
ugljenom basenu na današnjem stepenu
istraženosti odgovaraju toplotnom
potencijalu od oko 3.380.000 x 106
kJ za površinsku eksploataciju, što
omogućava rad dodatnog novog bloka.
Još u fazi projektovanja i izgradnje TE
Gacko I, bila je planiranja izgradnja
još tri termoenergetska bloka snage
300 MW i otavaranje PK „Gacko”,
slika 1. Projekat TE Gacko II od 300
MW nije realizovan u proteklom
periodu, te je plan izgradnje novog
bloka započet sa izabranim strateškim
partnerom ČEZ-om praktično bilo
ostvarenje originalnog idejnog projekta
proširenja kapaciteta energetskog
kompleksa Gacko. U međuvremenu je
došlo do zastoja u realizaciji projekta
dogovorenog sa ČEZ-om (koncepcija
2x330 MW, uz rekonstrukciju
postojećeg bloka i dvije varijante
rada postojećeg bloka), sa dosta
neizvjesnom sudbinom oko njegovog
nastavka (proces arbitraže), pri čemu je
RiTE Gacko stavljeno u veoma težak
položaj oko nastavka kontinuiteta
proizvodnje i na postojećem bloku.
Sva ova rješenja podrazumijevala
su i produženje radnog vijeka
postojeće termoelektrane za narednih
7 do 15 godina (zavisno od odabrane
koncepcije razvoja). Na osnovu
njih, po unaprijed određenim
kriterijumima, neophodno je izvršiti
dodatnu optimizaciju za izbor buduće
koncepcije razvoja energetskog basena
Gacko, odnosno neophodno je strateški
planirati razvoj energetskog basena
Gacko.
Da bi se pravilno procijenila uloga TE
Gacko I u okviru produženog radnog
vijeka, neophodno je sagledati njen
udio u današnjoj proizvodnji električne
energije, sagledati buduće potrebe, kao
i njenu ulogu u budućoj proizvodnji.
[169]
Trenutna struktura pojedinih
proizvodnih objekata u ukupnoj
proizvodnji električne energije u
Republici Srpskoj pokazana je na slici
2, [1]. Trenutno, u ukupnoj proizvodnji
električne energije termoenergetska
postrojenja RiTE “Ugljevik I” i RiTE
“Gacko I” učestvuju sa 54%.
3. Kriteriji za optimizaciju za
izbor najpovoljnije varijante
razvoja
Nova termoelektrana terba da
obezbijedi u skladu sa Mrežnim
kodom, sljedeće servise podrške:
primarna kontrola frekvencije,
sekundarna kontrola aktivne snage,
tercijalna kontrola aktivne snage,
varijacije snage (opseg će biti
postavljen u osnovni projekat),
redukcija snage (opseg će biti
postavljen u osnovni projekat), kao i
mogućnost ostrvskog rada. Pri tome,
uslovi za priključenje termoelektrane
na prenosnu mrežu biće detaljno
specificirani tokom pregovora sa
Operatorom mreže (NOS Sarajevo) u
Ugovoru za priključenje.
Takođe, nova termoelektrana treba
ispuniti uobičajene zahtjeve za rad
modernih termoelektrana ovog tipa
na mreži:
blok će moći da radi u opsegu
95% do 105% od nominalnog
napona i u opsegu frekvencije od
48,5 do 50,5 Hz;
blok će moći da obavlja funkciju na
lokalnom nivou (zahtjevano trajanje
ovakvog
načina rada biće određeno uslovima
Operatora mreže u osnovnom
projektu);
blok će biti opremljena zaštitom
od nestabilnog rada, npr. zaštita
frekvencije i
napona, zaštita od preopterećenja,
automatska isključenja, stabilizator
pobude, itd.
Nova termoelektrana mora da radi
pouzdano prilikom standardnog
funkcionisanja u opsegu od 50% do
100% nominalnog opterećenja, ali i
pri ostalim nestacionarnoim režimima
rada: pokretanje (pouzdan i bezbjedan
start bloka iz raznih toplotnih stanja),
zaustavljanje pod standardnim
uslovima, zaustavljanje sa napajanjem
iz rezervnog izvora, zaustavljanje
određene opreme sa napajanjem iz
izvora za havarijske situacije, ostrvski
rad, rad samo za potrebe pogona, kao i
održavanje.
Pri tome, za pojedine objekte iz
projekta Gacko planirani su slijedeći
funkcionalni tehnički i vremenski
zahtjevi, koje je neophodno ispuniti.
energija
3.1. TE Gacko I
U slučaju termoelektrane Gacko
I, rezultati detaljnije analize su
pokazali da su osnovni uzročnici
pada pouzdanosti i raspoloživosti
plafonski pregrejači ZPP, iz sljedećih
razloga [8,10]: pojave prslina
na ubodima komora pregrejača
parnog kotla, kratkotrajna termička
pregrevanja, prsline na vešaljkama
petlji (konstruktivni deo pregrejača),
dugotrajna termička pregrevanja,
interkristalna korozija, kao i
začepljenja cijevi koja su se javila
2007. godine. Problemi koje je služba
održavanja imala, u odnosu na ovaj
podsistem parnog kotla, obuhvatali
su određena pitanja, kao što su:
procjena stanja materijala cijevi, uzroci
njihove deformacija, prisustvo taloga,
rešavanje određenih konstrukcionih
problema, kao što je cijevni ubod u
komoru i slično.
Predlozi mogućih rešenja tehnoloških
problema, koji su izazavali pad
pouzdanosti i raspoloživosti na
RiTE Gacko I, trebaju ići u pravcu
rješenja promjene načina organizacije
sagorijevanja, kao i posljedica vezanih
za to pitanje: dogradnje dodatnog
sistema novog efikasnijeg obduvavanja
u odnosu na postojeći sistem,
smanjenja temperature na izlazu iz
ložišta, izjednačavanja toplotnog
opterećenja pri puštanju kotla u pogon
i poboljšanja režima sagorevanja.
Pri izboru najboljeg koncepta za dalje
funkcionisanje TE Gacko I moraju se
uzeti u obzir slijedeći zahtjevi:
- poboljšanje tehničkih parametara
postojeće jedinice, funkcionisanje
u okviru ograničenja vezanih za
zakonske obaveze prema životnoj
sredini predviđenih postojećim
zakonima do kraja 2017. godine
i ispunjenje standarda Evropske
Unije o emisiji poslije 2017. godine
(odsumporavanje i denitrifikacija),
- korišćenje adekvatnog postupka
odsumporavanja za TE Gacko I,
- optimalno korišćenje opreme u
dužem vremenskom periodu,
- koja se koristi za blok I (sistem
sirovih voda, kanalizacioni sistem,
sistem pitke vode, postrojenje za
tretiranja otpadnih voda, itd.),
- povećanje pouzdanosti
funkcionisanja postrojenja
TE Gacko I.
U cilju produženja životnog vijeka
bloka TE Gacko I potrebno je izvršiti
i zamjenu cijevnog sisitema i ostalih
vitalnih dijelova postrojenja za rad do
2030 godine, tj. ostvarenje dodatnih
135000 sati (ukupno oko 250000
radnih sati) u vrijedosti investicije od
oko 150 mil. EUR.
3.2. TE Gacko II
Pri izboru najboljeg koncepta daljeg
funkcionisanja razmotreni su slijedeći
zahtjevi i kriterijumi:
- ukupna izlazna snaga sa TE Gacko I u
granicama 600 - 700 MW,
- snadbijevanje mreže elekričnom
energijom preko dalekovoda 400
kV “TE Gacko - RP Mostar 4”
i dalekovoda “TE Gacko - RP
Trebinje” i povezivanje sa 100 kV
postrojenjem termoelektrane za
pomoćno napajanje,
- snabdijevanje električnom energijom
novog postrojenja zajedničke
potrošnje 35 kV za snabdijevanje PK
Gacko,
- projektovani vijek trajanja nove TE
od minimalno 35 godina,
- građevinsko-tehnička rješenja
će omogućiti kooperaciju nove i
postojeće jedinice,
- optimalno rješenje za snabdijevanje
lignitom iz rudnika PK Gacko,
granice emisije u skladu sa Evropskim
standardima sa najbolje raspoloživim
tehnologijama (BAT- tehnologije),
- rashladni toranj će se koristiti kao
dimnjak za izlazne gasove, smanjenje
potrošnje sirove vode i ukupnih
količina otpadnih voda,
- optimalna efikasnost jedinice s
obzirom na veličinu jedinice i
trenutno stanje na tržištu,
- optimalno korišćenje visoko
kvalitetnih dokazanih tehonlogija,
- povećanje pouzdanosti postrojenja
i raspoloživosti pod ekonomski
prihvatljivim uslovima,
- mogućnost toplifikacije opštine
Gacko u budućnosti,
- korišćenje postojeće lokacije za
izgradnju nove termoelektrane.
S obzirom na ekonomski isplative
rezerve uglja na PK Gacko, moguća
je izgradnja još jedne termoelektrane
- Gacko III, instalisane snage 300 do
330 MW, sa eksploatacionim vijekom
od 35 godina. Optimalno vrijeme
izgradnje TE Gacko III je u periodu
2025-2030. godine, kako bi se ostvario
kontinuitet proizvodnje iz gatačkog
energetskog basena sa dva energetska
bloka (planirano je da TE Gacko
I, nakon obavljene rekonstrukcije,
revitalizacije i modernizacije, prestane
sa radom 2030. godine).
3.3. Rudnik PK Gacko
Pri izboru koncepta za otvaranje
rudnika PK Gacko, uzeti su u obzir
slijedeći zahtjevi i kriterijumi:
[170]
- sigurna, pouzdana i ekonomična
proizvodnja uglja, koja osigurava
potrošnju u termoelektranama Gacko
I i Gacko II, kao i u eventualnoj TE
Gacko III,
- rudarski proces, koji osigurava
mogućnost nastavka eksploatacije
preostalog uglja nakon eksploatacije
za potrebe TE Gacko I i II,
- optimalan kvalitet uglja, kako bi se
osiguralo nesmatano funkcionisanje
Termoelektrane,
- optimalno i ekonomično
funkcionisanje rudarske tehnologije,
- siguran rad rudnika PK Gacko sa
hidrološkog aspekta.
3.4. Kamenolom kre~njaka Ponikve
Ovaj kamenolom treba da
obezbijedi sigurnu, pouzdanu i
ekonomičnu proizvodnju krečnjaka
za namjenu izgradnje puteva za
PK Gacko, kao i eventualno za
namjenu odsumporavanja dimnih
gasova. Namjena korišćenja u vezi
odsumporavanja biće riješena nakon
izvođenja rezultata istražnih radova o
mogućnosti korišćenja jalovine iz PK
Gacko u istu svrhu.
4. Optimizacija i izbor
najpovoljnije varijante razvoja
Nakon sprovedene analize svih
dosadašnjih rješenja, na osnovu datih
kriterijuma i dosadašnjeg stepena
razvoja energetskog basena Gacko,
izabrana je koncepcija TE Gacko II,
čije su opšte tehničko-tehnološke
karakteristike date u okviru tabele 1.
Zagarantovani gornji nivo zagađenja
vazduha iz TE Gacko II zadovoljava
sljedeće uslove:
- NOx
< 150 mg/Nm3;
- CO
< 200 mg/Nm3;
- SO2
< 200 mg/Nm3;
- čvrste materije
< 20 mg/Nm3.
Ovaj nivo emisije se odnosi na
normalne uslove od 101,32 kPa i 0ºC,
suv gas i sadržaj O2=6%. Treba istaći,
da su navedene granične vrijednosti
su u skladu sa zakonodavstvom EU i
strožije su od mjera koje su definisane
legislativom Republike Srpske za nova
termoenergetska postrojenja.
Odabrani način sagorijevanja u TE
Gacko II je sagorijevanje u fluidnom
sloju. Odabrani sistem hlađenja je
direktni zatvoreni rashladni sistem
hlađenja. Tretman pepela i šljake
koji je prihvaćen je takav da će
se sva otpadna voda koristiti za
vlaženje pepela i šljake koji će
biti transportovani i deponovani u
površinski kop rudnika. Prihvaćeni
energija
Tabela 1 Opšte tehničko-tehnološke karakteristike TE Gacko II
način tretmana dimnih gasova je
kroz realizaciju primarnih mjera
(CFB proces sagorijevanja sa niskom
temperaturom u ložištu od maksimalno
850°C), kao i sekundarnih mjera
kroz odsumporavanje dimnih gasova
(prirodno odsumporavanje u CFB,
fluidnom kotlu, plus dodatak krečnjaka
za suvi proces odsumporavanja).
Na osnovu tehno-ekonomske analize
i analize alternativa sa aspekta zaštite
životne sredine odabraće se optimalni
tehnološki postupci na nivou idejnog
rješenja.
krajnje zapadne strane prema istoku pri
čemu će se odlaganje u prvoj fazi vršiti
na spoljašnja i unutrašnja odlagališta
Površinskog kopa “Gračanica”. Po
završetku eksploatacije na prostoru
centralnog eksploatacionog polja,
otkrivka će se odlagati na unutrašnje
odlagalište, a zatim na Spoljašnje
odlagalište “Kula”. To omogućava da
preostali dijelovi kopa ostanu otvoreni
i spremni za nastavak eksploatacije
i nakon 2050. godine, s obzirom na
rezerve uglja od oko 270 Mt.
5. Dinamika realizacije
projekta razvoja energetskog
basena Gacko
Raspoloživi resursi uglja u Gatačkom
ugljenom basenu na današnjem stepenu
istraženosti odgovaraju toplotnom
potencijalu od oko 3.380.000 x 106
kJ za površinsku eksploataciju, što
omogućuje rad novog bloka. Kako
raniji projekat TE Gacko II, sa
instalisanom snagom od 300 MW
nije realizovan, urađeno je nekoliko
varijantnih rješenja za TE Gacko II,
koje prati i određena dinamika razvoja
rudarskog kompleksa (otvaranje
novog površinskog kopa „Gacko” i
kamenoloma „Ponikve”. Ova rješenja
podrazumijevaju i produženje radnog
vijeka postojeće termoelektrane za
narednih 7 do 15 godina (zavisno
od odabrane koncepcije razvoja).
Preduslov za otvaranje Površinskog
kopa „Gacko” je izmještanje rijeka
Gračanice i Mušnice, čiji se prirodni
tokovi nalaze u eksploatacionoj zoni
kopa. U okviru ovog rada dat je
pregled dosadašnjih rješenja i rezultati
optimizacije izbora buduće koncepcije
razvoja energetskog basena Gacko.
Izgradnjom PK “Gacko” i TE
Gacko II, energetski potencijal
Gatačkog basena bi bio zaokružen
na proizvodača termoenergije snage
od 300 + 330 MW što obezbjeđuje
nezavisnost Republike Srpske u
energetskom smislu, povećanje
ekonomske sposobnosti zemlje,
S obzirom da je planirana izgradnja
termoenergetskog bloka snage 330
MW, sa radnim vijekom do 2050.
godine, razvoj rudnika podrazumijeva
eksploataciju: 130 mil t uglja i 470
mil m3 otkrivke uz koeficijent otkrivke
3.617 m3/t. Za eventualnu izgradnju
TE Gacko III preostaju dovoljne
količine uglja (ekonomski isplativog
za eksploataciju) za cijeli životni vijek
bloka.
Okonturenje površinskog kopa sa
sjeverne strane (do grada) je izvršeno u
skladu sa ranije odobrenim granicama
eksploatacionog polja i urbanističkim
planom, što je praktično potrvdila i
Skupština Opštine Gacko, kada je
na sjednici SO održanoj 28.12.2007.
godine donijela Odluku o pristupanju
izradi regulacionog plana “Rudnik i
Termoelektrana Gacko”.
S druge strane, na Površinskom
kopu “Gacko” će biti primijenjena
diskontinuirana tehnologija selektivnog
otkopavanja uglja, a na proizvodnji
otkrivke će biti primijenjena i
kontinualna i diskontinualna
tehnologija eksploatacije. Dinamikom
eksploatacije planirano je da otvaranje
i razvoj površinskog kopa idu sa
6. Zaklju~ak
[171]
pouzdano snabdijevanje potrošača
električnom energijom, zapošljavanje
radne snage, dinamičko povećanje
privrednog razvoja u cjelini, itd.
Pored navedene ekonomske
opravdanosti projekta, značajne su i
društvene koristi koje bi se ostvarivale
od ovog projekta uključujući
ekonomski razvoj Gatačkog kraja i
okoline, povećanje broja zaposlenih,
uticaj na povećanje proračunskih
prihoda kroz plaćanje poreza i
doprinosa, utiecaj na povećanje bruto
društvenog proizvoda kroz povećanu
ličnu potrošnju (neto plate radnika i
podizvođača), mogućnost investiranja
u prateće projekte gdje bi se korisitli
otpadni pepeo, šljaka i toplota,
javnu potrošnju (porezi i doprinosi)
i investicije, osiguranje energetske
stabilnosti Republike Srpske.
Dobijeni rezultati na osnovu
sprovedene Benefit-Cost analize i
analize osjetljivosti dobijenih rezultata
daju nam za pravo da se aktivnosti
na ovom projektu nastave. Na kraju
napominjemo, da je ekonomska
isplativost realizacije projekta
uslovljena je rješenjem sljedećih
uslova: problem CO2 dozvola za
proizvodnju električne energije iz TE
Gacko II, kao i finansijska konstrukcija
i način organizacije za realizaciju
projekta.
Literatura
1. Studija energetskog sektora u BiH,
Modul 2 – Potrošnja električne
energije, ESSBIH, Treći projekat
obnove EES, Bosna i Hercegovina,
2007. , 140 str.
2. Studija energetskog sektora u BiH,
Modul 3 – Proizvodnja električne
energije, ESSBIH, Treći projekat
obnove EES, Bosna i Hercegovina,
2007. , 148 str.
3. Plan razvoja energetike Republike
Srpske - Karakteristike i stanje
energetike u Republici Srpskoj,
Nacrt, Zagreb/Banja Luka, Hrvoje
Požar Zagreb i Ekonomski institut
Banja Luka, 2009.
4. Milovanović Z., Smajević I.:
Thermo-Energy Potential of Bosnia
and Herzegovina - Today and
Projections for the Future, Academy
of Sciences and Arts of BiH,
Scientific Cooloquium „Decision
Making Principles in Building of
Electric Power Sources, Sarajevo,
March 27-28, 2008.
energija
5. Plan investicija ZP RiTE Gacko
d.o.o. za period 2009-2011. god.,
RiTE Gacko, 2009.
6. Studija izvodljivosti razvoja
energetskog basena Gacko,sa
prilozima (radni dokumenti),
ČEZ&NERS, 2008.
7. Glavni rudarski projekat PK
Gračanica, Institut za rudarska
istraživanja, Tuzla, 1978.
8. Tehnički izvještaj o ispitivanju
bloka 300MW TE Gacko I, Institut
Vinča, Beograd, 2006.
9. Dopunski rudarski projekat
Površinskog kopa “Gračanica”
Gacko do kraja eksploatacije Projekat zatvaranja kopa, Centar za
površinsku eksploataciju, Beograd,
2006.
10. Tehnički izvještaj o ispitivanju
jedinice od 300 MW u TE Gacko I
poslije generalnog remonta u 2007.
god., ORGREZ, a.s., Odjeljenje za
Termalni inžinjering, 2008.
11. Studija izbora lokacije druge faze
rudnika Gacko, Rudarsko geološki
institut, Tuzla, 1988.
12. Elaborat o klasifikaciji,
kategorizaciji i proračunu rezervi
uglja u ležištu “Gacko” sa stanjem
31.12.2007. godine, Geozavod,
Zvornik, 2004.
Milinko Ko{anin, dipl.in`.rud.
Dragomir Ze~evi}, dipl.in`.rud.
Milan Popovi}, dipl.in`.rud.
JP PEU, Ibarski rudnici kamenog uglja – Baljevac
UDC:622.766 : 504.06 (497.11)
Uticaj rudničkih voda iz
ibarskih rudnika kamenog
uglja na životnu sredinu
Rezime
Prilikom podzemne eksploatacije kamenog uglja u Ibarskim rudnicima u vodotok
Ibra dospeva jamska voda i voda iz tehnološkog procesa separiranja uglja.
Proces separiranja uglja je zasnovan na principu pliva–tone sa magnetitom kao
suspenzoidom. U ovom radu je prikazan uticaj ovih rudničkih voda na životnu
sredinu.
Ključne reči: voda, životna sredina
Abstract
On the occasion of underground exploitation quarry coal from Ibarskies mines
from water current Ibar overdue hole water and water from tehnological process
separate coal. Litigation separate coal had based over doctrine fleet-down
magnetite for suspension. Herein paper had shown influence these mines waters
over living core.
Key words: water, living core
1. Uvod
Ibarski rudnici kamenog uglja bave se
eksploatacijom uglja više oosamdeset
godina u ležištima Jarando, Ušće,
Tadenje-Progorelica. Eksploatacija
uglja u ležištu Ušće je zbog
iscrpljenosti rezervi završena.
Rudarsko-geološki radovi se sada
izvode na:
- ležištu uglja Jarando, podzemna
eksploatacija,
- ležištu Tadenje, podzemna i
površinska eksploatacija,
- ležištu Progorelica, površinska
eksploatacija, otkopavanje
industriskog uzorka i pripremni
radovi za otvaranje rudnka.
Rovni ugalj iz ležišta Jarando i Ušće
je do 1963. godine suvo klasiran po
krupnoći u klasirnicama koje su bile u
Baljevcu i Ušću. Izdvojena jalovina je
deponovana na jalovištima u Baljevcu
i Ušću.
Zaoštravanjem zahteva tržišta u
pogledu kvaliteta uglja, krajem
[172]
pedesetih godina ukazala potreba da
se čišćenje uglja vrši na kvalitetniji
način. Zato je u periodu od 1960.
godine do 1963.godine izgradjena
separacija uglja u Piskanji-Baljevac.
Prilikom izgradnje separacije
izgradjeno je jalovište. Za preradu
jalovine iz separacije je 1974. godine
izgrađena fabrika za proizvodnju
građevinskih elemenata od rudničke
šljake.
2. Prerada, asortimani i
kvalitet uglja
Opis tehnologije čišćenja uglja
Rovni ugalj iz rudnika, dopremljen
vazdušnom žičarom, prihvata se
u bunkere kapaciteta 800 m3. Iz
prihvatnih bunkera sa dve gumene
trake, kapaciteta po 45 t/h rovni ugalj
se odvozi na čišćenje.
Glavna karakteristika tehnološkog
procesa je da se i krupne i sitne klase
čiste u teškoj sredini u suspenziji
magnetita kao suspenzoida i vode.
energija
Primarno klasiranje uglja vrši se
na rezonantnom situ, uz prskanje
vodom da bi se sprečilo prekomerno
zaprašivanje, i to na klasu -150+10
mm (odsev) i klasu -10 + 0 mm
(prosev rezonantnog sita).
Čišćenje krupne klase:
Klasa (-150 + 10 mm), odsev
rezonantnog sita odvaja se u prvom
delu dvodelnog koncentratora
“Drwboj”, koji daje dva proizvoda i
to čist ugalj (ČU) i medjuproizvod
sa jalovinom (M-J). U drugom delu
koncentratora izdvaja se čista jalovina
(J) i medjuproizvod (M). Čist ugalj
krupne klase posle otkapavanja i
ispiranja suspenzoida klasira se prema
JUS standardu u sledeće asortimane:
- komad
- 150 + 60 mm
- kocka
- 60 + 30 mm
- orah
- 30 + 10 mm
i odvodi u odgovarajuće bunkere
komercijalnih proizvoda.
Medjuproizvod krupne klase (-150
+ 10 mm) se nakon otkapavanja i
ispiranja suspenzoida drobi do ggk 10
mm, a zatim vraća na primarno sito na
prosejavanje.
Krupna jalovina (J) - 150 + 10
mm se posle otkapavanja i ispiranja
suspenzoida odvodi u poseban bunker,
a zatim kamionima na jalovište.
Čišćenje sitne klase:
Prosev rezonantnog sita klase (-10 +
0 mm) podvrgava se sekundarnom
mokrom prosejavanju gde se dobijaju
dve klase, - 10 + 0,5 mm (odsev) i 0,5 + 0 mm (prosev sekundarnog sita).
Odsev sekundarnog sita čisti se u tri
hidrociklona (Turpinson), gde se
dobijaju sledeći asortimani:
- koksni ugalj
- 10 + 0,5 mm
- industrijski ugalj
- 10 + 0,5 mm
- kotlovski ugalj
- 10 + 0,5 mm
- sitna jalovina.
Ovi asortimani se nakon otkapavanja
odvode u zasebne bunkere.
Prosev sekundarnog sita (-0,5
+ 0 mm) (mulj) se zgušnjava u
hidromulticiklonima. Preliv siklona
odlazi ponovo u ciklus muljne vode.
Pesak ciklona se ocedjuje na situ
(otvor mreže 0,2 mm) ocedjuje i
klasira, pri čemu se dobija gotov
proizvod:
- prah
- 0,5 + 0,2 mm
Muljna voda - 0,2 + 0 mm odlazi u
taložne bazene gde se nakon taloženja
dobija fini prah sa visokim sadržajem
vlage.
Iz taložnih bazena prah se, u letnjim
mesecima, utovara i transportuje do
Tabela 1
naročitog depoa i odlaže, gde se pod
dejstvom sunčeve energije i vetra suši,
a zatim prosejava pri čemu se dobija
asortiman - 0,2 + 0 mm sa sadržajem
od 15 do 16 % vlage pod nazivom:
- mulj
- 0,2 + 0 mm
U taložnicima se vrši sedimentacija
suspendovanih čestica i dolazi do
bistrenja, a bistra voda odlazi u reku
Ibar. Proizvodi koji se mogu dobiti
u separaciji u Ibarskim rudnicima
kamenog uglja su prikazani u tabeli 1.
U separaciji se koristi voda sa
vodozahvata iz reke Ibar.
3. Uticaj rudni~kih voda na
reku Ibar
Hidrogeološke karakteristike ležišta
Geološka gradja basena uslovila je i
njegove hidrogeološke karakteristike.
Preko sredine basena protiče glavni
vodotok, reka Ibar, koja preko svojih
pritoka Belostenskog i Pobrdjskog
potoka drenira severozapadni
(jarandolski) deo, a preko Kurićkog
potoka piskanjski deo basena. U
aluvijalnom nanosu reke Ibra i rečnih
terasama ima najpovoljnijih uslova za
formiranje zbijenog tipa izdani.
Karsni tip izdani je zastupljen u okviru
tercijarnih pešcara. Ovaj tip izdani
je nosilac rudničkih voda i glavni
je izvor opasnosti za ugrožavanje
rudarskih radova, pa tamo gde ga
ima u neposrednoj blizini rudarenja,
neophodna je maksimalna opreznost.
Vodopropusnost andenzita i serpentina
svodi se uglavnom na sistem pukotina
i rasedne zone koji predstavljaju
puteve za cirkulaciju podzemnih voda,
ili pogodnu sredinu za formiranje
pukotinskog tipa izdani.
Pražnjenje izdani (u rudarske radove)
basena “Jarando” vrši se:
- kao prirodna pojava - izvori
- kao veštačka pojava - arterske
bušotine
- pražnjenje izdani u rudarske radove rasedi, rasedne zone.
Kao prirodna pojava - izvori, kojih
ima po obodu basena i samom basenu,
čiji kapacitet se kreće od Q=0,1-0,5
1/sec. Ovi izvori služe stanovništvu
[173]
za vodosnabdevanje
individualnih seoskih
domaćinstava. Nisu opasni
za rudarske radove.
Kao veštačke pojave –
arterske bušotine. Tokom
bušenja na otkrivanju
ležišta nabušeni su slojevi
sa arterskom vodom, to
pokazuju podaci iz sledećih
busotina:
- Bušotina B-l04/77 – Pojava vode
registrovana je u sitnozrnin do
srednjozrnim peščarima u intervalu
od 145,0 – 2o4,0 m dubine.
- Bušotina B-l05/77 – Pojava vode
je registrovana na 370 m dužine u
peščarima a izmereni pritok vode je
84 lit/m.
- Bušotina B-l06/77 – Pojava
vode konstatovana je na 269 m u
peščarima i konglomeratima sa
pritokom od 180 lit/min.
Sve tri bušotine nalaze se u južnom,
duboko potonulom delu bloka, a
pojava vode vezana je za povlatne
peščare. Nema evidentnih podataka
o pojavama vode u “bušotinama,
severnog OP-2 bloka, osim saznanja,
da je u jamskim bušotinama OP-2
bloka bušenim iz potkopa bilo znatnog
priliva vode na kontaktu tercijera i
andenzita.
Pražnjenje izdani u rudarske radove
- rasedi, rasedne zone, Ranija
eksploatacija uglja koja je zahvatila
svih šest slojeva vršena je u severnom,
relativno izdignutom bloku, gde je
priliv vode u jami bio mali, i bio
vezan isključivo za rasedne zone.
Odvodnjavanje jamskih prostorija
vršeno je gravitaciono, kanalima i
izvoznim potkopom.
U novom eksploatacionom polju
(“Spušteni deo”) već samim tim što
se odvodnjavanje vrši preko pumpnih
postrojenja, uslovi odvodnjavanja jame
bitno su smanjeni u odnosu na staru
jamu.
Prema merenjima izvršenim u
zimskom periodu (2003-2004)
vodoobilnost jame iznosi Q=1,10
m3/m. Jedan deo priliva vode je iz
OP-1 radova, a drugi deo se odnosi na
vodu iz investieionih radova, kojima se
otvara podinski ugljeni sloj (OP-2).
Priliv vode iz OP-1 radova (gde
je eksploatacija uglja završena)
je 0,20 m3/min. Odvodnjavanje te
količine vode vrši se gravitacijski,
kanalima i cevovodima, do glavnog
vodosabirnika.
Priliv vode na investicionim radovima
jame Jarando, otkopnom polju OP-2,
je 0,90m3/min. Odvodnjavanje se
energija
Tabela 2
vrši preko pumpnih postrojenja (tri
potapajuće pumpe FLIGT-20752,9 kW ciji je kapacitet 300 l/min i
centrifugalnih pumpi FLIGT-2400-90
kW kapaciteta 1200 lit/min, CUNRL7-8 315 kW kapaciteta 3000 l/min.
VPB-5-2 37 kW. kapaciteta 1000 l/min,
VPD-5-3 35 kW kapaciteta 800 l/min.
U glavnom
vodosabirniku
jame
“Jarando”
nalaze se dve
centrifugalne
pumpe
CUNRL-7-8,
na osnovu čijeg rada je izračunata
napred navedena vodoobilnost od 1,1
m3/min. U toku otvaranja otkopnog
polja OP-3 rudarskim radovima vršiće
se preventivno informativno bušenje
u cilju otklanjanja opasnosti od
pojedinačne i kolektivne ugroženosti
od mogućih prodora vode ili gasova u
radni prostor.
Tabela 3
Vršiće se i osmatranje rudničkih voda
pri predaji svake smene i u smensku
dokumentaciju uneti;
- količinu priliva vode,
- temperaturu vode,
Nakon jedne hidrogeološke godine
izvršiti obradu i analizu prikupljenih
parametara, kako ne bi došlo do
iznenadjenja od prodora rudničkih
voda.
Rezultati ispitivanja rudničkih voda
Ispitivanje rudničkih voda izvršeno
je u Zavodu za zaštitu zdravlja –
Kraljevo. Ispitivanja su izvršena na
sledećim uzorcima, tabela 2.
Rezultati fizičko
– hemiske analize
pomenutih uzoraka
prikazani su u
tabeli 3.
EWPCA je nacionalni
standard ili smernice
nekih evropskih
zemalja za kvalitet
industrijskih efluenata
koji se ispuštaju u
površinske vode.
Rezultati ispitivanja
vode u reci Ibar
Ispitivanje vode
izvršeno je u Zavodu
za zaštitu zdravlja –
Kraljevo. Ispitivanja
su izvršena na
sledećim uzorcima,
tabela 4.
Rezultati fizičko –
hemijske analize
pomenutih uzoraka
prikazani su u
tabeli 5.
4. Zaklju~ak
Rezultati fizičko–
hemijske analize
uzoraka rudničke
vode koja se iz
Jame Jarando preko
Jarandalskog potoka
odvodi u reku Ibar i
vode iz tehnološkog
procesa separacije
nisu usaglašene
sa propisanim
vrednostima EWPCA
vrednostima za uliv
u površinske vode
u suspendovanim
isedimentnim
materijama za
uzorke 0/329, voda
iz aktivnih radova i
0/330, zbitna voda
iz starih iaktivnih
[174]
energija
kriterijume može se
zaključiti da nema
negativnog uticaja vode iz
separacije na reku Ibar.
Tabela 4
Tabela 5
radova. Ovo ukazuje da je potrebno
posvetiti pažnju funkcionalnosti
postojećih taložnika u jami.
Ispitaniparametri na uzorcima
vode iz reke Ibar nisu usaglašeni sa
vrednostima propisanim uredbom o
kategorizaciji vodotoka u biohemiskoj
potrošnji kiseonika i suspendovanim
materijama a voda iznad separacije i u
hemiskoj potrošnji kiseonika.
Na kvalitet vode u reci Ibar utiču
i drugi subjekti koji egzistiraju na
slivnom područiju ove reke.
Obzirom da voda koja se ispušta iz
separacije zadovoljava propisane
Literatura
[1] Glavni projekat separacije uglja
Ibarskih rudnika kamenog uglja Baljevac
[2] Đukanović D., Ivković M.,2005:
Uticaj podzemne eksploatacije
mrkog uglja u RMU „Jasenovac“Krepoljin na životnu sredinu,
Naučno-stručni skup Ekološka
istina EcoIst-05, Bor-Borsko
jezero, 158-162.
[3] Izveštaji o fizičkohemiskim
ispitivanjima, 2005, Zavod za
zaštitu zdravlja-Kraljevo
[175]
[4] Đukanović D., Ivković M., 2007:
Uticaj eksploatacije i prerade
bornih minerala ležišta „Pobrđe“
na životnu sredinu, Energija broj
3-4/2007, Beograd, str. 82-86;
energija
Milinko Ko{anin, dipl.in`.rud.
Dragomir Ze~evi}, dipl.in`.rud.
Milan Popovi}, dipl.in`.rud.
JP PEU, Ibarski rudnici kamenog uglja – Baljevac
UDC:622.33.06 : 620.91
Zaboravljeni prirodni resursi
Ibarsko-Kraljevačkog
ugljenog basena-mogućnost
energetskog preporoda od
državnog interesa
Uvod
Rezime
Energetska politika Jugoslavije pa i
Srbije u prošlosti nije se zasnivala na
principu iskorišćenja domaćih resursa;
u prvom redu iskorišćenja sopstvenih
energetskih potencijala, modernizaciju
postojećih i otvaranju novih ležišta
uglja.
Ovakav pristup u prošlosti nije bio
zastupljen jer je orjentacija na tada
jeftina uvozna tečna goriva izazvala
poznate posledice u ugljarstvu i
dovela do zatvaranja nekih rudnika,
pa i u ovom Ibarsko – Kraljevačkom
ugljenom basenu. Naime, na ovim
prostorima egzistira i proizvodi kameni
ugalj samo deo JP PEU Resavica pod
nazivom Ibarski rudnici kamenog
uglja – Baljevac. Pored odobrenja
za eksploataciju kamenog uglja iz
ležišta Jarando, Tadenje i Progorelica,
Ibarski rudnici poseduju i odobrenje za
eksploataciju u rudniku lignita Bajovac
– Kraljevo, koji je radio u sastavu
Ibarskih rudnika do 1986. godine.
Na osnovu potvrda o rezervama
mineralnih sirovina u ležištima
Ibarskih rudnika utvrđene su
rezerve od 2.739.076 t kamenog
uglja i 26.530.962 t lignita. Ove
ukupne rezerve od 29.270.038 t
uglja omogućavaju snabdevanje TE
‘’Morava’’ – Svilajnac za period preko
30 godina.
U uslovima tranzicije, restrukturiranja i promene vlasničkih odnosa, zbog
nenamernih lutanja i grešaka, ali sasvim sigurno, došlo je do tehnološkog
zaostajanja u proizvodnji i korišćenju primarnih izvora energije, a uglja svakako.
Mišljenja smo, ukazala se prilika da se neobaveštena, a pre svega stručna
javnost upozna sa mogućnostima korišćenja uglja iz Ibarsko-kraljevačkog
ugljenog basena u termoelektrani Morava-Svilajnac sa instalisanim kapacitetom
snage 125 MW za najmanje narednih 30 godina rada.
U ovom radu razmotrene su mogućnosti proizvodnje uglja tehnologijama
podzemne i površinske eksploatacije za potrebe termoelektrane Morava Svilajnac.
Ključne reči: ugalj, eksploatacija, rudnik
Istorijat rudarstva u Ibarsko
- Kraljeva~kom ugljenom
basenu
U Ibarskim rudnicima kamenog uglja
– Baljevac, kameni ugalj se neprekidno
proizvodi već 86 godina. Prvi uzorci
uglja u Jarandolu datiraju iz 1872.
godine.
Abstract
In the terms transition, restructuring and change ownwrs respective, because
of accidentally jaunt and fauls, but half assuredly rished had until tehnological
slowness from output and using primary authentic energies, and coal definitely.
We believe, hint yourself effigy yes yourself notinform, and first walks public
acquainted down posibilities using coal from Ibarsko-kraljevačkog coal baseball
from thermo-electric power plant Morava-Svilajnac down instalisanim capacity
effort 125 MW after least consecutive 30 year work.
Herein paper considered are posibilties output coal technologies underground
and surface exploitation after necessary thermo-electric power plant MoravaSvilajnac.
Key words: coal, exploitation, mine
Prve podatke o pojavama uglja u
Zapadno – moravskom ugljenom
basenu daje J. Pančić još 1867. godine.
Prva istraživanja rudarskim radovima
počela su još 1908. godine.
Na širem prostoru Zapadno –
moravskog basena, u prošlosti,
egzistiralo je više rudnika sa manjim i
sa većim uspesima, sa kontinuinalnim
radom i sa prekidima u radu u periodu
od 1904. godine do 1986. godine, kada
je poslednji rudnik zatvoren, Rudnik
Bajovac. Sada, na prostoru Ibarsko
– Kraljevačkog ugljenog basena
[176]
egzistiraju aktivni rudnici, rudnici u
investicionoj izgradnji i rudnici koje
bi trebalo revitalizovati (slika 1).
U radu će se dalja požnja posvetiti
mogućnosti revitalizacije proizvodnje
uglja u Zapadno-moravskom ugljenom
basenu.
Mogu}nost revitalizacije
rudarstva u Zapadno
–moravskom basenu
Zapadno – moravski ugljeni basen
zahvata prostor površine oko 1.000
km2. Prema dosadašnjoj istraženosti
energija
Slika 1 Geografski položaj ležišta
u ugljonosnom prostoru Zapadno –
moravskog ugljenog basena procenjuje
se da ima preko 100.000.000 t
geoloških rezervi kvalitetnog uglja, što
po obimu i veličini predstavlja posle
Sjeničkog ugljenog basena najveće
ležište uglja ove vrste u Srbiji za
podzemnu eksploataciju.
Prema dosadašnjoj istraženosti
Zapadno – moravskog basena,
rudarsko eksploatacionim radovima,
tržišnim faktorima, regionalnim
faktorima, potencijalnosti ležišta i
mogućnosti proširenja sirovinske baze,
istočni deo Zapadno – moravskog
basena u područiju Bresnica –Tavnik –
Lađevci bez svake sumnje je lokalitet
za strateško planiranje korišćenja
domaćih neobnovljivih resursa, mrkolignitskih ugljeva.
Ekspertizom otvaranja i eksploatacije
Zapadno – moravskog ugljenog
basena (Rudarski institut 1964. god.)
predviđen je optimalni proizvodni
kapacitet od 600.000 t godišnje.
Naknadnom analizom Elektrosrbije
utvrđena je mogućnost otkopavanja
jednog lokaliteta tehnologijom
površinske eksploatacije, pri čemu bi
bile zahvaćene rezerve od 15.000.000
t uglja. Treba istaći da krovinske
naslage u delu ležišta predodređenog
za površinsku eksploataciju čine
peskovito – šljunkoviti sedimenti,
veoma kvalitetni po svojim
karakteristikama upotrebljivosti u
građevinarstvu.
Geolo{ke karakteristike
le`i{ta
Produktivni deo ležišta na području
Bresnica – Tavnik – Lađevci u
[177]
tektonskom pogledu je relativno miran.
Rudarskim radovim nisu utvrđeni
poprečni rasedi, pa su uslovi za izradu
rudarskih prostorija, po pružanju
slojeva na većoj dužini veoma
povoljni. U rudniku Bajovac pripremni
hodnici po pružanju gornjeg ‘’A’’ sloja
na dužini od oko 800 m idealno su
pravi. Na tom istom prostoru ugljeni
sloj je svuda kontinualno razvijen,
neporemećen, kompaktan i ujednačene
debljine.
Na bazi podataka iz istražnih radova
utvrđeno je da su na ovom prostoru
prisutne dve ugljonosne zone. U
ekonomskom pogledu značajna je
samo gornja u kojoj su razvijena dva
regularna eksploatabilna sloja, pod
nazivom gornji, krovinski “A1” i
doljni, podinski “B2” sloj. Vertikalno
rastojanje između ova dva sloja kreće
energija
se od 50 m do 60 m Krovinski “A1’’
ugljeni sloj ima regularno razviće na
celom prostoru, ujednačene debljine
6,3 m-10,5 m. Podinski “B2’’ ugljeni
sloj je regularno razvijen na celom
prostoru, prosečne debljine
1,4 m – 5,6 m.
Fizi~ko - mehani~ke osobine
uglja i prate}ih stena
Laboratoriska ispitivanja fizičko –
mehaničkih osobina uglja i pratećih
stena iz ovog ležišta nisu vršena ali
više godišnje radno iskustvo u ovim
materijalima potvrđuje dasu geološke
osobine ugljenog sloja i pratećih
podinskih i krovinskih naslaga
relativno dobre.
Predlog na~ina otvaranja
le`i{ta
Uvažavajući argumente iznete u
prethodnim osvrtima ovog rada, na
lokalitetu Bresnica – Tavnik – Lađevci
postoji realna i opravdana mogućnost
za otvaranje i eksploataciju ovog dela
Slika 2 Idejno rešenje otvaranja ležišta
Slika 3 Prikaz rada u podzemnoj eksploataciji
Slika 4 Prikaz rada na površinskom otkopu
ležišta kapaciteta 600.000 t godišnje.
Ovako veliki kapacitet nije moguće
ostvariti iz postojeće jame Bajovac
zbog neadekvatnih objekata otvaranja.
Potrebno je izraditi nove kapitalne
rudarske prostorije, kojima bi se
zahvatilo celo područije ležišta tj. svih
26.530.962 t.
Uzimajući u obzir ležišne prilike i
zaleganje ugljenih slojeva, racionalno
bi bilo, ležište otvoriti sa dva okna,
izrađena u podini ugljenih slojeva.
Okna bi se u svom ušću međusobno
povezala prečnom vezom. Idejno
rešenje otvaranja je prikazano
na slici 2.
Ovaj način otvaranja ležišta
omogućava otkopavanje dubinskog
dela ležišta u kome će biti zastupljena
tehnologija podzemne eksploatacije
čvrstih mineralnih sirovina.
Otvarnje izdanačkih zona, dakle
deo ležišta gde se može primeniti
tehnologija površinske eksploatacije
čvrstih mineralnih sirovina biće
urađeno izradom zaseka i useka.
Otkopavanje uglja
Otkopavanje kao jedna od najbitnijih
faza u sveukupnom procesu
eksploatacije, obzirom na rudarsko–
geološke uslove eksploatacije i
dosadašnjih saznanja nauke i tehnike
biće organizovano uz primenu široko–
čelne metode otkopavanja što znači:
- odvajanje uglja iz prirodne zajednice
vršilo bi se primenom otkopne
mašine ( kombajna )
- podgrašivanje otkopanog prostora
vršilo bi se mehanizovanom
hidrauličnom podgradom
- transport uglja organizovao bi se sa
dva transportera, čeonog i sabirnog
- izvoz uglja transporterima sa
gumenom trakom do izvoznog okna a
potom izvoz skipovima do površine
Prikaz rada na otkopu u podzemnoj
eksploataciji prikazan je na slici 3.
Otkopavanje uglja na površinskom
otkopu biće zasnovano na
principu otkopavanja otkrivke i
uglja sa hidrauličnim bagerom i
diskontiunalnim transportom iskopine
primenom kamiona kiper – damper
sa pomoćnom mehanizacijom
za planiranje otkopanih masa
iskopine. Prikaz rada na površinskoj
eksploataciji se vidi na slici 4.
Zaklju~ak
Sama činjenica da Ibarski rudnici
kamenog uglja – Baljevac sa
478 radnika čine jedinu i njveću
proizvodnu radnu organizaciju
na prostoru od Raške do Kraljeva
zavređuje poseban osvrt za
neminovnost ulaganja u razvoj
[178]
energija
proizvodnje uglja za potrebe
termoelektrana i široke potrošnje.
Puštanjem u rad površinskog otkopa
Progorelica revitalizacijom rudnika
Bajovac Ibarski rudnici bi godišnje
proizvodili 760.000 t kvalitetnog
kamenog i mrkoglignitskog uglja, pri
čemu bi broj zaposlenih bio 1.198
radnika.
Zahvatanjem novih i revitalizacijom
zatvorenih rudnika Republika Srbija
jednim delom rešava deficitarnost
kvalitetnih ugljeva, zapošljava novih
720 radnika, pokreće se indirektna
zaposlenost uslužnih delatnosti, rešava
demografski i socijalni problem
stanovništva.
Sve ove aktivnosti treba posmatrati
u mogućnosti sprege Elektroprivrede
Srbije i lokalne zajednice. Ulaganja
u zaživljavanje zaboboravljenih
prirodnih potencijala rudnika uglja u
ovom kraju svrstala bi se u energetski
preporod državnog interesa.
Literatura
[1] Elaborat o klasifikaciji i
kategorizaciji rezervi uglja
„Bajovac“ za područje BresnicaTavnik-Lađevci, severoistočnog
dela Moravskog basena, 1986:
Ugaljprojekt Beograd;
[2] Dragosavljević Z., Denić M.,
Đukanović D., 2009: Development
possibilities of underground coal
exploitation in Republic of Serbia,
Internacional Mining Forum
2009 –Deep Mining Challenges–I
Polish-Serbian forum,18-21.
February, Krakow, 55-59;
[3] Denić M., Đukanović
D.,Stjepanović M. 2009: Raw
material base and development
possibilities of underground
coal exploitation in Republic
of Serbia, 41th International
October conference on mining
and metallurgy, 04-06. October,
Kladovo, 181-186;
[4] Đukanović D., Ivković M.,
Milenković J., 2006: Energetski
potencijal rudnika sa podzemnom
eksploatacijom uglja u Republici
Srbiji, Energija broj 3-4/2006,
Savez energetičara, Beograd, str.
63-65;
[5] Đukanović D., Ivković M.,
Milenković J., 2007: Actual
condition and perspective
development underground
exploitation coal at Republic
Serbia, 2nd Balkan Mining
Congress, (BALKANMINE 2007),
10. do 13. 09., Beograd, 65-70;
[6] Projektna dokumentacija JPPEU,
Biro za projektovanje Beograd
Veljko Vu~urevi}, dipl.in`.el., Ivan Gojkovi}, dipl.in`.el.,
Miroslav Crn~evi}, dipl.in`.ma{.
IMP Automatika
Milan Pavlovi}, dipl.in`.rud., Dr Kosta Zori}, dipl.in`.el.,
Dragan Milisavljevi}, in`.el.
PD TEKO Kostolac
UDC:622.5.015 (497.11)
Nadzor i upravljanje
bunarskim pumpama pri
odvodnjavanju Površinskog
otkopa „Drmno“ – Kostolac
Rezime
U ovom radu je predstavljena realizacija SCADA sistema za proizvodni
podsistem odvodnjavanja bunarskim pumpama u PO „Drmno“, kao dela
informaciono-upravljačkog sistema u PK „Kostolac“. Sistem karakteriše
prostorna razuđenost, što je razlog za korišćenje MODBUS protokola preko
wireless linka za prenos podataka. Dat je prikaz ugrađene opreme kao i prvi
rezultati primene.
Ključne reči:SCADA sistem odvodnjavanje, površinski kop.
Abstract
Realization of SCADA system for the drainage subsystem at „Drmno“ open
pit mine as the first phase of information-managemant system at the TPPM
„Kostolac“ is presented in the paper. The system is distinct for its spatial
distribution over a large area, which was the reason for the use of Modbus over
wireless for data transmission. Paper contains description of installed equipment
and first results of system usage.
Key words:SCADA system, drainage, open pit mine.
Uvod
U okviru modernizacije upravljanja
proizvodnjom na površinskom kopu
„Drmno“-Kostolac predviđeno je
uvođenje tehnološkog informacionoupravljačkog sistema. Cilj je
uspostavljanje efikasnijeg nadzora i
upravljanja procesima proizvodnje u
skladu sa savremenim standardima i
rešenjima iz ove oblasti.
Prvi korak modernizacije pretstavlja
uvođenje novih tehnologija u sistem
za odvodnjavanje površinskog otkopa
„Drmno“.
Severna i zapadna granica otkopnog
polja su u neposrednoj blizini reka
Dunav i Mlava, pa postoji direktana
hidraulička veza između reka i
otkopnog prostora kroz aluvijalne
naslage. Otkopavalje se vrši ispod
nivoa Dunava, što uzrokuje prisustvo
znatnih količina podzemnih voda .
[179]
Zbog ovakve konfiguracije terena
odvođenje površinskih i podzemnih
voda je uslov za izvodjenje
eksploatacionih i svih pratećih radova
na površinskom kopu.
Sistem odvodnjavanja čine sitem za
odvod površinskih voda i sistem za
ispumpavanje podzemnih voda.
Zaštita od površinskih voda se
obavlja pomoću odvodnih kanala.
Površinske vode se kanalima
sprovode do vodosabirnika na
najnižoj koti kopa odakle se
ispumpavaju u reku Mlavu.
Zaštita od podzemnih voda se
ostvaruje vodonepropusnim ekranom
i drenažnim bunarima rasporedjenim
na više od 100 lokacija oko
površinskog kopa. Voda iz bunara
se ispumpava bunarskim pumpama
koje održavaju odredjeni nivo
podzemnih voda.
energija
Efikasanost odvodnjavanja podzemnih
voda zavisi od konstantnog praćenja
stanja u bunarima i rada bunarskih
pumpi. Veliki broj bunara i njihova
prostorna raspoređenost kao i
nepristupačnost pri lošim vremenskim
prilikama predstavljaju veliko
opterećenje za proizvodni podproces
odvodnjavanja. Iz tog razloga se
uvodjenje aktuelnih tehnologija za
nadzor i upravljanje u ovaj proces
nameće kao neophodan korak u
modernizaciji celog sistema.
Kako bi se povećala efikasnost i
olakšao rad na rukovanju i održavanju
sistema za odvodnjavanje, uz moguće
smanjenje troškova, bilo je potrebno
uvesti sisteme za praćenje i upravljanje
procesima, akviziciju podataka i
daljinski nadzor. Na taj način treba
postići veliki stepen automatizacije u
funkcionisanju pojedinačnih bunara
kao i efikasan način daljinskog
nadgledanja i kontrole rada čitavog
sistema odvodnjavanja.
Realizovano tehni~ko re{enje
Projektovano i izvedeno tehničko
rešenje sistema za daljinski nadzor,
akviziciju podataka i upravljanje
sistemom odvodnjavaja na
površinskom kopu „Drmano“ obuhvata
tri hijerarhijska nivoa:
Merno-regulacioni deo sistema Obuhvata lokalne merne uređaje,
senzore i davače koji prikupljaju
trenutne podatke o procesima na
sistemu za odvodnjavanje. Ovi
podaci predstavljaju informacije
neophodne za praćenje procesa i
odlučivanje od strane viših nivoa
sistema i za funkcionisanje povratne
sprege lokalne logike. U ovaj
nivo sistema spadaju i uređaji za
neposredna dejstva na sistem.
PLC i komunikaciona integracija
– PLC uređaj je zadužen za
akviziciju podataka koje dobija
od mernih uređaja i za pokretanje
regulacionih akcija kao i za zaštitu
sistema od preopterećenja i drugih
rizičnih situacija. Takođe, PLC
sa pripadajućim komunikacionim
elementima je zadužen za održavanje
veze sa višim nivoom sistema.
Kroz komunikaciju se ka višem
nivou prosleđuju podaci iz sistema
kao što su merenja, stanja i alarmi,
a od višeg nivoa se prihvataju
eventualne komande za neposredno
dejstvo ili za zadavanje regulacionih
parametara sistema.
SCADA – Računarski sitem sa
odgovarajućim softverom za prikaz
podataka u sistemu, analizu podataka
i arhiviranje podataka, kao i za
zadavanje komandi i regulacionih
parametara koji se prosleđuju nižem
nivou. Prikaz trenutnih parametara
omogućava uvid u stanje sistema
i donošenje odluka na osnovu tog
stanja koje se sprovode putem
upravljačkih akcija iz dispečerskog
centra. Ovim je urađen prvi korak
u formiranju inegrisanog nadzornoupravljačkog sistema Površinskog
kopa “Drmnao”.
Arhitektura sistema
Izabrana arhitektura sistema
predstavlja rešenje problema prostorne
raspoređenosti više od 100 bunara
u krugu od 5km. Svaki bunar je
opremljen bunarskom pumpaom
kojom se održava nivo podzemne
vode. Radi praćenja trenutnog nivoa
podzemne vode, bunari su opremljeni
potapajućim sondama za merenje
nivoa vode. Podatak o merenom
nivou podzemne vode se prosleđuje
kontrolnoj logici instaliranoj u ormanu
uz svaki bunar.
Kontrolna logika na osnovu
unapred zadatih, a promenljivih
parametara održava nivo vode u
bunaru upravljanjem radom pumpi.
Lokalno ili daljinski je moguće zadati
parametre za regulaciju kao što su
nivo vode, maksimalni protok pumpe,
maksimalna struja motora, maksimalna
temperaturu namotaja motora i
drugi. Na osnovu tih parametara i
trenutnog stanja, koje se očitava u
realnom vremenu, lokalna logika
aktivira odgovarajuće upravljačke
akcije i vrši zaštitu pumpnog sistema
od preopretećenja. Na taj način je
postignut visok stepen automatizacije
rada pojedinačnih bunara u sistemu
Slika 1 Arhitektura instaliranog sistema
[180]
odvodnjavanja, bez potrebe za čestim
intervencijama ljudstva.
Veliki broj bunara opremljenih
merno regulacionom tehnikom i
njihova raspoređenost na prostoru
oko površinskog kopa uslovili su
korišćenje bežične veze velikog
kapaciteta za komunikaciju uređaja
smeštenih na samim bunarima sa
ostalim delovima sistema. Konkretna
realizacja podrazumeva upotrebu
wireless prenosne tehnike. Svaki od
bunara opremljen je potrebnim AP-om
(Access Point) i antenom usmerenom
ka čvoristu koje se nalazu na glavnom
pogonskom objektu elektrane. Ostali
delovi sistema podatke sa bunara
dohvataju preko čvorišta. Na slici 1.
je prikazana arhitektura instaliranog
sistema.
SCADA server i arhivski server se
nalaze u prostorijama dispečerskog
centra površinskog kopa „Drmno“. U
objektu PD „Georad“ u selu Drmno
smešten je HMI računar. Podaci koje
komunikacioni sofrver prikuplja od
udaljenih tačaka bunara se obradjuju
u SCADA serveru radi prikaza na
terminalnim računarima i skladište u
arhivskom serveru, čime je omogućena
njihova naknadna analiza.
Osobine instaliranog VIEW2
sistema
Instaliran VIEW2 SCADA sistem
zasnovan je na industrijskim
standardima koji omogućuju visok
stepen fleksibilnosti:
UNIX sistem
X Windows sistem i MOTIF grafički
interfejs
Relacioni server baza podataka
TCP/IP LAN i WAN mreže
energija
Korišćenje VIEW2 sistema uz
standardna rešenja pruža mogućnost
za laku proširivost sistema uvođenjem
više servera i radnih stanica, kojih
može biti i više stotina. Takođe
je ostvarena mogućnost za lako
uključivanje novih elemenata u
postojeći sistem, kao i za povezivanje
sa drugim aplikacijama na svim
tehnološkim nivoima.
HMI (radna stanica)
HMI računar je smešten u prostorijama
PD „Georad“ u Drmnu. Korišćenjem
wireless linka preko antene na krovu
elektrane računar ostvaruje konekciju
sa SCADA serverom i arhivskim
serverom sa kojih dohvata potrebne
vrednosti za prikaz.
Korišćenjem X Windows sitema i
MOTIF interfejsa na radnoj stanici
Slika 2 Dinamički prikaz cele linije
Slika 3
Dinamički prikaz jednog bunara
omogućen je dimanički prikaz sistema
u realnom vremenu, prikaz arhiviranih
podataka i dijagrama, kao i zadavanje
komandnih akcija i regulacionih
parametara za udaljene stanice kroz
komandne dijaloge. Dinamički prikaz
celog sistema (slika 2) omogućuje
trenutni uvid u stanje celog sistema
odvodnjavanja i nivoa vode u
bunarima.
Za detaljniji uvid stanja pojedinačnih
bunara, selekcijom sa glavne slike,
mogu se otvoriti dinamički prikazi
pojedinačnih bunara (slika 3). Pored
uvida u sve trenutne parametre (tekuće
vrednosti protoka, visine vodenog
stuba i struje motora; režim rada;
pumpa u radu; regulator dobio start/
stop naredbu) i alarme (nema mernog
signala sa protokomera; nema mernog
signala sa sonde; previsoka vrednost
signala sa sonde; „fault“ sa frekfentnog
regulatora) bunara kroz prikaz
pojedinačnog bunara mogu se poslati
komande (START/STOP frekfentnog
regulatora...) ili zadati regulacioni
parametri (protok, minimalna visina
vodenog stuba...) koji se prosleđuju
daljinskoj stanici.
Pisači daju mogućnost praćenja
trendova određenih veličina (slika 4),
u određenom vremenskom periodu,
pri čemu se za vreme u prošlosti
uzimaju podaci iz arhivskog servera.
Na ovaj način se lako stiče uvid u
kretanje izmerenih veličina u nekom
vremenskom periodu ili se može pratiti
trenutno kretanje veličine u realnom
vremenu.
Pretragom po različitim parametrima
(vremenski period, oznaka bunara, ime
polja...) mogu se iz arhivskog servera
prikupiti i prikazati događaji koji su
zabeleženi u sistemu. Događaji se
prikazuju sa vremenom prispeća kako
bi se stekao uvid u redosled dešavanja.
Tehničke karakteristike HMI računara:
Intel Core2Duo procesor
Diskretna grafika sa nVidia čipsetom
(mogućnost povezivanja do 4
monitora)
Centos operativni sistem
X Windows sistem i MOTIF grafički
interfejs
Server
U prostorijama dispečerskog centra
površinskog kopa „Drmno“ smešteni
su SCADA server i arhivski server.
Svaki od servera je instaliran na
moćnom serverskom računaru
proizvođača „DELL“. Za platforme
servera se koristi Centos OS. Serveri
su opremljeni UPS-om koji omogućuje
rad od više sati i u situacijama
nestanka napajanja serverskog ormana
električnom energijom.
[181]
energija
Slika 4
Prikaz pisača
Slika 5 Logika instalirana pored bunara
Slika 6 Nivo vode
Preko switch-a, računari su povezani
sa lokalnom mrežom i wireless
antenom, preko koje se ostvaruje
veza sa udaljenim stanicama i HMI
računarom. Serverski računari, switch,
UPS i terminal za lokalni pristup
serverima su smešteni u serverski
ormar.
SCADA server vrši obradu podataka
koje dobija od komunikacionog
softvera i skladišti ih lokalno za dalje
korišćenje. Arhivskom serveru se šalju
merenja sa oderđenom vremenskom
preiodom i prispeli događaji u vidu
signala i alarma. Na taj način je
omogućeno skladištenje pristiglih
podataka na godišnjem ili dužem
nivou.
Komunikacija
Komunikacioni softver sa master
strane nalazi se na računaru SCADA
[182]
servera. Kao najpogodniji protokol
za komunikaciju sa velikim brojem
udaljenih stanica izabran je MODBUS
RTU. Njega karakterišu jednostavne
poruke koje sadrže kratko zaglavlje
i pakovane jednobitne informacije
ili 16-bitne registre, što je dovoljno
za potrebe instaliranih uređaja. Veza
sa svakom stanicom (bunarom) je
ostvarena preko posebnog UDP porta,
čime je postignuta zadovoljavajuća
brzina osvežavanja vrednosti koje se
prikupljaju sa bunara kao i prenosa
komandi zadatih kroz HMI. Za
svaku udaljenu stanicu je pokrenut
poseban komunikacioni pravac, čime
je ostvarena potpuna nezavisnost
komunikacije sa pojedinačnim
bunarom. U praksi se podaci
osvežavaju sa periodom od nekoliko
sekundi.
Svaka od udaljenih stanica opremljena
je ormanom u koji je smešten
primopredajni sistem, koji čine access
point i antena dobitka 16dBi. Access
point je sa PLC kontrolerom povezana
Ethernet vezom.
Na objektu elektrane je postavljena
bazna stanica velikog kapaciteta
povezana sa antenom ugla pokrivanja
120°. Server preko bazne stanice u
objektu elektrane, sa kojom je povezan
wireless linkom, komunicira sa
udaljenim tačkama. Za komunikaciju
SCADA servera sa HMI računarom
izdvojena je posebna linija, kako ta
komunikacija ne bi bila opterećena
razmenom poruka sa bunarima.
Za ostvarivanje bežičnih linkova
korišćena je oprema sledećih
karakteristika:
Standard: IEEE 802.16-2004
Frekvencija: 5.475 – 5.725 Ghz
Duplex način rada: TDD, OFDM
256 FFT
Modulacija: BPSK, QPSK, 16QAM,
64QAM
Izlazna snaga: min 17dBm
Bunari
Bunari su opremljeni bunarskim
pumpama koje ispumpavaju višak
podzemnih voda. Rad pumpe
kontroliše lokalni PLC (slika 5), na
osnovu zadatih parametara i vrednosti
koje dobija sa lokalnih mernih uređaja
i davača. Parametre je moguće zadati
lokalno, preko panela, ili daljinski
iz kontrolnog centra u prostorijama
PD „Georad“. Pomoću frekfentnog
regulatora menja se brzina rada
pumpe, a sa tim i protok. Regulacija
nivoa vodenog stuba se vrši po dva
parametra:
Zadati protok.
energija
Minimalna visina vodenog stuba.
PLC pored automatske regulacije ima i
ulogu zaštite sistema od preopterećenja
kao i ostvarivanja maksimalne
ekonomičnosti rada.
Kao sto je na slici 5 prikazano, na
vratima panela postoji preklopka
kojom se bira rezim rada regulatora:
Lokalno – lokalni režim rada PLC-a
gde se parametri i komande zadaju
lokalno, sa postojećeg panela.
Daljinski – daljinski režim rada
PLC-a gde se parametri i komande
zadaju iz upravljačkog centra, preko
HMI računara.
Stop – PLC je zaustavljen
START komanda za frekfentni
regulator ne znači i trenutni start
regulatora, već će se od tog trenutka
pratiti ispunjenost uslova za start. Tek
kada je visina vodenog stuba premašila
minimalnu zadatu vrednost regulator
će pokrenuti pumpu i aktiviraće se
signal “motor pod naponom“.
Ispumpavanje vode iz bunara se u
početku vrši po zadatom protoku. U
tom periodu, frekventnom regulatoru
PLC prosledjuje vrednost zadatog
protoka i vrednost tekućeg protoka..
Kada nivo vode u bunaru opadne na
vrednost h min, PLC frekventnom
regulatoru prosleđuje tekuću vrednost
visine vodenog stuba i zadatu vrednost
vodenog stuba, slika 7.
Pored visine h min, postoji i visina
vod. stuba h1 na kojoj se pumpa štiti
od rada bez vode. Ako je nivo vode
u bunaru na visini h1, pumpu treba
zaustaviti.
Visina vodenog stuba se meri
potapajućom sondom sa analognim
izlazom (4-20mA). Protok se meri
induktivnim protokomerom sa
analognim izlazom (4-20mA), koji
ima mogućnost očitavanja trenutnog i
kumulativnog protoka.
Tehničke karakteristike PLC-a:
Dva komunikaciona porta ( RS485 i
Eternet 10/100 )
Napon napajanja: 24VDC
Napon digitalnih ulaza: 24VDC
Digitalni izlazi: relejni
Merni ulazi (4-20mA)
Tehničke karakteristike frekfentnog
regulatora:
Napajanje u opsegu 380VAC do
500VAC ( -15% do +10%)
Kratkotrajno preopterećenje
momentna od 170 do 200%
Kratkotrajno strujno preopterećenje
150%
Mogućnost nesmetanog rada i sa
gubitkom jedne faze u napajanju
Zaštita od preopterećenja i kratkog
spoja
Logičkih ulaza 6
Logičkih izlaza 1
Relejnih izlaza 2
Ugrađen komunikacioni port RS485,
( opcija komunikacije Ethernet TCP/
IP, Modbus, Device Net )
Analognih ulaza 3 (dva naponska i
jedan strujni, parametri svakog ulaza
slobodno programibilni )
Analognih izlaza 1 ( slobodno
programibilan, naponski ili strujni )
Mogućnost priključenja dislociranog
displej terminala sa navigacionim
tasterima
Prekidna frekvencija (za generisanje
sinusoide) podesiva od 2kHz do
16kHz
Radna temperatura -100C do +600C
Slika 7 PLC
[183]
Zaklju~ak
Ovakva koncepcija upravljačkonadzornog sistema, stvorila je bazu
podataka sa informacijama o stanju i
radu bunarske linije. Nakon početnog
perioda eksploatacije sistema
daljinskog nadzora i upravljanja
bunarskim pumpama na kopu
„Drmno“ u Kostolcu došlo se do
sledećih zaključaka:
1. U dosadašnjem radu sistema za
daljinski nadzor i upravljanje
bunarskim pumpama dokazane su
sve projektovane karakteristike
ugrađene opreme i prednosti i
pogodnosti koje ovaj moderan
sistem omogućava.
2. Informacije u realnom vremenu
omogućile su dispečeru da stalno
ima uvid u rad linije i u slučaju
zastoja, donese odluku da li da
poništi uzrok zastoja i ponovo
pokrene bunarsku pumpu ili da
pošalje na teren ekipu održavanja.
Ovakvim delovanjem smanjen je
broj intervencijka na terenu.
3. Na osnovu baze podataka,
generisani su dijagrami o protoku
i nivou vode u bunarima, koji su
otkrili je da jedna grupa bunara
nema očekivani dotok vode. Takvim
bunarima zadati su parametri rada
koji odgovaraju njihovim stvarnom
stanju, tako da je ovim bunarima
produžen eksplotacioni vek.
4. Automatsko upravljanje radom
pumpama u zadatim režimima
rada (zadati konstantan protok ili
održavanje nivoa vode u bunarima
prema zadatom nivou), tehnološka
zaštita motora i pumpi smanjuju
troškove utroška električne
energije za rad pumpi, omogućuju
preventivno održavanje i smanjenje
troškova nadzora, upravljanja i
održavanja čitavog sistema.
5. Na osnovu baze podataka stvoren
je i hidro-dinamički „model“
koji će poslužiti kao podloga za
projektovanje novih bunarskih linija.
energija
Prof. dr Vladimir @ivanovi}
UDC:553.983 : 620.9 (497.11)
Uljni škriljci - „zapostavljeni“
potencijal Srbije
Uvod
Rezime
Mada je istraživanje energetskih
sirovina relativno dug proces koji
uz to zahteva i značajna investiciona
ulaganja, kao faza u okviru
proučavanja mogućnosti i dinamike
razvoja proizvodnje energije, čini
osnovu za sve dalje aktivnosti. Zbog
toga što se mora obezbediti i visoka
pouzdanost podataka, ne može se
pristupiti kvantifikacijama pojedinih
ležišta pre nego što se obezbede
nedostajuće podloge. Mora se ukazati
da se na osnovu opšteg poznavanja
nalazišta uljnih škriljaca u Srbiji,
globalno ocenjuje da je za istraživanje
ovog potencijala potrebno obezbediti
vrlo značajna sredstva.
Mada uljni škriljci predstavljaju po
svom sastavu u osnovi energetsku
sirovinu ili bolje reći gorivo, zbog
svoje specifičnosti, ova mineralna
sirovina, da bi mogla racionalno da se
koristi i postane adekvatna zamena za
poznate “klasične” sirovine, zahteva
rešavanje čitavog niza tehničkih i
tehnoloških problema koji su prisutni,
u prvom redu, zbog specifičnog
mineraloškog sastava ove sirovine.
Naime, uljni škriljci u stvari ne sadrže
ulje već organsku materiju sličnu
vosku, tj. kerogen, dok anorganski deo
nije škriljac već škriljasti materijal
koji uglavnom grade pesak i gline
pomešani sa krečnjakom. Zbog toga je
za odvajanje organskih od neorganskih
sastojaka, koji predstavljaju nepropusni
materijal, potrebna specijalna
hemijska ili termička reakcija. Sastav
mineralnog (neorganskog) dela uljnih
škriljaca zavisi od tipa ležišta ili
delova ležišta, a osnovni materijal
može biti glina, pesak i krečnjak ili
mešavine ova tri. Mineralni deo je sa
U našoj zemlji ukupne bilansne rezerve svih izvora primarne energije ocenjene
su na oko 2,5 MdtEN u kojima je učešće uljnih škriljaca oko 6,0(%). Gotovo
celokupne rezerve ove sirovine nalaze se na užem području Srbije, gde je
konstatovano postojanje više od desetak nalazišta. Iako se geološke rezerve
uljnih škriljaca ocenjuju na oko 1,1 MdtEN, usled nedovoIjne istraženosti i
poznavanja mogućnosti i opravdanosti njihove eksploatacije i korišćenja, za sada
se samo oko 0,3 MdtEN smatra bilansnim. Ove količine se uglavnom odnose na
Aleksinački basen, gde su na osnovu dosadašnjih istraživanja ukupne rezerve
ocenjene na oko 2,4 Md tona. Od značaja je napomenuti da se u Srbiji osim u
Aleksinačkom basenu, gde su najviše istraženi, uljni škriljci nalaze u području
Valjeva, Kraljeva, Trstenika, Vranja, Vine, Rakove bare i drugim.
Ključne reči:uljni škriljci, energetski potencijal, energetika Srbije.
kerogenom vrlo dobro izmešan, tako
da predstavlja jedinstven materijal.
Sadržaj kerogena različitih ležišta,
pojedinih delova i slojeva, pa čak i
pojedinih komada može biti sasvim
različit i vrlo promenljiv. Najčešće se
sadržaj organskih materija izražava u
litrima ulja po toni škriljca - shodno
laboratorijskim analizama prema
Fišerovom postupku (kojim se u suštini
obuhvata samo oko 70% ukupnog
organskog dela). Sadržaj u ležištima,
po ovom postupku, varira od nekoliko
litara po toni (“vrlo siromašna”) do
400(l/t) (“vrlo bogata”).
Prema sadašnjim podacima
otkopavanje škriIjaca (u cilju
dobijanja kerogena) ekonomično
je kod minimalnog sadržaja od
133(l/t), a očekuje se da će ova
granica, zahvaljujući očekivanom
perspektivnom tehnološkom napretku,
biti spuštena na oko 60(l/t) (ova
konstatacija se Odnosi na dobijene
podatke o istraživanjima u SAD-u).
[184]
Op{te karakteristike uljnih
{kriljaca
U prirodi postoji nekoliko tipova uljnih
ili gorućih škriljaca:
a) Bituminozni škriljci, koji se
karakterišu time što je njihova
osnovna neorganska (mineralna)
masa natopljena prirodnom žitkom
ili čvrstom bitumijom (naftom
ili asfaltom) koja se veoma
lako ekstrahira u neutralnim
organskim rastvaračima (benzolu,
ugljendisulfidu i dr.). Njihovo
stvaranje je nastalo tako, što je
prirodna bitumija migrirajući
iz donjih slojeva zemljine kore
zapunila ili natopila prsline,
pukotine i pore stenskih masa kroz
koje je nadirala. Tako je stvorena
bituminozna stena sa bitumijom
sekundarnog porekla.
Bituminozne stene ovog tipa u Srbiji
nalaze se u Vranjskom basenu i u
Zapadnomoravskom basenu.
energija
Pirobituminozni škriljci koji su
u literaturi poznatiji kao uljni,
parafinski, gorući, bituminozni ili
kerogenski škriljci karakterišu se
time što se organska materija iz
njih ne može ekstrahirati pomoću
neutralnih organskih rastvarača,
već samo zagrevanjem (pirolizom)
do 520(°C) u specijalnim retortama
bez prisustva vazduha. Organska
materija koja se zagrevanjem dobija
iz škriljaca naziva se korogen, koji
je po hemijskom sastavu bliži nafti
nego mrkom uglju, ali čija priroda ni
do danas nije potpuno ispitana.
U genetskom smislu ovaj tip
škriljaca karakteriše se time, što
se organska materija istovremeno
taložila sa neorganskom
(mineralnom) materijom, ili je
dolazilo do sezonskog taloženja
prvo organske, pa neorganske
materije, što se ispoljava u
naizmeničnom smenjivanju
mikroslojeva uljnih škriljaca i tankih
slojića glinaca, laporaca, peščara
i dr. terigenih naslaga koje ipak u
sebi sadrže mali procenat organske
materije. Tako je stvorena specifična
mineralna sirovina sa različitim
sadržajem primarne organske
materije sedimentnog-porekla koja
je nazvana uljni ili gorući škriljac.
Ovom tipu pripadaju uljni škriljci
Timočke zone: od Boljevca do
Nišave, zatim Aleksinačkog,
Babušničkog, Kosaničkog,
Vranjskog, Kruševačkog,
Zapadnomoravskog i Valjevskomioničkog basena.
Prema mikroskopskim ispitivanjima
organska materija (kerogen) ovog
tipa uljnih škriljaca koja poseduje
specifična svojstva, predstavlja
produkt izmenjenih organskih
delova fito i zoomikroorganizama.
Grupi fito i zoomikoorganizama iz
kojih se formira organska materija
pripada mikroskopski vidljivi svet
organizama zvani plankton. U
procesu taloženja organska materija
se pod uticajem raznih hemijskih
faktora pretvarala u rastvor ili koloid
mešajući se tako sa neorganskim
materijalom koji se najčešće
sastoji od glinovitih, peskovitih i
karbonatnih čestica.
b) Mora se napomenuti da postoji i
treći tzv. prelazni tip škriljaca koji
u stvari najčešće predstavljaju
kombinaciju prvog i drugog tipa.
Ovakav tip škriljaca je registrovan u
Vranjskom basenu kod sela Rusca.
Uljni ili gorući škriljci se ubrajaju u
visokopepelne kaustobiolite. U uljnim
škriljcima svih varijeteta sadržaj
neorganske (terigene) materije kreće
se u granicama od 6,5-9,5(%) na
svežu rovnu stensku masu. Sadržaj
organske materije (kerogena) u njima
varira u granicama od nekoliko pa do
preko 50(%). U uljnim škriljcima svih
geoloških uzrasta prisutan je sumpor
čiji se sadržaj kreće od 0,10-6(%), pa
čak i više. U zavisnosti od karaktera
ležišta i načina prerade menja se i
procentualni sadržaj prirodne vlage u
njima u razmerama od 5-30(%).
Za uljne škriljce ne postoje jedinstveni
tehnološki standardi, već svaka
zemlja,u zavisnosti od količine
sopstvenih rezervi, potrebom za
korišćenjem uljnih škriljaca i internim
ekonomskim pokazateljima, određuje
osnovne kriterije i norme, a samim
tim i uslove za eksploataciju i preradu.
U mnogim zemljama eksploatacija
- direktno sagorevanje “in situ” ili
tehnološka prerada u retortama, obavljala se ili se obavlja i danas
prema različitim tehnoekonomskim
standardima u odnosu na kvalitet.
Uljni škriljci se prema sastavu
organske materije (kerogena) i
stepena metamorfizma dele na dva
osnovna genetska tipa: sapropelski i
sapropelsko-humusni.
Sapropelski tip uljnih škriljaca
karakteriše se time, što je organska
materija u njemu jednorodna i njen
količinski sadržaj u ukupnoj stenskoj
masi je veći od 50(%). Prinos sirovog
ulja iz celokupne organske materije
ovog tipa uljnih škriljaca je veći od
50(%). Ovaj tip uljnih škriljaca u svetu
ima najveće rasprostranjenje, a šrkiljci
ovog tipa smatraju se veoma cenjenom
kompleksnom sirovinom koja se može
koristiti ne samo u energetici, već i u
petrohemiji i građevinarstvu.
Sapropelsko-humusni tip uljnih
škriljaca karakteriše se time što je
sadržaj organske materije (kerogen)
u njemu manji od 50(%), a i prinos
sirovog ulja iz celokupne organske
materije je manji od 50(%). Ukupan
prinos ulja iz kerogena ovog tipa
uljnih škriljaca obično iznosi oko
10(%) ili je najčešće jako promenljiv.
Organska materija u ovim škriljcima je
heterogenog (raznorodnog) sastava.
Prema dosadašnjim brojnim
laboratorijskim ispitivanjima organska
materija (kerogen) je vrlo složene i
nedefinisane strukture i u hemijskom
smislu još uvek nije potpuno upoznata
i ispitana. Različito poreklo organske
materije je u zavisnosti od genetskog
tipa uljnih škriljaca.
Interesovanje za bituminozne škriljce
i ispitivanje mogućnosti njihovog
[185]
korišćenja u našoj zemlji datira još
od pre dva svetska rata. Posle rata
istraživanje je vršeno u više navrata,
ali nesistematski tako da ni do danas
nije sprovedeno do kraja.
U doba ekonomske blokade
1948/1949. prvi put pokušano je da
se iz bituminoznih škriljaca dobije
nafta. Otvoren je manji površinski
otkop i podignuto postrojenje za
preradu škriljaca kod sela Subotinca.
Zbog nedovoljne proučenosti
ležišta i primitivnog tehnološkog
procesa eksploatacija se pokazala
nerentabilnom te je 1951. godine
preduzeće rasformirano.
U toku 1953 godine ponovo se prišlo
proučavanju bituminoznih škriljaca
ali intenzivnije sa daleko sređenijom
metodologijom.
U periodu od 1953. godine do 1962.
godine koliko je trajalo istraživanje
dobijeni su značajne informacije ali
uglavnom u pravcu traženja povoljnog
tehnološkog procesa prerade.
Rudarsko-geološki istražni radovi
na bituminoznim škriljcima vršeni
su samo na području nekadašnjeg
površinskog otkopa kod Subotinca
i to istražnim hodnicima i plitkim
bušotinama (1š-7š). Međutim,
dokumentacija o njima nije kompletna.
Bituminozni {kriljci Srbije
Glavne pojave bituminoznih škriljaca
u Srbiji prostorno su vezane za istočnu,
južnu i zapadnu Srbiju (slika 23).
Oblast isto~ne Srbije
U istočnoj Srbiji bituminozni škriljci
rasprostranjeni su u Timočkoj zoni
i u istočnom delu južno-moravskog
tercijarnog basena.
U Timočkoj zoni bituminozni škriljci
se nalaze u obliku izduženog pojasa
dužine oko 50(km) i prosečne širine
oko 300(m), od sela Rujišta na
severozapadu do reke Nišave na
jugoistoku. Sistematska istraživanja
ovih stena nisu vršena ni u geološkom
niti u tehnološkom pravcu, tako
da u svetlosti poznatih činjenica
bituminozni škriljci predstavljaju tek
predmet za buduća istraživanja a ne
prostorno definisana ležišta s pouzdano
utvrđenim kvalitetom.
U knjaževačkom delu Timočke zone
bituminozni škriljci leže u povlati
glavnog ugljenog sloja koji je
eksploatisan u ugljenokopima Dobra
Sreća i Tresibaba.
Bituminozni škriljci su u alternaciji
sa sitnozrnim peščarima, glincima
i laporcima i grade nekoliko uzanih
pojasa, Najznačajniji je širine 100-
energija
600(m) sa strmim padom (45-85°) i
debljinom 60-200(m). Delimičnim
oprobavanjem utvrđeno je da sadržaj
ulja (tera) koleba od 4 do 11(%).
Podatak ne može da se proširi na
čitavu debljinu serije, jer procenat ulja
u škriljcu iz neposredne povlate iznosi
11(%) a već 4(m) iznad ugljenog sloja
opada na 4(%). U sadašnjem momentu
ne postoji osnova za racionalnu
ocenu rezervi bituminoznih škriljaca i
njihovog kvaliteta.
U svrljiškom delu Timočke zone
bituminozni škriljci su razvijeni u
povlati ugljenog sloja, zajedno s
laporcima, glincima i sitnozrnim
peščarima. Zona ovih tvorevina
pruža se oko 20(km). Sistematska
istraživanja nisu vršena a najbrojniji
rudarski radovi izvedeni su kod sela
Miranovca.
Na osnovu ispitivanja pre II svetskog
rata rezerve bituminoznih škriljaca
procenjene su na 5 miliona vagona
a prosečni prinos ulja iznosi 16
odnosno 21(%) zavisno od toga da li se
destilacija vrši bez ili sa dovođenjem
vodene pare (N. Popović, 1933).
Posle II svetskog rata rezerve
bituminoznih škriljaca procenjene
su na mogućih 17 miliona tona u
okolini sela Miranovca i Okolišta (S.
Milojević, A. Takšić, 1949).
U boljevačkom delu Timočke zone
takođe je razvijen u povlati ugljenog
sloja paket glinaca, laporaca i finozrnih
peščara s bituminoznim škriljcima.
Sadržaj ulja u škriljcima od 7-12(%)
ali je stepen istraženosti ovog paketa
sedimenata nizak i ne može da se oceni
vrednost ovih pojava.
Bituminozni škriljci južnomoravskog
tercijarnog basena razvijeni su u
području Aleksinačkog ugljenokopa.
Ovo je, prema današnjem poznavanju,
najperspektivnije i najbolje ispitano
ležište bituminoznih škriljaca i u
narednom tekstu biće obrađeno u
odvojenom poglavlju.
Oblast ju`ne Srbije
Pojave bituminoznih škriljaca
registrovane su u Vranjskom basenu i
kod Kuršumlijske Rače.
Bituminozni škriljci u vranjskom
tercijarnom basenu registrovani su na
nekoliko mesta, ali nisu sistematski
istraživani. Pojedinačne hemijske
analize, svakako nereprezentativne
za ležište, daju uvid da bi se iz ove
sirovine moglo dobiti 10(%) katrana sa
1,5-2(%) bitumena (N. Popović, 1933).
Najznačajnije pojave bituminoznih
škriljaca su kod sela Tesovište
(razvijene na površini 20 km) i kod
sela Poljanice (na površini oko 15
km2), gde su izvedeni manji istražni
radovi [4 potkopa ukupne dužine 80
m). Ocena vrednosti nalazišta škriljaca
ne može da se izvede ali s obzirom
na značajne površine rasprostranjenja
postoje osnove za sistematska geološka
istraživanja. U toku 1977. godine
započeta su geološka istraživanja
uljnih škriljaca u vranjskom basenu.
Bituminozni škriljci kod Kuršumlijske
Rače istraživani su posle II svetskog
rata sa 4 potkopa ukupne dužine
200(m). Debljina škriljca iznosi
2-3(m). Podaci o rezultatima hemijskih
analiza nisu nam bili dostupni.
Sedimentna serija, koja veoma podseća
po sastavu na aleksinačku, naborana
je. Mnoštvo izdanaka uljnih škriljaca
na većem prostranstvu ukazuje na
mogućnost pojavljivanja ležišta, ali
ocena perspektivnosti ovih pojava
ostaje za buduća istraživanja.
Oblast zapadne Srbije
Pojave bituminoznih škriljaca
registrovane su u kruševačkom,
čačansko-kraljevačkom i valjevskom
basenu.
Kruševački basen
Pojave bituminoznih škriljaca
poznate su u okolini Trstenika i kod
sela Čitluka. Istražni radovi nisu
izvođeni već se svi podaci zasnivaju
na observacijama na izdancima ovih
stena na površini. U sadašnjoj fazi
nema osnova da se govori o ležištu već
samo o perspektivama istraživanja, jer
su bituminozni škriljci debeli nekoliko
metara a izabrani uzorci sadrže i do
25(%) tera (K. Petković, 1936).
Čačansko-kraljvački basen
Pojave bituminoznih škriljaca i asfalta
otkrivene su na mnogo mesta po obodu
čačansko-kraljevačkog basena, ali u
literaturi nema podataka na osnovu
kojih bi mogla da se formira ni
približna procena količina i kvaliteta
ove sirovine (prema jednoj analizi iz
londonske laboratorije (N. Popović,
1933), škriljci sadrže oko 12%
katrana).
Valjevski basen
Izdanci bituminoznih škriljaca
rasprostiru se na površini oko 40(km2)
između Valjeva i Mionice i reke
Kolubare i Toplice.
Debljina bituminoznih škriljaca,
ocenjena na površinskim izdancima je
20(m) na lokalitetu Bela Stena, zatim
15(m) na lokalitetu Radobička Strana,
ali kontinuiranost prostiranja i debljine
nije utvrđena. Sadržaj bitumena u
škriljcima iznosi od 7,3 - 12,8(%)
(M. Stefanović, 1930). Sadržaj ulja u
[186]
škriljcima Bela Stena koleba od 7 do
18(%) (K. Petković, M. Novaković,
1977).
Pored nabrojanih oblasti glavnog
razvića bituminoznih škriljaca u SR
Srbiji postoji još mnogo lokaliteta u
kojima su registrovane pojave ovih
sirovina. To su lokaliteti Rakova Bara,
Prugovac, Snegotin, Židilje, Ravna
Reka, Bogovina, Lubnica, Zvezdan,
Brza Palanka, Kladovo, Negotin,
Mozgovo, Draževac, Supovac, Tešice,
Katun, Lipovac, Ćićevac, Vrtište,
Orsovac, Gromada, Svrljig, Toponica,
Popštica, Moštanica, Jezdine, Rača
Toplička, Roge, Takovo (Petković K.,
Novković M., 1976).
Aleksina~ki basen bituminoznih
{kriljaca
Topografsko ograničenje nalazišta
Aleksinačko nalazište bituminoznih
škriljaca zahvata područje
Aleksinačkih rudnika između reke
Južne Morave i Moravice. Pruža
se neposredno od grada Aleksinca
u pravcu SSZ-a u dužini od deset
kilometara i zahvata površinu od oko
20(km2).
Bituminozni škriljci javljaju se zajedno
sa mrkim ugljem koji se decenijama
jamskim putem eksploatisao u
Aleksinačkim rudnicima, gde su u jami
„Morava“ radovi spustili do k. -330,
ili 500(m) ispod površine terena. Jama
“Logorište” na krajnjem jugu ležišta
zatvorena je kao nerentabilna 1967.
kada su se eksploatacioni radovi našli
na k.-150(m). U jami “Dubrava” koja
se u pravcu severa nadovezuje na jamu
“Morava” obustavljena je proizvodnja
uglja 1975. godine.
Kompletne hemijske analize
Raspolaže se malim bгојem
kompletnih hemijskih analiza uzoraka
aleksinačkih bituminoznih škriljaca
Navodimo rezultate hemijskih analiza
tri uzorka škriljaca iz “Logorišta”,
“Morava” i “Dubrava“, međutim iste
ne treba shvatiti reprezentativnim za
data područja jer nedostaju podaci o
načinu njihovog uzorkovanja.
Analize je radio Rudarski institut 1964.
godine i dobijeni su sledeći rezultati,
tabela 1.
Zaklju~ak o sirovinskoj osnovi
bituminoznih {kriljaca u Srbiji
Bituminozni (uljni) škriljci registrovani
su na mnogo mesta na teritoriji
Republike. Glavne pojave locirane su u
istočnoj, južnoj i zapadnoj Srbiji.
Stepen geološke i tehnološke
istraženosti bituminoznih škrilјaca je
nizak, take da realna procena rezervi
energija
bituminoznih škriljaca za teritoriju
Republike ne može da se dokumentuje
sa potrebnom sigurnošću.
Nalažišta škriljaca u aleksinačkom
području su nešto bolje istražena i s
geološkog i tehnološkog stanovišta
tako da u ovom trenutku može da se
računa da su rezerve bituminoznih
škriljaca u Republici 2.391x106(t) sa
prosečnim sadržajem ulja od 10(%).
Potencijalne rezerve Republike u
bituminoznim škriljcima su znatno
veće ali treba uložiti značajne
istraživačke napore kako bi se
mnogobrojne pojave ovih sirovina
dovele do takvog geološkog i
tehnološkog poznavanja da bi mogla
da se donese ocena o vrednosti ležišta.
Prema tome, s današnjim nivoom naših
saznanja o bituminoznim škriljcima u
Srbiji se raspolaže sa oko 2.391x106(t)
geoloških rezervi ovih sirovina u
aleksinačkom basenu, s prosečnim
sadržajem od 10(%) ulja, koji se,
zavisno od tehnoloških osobina,
mogu koristiti za dobijanje energije
ili kerogena i njegovih derivata. Za
ostala nalazišta mogu se dati samo
grube procene na oko 2 do 3 puta veće
rezerve, slika 1.
Tabela 1 Tehnička i elementarna analiza
Zaklju~ak
Iako su uljni škriljci vrlo malo
istraženi, veliki broj pojava i široke
mogućnosti korišćenja dovoljno ističu
važnost ove sirovine Saglasno tome
može se zaključiti sledeće:
potrebno je intenzivirati kompleksna
istraživanja od geoloških, preko
eksploatacionih do tehnoloških
sa ciljem utvrđivanja rezervi,
kvaliteta, mogućnosti korišćenja
i cene koštanja. Pri tome u
prvoj fazi orijentacija treba da
bude na koncentraciju radova u
najperspektivnija područja,
konstantno i organizovano pratiti sva
istraživanja uljnih škriljaca u svetu
i, saglasno istraživanjima u zemlji
analizirati mogućnosti primene
stranih dostignuća kod nas (videti
priloge 1-3).
Prilog 1 Podaci su za nalazišta u Kanadi
Literatura
1. Strategija razvoja energetike SRJ do
2020. godine sa vizijom do 2050, iz
1997. godine, V. Živković i grupa
autora.
2. Program dugoročnog razvoja
proizvodnje uglja (sušenog lignita
i briketa) u rudnicima na teritorije
[187]
energija
Prilog 2 Karta Srbije sa lokalitetima pojavljivanja bituminoznih (uljnih) škriljaca
Prilog 3 Lokaliteti pojava bituminoznih (uljnih) škriljaca
[188]
Srbije bez SAP za potrebe potrošača
(bez TE), iz 1984. godine.
3. Mogućnost korišćenja škriljaca za
dobijanje električne energije, RI,
1978. godina.
4. Strategija razvoja energetike Srbije
do 2015. godine, predlog iz 2004.
godine, Ministarstvo rudarstva i
energetike.
5. Energetika Srbije u dugoročnom
periodu, Savetovanje Energetika,
2009. godine, V. Živanović, D.
Mandić i M. Mesarović.
6. Geološki potencijal i mogućnosti
dobijanja uljnih škriljaca u SR
Srbiji, Savetovanje SEJ, Opatija,
1986. godine, V. Živanović i grupa
autora.
energija
Jovan Kova~evi}, Dejan Barjaktarovi}, Milan Kne`evi}
Geološki Institut Srbije
UDC:622.013 : 553.04/.08 : 504.53 (497.11)
Uran Srbije i njegovo mesto
u enegetici
1. Geolo{ka gra|a Srbije i
mineralizacije urana
Terene Srbije izgrađuje veliki
broj različitih stenskih kompleksa
(magmatskih, metamorfnih,
sedimentnih) koji pokazuju bitne
međusobne razlike, kako u pogledu
starosti, geneze i mineralnog sastava,
tako i u pogledu petrohemijskih
i geohemijskih karakteristika.
Te tvorevine pokazuju naglašene
razlike i u pogledu stepena
prirodne radioaktivnosti. Ona je
izazvana prisustvom prirodnih
radioaktivnih elemenata u ovim
geološkim jedinicama, u prvom
redu urana, torijuma, kalijuma i
radijuma. Najznačajnija je prirodna
radioaktivnost izazvana prisustvom
uranske mineralizacije.
Mogućnost koncentracija urana u
raznovrsnim geološkim sredinama
Srbije u osnovi je određena specifičnim
geohemijskim karakteristikama
ovog elementa, odnosno složenim
putevima migracije u endo, egzo i
metamorfogenim uslovima. Proces
koncentracije urana, kao i nastanka
stena u kojima je lokalizovan odvijao
se od prekambrije do kvartara.
Započeo je u proterozoiku, pri čemu
je mineralizacija urana vezana za
intezivne procese granitizacije i
nastanak feldspatsko-liskunskih
gnajseva, zatim crnih grafitičnih
škriljaca kaledonske etape geološkog
razvoja, zaključno sa alpskom etapom.
Erodovanjem gnajseva i drugih
stena koje su nastale procesima
granitizacije uran je transportovan ka
sedimentacionim prostorima i taložen
u klastičnim sedimentima od kojih su
kasnije, tokom metamorfizma nastali
grafitični škriljci, gnajsevi i druge
stene.
Uranium in Serbia and its Place in Energetics
Uranium is a specific chemical element, not only because of their natural
radioactivity which gives it a treatment of very important energetically raw
material already because of mode of investigation and specific geochemical
behavior.
It is the first and only raw material in the world which has been investigates on
the state level in recent history.
The investigation of mineral base for obtaining atomic energy in the late sixties
of last century, had a character of real „uranium fever“. The most likely real
motif for this wasn’t only obtaining electricity than it’s appliance for military
purpose. In that period uranium was, in the world and in Serbia, strategic
mineral raw material of the highest significance. However, some countries
whose been looking into the future better but simultaneously dispose with limited
resources from “classical power sources”, has been oriented on this aspect
of derivation electricity, Those countries has been used the development of
investigation technology, exploitation and refinement of nuclear raw minerals for
stimulation of scientific and technological, industrial and overall development.
The opposite countries (also the Serbia) has been left without real evaluation of
use or not use of own nuclear mineral resources.
Beside the direct detriment of unproviding energetic base for future generations,
here is the less noticeable damage of geoecological nature on which we will try
to pay attention with this article.
On the territory of Serbia, with present investigations, a few deposits of uranium
has been defined (Bukulja, Stara planina), and a huge occurrences of uranium
mineralization.
Prvo koncentrisanje urana u stenskim
kompleksima Srbije odigralo se u
proterozoiku. Ono je bilo vezano
za intezivne metamorfne procese,
kao i intruzivnu i granitizacionu
aktivnost, pri čemu su nastali pegmatiti
sa uraninitom kod Prokuplja (jug
Srbije), pegmatiti sa kolumbitom
na Kukavici kod Vranja, pegmatiti
sa uraninitom na Staroj planini i dr.
Naredno koncentrisanje urana bilo je
vezano za postanak crnih grafitičnih
škriljaca tokom kaledonske etape i to
na području Bukulje, Stare planine
i dr. U hercinskoj orogenezi uran je
koncentrisan u crnim bituminoznim
škriljcima, šarenim kontinentalnim
[189]
peščarima Istočne Srbije. Intenzivno
koncentrisanje urana i njegova
preraspodela u stenskim kompleksima
Srbije odigrao se tokom alpske
epohe i u okviru nje nastao je
veliki broj pojava i ležišta urana.
Kod uranskih mineralizacija Srbije
izražena je litološka kontrola njihovog
pojavljivanja. Pored magmatskog
i strukturnog, sa aspekta prostorne
lokalizacije ležišta urana litološki
faktor je dominantan.
2. Uranonosna podru~ja
Srbije
U poslednjih 50. godina teritorija
Srbije je sistematski izučavana u
energija
Slika 1 Teritorija Republike Srbije sa izdvojenim uranonosnim rejonima i poljima (I. Gržetić i R. Jelenković 1995.)
pogledu uranonosnosti. U ovom
periodu su prikupljeni obimni podaci o
distribuciji urana u različitim stenskim
kompleksima i otkrivena ležišta i
brojne pojave urana. Sistematskim
regionalnim i detaljnim geološkim
istraživanjima prekriveno je oko 50%
potencijalno uranonosne teritorije
Srbije.
Kao perpekstivne sredine za
pronalaženje ležišta urana su
definisane (slika 1).
- Granitoidi su sredine u kojima se
nalazi najveći broj pojava i ležišta
urana. Najznačajniji od njih su
Janjski granit (Stara planina) sa
ležištima Mezdreja, Gabrovnica,
Srneći Do, graniti Bukulje sa
ležištima Paun Stena i Cigankulja,
zatim graniti Cera, Kukavice (sl. 1).
Delovi granitoidnih kompleksa
u kojima se rudna tela nalaze su
intenzivno polomljeni kataklazirani
i hidrotermalno izmenjeni. Rudna
tela su najčešće ži;nog, sočivastog i
gnezdastog oblika. Izgrađena su od
pehblende kao dominantnog rudnog
minerala. Osim čisto uranskih ležišta
poznata su orudnjenja u kojima se
uran javlja u asocijaciji sa Mo-FeCu, Ni-Co-As i dr.
Karakteristika ovih stena je i ta da
su one najčešće služile kao glavni
izvori urana koji je deponovan u
sedimentima.
- Kristalasti škriljci su složeni
kompleksi različitog litoliškog
sastava i različitog stepena
metamorfizma, po pravilu stariji
od gornjeg karbona. Nalaze se na
velikom prostoru u jugoistočnom
delu Srbije. Značajne pojave urana
u njima su: Nekudovo - Resavica,
Trepetljak, Klokočevac, Turija i
Inovo u istočnoj Srbiji .
- Vulkaniti - prekredne starosti
kao i mlađi - tercijarne starosti
.Za vulkanogene komplekse koji
na teritoriji Srbije zauzimaju
značajno rasprostranjenje, takođe
su karakteristične brojne pojave
radioaktivnih elemenata. U intezivno
tektoniziranim i hidrotermalno
promenjenim vulkanitima,
andezitskog, dacitskog, riolitskog
i dr. sastava, mineralizacija urana
je pretežno vezana za srednji i
niskotemperaturni hidrotermalni
stadijum obrazovanja orudnjenja.
Pehblenda i mnogi sekundarni
minerali urana (autunit, uranova čađ
i dr.) su najzastupljenije mineralne
komponente.
- Stari terigeni sedimenti
predstavljaju značajne nosioce
uranskog orudnjenja u Srbiji.
Značajno ležište, i veći broj pojava
urana je otkriveno u permo - trijaskim
sedimentima Stare planine. U
jurskim sedimentima koji leže preko
granitoida kod Plavne (severoistočna
Srbija) otkrivena je vrlo interesantna
uranska mineralizacija koju prati
povećani sadržaji Mo i lantanida.
- Tercijarni sedimenti su značajni
nosioci uranskog orudnjenja, posebno
[190]
manji izolovani baseni izgrađeni od
klastičnih sedimenata miocenske
do pliocenske starosti koji se nalaze
neposredno pored granitoidnih
kompleksa. Takve mineralizacije
urana su otkrivene na području
Iverka, Belanovačkog basena i
Vranjskog basena.
Osim nabrojanih registrovan je veliki
broj pojava koje su ili nedovoljno
istražene ili ne zaslužuju posebnu
pažnju .
Trenutno za nas su najznačajnija
ležišta na područjima Stare planine,
Bukulje, Slatinske reke i Iverka, kao
i pojava Plavna pa ćemo prikazati
osnovne parametre vezane za ova
uranska ležišta i pojave.
2.1. Rudni rejon Stare planine
U rudnom rejonu Stare planine, na
osnovu genetskih tipova i prostornog
razmeštaja ležišta i pojava urana,
izdvojena su tri rudna polja:
A. Rudno polje Janje vezano je za
granitoidni kompleks koji se nalazi
u centralnom delu Stare planine.
U ovom rudnom polju nalaze se
ležišta urana Gabrovnica, Mezdreja
i Srneći Do, kao i niz pojava koje su
nedovoljno istražene.
Uranska mineralizacija javlja se u
pukotinama i razlomnim zonama u
granitoidima. U sklopu ovih zona
orudnjenja se javljaju u oblicima
sočiva, stubova i složenih žica. Ova
hidrotermalna ležišta i pojave vezane
su za više puta aktivirane zone
razlamanja.
energija
Sadržaj urana u mineralizovanim
zonama je dosta neujednačen i kreće se
od 0,03 do 0,05 %, srednje 0,04 % sa
ukupnim rezervama oko 1.700 t U3O8.
B. Rudno polje Inovo nalazi se
u okviru staropaleozojskog
kompleksa, tj. uranske
mineralizacije su prostorno vezane
za grafitične škriljce u seriji
arkoznih peščara i konglomerata.
Uranska mineralizacija se javlja u vidu
sočivastih rudnih tela, izduženih po
padu i smeštenih saglasno slojevima
metasedimenata u okviru intezivno
izlomljene, brečizirane i uškriljene
zone (međuslojni rasedi) u kojoj
dominantnu ulogu imaju krupnozrni
metapeščari i proslojci grafitično
glinovitih škriljaca. Debljina rudnih
tela oko 1 m, a sadržaji urana se
kreću od 200 do 1500 ppm. Uransku
mineralizaciju prati halkopirit,
molibdenit i galenit.
C. Rudno polje Dojkinci izgrađuju
permo-trijaski sedimenti. Rudna
tela sa uranskom mineralizacijom
su u vidu sočiva koja su saglasna
sa zaleganjem sedimenata. Vezana
su za sive peščare (redukciona
sredina) koji su smešteni između
alevrolita i peščara crvene boje
(oksidaciona sredina). Rudna sočiva
skoncentrisana su u intervalu od
10 m u podini šarenih peščara, u
zoni geohemijske barijere, širine
do 150m. Debljina sočiva rudnih
tela je od 0,5 do 2 m, a njihove
površine su od 12 000 do 25 000
m2. Sadržaji urana u ovim rudnim
telima su neravnomerni i nalaze
se u granicama od 200 do 2000
ppm, srednje 600 ppm. Uranska
orudnjenja u ovim sedimentima
na Staroj planini pripadaju
sedimentno-infiltracionom
genetskom tipu sa rudnim
rezervama oko 2 000 000 t rude.
2.2. Rudno polje Plavne
Ovo rudno polje se nalazi na
severoistoku Srbije, a pripada karpatobalkanskoj metalogenetskoj provinciji.
Tereni ovog rudnog polja izgrađeni su
od granitoida preko kojih leže jurski
sedimenti (peščari i konglomerati).
Uranska mineralizacija je smeštena
u kompleksu kontinentalnih klastita
jurske starosti, koji su smešteni u
paleodepresiji koja je nastala usled
spuštanja dela granitoidnog bloka duž
raseda. Širina paleodepresije iznosi oko
80 m, a po pružanju je dosadašnjim
geološkim radovima praćena oko
1400 m. Uranska mineralizacija je
vezana za organsku materiju koja
se nalazi u vezivu sedimenata i za
limonitsko-organsku materiju koja
se javlja duž prslina i pukotina u
brečokonglomeratima a praćena je
povećanim sadržajem molibdena.
Uransko orudnjenje se javlja u
nekoliko nivoa, a skoncentrisano je
uglavnom po periferiji paleodepresije.
Debljina orudnjenih nivoa je vrlo
promenljiva, od nekoliko desetina
centimetara do 2 m. Sadržaji U3O8 se
nalaze u vrlo širokom dijapazonu od
200 do 2000 ppm, srednje 700 ppm.
Stepen istraženosti ove pojave je mali,
a s obziron na dubinu rudnjih tela (oko
40 m) ova pojava zaslužuje posebnu
pažnju.
2.3. Uranske mineralizacije
Ridanjsko-Krepoljinske zone
U ridanjsko-krepoljinskoj strukturno
metalogenetskoj zoni koja pripada
Karpato-balkanidima istočne Srbije
karakterične su pojave bakra, olova
i cinka, molibdena, a evidentne su i
pojave urana. U karbonsko-permskim
tvorevinama registrovane su uranske
mineralizacije na lokalitetima Mečja
rupa, Čestobrodica, Stolovac i dr. Na
lokalitetu Mečja rupa, uran zajedno
sa bakrom, ređe galeniton nalazi se
duž pukotina u crvenim alevrolitima.
Učestalost mineralizovanih
pukotina je velika tako da se dobija
utisak o žično-impregnacionom
pojavljivanju. Iste karakteristike
ima i pojava Čestobrodica. Uransku
pojavu Stolovac karakteriše veći
broj anomalija radioaktivnosti na
površini od oko 30 km2. Najvećeg
su inteziteta one koje su vezane za
kompleks “šarenih sedimenata”
u formaciji crvenih peščara tj. za
sivo-zelene peščare i konglomerate.
U nekoliko raskopa registrovane
su visoke koncentracije eRa (preko
1,8%) Ekstremno visoka radioaktivna
neravnoteža i prisustvo samorodnog
bakra ukazuje na intezivne
oksidacione procese i iznošenje
urana u površinskim i pripovršinskim
uslovima. Stepen istraženosti ovih
pojava urana je nizak.
2.4. Uranonosni rejon Bukulje
U rudnom rejonu Bukulje, koji se
nalazi u centralnoj Srbiji, uranske
mineralizacije vezane su za dva
različita litološka člana, tj. javlja se u
dva različita genetska tipa.
Mineralizacije, rudne pojave i
ležišta urana u granitoidnom
kompleksu vezane su za široke
intezivno hidrotermalno promenjene
brečoidno-glinovite razlomne zone,
različite prostorne orijentacije.
Orudnjenja pripadaju tipu srednje do
niskotemperaturnih hidrotermalnih
[191]
ležišta lateralno-sekrecionog tipa.
Glavni rudni mineral je praškasta
pehblenda, koja je pretežno vezana
za glinoviti deo brečoidne zone, a
ređe je vezana za silifikovani deo.
Ležišta urana u granitoidima Bukulje
Paun Stena i Cigankulja predstavljaju
ekonomski vrlo interesantne objekte
na teritoriji Srbije. Sadržaji U3O8 kreću
se od 350 do 650 ppm, a u ležištima
Cigankulja i Paun Stena ima oko 5 000
000 t rude.
Mineralzacije urana u sedimentima
Belanovačkog basena nalaze se na
južnom obodnom delu granitoidnog
komleksa Bukulje. Orudnjenja
urana su infiltracionog tipa i vezana
su za peščare miocenske starosti.
Sedimenti su izgrađeni od odlomaka
škriljaca i granita. Konglomerati i
peščari dominiraju, a zastupljeni
su proslojci gline i uglja. Minerali
urana su deponovani na redukcionim
geohemijskim barijerama, tj. zonama
smene oksidacione sa redukcionom
sredinom. Uranova mineralizacija
je razvijena u pet litoloških nivoa.
Od uranovih minerala zastupljena je
praškasta pehblenda i autunit. Srednji
sadžaji U3O8 kreći se oko 600 ppm, a
ukupne rezerve su procenjene na oko 1
200 000 t rude.
2.5. Uranonosni rejon Iverak
Ovaj rudni rejon nalazi se u zapadnom
delu Srbije, a u okviru njega nalazi
se ležište urana Ribarice. Uransko
orudnjenje se nalazi u obodnom delu
miocenskog sedimentnog basena ,
koji sa severne strane zaplavljuje
granitski masiv Cera. Sedimentacija u
ovom basenu je bila burna, priobalska
I na kraju verovatno fluvijalna, a
karakteriše se smenjivanjem slojeva
konglomerata, peščara i peskovitih
glina. Uransko orudnjenje se nalazi
u seriji peščara sa glinovitim
proslojcima, obogaćenih ugljevitom
materijom. Debljina uranonosnih
slojeva peščara se kreće od 1,5 do 2 m.
Rudna tela su sočivasta, veličine oko
100 x 100 m. Sadržaji U3O8 variraju
od 0,01 do 0,1 %, srednje oko 0,03%.
Rezerve rude se procenjuju na oko 4
000 000 t. Na kraju da konstatujemo da
su i u obodnim delovima granitoidnog
kompleksa Cera registrovane
visokotemperaturne pegmatitskohidrotermalne mineralizacije urana.
2.6. Uranonosnost Golije
Područje zapadnog dela Golije
karakteriše tercijarni magmatizma sa
svim prelazima počev od dubinskih
stena do tufova. Po sastavu
stene su kisele ili srednje kisele,
a najzastupljeniji su daciti koji se
energija
karakterišu većim sadržajem urana u
odnosu na vulkanite susednih područja.
Uranonosni hidrotermalni rastvori na
lokalitetu Muhovo kretali su se duž
struktura koju su i efuzivi koristili za
svoja kretanja, a višefazno odlaganje
uranske mineralizacije sa pratećim
sulfidima odvijalo se u kontaktnom
delu dacita gde su bili najpovoljniji
geohemijski uslovi. Konstantovana
je primarna uranska mineralizacija –
uraninit i pehblenda, autunit, minerali
molibdena, olova i arsena. Ova pojava
urana je slabo istražena, ali zaslužuje
posebnu pažnju.
Samo da napomenemo da su u
sličnim geološkim formacjama u
centralnom delu Srbije (Borač)
konstantovane slične mineralizacije
urana koje nisu detaljnije
istraživane.
treba posmatrati u tom pravcu.
Kada se govori o ekološkim
parametrima o proizvodnji nukleane
energije ova problematika ne sme, i
objektivno ne može biti predmet grupe
ljudi koji su jednosmerno obrazovani,
već je stvar multidisciplinarnog tima
koji treba da se sastoji od osvedočenih
eksperata iz različitih oblasti.
Uvek treba imati na umu, koje su
ekološke i druge posledice otvaranje
velikih ugljenih površinskih kopova
i izgradnja teroelektrana koje su sada
najveći proizvođači električne energije
u Srbiji.
I zmijski otrov je opasan kada se
nalazi u čeljustima zmije, kada ga
čovek stavi u epruvetu i da mu pravu
primenu postaje dragocen lek.
2.7. Vranjsko - P~injski uranonosni
rejon
U okviru ovog rudnog rejona nalazi se
veći broj mineralizacija i pojava urana,
vezanih kako za neogene sedimente
tako i za vulkanite, tufove, tufozne
peščare i druge geološke jedinice. Po
značaju se izdvajaju:
- Mineralizacije i pojave urana
infiltracionog tipa u paleogenm i
neogenim sedimentima VranjskoPčinjskog basena i
- Mineralizacije i pojave urana
hidrotermalnog tipa vezane za
razlomne zone u vulkanitima
Vranjske banje.
Sve ove otkrivene mineralizacije su
istražene na niskom stupnju pa je
teško govoriti o njihovim ekonomskim
parametrima. U svakom slučaju s
obzirom na geološko – geohemijske
karakteristike ovo područje zaslužuje
da bude detaljnije istraženo.
Zaklju~ak
Rude urana, kao i sve druge, spadaju
u grupu prirodnih dobara koje čovek
zavisno od potreba i mogućnosti
koristi za opšte dobro. To prirodno
dobro Srbija treba da koristi ili za svoje
potrebe ili da bude predmet prodaje.
Upotreba prirodnih radionuklida i
njhovih produkata pre svega kod
nas treba sagledavati u proizvodnji
energije, a zatim i primeni u
savremenim tehnologijama,
potom u naučnim disciplinama za
određivanje starosti - geohronologiji
i biomedicinskim naukama. Srbija
nema ni potrebe ni mogućnosti da
radionuklide koristi za nuklearno
oružje. Srbiji je prvenstveno potrebna
električna energija i ovu problematiku
Literatura
1. Antonović, A. 1990: Radioaktivnost
u prirodi – značaj za izučavanje
u geologiji- Posebna izdanja
Geoinstituta knj. 12, str. 191.
Beograd
2. Grupa autora, u redakciji Blečić,
N. 1992. Istraživanje mineralnih
sirovina i zaštita životne sredine;
str. 142, SIT RGM Jugoslavije i
RGF Univerziteta u Beogradu
3. Grupa autora-1985: Rezultati
dosadašnjih i pravci daljih
istraživanja nuklearnih sirovina
– referati sa savetovanja, str.555;
Geionstitut, Beograd.
4. Gržetić I., Jelenković R., 1995:
Prirodni radioaktivni elementi,
geološko poreklo i oblici
pojavnjivanja i migracija; Jonizujuća
zračenja iz prirode , str.3-37Institut za nuklearne nauke “Vinča’’
Beograd
5. Kovačević, J., Ilić, B., 1996:
Istraživanje i eksploatacija
nuklearnih mineralnih sirovina,
da ili ne sa stanovišta ekologije,
“Tehnika’’ Rudarstvo, geologija i
metalurgija br. 11-12, str. 15-16,
Beograd
[192]
energija
N. Ru`in, S. Petrovi} el. ing., K. Stojanovi} el.teh.,
D. Mirosavljev el.teh.
ABS Minel FEPO, Srbija
UDC:621.314 : 621.317.38
Uporedno merenje potrošnje
aktivne električne energije
naponskim transformatorima
klase tačnosti 0,2 i 0,5
1. Uvod
Rezime
Merenje potrošnje aktivne električne
energije naposnkim transformatorima
klase tačnosti 0,2 i 0,5, rađeno je da bi
se praktično pokazala razlika tačnosti
merenja utroška aktivne električne
energije dobijena tačnijim merenjem
napona u trafostanicama.
Merenje potrošnje aktivne električne energije sa naposnkim transformatorima klase
tačnosti 0,2 i 0,5, rađeno je da bi se praktično pokazale razlike u tačnosti merenja
utroška električne energije dobijena tačnijim merenjem napona pri različitim
opterećenjima naponskih transformatora.
Ugrađena oprema:
- 3 kom. naponska transformatora tip REL 20
kV; kl. 0,5; 30 VA.
- 3 kom. naponska transformatora tip REL 20
kV; kl. 0,2; 15 VA.
1.1. Opis merne i ispitne opreme
Merenje obavljeno u TS 20/0,4
kV; 2x630 kVA u ABS Minel
FEPO Zrenjanin, na energetskom
transformatoru 20/0,4 kV; 630 kVA
tip TSPV – 631/R broj 87900, preko
koga je napajana grupa potrošača sa
pretežnim termičkim opterećenjem
(aktivno opterećenje).
Ugrađena oprema:
- 3 kom. naponska transformatora tip
REL 20
kV; kl.0,5;30 VA,
fab. br. 11911, 11912, 11913;
- 3 kom. naponska transformatora tip
REL 20
kV; kl. 0,2; 15VA,
fab. br. 11691, 11933, 11884;
- 3 kom. strujna transformatora tip AS
24-180/b2 2x20/5 A; kl. 0,5; 15 VA;
Fs 5, fab. br. 48717, 48719, 48721, sa
odnosom transformacije 20/5 A;
- 1 kom. brojilo električne energije kl.
0,5; 3x100 V; 5 A, tip PB 05P12, fab.
br. 500. slika 1;
- 1 kom. brojilo električne energije kl.
0,2; 3x100 V; 5 A, tip SL 761A071,
fab. br. 35006561. slika 2;
- 1 kom. merno priključna kutija tip
MPK.
1.2. Opis postupka merenja
Oba brojila aktivne električne
energije su elektronska sa sopstvenom
potrošnjom:
- 3 kom. strujna transformatora tip AS 24-180/b2 2x20/5 A; kl. 0,5; 15 VA.
- 1 kom. brojilo električne energije kl. 0,5; 3x100 V; 5 A.
- 1 kom. brojilo električne energije kl. 0,2; 3x100 V; 5 A.
Strujne grane oba brojila vezane su na red. Naponske grane brojila kl. 0,5 napajaju
se iz naponskih transformatora kl. 0,5. Naponske grane brojila kl. 0,2 napajaju se iz
naponskih transformatora
kl. 0,2.
Tokom uporednog merenja utroška aktivne električne energije, naponski
transformatori su podopterećeni (mala sopstvena potrošnja brojila električne
energije), nominalno opterećeni i preopterećeni.
Referat sadrži tabele rezultata merenja, dijagrame grešaka naponskih transformatora
sa različitim opterećenjima i analizu dobijenih rezultata.
Abstract
The main goal of this paper work is consumption measurement of active electricity
power by voltage transformers with class of accuracy 0,2 and 0,5. The measurement
was done to practically present differences in the accuracy of measuring the
consumption of electricity, obtained more accurately by measuring the voltage at
different loads on voltage transformers.
Used equipment
- voltage transformer type: REL 20
kV; cl. 0,5; 30 VA; ABS MINEL FEPO ... 3 pieces
- voltage transformer type: REL 20
kV; cl. 0,2; 15 VA; ABS MINEL FEPO .... 3 piece
- current transformer type: AS 24-180/b2 2x20/5 A; cl. 0,5; 15 VA; ABS MINEL FEPO...3 pieces
- meter electricity consumption cl. 0,5; 3x100 V; 5 A,...........................................................1 piece
- meter electricity consumption cl. 0,2; 3x100 V; 5 A ........................................................... 1 piece
Current connectors on meters are connected in serial.
Voltage connectors of meter with accuracy class 0,5 are connected on voltage
transformer with accuracy class 0,5.
Voltage connectors of meter with accuracy class 0,2 are connected on voltage
transformer with accuracy class 0,2.
During the comparative measurement of active power consumption, voltage
transformers are:
underloaded than allowed (small own consumption of electricity meters), nominal
loaded and overloaded.
This paper contains measurement results, error diagrams for voltage transformers
with different loads and the analysis of these results.
[193]
energija
Slika 1 Brojilo električne energije
klase tačnosti 0.5
Slika 2 Brojilo električne energije
klase tačnosti 0.2
Slika 3 Oprema povezana prema Šemi 1 u prilogu
Naponske grane brojila kl. 0,2 napajaju
se iz naponskih transformatora kl.
0,2. Dodatno su u naponske grane
obe grupe kl. 0,5 i kl. 0,2 ugrađeni
ampermetri da bi se utvrdila stvarna
snaga kojom su opterećeni naponski
transformatori, slika 4.
Strujni transformatori imaju stvarno
opterećenje 2,25 VA, nedovoljno
opterećeni ( ispod P/4 = 3,75 VA)
opsegu struje od 16% do 32% In
(energetski transformator opterećen do
40% naznačene snage). Amplitudna
greška strujnih transformatora je reda
+0,1%, ne utiče na ishod rezultata
merenja (redna veza strujnih grana
brojila aktivne električne energije).
(dijagram 3).
Sopstvene greške brojila aktivne
električne energije nisu predmet
razmatranja jer su pri naznačenom
naponu i opsegu sekundarnih struja
od 0,8 do 1,6 A istog predznaka i reda
veličina, bez obzira na snagu kojom su
opterećeni naponski transformatori.
2. Proces merenja i analiza
rezultata merenja
Merenje obavljeno opterećivanjem
sekundara transformatora sopstvenom
potrošnjom brojila aktivne električne
energije i dodatnim opterećivanjem
sekundara naponskih transformatora.
2.1. Slu~aj prvi: Naponski
transformatori su optere}eni
sopstvenom potro{njom brojila
- Strujne grane < 0,6 VA
- Naponske grane < 2 VA
Strujne grane oba brojila vezane su
na red po fazama i na fazi L1 dodatno
ugrađen voltmetar i ampermetar da
bi se utvrdila stvarna snaga kojom
su strujni transformatori opterećeni.
Naponske grane brojila kl. 0,5 napajaju
se iz naponskih transformatora kl. 0,5.
Slika 4 Dodatna oprema za merenje
Naponski transformatori su opterećeni
sopstvenom potrošnjom brojila aktivne
električne energije:
- Naponski transformatori kl. 0,5 sa 5,5
VA (ispod Pn/4= 7,5 VA). dijagram 1
- Naponski transformatori kl. 0,2 sa 1,5
VA (ispod Pn/4= 2,5 VA). dijagram 2
Stanja brojila na početku i na kraju
kontrolnog merenja (tabela 1).
Početak merenja 19.09.2009. u 14:30h,
Završetak merenja 21.09.2009. u 14:30h.
2.1.1. Analiza rezultata merenja
Analizom rezultata iz tabele 1
zaključujemo:
- brojilo kl. 0,5 priključeno na
naponske transformatore kl. 0,5 je
za 48 sati registrovalo 0,16% više
utroška aktivne električne energije
od brojila kl. 0,2 priključenog na
naponske transformatore klase 0,2
(Tabela 1.);
- Naponski transformatori pri stvarnom
opterećenju i naznačenom naponu
imaju amplitudne greške (Prema
dijagramima 1 i 2):
[194]
energija
Tabela 1 Stanja brojila na početku i na kraju merenja kada su naponski
transformatori opterećeni spostvenom potrošnjom brojila
Tabela 2 Stanja brojila na početku i na kraju kontrolnog merenja kada su
naponski transformatori dodatno opterećeni
Tabela 3 Stanja brojila na početku i na kraju kontrolnog merenja kada su
naponski transformatori klase 0.5 dodatno opterećeni
Tabela 4 Stanja brojila na početku i na kraju kontrolnog merenja kada su
naponski transformatori klase 0.2 opterećeni naznačenom snagom, a
transformatori klase 0.5 sopstvenom potrošnjom brojila
naponski transformatori
kl. 0,5
naponski transformatori
kl. 0,2
+0,38%,
+0,19%.
- Razlike amplitudne grešake je 0,19% u
korist naponskih transformatora kl. 0,5.
- Brojilo kl. 0,5 registrovalo je 0,16%
više aktivne električne energije u
odnosu na brojilo klase 0,2.
Tabela 5 Uporedni rezultati merenja utroška aktivne električne energije
[195]
Greška naponskih transformatora kl.
0,5 je za 0,19% veća u odnosu na
grešku naponskih transformatora kl.
0,2 pa je i brojilo klase 0,5 registrovalo
4 kWh, tj. 0,16% više utroška aktivne
električne energije u odnosu na brojilo
kl. 0,2. U ovom slučaju nisu uzete
obzir sopstvene greške brojila aktivne
električne energije.
2.2. Slu~aj dva: Naponski
transformatori su optere}eni
nazna~enom snagom
Naponski transformatori u ovom
slučaju su opterećeni prema šemi:
- Naponski transformatori kl. 0,5 su
opterećeni tako da je ukupna snaga
30 VA. (dijagram 1),
- Naponski transformatori kl. 0,2 su
opterećeni tako da je ukupna snaga
14,5 VA (približno naznačenoj snazi
P= 15 VA). dijagram 2.
Stanja brojila na početku i na kraju
kontrolnog merenja (tabela 2).
Početak merenja 28.09.2009. u 07:30h,
završetak merenja 02.10.2009. u
07:30h.
2.2.1. Analiza rezultata merenja:
Analizom rezultata merenja iz tabele 2
zaključujemo:
- brojilo kl. 0,5 priključeno na
naponske transformatore kl. 0,5 je
za 72 sata registrovalo 0,09% više
utroška aktivne električne energije
od brojila kl. 0,2 priključenog na
naponske transformatore klase 0,2
(tabela 2.).
- Naponski transformatori pri stvarnom
opterećenju i naznačenom naponu
imaju amplitudne greške(prema
dijagramima 1 i 2):
naponski transformator 30 VA
kl. 0,5
-0,058%
naponski transformator 14,5 VA
kl. 0,2
-0,060%.
- Razlika amplitudne grešake je 0,00%.
- Brojilo kl. 0,5 registrovalo je razliku
0,09% aktivne električne energije u
odnosu na brojilo klase 0,2.
Greška naponskih
transformatora kl.
0,5 pri stvarnoj tj.
naznačenoj snazi
30 VA i kl. 0,2
pri stvarnoj snazi
14,5 VA (približno
naznačenoj 15
VA) su iste, isti
tip naponskog
transformatora
REL 20. Razlika
registrovanog
utroška aktivne
energija
Šema 1
električne energije 4 kWh tj. 0,09% je
nastala zbog sopstvenih grešaka brojila
aktivne električne energije.
Šema veza merne i ispitne opreme
2.3. Slu`aj tri: Naponski
transformatori klase 0.5 su dodatno
optere}eni
Naponski transformatori su u ovom
slučaju opterećeni prema sledećoj
šemi:
- Naponski transformatori kl. 0,5
dodatno su preopterećeni sa 55 VA
(preko naznačene snage P = 30 VA).
(dijagram 1)
- Naponski transformatori kl. 0,2
dodatno su opterećeni sa 14,5 VA
(približno naznačenoj snazi P= 15
VA). (dijagram 2)
Stanja brojila na početku i na kraju
kontrolnog merenja (tabela 3.).
Početak merenja 21.09.2009. u 14:30h,
završetak merenja 24.09.2009. u
07:30h.
Dijagram 1 Amplitudna greška naponskog transformatora REL 20
kl. 0.5 30 VA; Fab. br. 09/11911
V
Dijagram 2 Amplitudna greška naponskog transformatora REL 20
kl. 0.2 15 VA; Fab. br. 09/11969
V
2.3.1. Analiza rezultata merenja:
Analizom rezultata merenja iz tabele 3.
zaključujemo:
- brojilo kl. 0,5 priključeno na
naponske transformatore kl. 0,5 je
za 60 sati registrovalo 0,32% više
utroška aktivne električne energije
od brojila kl. 0,2 priključenog na
naponske transformatore klase 0,2
(tabela 3).
- Naponski transformatori pri stvarnom
opterećenju i naznačenom naponu
imaju amplitudne greške(prema
(dijagramima 1 i 2):
naponski transformator 55 VA
kl. 0,5
-0,45%,
naponski transformator 14,5 VA
kl. 0,2
-0,05%.
- Razlika amplitudne greške je 0,40%
u korist naponskih transformatora kl.
0,5.
- Brojilo kl. 0,5 registrovalo je razliku
0,32% aktivne električne energije u
odnosu na brojilo klase 0,2.
Greška naponskih transformatora kl.
0,5 je za 0,40% veća u odnosu na
grešku naponskih transformatora kl.
0,2 pa je i brojilo klase 0,5 registrovalo
12 kWh, tj. 0,32% više utroška aktivne
električne energije u odnosu na brojilo
kl. 0,2. U obzir nisu uzete sopstvene
greške brojila aktivne električne
energije.
2.4. Slu~aj ~etiri: Naponski
transformatori klase 0.2 je
optere}en nominalnom snagom
a transformator klase 0.5 je
sekundarno podoptere}eni
Naponski transformatori su opterećeni
prema sledećoj šemi:
[196]
energija
Dijagram 3 Amplitudna greška strujnog transformatora AS 24/180-b2 2x20/5 A
15 VA kl. 0.5 Fs 5 Fab. br. 09/48717
Naponski transformatori kl. 0,5 sa 5,5
VA (ispod Pn/4= 7,5 VA). (dijagram 1)
Naponski transformatori kl. 0,2
dodatno su opterećeni sa 14,5 VA
(približno nominalnoj snazi P= 15
VA). (dijagram 2)
Stanja brojila na početku i na kraju
kontrolnog merenja (Tabela 4).
Početak merenja 20.10.2009. u 09:00h,
završetak merenja 22.10.2009. u
09:00h.
2.4.1. Analiza rezultata merenja:
Analizom rezultata merenja iz tabele 4.
zaključujemo:
- brojilo kl. 0,5 priključeno na
naponske transformatore kl. 0,5 je
za 48 sati registrovalo 0,32% više
utroška aktivne električne energije
od brojila kl. 0,2 priključenog na
naponske transformatore klase 0,2
(tabela 4).
- Naponski transformatori pri stvarnom
opterećenju i naznačenom naponu
imaju amplitudne greške (prema
dijagramima 1 i 2):
naponski transformator 5,5 VA
kl. 0,5
+0,38%,
naponski transformator 14,5 VA
kl. 0,2
-0,05%.
- Razlika amplitudne grešake je 0,43%
u korist naponskih transformatora kl.
0,5.
- Brojilo kl. 0,5 registrovalo je razliku
0,35% aktivne električne energije u
odnosu na brojilo klase 0,2.
Greška naponskih transformatora kl.
0,5 je za 0,43% veća u odnosu na
grešku naponskih transformatora kl.
0,2 pa je i brojilo klase 0,5 registrovalo
12 kWh, tj. 0,35% razlike utroška
aktivne električne energije u odnosu
na brojilo kl. 0,2. U obzir nisu uzete
sopstvene greške brojila aktivne
električne energije.
Zaklju~ak
Za tačno merenje i obračun utroška
aktivne električne energije, pored
preciznih brojila za merenje utroška
aktivne električne energije i naponskih
transformatora visoke klase tačnosti
za merenje napona, veoma je važno
pravilno odabrati naznačenu snagu
sekundarnog namotaja naponskih
transformatora za svako merno mesto.
Uporedni rezultati merenja utroška
aktivne električne energije na
naponskim transformatorima
sekundarno podopterećenim,
nominalno opterećenim i
preopterećenim (tabela 5).
Naponski transformatori sekundarno
nedovoljno opterećeni ili preopterećeni
imaju velike amplitudne greške,
netačno mere utrošak električne
energije, oštećuju kod obračuna ili
korisnika ili dostavljača električne
energije, i stvaraju lošu sliku o
potrebama električne energije.
[197]
energija
Novica Pej~i}, dipl.el.in`., Nemanja Grubor, dipl.el.in`.,
Dejan Kovini}, dipl.el.in`.
UDC:621.314.23
Trofazni transformator sa
motanim delta jezgrom
“SHINGLE CORE”
U
proizvodnji trofaznih
transformatora najzastupljeniji
tip je E-jezgro, jezgro klasične
konstrukcije, koje se izradjuje
slaganjem velikog broja delova trafo
lima isečenih na specijalizovanim
mašinama. Klasično jezgro ima tri
stuba i dva jarma pozicioniranih
u jednoj ravni. Limovi jarmova
su trapezastog oblika sa krajnjim
uglovima odsecanja od 45˚ i središnjim
V izrezom sa uglom od 90˚. Limovi
krajnjih stubova su takođe trapezastog
oblika sa krajnjim uglovima odsecanja
od 45˚ a limovi srednjeg stuba su u
obliku dvostruke strelice sa šiljkom
od 90˚. Napredniji načina slaganja
magnetnih jezgara, sa aspekta
smanjenja dodatnih gubitaka i nivoa
buke, je tzv. “STEP LAP”. Za ovaj
način slaganja magnetnih jezgara
upotrebljavaju se oblici limova koji su
ranije navedeni ali sa dva tehnološka
otvora u svakom limu što omogućava
brže i preciznije slaganje jezgra. Za
razliku od prvog načina slaganja
gde se postavlja po jedan lim kod
„STEP LAP“-a se odjednom postavlja
paket od nekoliko limova. Tri faze
(stuba) transformatora su prostorno
postavljene u jednoj ravni pa su
medjusobni odnosi faza različiti što
neizbežno dovodi do nesimetrije.
Magnetno jezgra koja su složena na
prethodno navedene načine imaju
po nekoliko hiljada delova-limova,
otpad nastao prilikom sečenja trafolima je preko 5%, složeno jezgro nije
samo po sebi čvrste konstrukcije pa
je neophodna specijalna konstrukcija
pomoću koje bi se stezanjem
obezbedila kompaktnost jezgra
i smanjila buka prisutna u toku
eksploatacije transformatora.
Abstrakt
U radu je prikazana uporedna analiza dva transformatora naznačenih
snaga 100kVA, proizvedena 2009-te godine u fabrici ABS Minel Trafo AD u
Mladenovcu. Prvi transformator je klasične konstrukcije a drugi je sa motanim
delta jezgrom, sopstvene konstrukcije ABS Minel Trafo-a. Prikazana je prednost
novog transformatora u pogledu energetske efikasnosti, održivog razvoja i zaštite
životne sredine.
Ključne reči: Transformator, Magnetno jezgro, E-jezgro, Motano Delta jezgro,
Šindra, Energetska efikasnost.
Three-phase transformer with delta wound core “SHINGLE
CORE”
This paper presents a comparative analysis of two transformers with rated power
100kVA, manufactured during 2009-the year in the factory ABS Minel Trafo AD
in Mladenovac. The first transformer is a classic-standard designed transformer
and the other is with a wound delta core, completely own construction of ABS
Minel Trafo AD. This paper is showing the benefit of the new transformer
design in terms of energy efficiency, sustainable development and environmental
protection.
Key words: Transformer, Magnetic core, E-core, Wound delta core, Shingle,
Energy efficiency.
Trofazna DELTA jezgra imaju
prostorno simetričan, „prirodan“
raspored stubova (faza) u temenima
jednakostraničnog trougla dok jarmovi
imaju samo polovinu poprečnog
preseka jezgra. Jarmovi su iste dužine
a masa im je oko 2/3 od mase jarmova
ekvivalentnog E-jezgra. Sve ovo
dovodi do gotovo potpune simetrije.
Struje magnećenja kod DELTA jezgra
su simetrične, jednake u svim fazama i
nemaju u sebi treći harmonik.
Iz teorije je poznato da motana
magnetna jezgra električnih mašina
imaju sledeće prednosti u poređenju
sa sečenim i naknadno slaganim
jezgrima:
jednostavniji, brži i jeftiniji način
izrade,
[198]
niže vrednosti struja magnećenja,
niže nivoe buke u toku eksploatacije,
mogućnost žarenja jezgara, što
daje mogućnost vraćanja izvornih
karakteristika trafo limu (smanjenje
nivoa specifičnih gubitaka) koje
su svakako pogoršane sečenjem,
manipulacijom i svakom drugom
obradom.
Danas se u praksi DELTA jezgra
veoma malo koriste u proizvodnji
transformatora zbog veoma zahtevnih
metoda i tehnologija izrade te je
u ovom radu prikazan sopstven
i jedinstven pristup razvoju,
projektovanju i proizvodnji trofaznog
motanog Delta jezgra (Shingle Core)
kao i čitavog trofaznog transformatora
ABS Minel-Trafo-a iz Mladenovca.
energija
Izrada motanog Delta jezgra – Shingle Core
Faza I Namotavanje jedne „kanure“ od traka trafo-lima
Faza II Poprečni presek jedne gotove „kanure“ od traka trafo-lima (levo) i
spajanje tri gotove „kanure“ (desno)
Faza III Izgled kompletiranog Delta
jezgra – Shingle Core
Komparacija Delta jezgra – Shingle Core i jezgra klasične konstrukcije
Shingle core
odnos
Klasično jezgro
D=126; L=260; H=330 [mm]
Poprečni presek jezgra 109.62 cm2
Broj različitih širina traka je 6
Masa jezgra je 150.9kg
Otpad nastao prilikom sečenja je 0kg
Utrošak trafo-lima je 150.9kg
=
=
=
<
<
<23.65%
D=126; L=260; H=330 [mm]
Poprečni presek jezgra 109.62 cm2
Broj različitih širina traka je 6
Masa jezgra je 188.9kg
Otpad nastao prilikom sečenja je 8.75kg
Utrošak trafo-lima je 197.65kg
[199]
energija
Osnovne prednosti transformatora
sa motanim Shingle Core jezgrom
u odnosu na transformatore sa
klasi~nom konstrukcijom jezgra
Slika 1
20% manji gabarit i masa,
20% niži nivo gubitaka energije,
8 puta manja struja magnećenja,
2 puta manja struja zasićenja,
nema trećeg harmonika u struji
magnećenja,
idealna simetrija svih faza,
niži nivo buke i vibracija u toku
eksploatacije,
jednostavan postupak i oprema za
izradu jezgra,
2 puta kraće vreme potrebno za
proizvodnju,
mogućnost robotizacijeautomatizacije proizvodnje i
jednostavna instalacija i
eksploatacija bez održavanja
Prakti~no namotavanje kanure od
traka trafo-lima za Shingle Core
Slika 2
Slika 4
Za ovu fazu proizvodnje iskorišćena je
već postojeća mašina za proizvodnju
namotaja (motalica) uz dodatak
posebno konstruisanog četvrtastog
alata-šablona. Broja navojaka trake
daje potrebnu-proračunatu debljinu
naslage trafo-lima a korak motalice je
podešen tako da ukupan ugao smicanja
bude 30°. Ova faza proizvodnje
prikazana je na slici 1.
Prakti~no sastavljanje tri kanure u
magnetno jezgro Shingle Core
Nakon sastavljanja tri kanure u
konačno magnetno jezgro Shingle
Core pristupa se fiksiranju stubova
nastalog jezgra poliglas trakom. Kraj
ove faze proizvodnje prikazan je na
slici 2.
Prakti~no motanje namotaja na
gotovo Shindra Core magnetno
jezgro
Slika 3
Motanje namotaja direktno na
stubove gotovog Shingle Core jezgra
se izvodi na standardnoj mašini za
motanje u nekoliko faza i uz pomoć
specijalno razvijenog pomoćnog alata
i specijalnog šablona. Hronološki sled
faza je:
montaža šablona,
motanje namotaja nižeg napona,
motanje namotaja višeg napona i
demontaža šablona.
Ovaj proces se ponavlja za sve tri faze.
Na slici 3 je prikazano ranije navedeno
u momentu motanja namotaja višeg
napona.
Monta`a aktivnog dela trofaznog
transformatora sa Shingle Core
jezgrom
Završena montaža je pojednostavljena
i prikazana na slici 4. Sastoji se od dva
drvena šestougla (gornjeg i donjeg)
[200]
energija
Slika 3
Transformatorski sud i plo~a
Transformatorski sud i ploča
su izrađeni od čeličnog lima a
antikorozivnu zaštitu je moguće
ostvariti farbanjem ili postupkom
toplog cinkovanja kako je prikazano
na slici 5. Ovakva vrsta konstrukcije
daje kompletnom transformatoru
neuobičajen i svakako efektan izgled
kao i manju ukupnu zapreminu
a kvalitetna antikorozivna zaštita
transformatorskog suda i ploče
omogućavaju dug vek trajanja. Na
slici 6 je prikazan gotov hermetički
zatvoren transformator sa Shingle Core
jezgrom spreman za isporuku.
Uporedna analiza utro{aka
materijala (tabela 1)
Slika 3
Uporedna analiza utrošaka materijala
je urađena za dva tipa transformatora
različitih konstrukcija. Jedan od tipova
je EDK 100-10, tip transformatora
sa sniženim gubicima iz serijske
proizvodnje, koji je projektovan u
saglasnosti sa preporukama EPS-a,
klasične konstrukcije. Drugi tip
transformatora je mMAS 100-11, tip
transformatora za skandinavsko tržište
iz serijske proizvodnje ali Shindra
Core konstrukcije.
Zaklju~ak
za stabilnu montažu na dno trafo
suda i uzdužnih zavrtnjeva preko
kojih je aktivan deo spojen sa pločom
transformatora
Transformator Shingle konstrukcije
(Šindra na srpskom jeziku) razvijen
i proizveden u ABS Minel Trafo-u u
Mladenovcu ima najniži odnos mase
transformatora i propuštene električne
energije od svih poznatih konstrukcija
trofaznih distributivnih transformatora.
Ovom konstrukcijom je moguće
ispuniti najstrožije zahteve sa aspekta
nivoa gubitaka koji su predviđeni
Tabela 1
[201]
novousvojenom evropskom normom
EN 50464 sa do sada upotrebljavanim
klasičnim materijalima i relativno
jednostavnom tehnologijom.
Literatura
1. Тихомиров П.М., Расчэт
трансформаторов, Энергоатом
издат, 1986., Москва
2. Tehnička dokumentacija ABS Minel
Trafo AD, Mladenovac
3. Zahtev ABS Minel Trafo AD za
priznavanje patenta iz 2008, Zavod
za intelektualnu svojinu, BeogradCirih
energija
mr. sc. D`evad Sinanovi} dipl.ing.el.
Fakultet elektrotehnike u Tuzli
mr. sc. Adamir Jahi} dipl.ing.el., Admir Botali} dipl.ing.el.
JP Elektroprivreda BiH
UDC:621.314.001 : 621.317
Analiza viših harmonika
opterećenja PC-a sprega
transformatora DYg
1. Uvod
Rezime
Krajem prošlog, a naročito početkom
ovog veka, svedoci smo veoma
rapidnog rasta primene elektronske
i elektrotehničke opreme sastavljene
od poluprovodničkih elemenata. Ovi
elementi zbog svoje prekidačke prirode
predstavljaju nelinearne potrošače za
mrežu i izazivaju izobličenje talasnog
oblika struje i napona (izobličenje
sinusoide). Matematičkom analizom
se pokazuje da se ovi izobličeni
signali mogu prikazati nizom sinusnih
funkcija različitih frekvencija. Ove
frekvencije su celobrojni umnožak
osnovne (dominantne) frekvencije
analiziranog signala i nazivaju se viši
harmonici.
Interesantno je analizirati rast
masovnosti upotrebe računarske
opreme u današnjem društvu.
U tehnološkom smislu, period
pre početka korištenja računara i
današnje vreme masovne upotrebe
računara, mogao bi se jednostavno
objasniti rečima ¨od divergencije
ka konvergenciji¨. Drugim rečima
savremena tehnologija veliki akcenat
stavlja na multifunkcionalnost. Stoga
danas imamo situaciju da se računar
istovremeno koristi kao radio, TV,
sredstvo za pisanje, sredstvo za
komunikaciju, i td.
Sve ovo je uticalo da računari i
računarska oprema danas predstavljaju
nezaobilazno sredstvo rada i zabave u
radnim organizacijama, ustanovama,
institucijama i dr.
Teško je zamisliti domaćinstvo, ali
i radno mesto u različitim radnim
jedinicama bez računara. Stepen
razvijenosti društva sigurno određuje i
stepen primene računara.
Rad pojašnjava uzroke i posledice nastanka viših harmonijskih komponenti u
elektroenergetskoj mreži i načine njihovog eliminisanja. U elektroenergetskoj
mreži prisutne su više harmoničke komponente napona kao stacionarne varijacije
napona. U radu je uz pomoć programskog paketa MATLAB/PSB simulirano
nelinearno, po fazama izbalansirano, opterećenje skupa PC računara koje se
napaja preko transformatora sprege DYg. Na osnovu navedenog modela izvršena
je analiza viših harmonika PC-a (snimljeni talasni oblici struja i napona na
primarnoj i sekundarnoj strani transformatora i harmonijski sadržaji struja
na primarnoj i sekundarnoj strani transformatora sa proračunom indikatora
distorzije talasnog oblika struje -THDI). Svedoci smo rapidnog rasta elektronske
i elektrotehničke opreme. Navedena oprema zbog svoje nelinearnosti je sama
po sebi uzrok pogoršanja kvaliteta električne energije, a loš kvalitet električne
energije utiče na pogrešan rad te iste opreme. Dakle, distributer električne
energije je suočen sa dva dijametralno suprotna zahteva. Jedan je da kupcima
isporuči električnu energiju kvalitetnog napona (sinusoidalan), a drugi da
takvu energiju zaštiti od zagađenja (deformacije sinusoide) od strane kupaca
(elektronska i druga oprema).
Ključne reči: više harmonijske komponente, nelinearni potrošači, THDI.
Analyze of Higher Harmonic of PC Load Transformer
Connection DYg
The paper explains the causes and consequences of formation of the higher
harmonic components in the electrical network and methods of their elimination.
Higher harmonic components exists in the electrical network as a stationary
voltage variations. The paper with the help of software package MATLAB/PSB
simulated non-linear, balanced by phases, the load of set PC which get voltage
by a transformer DYg connection. An analyze of higher harmonic of PC that
is powered via transformer DYg is performed with above mentioned model
(recorded waveforms of current and voltag at the primary and secondary side
of transformers and current harmonic content at primary and secondary side
of the transformer with calculation of harmonic distortion indicator of current
waveform). Wa are witnessing the rapid growth of electronic and electrotechnical
equipment. The above equipment due to its nonlinearity is itself a cause of
deterioration of the quality of electricity, a worsening electricity affects the
wrong work of the same equipment. So, the electricity distributor of electric
energy is faced with two diametrically opposed demands. One is to deliver
electricity to consumers high-quality voltage (a sinuousoid voltage), and second,
that such energy protect from pollution (deformation of a sinuousoid voltage) by
consumers (electronic and others equipment).
Key words: higher harmonic components, nonlinear consumers, THDI.
[202]
energija
Sa energetskog aspekta ovako
velika upotreba računara postavlja
dva zahteva. Jedan je povećati
proizvodnju električne energije,
zbog povećane potrošnje uzrokovane
većom upotrebom računara, a drugi je
obezbediti kvalitet električne energije,
zbog harmonijskih komponenti koje
uzrokuju ova oprema. U ovom
radu akcenat se daje na pojavu
viših harmonijskih komponenti
u elektroenergetskoj mreži usled
nelinearnosti potrošača koja je između
ostalog karakteristična i velikom
primenom računara.
Nelinearni potrošači su najčešće
prisutni u:
- Industriji (transformatori, ispravljači,
invertori, elektrolučne peći, livnice,
elektrolize, valjaonice, željezare,
fabrike tekstila, fabrike papira,...)
- Domaćinstvima (TV, PC i prateća
oprema, audio uređaji,....)
- Poslovnim zgradama i računarskim
centrima (PC, kopir aparat, printeri,
skeneri, halogene i fluorescentne
sijalice,...).
Analiza kvaliteta električne energije
dobija sve više na značaju upravo
iz ekonomskih razloga. Obzirom da
se poluprovodničke komponenete
karakterišu nelinearnošću, tada
se nameće zaključak da upravo
informatička, telekomunikaciona i
druga elektronska oprema predstavlja
ozbiljnu pretnju kvaliteti električne
energije. Ovde su proizvođači
električne energije, odnosno
distributeri suočeni sa dva dijametralno
suprotna zahteva. S jedne strane
navedena elektronska oprema zahteva
kvalitetan napon (sinusoidalan), dok sa
druge strane ista ta elektronska opema
injektuje u mrežu nesinusoidalnu
struju koja tako narušava kvalitet
električne energije, odnosno deformiše
sinusoidalan signal.
Dijagram 1.1 Talasni oblik struje PC i laserskog štampača
Na dijagramima 1.1 i 1.2 prikazani
su talasni oblici struje PC i njemu
priključenog laserskog štampača.
Činjenica je da su indikatori distorzije
talasnog oblika struje THDI u ovom
slučaju 48,58 %. Uopšteno za ovu
vrstu opreme THDI su vrlo visoki i
reda su 100 %, 200 % pa čak i više.
Obzirom da se radi o uređajima male
snage oni ne mogu dominantno uticati
na oblik napona mreže. Stoga nas ne
moraju plašiti visoke vrednosti THDI
na uticaj distorzije talasnog oblika
napona.
Međutim, ukoliko se uzme u obzir
velika koncentracija ove opreme kao
što je to u velikim poslovnim centrima,
u nastojanju da se obezbedi što
kvalitetniji napon električne energije,
niti navedene činjenice ne treba
zanemariti.
2. Posledice vi{ih harmonika
Pojava harmonika u elektroenergetskoj
mreži ima za posledicu:
1. Pojava rezonancije u mreži
2. Uticaj na kondenzatorske baterije
3. Uticaj na elemente zaštite
4. Uticaj na tačnost pokazivanja
standardnih mernih instrumenata
5. Dodatni gubici u električnim
mašinama
6. Interferencija sa
telekomunikacionim signalima
7. Ostali uticaji
2.1 Pojava rezonancije u mre`i
Dijagram 1.2 Harmonici PC i laserskog štampača
Prisustvo kapacitivnosti u mreži
može uzrokovati pojavu lokalne
rezonancije. Ovu pojavu prate velike
vrednosti struja i napona. Takvo
stanje dovodi do kvarova najčešće
na samimi kondenzatorima. Postoji
serijska i paralelna rezonancija.
Serijska rezonancija se odlikuje malom
impedancom i velikim strujama, dok se
paralelna rezonancija odlikuje velikom
impedancom i velikim naponima.
Pojava rezonancije u mreži utiče na
kondenzatorske baterije (kvarovi ili
uništenje), na opremu za telekomandne
signale (uništenje VF skretnica
i kondenzatora za podešavanje
frekvencije), na rad zaštitinih uređaja
(releji,...) itd.
2.2 Uticaj na kondenzatorske baterije
Kondenzatori koji čine kondenzatorske
baterije za popravku faktora snage ili
su u sastavu filtera ili se pojavljuju u
nekom drugom sklopu, su ugroženi
pojavama prenapona ili velikim
vrednostima struja. Prisustvo
harmonika u naponu izaziva dodatne
gubitke
(2.1)
[203]
energija
Serijska i paralelna rezonancija između
kondenzatora i ostatka mreže izaziva
prenapone i visoke vrednosti struja,
što povećava gubitke i pregrijavanje
kondenzatora i vodi skraćenju veka
trajanja ili proboju u dielektriku.
Stoga se kondenzatori izgrađuju
prema različitim standardima koji
specificiraju različite nivoe strujnog
naprezanja.
2.3 Uticaj na elemente za{tite
Prisustvo harmonika u mreži čest je
uzrok smetnji za telekomandne signale
koji upravljaju elementima zaštite
ili se upotrebljavaju za daljinsku
kontrolu i upravljanje. Negativni
efekti se manifestuju u nepravilnom
radu prijemnika, kao i kvarovima na
opremi.
2.4 Uticaj na ta~nost pokazivanja
standardnih mernih instrumenata
Pojava mernih veličina bogatih
sa harmonicima izaziva grešku,
koja izlazi iz okvira klase mernih
instrumenta. Zbog toga je važno znati
koji je procentualni iznos harmonika i
koliko oni utiču na tačnost merenja.
Zbog različite konstrukcije mernog
uređaja, uticaj harmonika na merenje
se razlikuje. Stoga je potrebno
analizirati svaku vrstu mernog uređaja
posebno, instrumentne za merenje
struje i napona (analogni instrumenti
sa mekim gvožđem, univerzalni
merni uređaj sa analogno/digitalnim
pokazivanjem), instrumente za merenje
snage, instrumente za merenje utroška
električne energije – indukciona
brojila.
Posljednjih godina odgovor na sve
veći uticaj nelinearnih potrošača za
merenje i obračun električne enrgije je
u primeni digitalnih brojila. Najvažnija
komponeneta u ovim uređajima su
A/D konvertori (jedan za struju i
jedan za napon), koji se pomoću
sinhronizirajućih kola priključuju
simultano na po jednu fazu. Tačnost
brojila zavisi direktno od A/D
konverzije.
2.5. Dodatni gubici u elektri~nim
ma{inama
Kod transformatora prisustvo
harmonika napona povećava
histerezisne i gubitke usled vrtložnih
struja, kao i naprezanje izolacije.
Protok harmonika struje povećava
gubitke u bakru tj. Džulove gubitke.
Posebno su izraženi gubici u namotima
spregnutim u trougao, pa se isti
moraju predvideti kod projektovanja.
Kod rotacionih mašina javljaju se dva
efekta: povećani gubici i parazitni
momenti. Gubici usled prisustva
viših harmonika se javljaju i u
rotorskom i u statorskom kolu, kao
i u feromagneticima. U rotorskim i
statorskim provodnicima mogu biti
veći od gubitaka usled otpornosti,
zbog vrtložnih struja i skin efekta. U
feromagneticima doprinose povećanju
gubitaka u gvožđu.
Slika 3.1 Analizirani dio trofazne
električne mreže
2.6 Interferencija sa
telekomunikacionim signalima
Viši harmonici se sa elektroenergetskih
vodova prenose na telekominikacione
interferencijom. Efekat interferencije
je više izražen ukoliko su
elektroenergetski i telekomunikacioni
kablovi postavljeni blizu. Najveći
problemi se javljaju u poštama i
u poslovnim zgradama sa velikim
brojem računara. Kao posledica
javljaju se šumovi koji utiču na kvalitet
čujnosti.
2.7. Ostali uticaji
- Motori: pregrijavanje, parazitni
momenti, vibracije, šumovi.
- Kablovi: pregrevanje, starenje
izolacije, skin efekat.
- Pregaranje osigurača.
- Nekontrolisano delovanje zaštitnih i
upravljačkih uređaja.
- Pogrešan rad PC (resetovanje,
blokiranje rada, ¨korupcija u
podacima¨ hard diska, gubitak
podataka iz RAM-a, promene boje
na monitorima relativno visokih
rezolucija).
- Ispis horizontalnih linija na TV
prijemnicima.
- Šumovi u audio signalima kod audio
prijemnika itd.
3. Analiza harmonijske
distorzije primenom
simulacije
3.1 Simulacijski model bez filtera
U svrhu detekcije problema
nelinearnog opterećenja analizirat
će se deo trofazne električne mreže
gdje se preko transformatora sprege
Dyg napaja nelinearno, po svakoj
fazi izbalansirano, opterećenje skupa
personalnih računara (PC). Za ovu
namenu korišten je programski paket
MATLAB/PSB.
Na slici 3.1 prikazan je model
analiziranog dela trofazne električne
mreže.
Na slici 3.2 prikazan je ekvivalentni
model nelinearnog opterećenja po
svakoj fazi.
Uzeti su sledeći parametri modela:
Mreža:
Un = 10 kV (linijski napon mreže)
[204]
Slika 3.2 Ekvivalentni model
nelinearnog opterećenja
Fazni ugao prve faze: ϕ = 0
Parametri mreže:
R S = 1.5 Ω ; LS = 0.045 H
Transformator (linearni model):
Nazivna snaga: Sn=50 kVA
Prenosni odnos transformatora: 10/0,4 kV
Radni otpor i reaktansa primarnog i
sekundarnog namotaja: Rp=Rs=0,003 p.u.
Xp=Xs=0,06 p.u.
Parametri grane magnetiziranja:
Rm=500 p.u.; Xm=500 p.u.
Parametri nelinearnog opterećenja
(PC):
R=0,5 Ω; L=0,004 H
Ropt=150 Ω; Lopt=125 μH
Interni parametri diode:
Ron=0,01 Ω; Lon=1μH, Uf=0,8 V, Ic=0,
Rs=10 Ω, Cs=0,01μF
Simulacijski model date električne
mreže u MATLAB-u prikazan je na
slici 3.3.
Simulacijom navedenog modela prvo
će se utvrditi talasni oblik struja faze R
na 10 kV naponskom nivou.
Nakon izvršene simulacije talasni
oblik struje faze R na primarnoj strani
transformatora izgleda kao na slici 3.4.
Talasni oblik napona između faze R
(uRt) i nultog provodnika na primarnoj
strani transformatora izgleda kao na
slici 3.5.
Na slici 3.6. prikazan je harmonijski
sadržaj struje iR (na primarnoj strani
transformatora) do 15. harmonika.
energija
Slika 3.3 Simulacijski model trofazne električne mreže
prikazan u MATLAB-u
Slika 3.4 Talasni oblik struje na primarnoj strani
transformatora
Slika 3.5 Talasni oblik napona između faze R i nultog
provodnika na primarnoj strani transformatora
Slika 3.6
Slika 3.7 Harmonijski sadržaj struje ir
Slika 3.8. Harmonijski sadržaj struje neutralnog provodnika
Slika 3.9 Efektivna vrednost iRef
Slika 3.10 Efektivna vrednost iref
Na osnovu vrednosti dobijenih
simulacijom izveden je proračun
indikatora harmonijske distorzije struje
na sledeći način.
Harmonijski sadržaj struje iR
(3.1)
Harmonijski sadržaj struje ir (na
sekundarnoj strani transformatora) do
[205]
15. harmonika izgleda kao na slici 3.7.
Harmonijski sadržaj struje neutralnog
provodnika do 15. harmonika izgleda
kao na slici 3.8.
energija
Slika 3.11 Efektivna vrednost ineff
Slika 3.12 Simulacijski model dela električne mreže sa
jednim trofaznim filterom
Slika 3.13 Snimljeni talasni oblik struje iR pri topologiji
mreže kada je ugrađen jedan filter
Slika 3.14 Harmonijski sadržaj struje iR
Efektivne vrijednosti iRef, iref i inef
izgledaju kao na slikama 3.9, 3.10 i 3.11.
3.2 Metode za ubla`avanje i
eliminisanje harmonika
Postoji nekoliko metoda za
ublažavanje i eliminisanje harmonika:
1. Smanjenje intenziteta harmonijskih
struja
2. Ugradnja filtera
3. Promjena rezonantne frekvencije
sistema
3.2.1 Smanjenje intenziteta
harmonijskih struja
Obično podrazumeva promenu načina
rada pogona koji generiše harmonike.
Zapravo radi se o promjeni topologije
mreže. To je praktično teško izvesti
jer se time može uticati na kompletan
proizvodni proces. Rešenje problema
je u adekvatnom projektovanju
(obezbeđenjem predikcije).
Praktično, postavljanje prigušnice
X = ω · L u seriji sa nelinearnim
potrošačem samo po sebi utiče na
smanjenje struje. Taj sklop predstavlja
kratak spoj za te frekvencije, tako da se
jedne frekvencije od drugih ¨isčiste¨.
Drugi načini smanjenja intenziteta
harmonijske struje jeste u ugradnji
transformatora sa spojem zvezdatrougao ili trougao-trougao, ugradnjom
transformatora u spoju Y ili pak
ugradnjom 12-pulsnih konvertora.
Spregom namota transformatora
dovodi se do blokade svih harmonika
koji su deljivi sa tri (3).
Unošenjem faznog pomeraja od 30
stepeni, sprezanjem transformatora u
zvezdu i u trougao, dobija se efekat 12pulsnog ispravljača, odnosno eliminišu
se 5-ti i 7-mi harmonik.
3.2.2. Ugradnja filtera
Filteri se najčešće postavljaju paralelno
potrošaču i sastoje se od kondenzatora
sa prigušnicom.
Obezbeđenjem niske impedance
(kondenzator i prigušnica su u stvari
kratak spoj za wr ) sprečava se dalje
širenje harmonika u mrežu. Postoje
aktivni i pasivni filteri. Pasivni se
uglavnom ugrađuju paralelno na izvor
harmonika. Nedostatak ove vrste filtera
je da nose sa sobom ¨C¨ i ¨L¨ i time
mogu smanjiti rezonantnu učestanost
i pogoršati rezonantni uslov. Izražen
efekat starenja dielektrika odražava se
na smanjenje kapaciteta C, odnosno
povećanje rezonantne frekvencije.
Aktivni filteri su elektronski pretvarači
koji su programirani da prate injekciju
nesinusoide na tom mjestu, i na osnovu
toga generiraju struju koja kada se
superponira sa harmonijskom strujom
daje čistu sinusoidu. Dakle sam naziv
¨aktivni¨ kazuje da taj sklop stalno
prati harmonike i na osnovu rezultata
generira adekvatan signal.
[206]
3.2.3. Promena rezonantne frekvencije
sistema
Ovaj metod se najčešće koristi
kada su u sistemu ili kod potrošača
prisutne kondenzatorske baterije za
kompenzaciju reaktivne energije.
Njihova rezonantna frekvencija je
često blizu frekvencije karakterističnih
harmonika, pa dolazi do neželjenih
negativnih pojava. Problem se
obično rešava menjanjem veličine
kondenzatora, dodavanjem serijske
impedance, pomeranjem kondenzatora
na drugu sabirnicu ili pak potpunim
uklanjanjem kondenzatora iz mreže.
3.3 Simulacijski model sa jednim
trofaznim filterom
Da bi se na simulacijskom modelu
pokazao efekat ublažavanja ili
eliminisanja harmonika ugradnjom
filtera na istom simulacijskom modelu
dimenzionisat će se u jednom slučaju
jedan trofazni filter, a u drugom slučaju
dva paralelna trofazna filtera. Dva
paralelna trofazna filtera koristit će se
u cilju eliminisanja dvije maksimalne
harmonijske komponente struje faze R
na 10 kV strani transformatora.
Model dela električne mreže sa jednim
trofaznim filterom za eliminisanje
dominantno najvišeg harmonika struje
faze R na 10 kV strani transformatora
prikazan je na slici 3.12.
Snimljeni talasni oblik struje iR na 10
kV strani transformatora, kada je u
energija
Slika 3.15 Simulacijski model dela električne mreže sa dva
trofazna filtera
topologiji mreže dodat jedan trofazni
filter, po izvršenoj simulaciji, izgleda
kao na sledećoj slici 3.13.
Harmonijski sadržaj harmonika sada
izgleda kao na slici 3.14.
Može se zaključiti da je i sa samo
jednim filterom postignuto elimisanje i
petog ali i sedmog harmonika struje iR.
U tom slučaju proračun THDI izvodi
se na sledeći način:
(3.2)
Rezultat THDI pokazuje da je
harmonijska distorzija gotovo
eliminisana.
Simulacijski model sa dva filtera za
eliminisanje dominantnih harmonika
struje iR izgleda kao na slici 3.15.
Talasni oblik struje iR pri ovakvoj
topologiji mreže (dva filtra) izgleda
kao na slici 3.16.:
Harmonijski sadržaj struje iR kada su u
mreži dva filtera za eliminisanje viših
harmoničkih komponenti izgleda kao
na slici 3.17.
Na osnovu izvršenih proračuna THDI
struje iR pri topologiji mreže bez filtera
i sa filterom lako se vrši poređenje
indikatora harmonijske distorzije:
- THDI iR bez filtera iznosi 191,69 %
- THDI iR sa filterom iznosi 0,020 %
Za ukupnu dužinu trajanja simulacije
uzeto je vrijeme 0.2 sec. Interesantno
Slika 3.16 Talasni oblik struje iR pri topologiji mreže sa dva
filtera
je da promenom dužine trajanja
simulacije sa 0,1 na 0,2 računar
zahteva pet (5) sati više vremena rada.
Na ovaj način se pored tačnosti,
pokazuje da je i brzina izabrane
numeričke metode, kojom se
realizuje određena simulacija, izuzetno
važna.
Zaklju~ak
U elektroenergetskoj mreži prisutne
su harmonijske komponente napona
kao stacionarne varijacije napona.
Svedoci smo rapidnog rasta primene
elektronske i elektrotehničke
opreme. Navedena oprema zbog
svoje nelinearnosti je sama po sebi
uzrok pogoršanja kvaliteta električne
energije, a pogoršani kvalitet električne
energije utiče na pogrešan rad te iste
opreme. Dakle, distributer električne
energije je suočen sa dva dijametralno
suprotna zahteva. Jedan je da
elektronska oprema zahteva kvalitetan
napon (sinusoidalan), a drugi da ta
ista oprema zagađuje električnu mrežu
(deformiše sinusoidu).
Ukratko, ovaj se zaključak može
jednostavnije predstaviti na sledeći
način:
Slika 3.17 Harmonijski sadržaj struje iR pri topologiji
mreže sa dva filtera
[207]
Literatura
[1] A. Tokić: Autorizovana predavanja
na PDS Fakulteta elektrotehnike
Tuzla, odsjek Energetska
elektrotehnika, na predmetu
¨Kvalitet električne energije¨- II
semestar šk. 2006/2007.
[2] A. Tokić: CEFES - ¨Kvalitet
električne energije¨ , 2005. god.
[3] [8] I. Mužić, I. Tomšić, M. Lasić,
“Razvoj vjetroelektrana u EU
i njihov utjecaj na mrežu”, HO
CIGRE, Cavtat, Studeni 2005
[4] A. Bachry, ”Power quality studies
in distribution system involving
spectral decomposition”, doktorska
disertacija, Magdenburg, Germany,
June 2004
[5] J. L. Gutierrez-Iglesias “Power
quality cost”, EURELECTRIC
Third Power Quality Workshop,
Brussels, Belgium, June 2004
[6] R. C. Dugan, M. F. Mcgranaghan,
S. Santoso, H. W. Beaty, “Electric
power system quality”, McGrawHill, New York, USA, 2003
[7] G. Šagovac, I. Klarić:
“Razmatranje kvalitete električne
energije u distribucijskim
mrežama”, 5.Simpozij o
elektrodistribucijskoj djelatnosti
HO CIGRE, Travanj 25-28, 2004,
Zadar, Hrvatska
[8] J. Šimić, S. Gros, M. Lasić:
“Negativno povratno djelovanje
trećeg harmonika struje u NN
mrežama”, 7.Savjetovanje HO
CIGRE, Studeni 07-10, 2005,
Cavtat, Hrvatska
energija
Milorad Mir~i}
Visoka tehnička škola strukovnih studija, Požarevac
Sa{a Stojkovi}
Tehnički fakultet, Čačak
UDC:621.315 : 621.316.925
Uticaj elektromagnetski
spregnutih vodova na
podešenje prvog stepena
distantne zaštite
1. Uvod
Rezime
Trend u eksploataciji
elektroenergetskih sistema je
maksimalno iskorišćenje postojećih
resursa. Prenos se sve više izvodi
konstrukcijama dva voda na istom
stubu umesto jednog, sa ciljem da
se povećaju pouzdanost i sigurnost
velikih sistema. Ima i puno vodova
čije su trase toliko blizu da ovi vodovi
elektromagnetski utiču jedan na drugi.
Detekcija i lokacija nesimetričnih
kvarova, za koje je karakteristična
ova sprega, u elektroprivrednim
organizacijama su postale značajna
tema [1], [2]. Ovi vodovi najčešće
se štite distantnom zaštitom, čiji
je princip rada takav da su teškoće
nastale zbog magnetske sprege –
najveće. Kapacitivna sprega između
vodova postoji, ali je njen uticaj na rad
zaštite slab.
Osnovni problem je što impedansa
voda sa magnetskom spregom nije ista
kao kada te sprege nema. Princip rada
distantne zaštite bazira se na „merenju“
impedanse. Zbog međusobne sprege
između vodova, to merenje postaje
pogrešno. Posledica, u zavisnosti od
toga kako je relej podešen, mogu biti
pogrešna (neselektivna) isključenja pri
kvaru na početku susednog voda, pa
je potrebno relej podesiti drugačije od
onog kada nema magnetske sprege.
Postoji više karakterističnih
konfiguracija koje su analizirane
u literaturi. Jedna je kada su dva
paralelna voda napajana samo sa jedne
strane (misli se, ne samo na direktne,
već i nulte komponente struje). Vodovi
polaze sa zajedničkih i završavaju
na zajedničkim sabirnicama. Drugi
slučaj je dvostrano napajanje. Treći
slučaj je kada je jedan vod u pogonu,
Elektromagnetski uticaj spregnutih vodova na rad distantne zaštite je nepovoljan
jer relej, u slučaju da vodovi polaze i završavaju na istim sabirnicama, vidi veću
impedansu nego što treba. U ovom radu analiziran je taj uticaj. Pokazano je
kako se softverskim alatom ATP-EMTP mogu izračunati parametri spregnutih
vodova, kao i struje u vodovima pri jednofaznom kvaru na jednom od vodova.
Prikazan je postupak za podešavanje prvog stepena distantne zaštite.
Ključne reči: distantna zaštita, elektromagnetska sprega, nadzemni vod,
simulacija.
Abstract
Mutual coupling of overhead lines influences unfavourably on the distance
protection measurement if the lines are connected to the same buses on the both
ends. The relay measures greater impedance than accurate one. In this paper
that influence is analysed. It is shown that mutually coupled lines parameters
and short-circuit currents in both lines can be calculated by ATP-EMTP software
tool. One procedure of the first distance zone setting is presented.
Key words: Distance protection, mutual coupling, overhead line, simulation.
a drugi iz nekog razloga isključen, ali
ne i uzemljen. Četvrti slučaj je kada
je jedan vod isključen i na obe strane
uzemljen zbog radova. Sledeći slučaj
je kada vodovi polaze sa istih, ali se
završavaju na različitim sabirnicama.
Najsloženiji slučaj je kada vodovi
polaze sa različitih, a završavaju
takođe na različitim sabirnicama.
Postoje u praksi i opšti slučajevi, a
problemi mogu da se jave ne samo
kod prvog, već i kod viših stepena
zaštite. Zbog toga što je tema veoma
široka, u ovom radu analiziraju se prvi
i drugi slučaj, dakle, uticaj međusobne
sprege na podešavanje prvog stepena
distantne zaštite kada se oni napajaju
sa jedne ili obe strane, a polaze i
završavaju na istim sabirnicama.
Analizira se samo jednofazni kratak
spoj na jednom od dva voda.
Iako je tema analizirana u literaturi,
postoji još uvek nerazjašnjeni deo
[208]
problema. U ovom radu pojava se
analizira savremenim softverskim
alatom ATP (Alternative Transients
Program), koji je jedna od verzija
softvera opšte namene za analizu
elektromagnetnih prelaznih procesa
[3], [4]. Drugo što je karakteristično
za ovaj rad je uzimanje u obzir i
kapacitivne sprege, iako ona ima
relativno slab uticaj. Treće, softverom
ATP izračunati su parametri spregnutih
vodova tako da obuhvataju i
najsloženije efekte (povratni put kroz
zemlju).
Posle uvoda, dato je poglavlje 2 u
kojem se izračunavaju parametri
vodova. Zatim je, u poglavlju 3,
prikazan simulacioni model, dok je u
poglavlju 4 analizirano jednostrano
napajanje vodova. U poglavlju 5
analizira se dvostrano napajanje.
Posle toga dolaze zaključci i korišćena
literatura.
energija
2. Parametri elektromagnetski
spregnutih vodova
Jedan od velikih problema sa kojima
se sreću inženjeri relejne zaštite pri
podešavanju distantne zaštite paralelno
spregnutih vodova je izračunavanje
parametara vodova [1]. Osnovni
nedostatak pri tome je mukotrpni,
vremenski zahtevan postupak
izračunavanja parametara. Danas se
smatra da je za tu namenu najpogodniji
softverski alat ATP-EMTP. On sadrži
specijalan modul za izračunavanje
parametara vodova, poznat pod
nazivom LINE CONSTANTS. U ovom
delu rada prikazuje se izračunavanje
parametara spregnutih nadzemnih
vodova, i to u tri slučaja. U prvom
slučaju 400 kV vod sa portalnim
stubovima udaljen je od istog takvog
stuba tako da su ose stubova na
rastojanju od 50 m. U drugom slučaju
to rastojanje iznosi 100 m, dok se u
trećem slučaju izračunavaju parametri
dvostrukog 110 kV-nog voda tipa
„jela“. Poznato je da je poslednji slučaj
najnepovoljniji sa aspekta međusobnog
elektromagnetskog uticaja jer su
vodovi veoma blizu, na istom stubu.
Matrica [Z′] = [R′(ω)] + jω[L′(ω)]
zove se matrica redne impedanse.
Ona je kompleksna i simetrična.
Dijagonalni element
je
podužna redna sopstvena impedansa
petlje formirane od provodnika
i povratnog puta kroz zemlju.
Vandijagonalni element
je podužna redna međusobna
impedansa između provodnika i i k,
koja određuje podužno indukovani
napon u provodniku k ako struja
prolazi kroz provodnik i ili obrnuto.
Otporni član u izrazu za međusobnu
impedansu je posledica povratnog
puta kroz zemlju. Izraz za sopstvenu
impedansu je:
,
gde je: ri – radijus provodnika i,
μ0 – permeabilnost vazduha, pri
čemu je μ0/2π=2·10-4 H/m,
– otpornost na
naizmeničnu struju provodnika
i u [Ω/km],
– unutrašnja
reaktansa provodnika i,
Ω =2πf, i
ΔR’, ΔX’ - Karsonovi korekcioni
članovi za efekte povratnog
puta kroz zemlju. Izraz za
međusobnu impedansu je:
.
Karsonovi korekcioni koeficijenti ΔR’,
i ΔX’ i uzimaju u obzir uticaj povratnog
puta kroz zemlju i parametra a:
,
gde je: f – frekvencija, ρ – specifična
otpornost tla u [Ω·m], i D=2hi u
metrima za sopstvenu impedansu, dok
je D=Dik u metrima, za međusobnu
impedansu.
Matrica Maksvelovih potencijalnih
koeficijenata [P’] je realna i simetrična.
Njeni elementi izračunavaju se na
osnovu geometrije stuba i poluprečnika
provodnika. Potencijalni dijagonalni
koeficijenti su:
,
dok su vandijagonalni elementi:
,
gde je: ε0 – permitivnost (dielektrična
konstanta) slobodnog prostora.
Inverzijom relacije između potencijala
i količine elektriciteta dobija se
veza između količina elektriciteta
i potencijala, kao i matrica
kapacitivnosti:
, sa.
Osnovni zadatak je da ove parametre
izračunamo za konkretne vodove, koji
se analiziraju u radu. U [2] su dati
partametri vodova koji su u vlasništvu
javnog preduzeća „Elektromreža
Srbije“.
Na strani 9 literature [2], u tabeli
5 date su električne karakteristike
nadzemnog voda 400 kV. Njegovi
fazni provodnici su 2×Al/Fe 490/65
mm2 (jednostruki portal), a zaštitno uže
je 2×Fe 70 mm2. U [5, str. 83] data je
tabela 1-VI – „Osnovni fizički podaci
za provodnike tipičnih konstrukcija
aluminijum-čeličnih užadi, prema
standardu JUS N.C1.351/85“.
Provodnik Al/Fe 490/65 mm2 ima 54
aluminijumske žice prečnika 3,40 mm
i 7 čeličnih žica prečnika 3,40 mm.
To znači da je prečnik užeta 30,6 mm
[5, str. 83], a poluprečnik 15,3 mm.
Čelični deo sadrži 7 žica prečnika
3,40 mm, raspoređenih u dva sloja.
To znači da prečnik sadrži tri žice po
3,40 mm, ukupnog prečnika 10,2 mm,
a poluprečnika 5,1 mm. U modulu
LINE CONSTANTS Al/Fe provodnik
prikazan je kao cev sa unutrašnjim
poluprečnikom 5,1 mm i spoljašnjim
10,2 mm. To je zbog toga što se čelični
deo smatra zanemarljivo provodnim,
[209]
a aluminijumski deo provodi struju.
Inače, električna podužna otpornost
provodnika pri jednosmernoj struji
je, za ovaj provodnik, 0,05896 Ω/km,
što znači da je električna otpornost po
fazi dva puta manja jer postoje dva
provodnika po fazi, paralelno vezana
zbog korone.
Zaštitno uže je od čelika, sastavljeno
od 7 žica prečnika 3,40 mm. Zbog
toga što su žice raspoređene u dva
sloja (u prvom jedna i u drugom šest
žica), prečnik provodnika je 3×3,60
mm, dakle 10,8 mm. Poluprečnik
zaštitnog užeta je 5,4 mm. Provodnik
je u modulu LINE CONSTANTS
predstavljen punim provodnikom
unutrašnjeg poluprečnika 0 mm,
a spoljašnjeg 5,4 mm. Specifičan
električni otpor je 143 Ω·mm2/km [6,
str. 14]. Podužni otpor po kilometru
zaštitnog užeta je 2 Ω/ km.
Vidi se da se radi o nadzemnom vodu
sa šest provodnika. Specifičan otpor
zemlje iznosi ρ=100 Ωm, što je važno
za izračunavanje nultih parametara
voda, koji obuhvataju povratni put
kroz zemlju. Parametri se izračunavaju
za frekvenciju 50 Hz. Na slici 1
prikazani su parametri koji opisuju
geometriju oba voda.
Prvih šest provodnika imaju brojeve
od jedan do šest, dok su sva zaštitna
užad označena nulom. Svaki fazni
provodnik sadrži po dva provodnika
po fazi. Fazni provodnici su od AlČe.
Rin i Rout su unutrašnji i spoljašnji
poluprečnik provodnika. Zaštitno
uže je od punog provodnika (Rin=0),
a fazni u obliku cevi (aluminijum
i čelik). Unutrašnji poluprečnik
aluminijumskog dela je faznog
provodnika Rin=0,51 cm, a spoljašnji
Rout=1,02 cm. Sa Resis je označen
omski otpor pri jednosmernoj struji
jer se zahteva uzimanje u obzir skin
efekta.
Matrica individualnih provodnika
je preglomazna i sadrži nepotrebno
veliki broj podataka. Zbog toga je
veoma značajna matrica kapacitivnosti
ekvivalentnih faznih provodnika. Ona
je prikazana na slici 2.
U prvom redu je sopstvena
kapacitivnost prve faze. Ona iznosi
oko 10,25 nF/km, što je tipična
vrednost za ovaj naponski nivo
(400 kV). U drugom redu dati su C21 –
međusobni kapacitet između drugog i
prvog provodnika, koja iznosi 1,04281
nF, kao i sopstveni kapacitet drugog
provodnika, koji ima vrednost 10,03
nF. Vidi se da sopstvene vrednosti
kapaciteta za različite provodnike nisu
iste jer su njihove visine nejednake.
Ovaj, PI model voda, zadat je za
energija
vrednosti dobija se kapacitivnost Cp:
Slika 1 Kartica Data sa podacima o nadzemnim vodovima
.
Izrazi za vrednosti kapacitivnosti koje
se unose u model voda sa međusobnim
uticajem su:
,
,i
.
Izrazi za otpornosti i reaktanse koje
se izračunavaju za model voda sa
međusobnim uticajem analogni su
onima za kapacitivnosti, pa neće biti
ponovljeni.
Matrica redne impedanse ima dva
broja po elementu – iznad je vrednost
otpora, a ispod reaktanse u [Ω/km].
Naravno, ova matrica je preglomazna i
za analizu međusobnog uticaja vodova
beskorisna. Od značaja je jedino redna
matrica impedansi ekvivalentnih
provodnika, kojih ima šest. Ona je
prikazana na slici 3.
Slika 2
Matrica kapacitivnosti ekvivalentnih provodnika
netransponovan vod. Zbog toga
što je potrebno da se u specijalan
model voda, koji se koristi za analizu
međusobnog elektromagnetskog
uticaja, unesu podaci za transponovan
vod, transpozicija se izvodi
„numerički“. To znači da treba
analitički, van programskog alata
ATP-EMTP, usrednjiti izvesne
kapacitivnosi, otpornosti i reaktanse.
Za dvostruki vod sa šest ekvivalentnih
provodnika, raspored elemenata
matrica kapacitivnosti (isto važi i za
matrice otpornosti i reaktanse) je:
C11
C21 C22
C31 C32 C33
C41 C42 C43 C44
C51 C52 C53 C54 C55
C61 C62 C63 C64 C65 C66 .
Elementi C11, C22 i C33 predstavljaju
sopstvene kapacitivnosti tri
provodnika prvog voda. Da se dobije
vrednost sopstvene kapacitivnosti
transponovanog voda, treba naći
njihovu srednju vrednost:
.
Za drugi vod vrednosti su iste kao
za prvi, jer su i vodovi isti. Model
kojim se analizira međusobni uticaj
vodova je transponovan Klark (Clarke)
model označen kao „6 phase mutual“ i
izveden je za slučaj da su dva paralelna
voda iste geometrije. Elementi matrice
kapacitivnosti C21, C31 i C32 opisuju
međusobni uticaj provodnika istog
voda, pa se koriste za izračunavanje
kapacitivnosti Cm:
.
Devet elemenata matrice kapacitivnosti
C41, C42, C43, C51, C52, C53, C61, C62 i C63
opisuju međusobni elektromagnetski
uticaj drugog voda na prvi.
Izračunavanjem njihove srednje
[210]
Napominje se da je matrica
transformacije šestofaznog voda sa
međusobnom spregom drugačija od
α, β, 0 (Edit Klark) transformacije, pa
parametar Xil nije nulta međusobna
sprega između dva voda.
Nadzemni vod tipa „bure“ je dvostruki
vod kod kojeg su provodnici dva
različita voda najbliži, zbog čega
je elektromagnetska sprega vodova
najjača. U „Elektromreži Srbije“
izgrađeni su 110 kV vodovi tipa „bure“
sa faznim provodnicima 1×Al/Fe
240/40 mm2 i zaštitnim užetom 2×Fe
35 mm2 [4, str. 7]. Fazni provodnik ima
26 aluminijumskih žica prečnika 3,45
mm i 7 žica prečnika 2,68 mm. Zbog
toga je prečnik faznog provodnika
D=21,9 mm (R=10,9 mm) [5, str. 83],
a poluprečnik čeličnog dela iznosi R=4
mm. Podužni otpor faznog provodnika
Al/Fe 240/40 je R=0,1188 Ω/km [5, str.
83]. Postoje dva zaštitna užeta Fe 35
mm2. Poluprečnik jednog provodnika
je R=4,05 mm, a podužna otpornost
energija
Slika 3 Matrica redne impedanse ekvivalentnih provodnika
Fazni napon mreže je 220 kV za
mrežu 400 kV, gde su analizirani
spregnuti vodovi sa portalnim
stubovima na rastojanju 50 m
i 100 m. Vod „bure“ je u mreži
110 kV. Parametri obe mreže su
isti:
a nulti parametri su dva puta
veći:
. Prekidačem se mreža
može odvojiti od sabirnica.
Prekidačima J2 i N2 pravi se
jednofazni kratak spoj faze A.
Rezultati su proveravani
analitički (samo za mrežu
napajanu sa leve strane) i
softverom ATP, kojim su
simulisani komponentni sistemi
(za mrežu napajanu sa leve strane
i za mrežu napajanu sa obe strane), ali
taj simulacioni model zbog nedostatka
prostora neće biti prikazan. Rezultati
su se slagali.
Tabela 1 Poređenje rezultata za rastojanja
između vodova 50m i 100m
čeličnog užeta iznosi 4 Ω/km jer je
specifična električna otpornost čelika
143 Ω·mm2/ km.
3. Simulacioni model
Na slici 4 prikazan je simulacioni
model kojim mogu da se izračunaju
sve struje u vodovima, naponi
sabirnica i ukupne struje jednofaznog
kvara na relativnom rastojanju h od
početka voda. Model dva trofazna
voda bez međusobnog uticaja
prikazan je na gornjem delu slike.
Parametri ovih vodova izračunati su
na uobičajen način kao simetrične
komponente, koje su inače jednake α,
β, 0 kopmonentama. Na donjem delu
slike prikazan je model šestofaznog
voda sa međufaznim uticajem. U njega
se ubacuju parametri vodova iz tabela
1 i 2.
Tabela 2 Parametri voda tipa „bure“
4. Uticaj me|usobne sprege
na merenje impedanse
vodova napajanih sa jedne
strane
Na slici 5 prikazane su struje kvara
na mestu kvara, kada se radi o
jednofaznom kvaru.
Slika pokazuje da je impedansa
voda sa međusobnom spregom veća
od impedanse voda bez sprege, što
predstavlja problem za distantni relej
jer on ne vidi realnu impedansu, pa
smamim tim i dužinu do mesta kvara.
Struja kvara voda sa spregom manja je
zbog veće impedanse od struje kvara
kada ne postoji međusobni uticaj.
Takođe, slika 5 pokazuje i da je
impedansa
vodova koji su
na rastojanju
od 50 m veća
od impedanse
vodova na
[211]
rastojanju 100 m. Zbog toga je struja
kvara najmanja za vodove sa spregom
koji su na rastojanju od 50 m. Rezultati
se potpuno slažu sa zaključcima u
literaturi [10] i [12].
Osnovni problem za relej je što on
„vidi“ veću impedansu nego što je
rastojanje do mesta kvara. Slika 6
pokazuje jednostavan postupak za
pravilno podešavanje prvog stepena.
Na slici je prikazan koeficijent koji
pokazuje koliko puta veću impedansu
vidi relej u odnosu na rastojanje
(direktnu impedansu) do mesta
kvara. On je izračunat na osnovu
struja u pojedinačnim vodovima i
koeficijentima kompezacije. Izraz za
taj koeficijent je prikazan razlomkom u
sledećem izrazu:
.
IAR je struja na vodu u kvaru, IGA0 je
trostruka vrednost nulte komponente
struje kroz relej, a IGB0 predstavlja
trostruku vrednost nulte komponente
struje zdravog voda.
Imenilac predstavlja kompenzaciju
koja se izvodi kod vodova bez
međusobne sprege, kako bi relej
pri kvarovima sa zemljom pravilno
video rastojanje do mesta kvara. Zbog
induktivne sprege postoji član km · IGB0,
zbog kojeg nastaje greška u merenju
impedanse. Ukoliko se u relej ubacuje
struja u brojiocu, relej bi ispravno
merio impedansu. Nažalost, to često
tehnički nije moguće izvesti, zbog čega
relej treba podesiti drugačije.
Ukoliko bi prvi stepen bio podešen na
85 % dužine voda, relej bi pri kvaru
na tom rastojanju merio oko 100 %
impedanse. To pokazuje slika 6. Relej
bi neselektivno mogao da reaguje
pri kvaru na početku susednog voda.
Ukoliko se želi da relej pravilno meri
impedansu od 85 %, treba ga podesiti
energija
Slika 4 Simulacioni model
na vrednost oko 74 % jer na rastojanju
od 74 % relej vidi 85 %. Na sl. 6 to je
pokazano isprekidanom vodoravnom
krivom.
Slika 5 Struje kvara za različite vodove
4. Uticaj me|usobne sprege
na merenje impedanse
vodova napajanih sa obe
strane
Slika 6 Podešavanje prvog stepena voda „50 m“
Na slici 7 prikazan je slučaj
jednofaznog kvara na jednom od
spregnutih vodova, kada su vodovi
napajani sa obe strane istim mrežama.
To je hipotetički slučaj.
Ova slika ukazuje na dve činjenice.
Prvo, i ovde je impedansa spregnutog
voda veća od impedanse nespregnutog,
osim za kvar na samoj sredini
voda. Zbog toga je struja kvara na
spregnutom vodu uvek manja od
one na nespregnutom (donja kriva
na sl. 7). Drugo, pri kvaru na sredini
međusobni uticaj je mali, praktično
ne postoji, zbog toga što su naponi na
sabirnicama jednaki, pa nema struje u
zdravom vodu. Sa udaljavanjem prema
kraju voda, greška raste. Ovaj slučaj je
manje nepovoljan od slučaja vodova
napajanih sa jedne strane.
6. Zakljlu~ak
Na kraju, može se izvesti nekoliko
zaključaka.
Softverski alat ATP-EMTP
(ATP verzija programa EMTP
(ElectroMagnetic Transients Program))
omogućava efikasno izračunavanje
parametara spregnutih vodova. Pri
tome, otpornost zemlje kao povratnog
puta uvažava se na adekvatan način.
Kada nastane kvar na spregnutom
[212]
energija
Slika 7 Struja kvara kada su vodovi napajani sa obe strane mrežama istih
karakteristika
vodu, distantni relej meri veću
impedansu nego što treba, pa prvi
stepen treba podesiti na drugi način,
ukoliko se na releju ne izvodi
kompenzacija međusobnog uticaja.
Prvim stepenom bio bi zaštićen nešto
kraći deo voda u prvom stepenu, ali ne
može biti neselektivnog reagovanja.
Za podešavanje releja potrebno je
poznavati struju kvara, ne samo
na vodu u kvaru, već i na zdravom
vodu. Te struje mogu se izračunati
softverskim alatom ATP.
7. Literatura
[1] G. Švenda, D. Bekut, I. Grijak:
UTICAJ ELEKTROMAGNETSKI
SPREGNUTIH VODOVA
NA IZBOR PODEŠENJA
DISTANTNE ZAŠTITE – DEO
I: OPŠTA RAZMATRANJA,
„Elektrodistribucija“, god. 25.
(1997), br. 1, str. 28-37.
[2] Tehničko uputstvo za podešavanje
zaštite visokonaponskih vodova
TU-ZA – 03/1, Elektroistok,
Beograd, jun 1996.
[3] Alternative Transients Program
(ATP) Rule Book, Canadian/
American EMTP User Group,
1987-92.,www.eeug.org.
[4] Electro-Magnetic Transients
Program (EMTP) Theory Book,
Bonneville Power Administration,
USA, August 1986., www.eeug.org.
[5] M. Ćalović,A. Sarić:
OSNOVI ANALIZE
ELEKTROENERGETSKIH
MREŽA I SISTEMA, Akademska
misao, Beograd, Tehnički fakultet,
Čačak, 2004.
[6] M. Đurić: NADZEMNI
VODOVI, ENERGETSKI
TRANSFORMATORI I
SINHRONI GENERATORI
kao elementi elektroenergetskih
sistema, Nauka, Beograd, 1993.
[7] G. Švenda, D. Bekut, I.
Grijak, S. Kojić: UTICAJ
ELEKTROMAGNETSKI
SPREGNUTIH VODOVA
NA IZBOR PODEŠENJA
DISTANTNE ZAŠTITE –
DEO II: RAZMATRANJA NA
PRIMERIMA IZ REALNOG
ELEKTROENERGETSKOG
SISTEMA, „Elektrodistribucija“,
god. 25. (1997), br. 2, str. 169178.
[8] N. Rajaković, M. Ćalović, A.
Savić, P. Stefanov: 100 REŠENIH
ZADATAKA IZ ANALIZE
ELEKTROENERGETSKIH
SISTEMA, Elektrotehnički
fakultet i Akademska misao,
Beograd, 2002.
[9] SIEMENS: Applications for
SIPROTEC Protection Relays,
2005., KGK 01.05 4.0 224 En
101149/6101D6342.
[10] P. M. Anderson: POWER
SYSTEM PROTECTION, John
Wiley and sons, Canada, 1999.
[11] R. Horton, K. Wallace: Induced
Voltage and Current in Parallel
Transmission Lines: Causes and
Concerns, IEEE Transactions on
Power Delivery, Vol. 23. No. 4,
October 2008.
[213]
[12] H. H. El-Tamaly, H. A. Ziedan:
Fault Current Calculations as
Influenced by Mutual Effect
between Parallel Lines, Electric
Power Components and Systems,
35, 2007. pp. 1007-1025.
[13] S. Kang, Y. Ahn, Y. Kang, S.
Nam: A Fault Location Algorithm
Based on Circuit Analysis
for Untransposed Parallel
Transmission Lines, IEEE
Transactions on Power Delivery,
Vol. 24. No. 4, October 2009.
energija
Sa{a Stojkovi}
Tehnički fakultet Čačak, Srbija
UDC:621.316/.317 : 621.316.925
Analiza uticaja kvarova
u distributivnoj mreži na
distribuirane sinhrone i
indukcione generatore
softverskim alatom ATP-EMTP
1. Uvod
Poznato je da mala elektrana svojim
priključenjem utiče na struje kratkih
spojeva, naponski profil, tokove snaga,
gubitke snage, stabilnost, relejnu
zaštitu i upravljanje u postojećoj
distributivnoj mreži. Sve te uticaje
potrebno je analizirati pre nego što se
dozvoli priključenje male elektrane na
mrežu. U [9] je analizirana elektrana
čiji je simulacioni model korišćen
(za sinhrone mašine) i u ovom radu
jer je ovakav način simulisanja
priključenja elektrane na distributivnu
mrežu uobičajen [1], [3], [6], [7] i [8].
Analiziran je uticaj male elektrane na
tokove snaga, gubitke, naponski profil
i povećanje struja kratkih spojeva
u mreži. U ovom radu analizira se
sasvim drugi uticaj – uticaj struja
kratkih spojeva na samu mašinu u
maloj elektrani. Analiza se izvodi za
dve konstrukcije mašina – sinhrone i
asinhrone. U simulacionom modelu
razlikuju se jedino mašine, dok je
sve ostalo - isto. Zbog toga poseban
simulacioni model za asinhronu
mašinu, zbog prostora, neće biti
prikazan jer je praktično isti kao
simulacioni model na slici 1.
Uticaj struje kratkog spoja na
elektromehaničke procese u mašini
zavisi od vrste kvara, vrednosti struje
kvara, mesta u mreži gde je nastao
kvar, opterećenja, parametara mašine
i regulacionih uređaja. Budući da
regulacioni uređaji deluju sporo u
odnosu na pojave pri kratkom spoju,
uobičajeno je da se ne uzimaju u obzir,
iako je to u ATP-u moguće. Dakle,
mehanički moment turbine za vrema
kvara je konstantan. To analizu čini
znatno jednostavnijom, pa se tako radi
i u ovom radu. Uticaj trofaznog kvara
Rezime
Današnji stepen tehničkog i tehnološkog razvoja elektroenergetike ne može se zamisliti
bez uvođenja distribuirane proizvodnje električne energije na srednjem i niskom naponu.
Pri tome, elektroenergetski sistem postaje regulisan na sasvim novi način, gde, između
ostalog, pouzdanost sistema postaje znatno važniji činilac. Zbog toga uticaj kvarova na
opremu u sistemu postaje značajniji jer kvarovi ne utiču samo na potrošače i postojeću
opremu, već i na novu – generatore i prateću opremu u malim elektranama. Izbor i
podešavanje uređaja relejne zaštite male elektrane i naprezanja malih generatora
ne mogu se zamisliti bez detaljnog poznavanja uticaja kvarova na ponašanje malih
generatora. Poseban problem predstavljaju laki rotori, zbog čega mašina znatno lakše
može da izgubi stabilnost, za razliku od velikih generatora, kod kojih su momenti inercije
rotora i turbine mnogo veći.
Ovaj zadatak najčešće se rešava primenom softverskih alata opšte namene, poznatijih kao
EMTP (ElectroMagnetic Transients Program) softverski alati. Oni omogućavaju analizu,
ne samo ustaljenih stanja, već i elektromehaničkih i elektromagnetnih prelaznih procesa.
U ovom radu korišćena je ATP (Alternative Transients Program) verzija EMTP softveskog
alata.
Analiziran je uticaj trofaznih kratkih spojeva u distributivnoj mreži na sinhrone i
indukcione (asinhrone) generatore u malim elektranama.
Rezultati pokazuju da podešavanju uređaja relejne zaštite treba posvetiti veliku pažnju jer
mali generatori imaju lake rotore, uz znatno manje mogućnosti regulacije pobude i brzine.
Ključne reči: distribuirana proizvodnja, distributivna mreža, ATP-EMTP, mala elektrana,
kratak spoj, stabilnost, relejna zaštita.
Abstract
The state of the art of the power engineering can not be imagined without dispersed
(embedded) generation. The power system is regulated in absolutely different way whereas
reliability of power system becomes much important factor. Therefore the influence of
short circuits on the electrical equipment becomes more important because failures does
not influence only existent, but the new equipment – generators and ancillary devices
also. The choice and setting of the relay protection of small power stations, as well as
small generator stress can not be imagined without detailed knowledge of short circuits
influence on the small generator behaviour. The important problem is encountered
because small generator rotors are very light. Due to this reason the machine can loose
stability very easily, opposite to the big generators with large inertia.
This task must be done by general purpose software tools, known as EMTP –
ElectroMagnetic Transients Program. These software tools enable not only steady state,
but electromechanical and electromagnetic analysis. In this paper the ATP (Alternative
Transients Program) is used.
The influence of the three phase short circuits in distributed networks on the synchronous
and induction (asynchronous) generators in small power plants is analyzed.
Results show that much attention must be dedicated to relay protection concept and setting
because of some special generator characteristics, for example small rotor inertia with
small field and velocity regulation capabilities.
Key words: dispersed generation, distribution network, ATP-EMTP, small power plant,
short circuit, stability, relay protection
[214]
energija
Slika 1 Simulacioni model male elektrane priključene na distributivnu mrežu
na sinhrone i indukcione generatore
nije isti. Cilj u ovom radu je da se
analizira taj uticaj za obe konstrukcije
mašina, kako bi se ukazalo na
različitost elektromehaničkih procesa.
U prvom delu rada data su uvodna
razmatranja. U drugom je prikazan
simulacioni model priključenja
tri mala generatora snage po 2
MVA na distributivnu mrežu preko
odgovarajućeg transformatora i
kablova. U prvom slučaju priključeni
su sinhroni, a u drugom indukcioni
(asinhroni) generatori. Rezultati
simulacija prikazani su u trećem, a
zaključci u četvrtom delu rada. U
petom delu prikazana je korišćena
literatura.
2. Simulacioni model
Na slici 1 prikazan je simulacioni
model male elektrane, koja se sastoji
od tri sinhrona generatora snage
po S=2 MVA, predviđenih da rade
sa faktorom snage cosφ=1. Oni su
priključeni na sabirnice BUS3, sa
kojih polazi sopstvena potrošnja,
snage SSP=30 kVA, cosφ=0,85,
priključena preko transformatora
snage 150 kVA, relativnog napona
kratkog spoja uk=6 %. Prenosni
odnos je 0,690/0,400 kV/kV, a
sprega je Yyn0. Sopstvena potrošnja
je modelovana paralelnom vezom
otpornosti R=6,2745 Ω i reaktanse
X=10,12468 Ω. Između čvorova BUS4
i BUS5 je niskonaponski kabl, iza
kojeg dolazi transformator za vezu sa
mrežom. Transformator je snage S=8
MVA, sprege Yd1 i prenosnog odnosa
10/0,69 kV/kV. Na slici 1 primarna
strana je BUS6, vezana je u zvezdu,
a zvezdište je direktno uzemljeno.
Relativni napon kratkog spoja
je uk=8 %. Potrošnja se modeluje
otpornošću između BUS8 i zemlje, a
njena vrednost je R=16,75 Ω. Kvar se
simuliše prekidačem.
Čvor BUS8 predstavlja tačku spoja
male elektrane i distributivne mreže,
tzv. PCC (engl. Point of common
coupling). Mreža je prikazana
naponom od 10243,77 V, što iznosi
1,024377 relativnih vrednosti nazivnog
napona od 10 kV. Impedansa mreže
izračunata je iz snage trofaznog
kratkog spoja mreže, koja iznosi 250
MVA. Ta impedansa je redna veza
reaktanse X=0,4 Ω i otpornosti R=0,04
Ω. Pretpostavljeno je da je reaktansa
10 puta veća od otpornosti. Kod
analize priključenja male elektrane
na mrežu upravo ovi podaci su
najznačajniji.
Sinhroni generator je, u smislu
modelovanja, veoma važan deo
simulacionog modela. Podaci o njemu
su iz [5]. Naznačeni napon je 690 V, a
statorski namot je spregnut u zvezdu.
Broj pari polova p=40, naznačena
snaga S=2 MVA, cosφ=1, f=50 Hz,
induktivnost grane magnećenja po
d-osi Lmd=0,0009173 H, induktivnost
grane magnećenja po q-osi
Lmq=0,0004594 H, a podaci o statoru,
po d i q – osi i za nulti sistem su:
R0=0 Ω, L0=0 Ω
Rd=0,0142838 Ω Ld=9,17378·10-5 H
Rq=0,0142838 Ω Lq=9,17378·10-5 H.
Omska otpornost rotora je
Rr=0,0020473 Ω, a induktivnost
Lr=0,0010083 H.
[215]
Kada se softverskim alatom simuliše
generator sam za sebe, dobija se, za
naznačeni napon i početni ugao faze
A od θ=0˚, efektivna vrednost struje
od 1670 A, čemu odgovara snaga od
S=1,991687 VA, dakle, približno S=2
MVA. Mehanički moment (izračunat
analitički) iznosi Mm=254777 Nm, a
elektromagnetni (izračunat programom
ATP) je Me=269820 Nm. Ugaona
brzina rotora je ω=7,854 rad/s, a
ugao mašine δ=0,5995 rad=34,3˚.
Sinhrone mašine modelovane su tipom
„Universal machine 1“, koji, u ovom
slučaju, sadrži tri jednačine namota
statora (Parkova 0dq transformacija),
jedan namot na rotoru (inače ih može
biti više) i jednu mehaničku jednačinu
obrtanja. U ATP-u sinhroni generatori
mogu se modelovati modelom SM59 ili Universal machine 1. Za ovaj
rad je, zbog raspoloživosti podataka,
odabran drugi model. On ima prednost
nad prvim jer je jednostavniji. Osim
toga, sličan model, ali pod nazivom
Universal machine 3, važi za asinhrone
mašine sa kratkospojenim rotorom,
koji se takođe analiziraju u ovom radu.
Model sinhrone mašine zasnovan je na
sledećem matematičkom modelu:
,
(1)
,
(2)
,
(3).
energija
Slika 2 Ekvivalentna šema sinhrone mašine
3. Uticaj kratkih spojeva
na distribuirane sinhrone
generatore
3.1 Uticaj kratkih spojeva na
sinhrone distribuirane generatore
Indeksi su: d – d osa, q – q osa, f –
pobudni namot, k – prigušni namot,
xad – zajednički fluks u d osi. Veze
između fluksa i struje u izrazima (2) i
(3) bazirane su na ekvivalentnoj šemi
na slici 2. Rasipne induktivnosti su:
xal=xd-xad
xkdl=xkd-xad
(4)
xfl=xf-xad ,
gde indeks l znači “rasipni”. Naponski
izrazi su:
(5)
.
Jednačine momenta i kretanja su:
(6)
(7).
Moment inercije generatora i turbine
ukupno je I=64911 kgm2 i veoma
je važan parametar u modelovanju
elektromehaničkih procesa, zbog
toga što se kod malih elektrana radi o
relativno lakim rotorima. Zbog toga,
u smislu stabilnosti, nije problem neki
od generatora u mreži, već u maloj
elektrani.
Efektivna vrednost fazne struje u
nazivnom režimu je 1673 A, izračunato
analitički, ili 1670 A, izračunato
softverom ATP. Ove vrednosti su
nam bitne jer će biti analiziran
režim koji je sličan ovom režimu,
a koji je proizvoljno zadat. Režim
je pretpostavljen proizvoljno, bez
prethodne analize tokova snaga, ali
tako da približno odgovara nazivnom
režimu.
Podaci o asinhronim generatorima
su [6, str. 608]: naznačena aktivna
snaga: 2 MW, naznačeni napon: 690
V, naznačena frekvencija: 50 Hz,
naznačeno klizanje: -0,02, konstanta
inercije: 0,5 s, otpornost statora:
0,0114264 Ω, reaktansa rasipanja
statora: 5,68299 ·10-5 H, reaktansa
magnećenja: 0,0028793 H, otpornost
rotora: 0,0042849 Ω i reaktansa
rasipanja rotora: 9,09281 ·10-5 H.
Capacitet baterije za kompenzaciju
struje magnećenja je 0,5 MVAr, ili
C=3343 μF po fazi.
Najteža vrsta kratkog spoja za mašinu
je trofazni kratak spoj na njenim
priključcima, naprimer na sabirnicama
BUS3 na slici 1, na koje se priključuju
sva tri mala generatora. Pretpostavlja
se da kvar posle određenog vremena
nestaje sam od sebe (npr. prolazni
kvar). Prilikom izvođenja analize,
treba imati u vidu da je, zbog
drugačijih parametara, svaki slučaj –
slučaj za sebe, pa uvek treba izvesti
posebnu analizu. Ipak, pojave su u
izvesnom smislu i opšte, na šta se želi
da se ukaže u ovom radu. Na slici 3
prikazane su struje kratkog spoja na
sabirnicama BUS3 koje dolaze iz jedne
mašine jer su to struje koje naprežu
samu mašinu, dok procesi u mreži nisu
tema ovog rada.
Struje kvara prikazane na slici 3 levo
naprežu mašinu dinamički i termički.
Krive su date kao vremenske promene.
Udarna struja u fazi A dostiže skoro
7000 A, što je važan podatak za
analizu dinamičkih opterećenja.
Trofazni kratak spoj nastaje u t=0,025
s, a nestaje u t=0,075 s. Slika 3 desno
pokazuje kakva je vremenska promena
struje u fazi A posle nestanka kvara.
Nastaju ciklična povećanja i smanjenja
amplitude struje zbog interakcije sa
namotom pobude, ali su te oscilacije
sve manje tokom vremena, a struja
se, iako sporo, približava vrednostima
pre kvara. To ukazuje na stabilan
rad mašine. Sniženje oscilacija je u
ovom slučaju sporo zbog relativno
velikog momenta inercije mašine,
zbog zanemarenja regulacije brzine
(delovanje turbinskog regulatora) i
zbog zanemarenja prigušnih namota,
koji deluju u suptranzijentnom periodu.
Slika 3 Struje sve tri faze sinhrone mašine – levo i struja faze A u toku 10 s – desno (Krug –faza A, kvadrat – faza B i
trougao – faza C)
[216]
energija
Slika 4 Ugaona brzina rotora u odnosu na sinhronu – levo i elektromagnetni moment u zazoru – desno
Slika 5 Ugaona brzina rotora u odnosu na sinhronu – levo i elektromagnetni moment – desno
Na slici 4 prikazano je kako se menja
brzina rotora u odnosu na sinhronu
brzinu. Na istoj slici desno prikazan je
elektromagnetni moment u vazdušnom
zazoru.
Slika 4 pokazuje da se promena brzine
u odnosu na sinhronu smanjuje, što
znači da je mašina stabilna. Desno je
prikazan moment, koji ima oscilacije
koje su posledica promene brzine,
pa samim tim i fluksa. U trenucima
kvara moment dobija izuzetno velike
vrednosti, što je važno za konstruktore
generatora. U ovom slučaju kratak
spoj je trajao samo 50 ms. Ukoliko
on traje duže od 105 ms, rad mašine
je nestabilan. Određivanje granice
između stabilnog i nestabilnog rada
može se odrediti sa više simulacija u
kojima se povećava trajanje kvara. Na
slici 5 prikazani su tipična promena
brzine u odnosu na sinhronu, kao i
elektromagnetni moment u zazoru
mašine.
Slika 5 levo pokazuje da brzina
mašine u slučaju dugog trajanja
kvara neprestano raste, zbog čega
pre dostizanja takvog stanja mašinu
treba da isključi relejna zaštita. Ova
analiza značajna je upravo sa aspekta
relejne zaštite jer je polazni parametar
za podešavanje trajanje kvara kada
nastaje nestabilnost. Kriva momenta na
desnoj strani slike 5 je tipična.
Uticaj momenta inercije rotora
generatora i turbine prikazan je
Slika 6 Ugaona brzina mašine sa malim momentom inercije – levo i struja faze A mašine pri trofaznom kratkom spoju na
sabirnici mašine (krug) i na sabirnici BUS8 (PCC) - kvadrat
[217]
energija
Slika 7 Elektromagnetni moment u zazoru – kvar na priključcima (krug) i u spojnoj tački na mrežu (kvadrat) –levo, i razlika u
ugaonoj brzini rotora u odnosu na sinhronu, kvar na priključcima (krug) i u spojnoj tački na mrežu (kvadrat) –desno
pomoću krive ugaone brzine rotora u
odnosu na sinhronu u slučaju jedne
sinhrone mašine sa stalnim magnetom
snage 700 kVA, čiji je moment inercije
rotora i turbine I=245 kgm2 [10]. Ta
kriva prikazana je na sl. 6. Slika 6 levo
pokazuje da se u slučaju lakšeg rotora
promene brzine u odnosu na sinhronu
prigušuju znatno brže, u ovom slučaju
do 1,5 s. Trofazni kratak spoj traje 115
ms.
Na slici 6 desno prikazane su struje
faze A pri trofaznom kratkom spoju
na priključcima mašine (BUS1),
kao i u čvoru u kojem se mašina
priključuje na distributivnu mrežu
(PCC), označenom na sl. 1 kao BUS8.
Udarna struja pri kvaru u priključnoj
tački (PCC) iznosi 5,455 kA, dok je
kod kvara na priključcima mašine ta
vrednost 6,68 kA. Uzrok je impedansa
transformatora, niskonaponskog i
visokonaponskog kabla. Ta impedansa
u slučaju na sl. 1 relativno je mala jer
je dužina kablova mala.
Skok vrednosti elektromagnetnog
momenta u trenucima kvara u slučaju
udaljenijeg kvara (PCC) manji je nego
kada je kvar na priključcima mašine.
Oscilacije ugaone brzine rotora
mašine u odnosu na sinhronu nešto su
manje nego kada je kvar na krajevima
mašine, pa mašina brže dostiže
sinhronu brzinu, ukoliko je stabilna.
Na slici 7 prikazane su razlike u
elektromagnetnom momentu u zazoru
mašine (levo) i ugaone brzine rotora u
odnosu na sinhronu (desno) za vreme
trajanja kvara jer bi slika u toku dužeg
perioda bila nepregledna. Udarna struja
mašine u ova dva slučaja razlikuje
se za oko 18 % (6,68 kA prema 5,45
kA), ali je udeo mašina u ukupnoj
struji kvara znatno drugačiji. Pri kvaru
na priključcima mašine, udeo struje
iz mašina (tri mašine po 2 MVA) u
ukupnoj udarnoj struji iznosi oko 25,6
%. Kada je kvar u spojnoj tački (PCC),
taj udeo je svega oko 2,8 % (1 kA u
odnosu na 35,5 kA), iako se struje u
samoj mašini razlikuju za oko 18 %.
Razlog tome su naponske prilike.
Na prikazani način moguće je
analizirati trofazni kvar na bilo kojem
mestu u distributivnoj mreži ukoliko
je ona detaljnije modelovana, što u
simulacionom modelu na sl. 1 nije
slučaj. Naravno, u tom slučaju mašine
su električno udaljenije od mesta kvara
zbog čega su naprezanja u mašini
manja. To je poznata činjenica.
Slika 8 Elektromagnetni moment (levo) i ugaona brzina rotora (desno)
[218]
3.2 Uticaj kratkih spojeva na
asinhrone distribuirane generatore
Uticaj trofaznih kratkih spojeva na
asinhrone distribuirane generatore
sasvim je drugačiji od uticaja na
sinhrone. Na slici 8 prikazani su
elektromagnetni moment u [Nm] i
ugaona brzina rotora u [rad/s] pri
trofaznom kratkom spoju.
Simulacioni model isti je kao na slici
1, ali su tri generatora indukcione
(asinhrone) mašine snage po 2 MVA,
koje rade sa klizanjem s=-1,7 %. Slika
pokazuje da u trenutku nastanka kvara
nastaje skok momenta na 56614 Nm,
posle čega, zbog nedostatka napona,
moment pada na nultu vrednost.
Posle nestanka kvara, koji traje 100
ms, moment raste na vrednost 19870
Nm, da bi se posle izvesnog vremena
ustalio na početnoj vrednosti od 12532
Nm. Vrednost momenta bitna je za
analizu elektrodinamičkih naprezanja
u mašini. Na sl. 8 desno prikazana je
vremenska promena ugaone brzine
rotora. Moment inercije iznosi I=243
kgm2, od čega polovina predstavlja
moment inercije rotora generatora,
a druga polovina – turbine. Ovaj
moment inercije odgovara konstanti
inercije od 0,75 s, kako za generator,
energija
Slika 9 Struja faze A do 1,5 s (levo) i ista struja do 0,7 s (desno)
Slika 10
Uticaj momenta inercije na promenu ugaone brzine (levo) i elektromagnetni moment (desno)
tako i za turbinu. Međutim, momenti
inercije različitih tipova turbina znatno
se razlikuju, zavisno od toga da li se
radi o mašini sa stalnim magnetom,
hidro agregatu ili vetrogeneratoru,
kod kojeg moment inercije turbine
iznosi i do 6 miliona kgm2 [6, str. 543].
Ugaona brzina se, u ovom slučaju,
smiruje posle svega jedne veoma
prigušene oscilacije.
Na slici 9 prikazana je struja faze A
do 1,5 s (levo) i ista ta struja do 0,7 s
(desno). U trenucima kvara, između
t=100 ms i t=200 ms, generator i
bez napona proizvodi struju, koja se
smanjuje. Posle nestanka kvara rotor se
ubrzava, zbog čega mašina vuče jaču
struju iz mreže, isto kao i asinhroni
motor. Posle toga struja dobija
vrednost koju je imala pre kvara.
Uticaj momenta inercije na promenu
ugaone brzine i elektromagnetni
moment prikazan je na sl. 10. Krugom
su označene vrednosti za mašinu sa
momentom inercije od 243 kgm2,
kvadratom 2430 kgm2 i trouglom
24300 kgm2. Inertnija mašina ima
manje promene brzine. Na sl. 10 desno
prikazana je vremenska promena
elektromagnetnog momenta. Udarna
vrednost u trenutku nastanka kvara
kod svih je ista, a kasnije se razlikuje.
Promene su veće kod mašine sa
manjim momentom inercije.
Na slici 11 prikazan je uticaj trajanja
kvara. Kada kvar traje najkraće (100
ms, donja kriva, označena krugom)
brzina poraste, ali posle najkraćeg
vremena počinje da se vraća na
Slika 11 Uticaj trajanja kvara 100 ms – krug, 200 ms – kvadrat, kriva u sredini, i 300 ms - trougao
[219]
energija
normalnu vrednost. Zbog toga je
maksimalna vrednost brzine najmanja
i iznosi 164,8 [rad/s]. Što kvar duže
traje, duže je vreme za koje se rotor
mašine ubrzava, pa brzina dobija sve
veće vrednosti. Za trajanje kvara t=200
ms maksimalna brzina iznosi 170,5
[rad/s], a za t=200 ms 176,4 [rad/s].
Elektromagnetni moment menja se na
isti način, uz napomenu da je vrh krive
u trenutku nastanka kvara u sva tri
slučaja isti.
4. Zaklju~ak
Na kraju, može se izvući nekoliko
zaključaka.
Struje kratkih spojeva u distributivnoj
mreži nepovoljno utiču ne samo
na postojeću opremu, već i na
distribuirane generatore, kao nove
elemente u ovako koncipiranim
mrežama. Najjači uticaj ima trofazni
kratak spoj na priključcima mašine.
Može biti opasan i trofazni spoj dublje
u mreži, što zavisi od električne
udaljenosti mesta kvara od malog
generatora.
Uticaj kvarova na sinhrone i
indukcione (asinhrone) mašine nije
isti. U obe vrste mašina nastaju
elektromehanički procesi praćeni
promenama brzine rotora. Zbog lakih
rotora kod nekih tipova ovih mašina,
sinhrone mašine veoma lako mogu
izgubiti stabilnost. Zbog toga su
dinamičke analize veoma važne za
podešavanje uređaja relejne zaštite i za
analizu naprezanja generatora.
Sve ovakve analize mogu se izvesti
softverskim alatom opšte namene,
poznatim kao ATP verzija EMTP
programa.
5. Literatura
[1] Juan A. Martinez Velasco
(convenor): Voltage Dip Evaluation
and Prediction Tools, CIGRE
Brochure No. 372, Task Force
C4.102, February 2009,
[2] Nikos Hatziargyriou (convenor):
Connection Criteria at the
Distribution Network for
Distributed Generation, CIGRE
Brochure No. 313, Task Force
C6.04.01, February 2007,
[3] Working Group C6.02: Connection
of Generators and Other Customers
– Rules and Practices -, CIGRE
Brochure 271, April 2005,
[4] Grega Bizjak: Influence of
Faults in Distribution Network
on Behavior of Asynchronous
Generators in Small Hydroelectric
Power Plants, CIRED 17th
International Conference
on Electricity Distribution,
Barcelona,12-15 May 2003.,
Session 4, Paper No. 37
[5] Alternative Transients Program
(ATP) Rule Book, Canadian/
American EMTP User Group
1987-92.
[6] Ackermann T.: Wind Power in
Power Systems, John Wiley &
Sons, Ltd, England, 2005,
[7] Jenkins N., Allan R., Crossley P.,
Kirscher D., Strbac G.: Embedded
generation, The Institution of
Electrical Engineers, 2000.,
United Kingdom
[8] JP Elektroprivreda Srbije:
Tehnička preporuka br. 16 –
Osnovni tehnički zahtevi za
priključenje malih elektrana na
mrežu Elektrodistribucije Srbije, I
izdanje, 2003.
[9] Saša Stojković, Marko
Rosić: Analiza priključenja
male elektrane sa sinhronim
generatorima na distributivnu
mrežu softverskim alatom ATPEMTP, Međunarodno savetovanje
ENERGETIKA 2009, Zlatibor, 24.
03. – 27. 03. 2009. str. 94 – 100.
[10] Saša Stojković: Analysis of the
interconnection of permanent
magnet generators to the
distribution grid by ATP-EMTP
software tool 4th International
Conference on Deregulated
Electricity Market Issues in SouthEastern Europe (DEMSEE 2009),
17-18 September, Belgrade,
Serbia,
[11] Saša Stojković: Uticaj mikro
hidroelektrane na tokove snaga i
naponske prilike u distributivnoj
mreži, 27. Savetovanje JUKO
CIGRE, 29. maj-03. jun 2005.,
Zlatibor, referat R C6-07
[12] Sasa Stojkovic: ATP-EMTP based
case study of wind power plant
interconnection to the distribution
system in Serbia,International
symposium POWER PLANTS
2006 September 19-22, 2006,
Vrnjačka Banja, Serbia
[13] Saša Stojković: Uticaj mikro
hidroelektrana na struje kratkoh
spojeva u distributivnoj mreži,
„Elektroprivreda“ 2006, br. 4, str.
54-62.
[14] Saša Stojković, Žarko
[220]
Stevanović: Analiza priključenja
farme vetrogeneratora na
lokaciji „Veliko brdo“ na
elektroenergetsku mrežu,
„Elektroprivreda“ 2008, br. 4, str.
47-53144-150.
Zahvalnost
Autor se najljubaznije zahvaljuje
Ministarstvu za nauku Republike
Srbije za finansijsku podršku projekta
TR-17001 “Pouzdanost deregulisanih
distributivnih sistema“.
energija
Sa{a Mar~eta, Boris Holik, Vladan Ga~i}
„Elektrovojvodina“ d.o.o. Novi Sad
Mirko \uri}
JP „Elektroprivreda Srbije“ Beograd
UDC:621.316.1 : 621.317.38.001.6 EU
Pravci razvoja AMI/AMM
sistema u Evropskoj Uniji sa
osvrtom na stanje u Srbiji
Uvod
Rezime
AMR/AMM sistemi u tekućoj deceniji
beleže veoma brz razvoj. Posle
početnih pokušaja početkom ove
decenije, približava se trenutak kada
će biti praktično ostvarljiv zacrtani
cilj – potpuna interoperabilnost brojila
i ostalih komponenata AMI različitih
proizvođača. To će omogućiti masovnu
zamenu brojila starije generacije (rollout) i prelazak distributivnih preduzeća
na nov nivo poslovanja i realizaciju
Smart Grids koncepta.
Na slici 1 je prikazana tipična
arhitektura AMM sistema na kojoj
se mogu lako identifikovati osnovni
elementi ovog sistema. Osnovu sistema
čine napredna broja (Smart meters)
koja su opremljena odgovarajućim
modemima koji u najvećem broju
slučajeva koriste niskonaponsku
mrežu za komuniciranje (tzv. PLC
komunikacija) sa koncentratorom,
uređajem koji se nalazi u NN trafostanici koji ima ulogu da prikuplja
podatke sa brojila i prosleđivanje tih
podataka AMM Centru. AMM centar
ima upravljačku ulogu u ovom sistemu
i upravlja poslovima očitavanja i
parametrizacije brojila i koncentratora.
U ranijim izvedbama sistema AMM
centar je na sebe preuzimao i ulogu
servera za čuvanje i obradu očitanih
podataka dok je u modernijim
realizacijama sistema taj deo na sebe
preuzeo MDM sistem.
AMI/MDM je napredni sistem za merenje i upravljanje potrošnjom električne
energije, daljinsko očitavanje brojila, obradu i arhiviranje podataka. Sistem,
kao deo Smart Grid platforme, obuhvata naprednu mernu infrastrukturu (AMI),
upravljanje daljinskim očitavanjem (AMM) i upravljanje mernim podacima i
skladištenje podataka (MDM/R).
U ovom radu biće dat presek stanja AMI/AMM sistema u Evropskoj Uniji
(EU) kao i specifičnosti koje su se pojavile u toku razvoja ovakvih sistema.
Osvrnućemo se na najznačajnije projekte koji diktiraju standardizacione
trendove u ovoj oblasti. Biće prikazane trenutne tehnologije koje se koriste u
oblasti komunikacija za realizaciju AMI/AMM sistema kao i komunikacione
tehnologije koje dolaze u skoroj budućnosti. Upoznaćemo se i sa trenutnim
stanjem AMR/AMM sistema u Srbiji.
Ključne reči: AMR, AMM, AMI, MDM, daljinsko očitavanje, brojilo.
Pravci razvoja AMI/AMM
sistema u Evropskoj Uniji
Prve instalacije AMR sistema su
uglavnom koristile PLC komunikaciju
ali izvedenu po zatvorenim
proizvođačkim protokolima, što
je za rezultat imalo monopolski
Directions of AMI/AMM system development in European
Union with the overview of current projects in Serbia
AMI/MDM is an advanced system for measurement and management of
consumption of electrical energy, automated meter reading and processing and
archiving collected data. The system, as part of Smart Grid platform, includes
advanced metering infrastructure (AMI), automated meter management (AMM)
and meter data management / repository (MDM/R).
This paper presents overview of AMI / AMM systems in the European Union
(EU) and the issues that have emerged during the development of such systems.
The most important projects which dictate standardisation processes in this
field will be emphasised. Current telecomunication technology employed in the
process of AMI / AMM systems implementation will be presented, as well as
promising communication technologies of the future. Overview of the current
state of AMR / AMM systems in Serbia will also be provided.
Key words: AMR, AMM, AMI, remote reading, electrical meter.
položaj proizvođača sistema/brojila u
odnosu na naručioca. Takođe, logička
organizacija podataka u brojilu kao i
formati poruka za njihovo čitanje bili
su vezani za proizvođača. Često i sam
proizvođač nije mogao da obezbedi
potpunu interoperabilnost između dve
generacije sopstvenih brojila, a samim
tim ni sa brojilima drugih proizvođača.
Cilj pomenutih instalacija je uglavnom
[221]
bio provera mogućnosti realizacije
PLC komunikacije i AMR sistema na
ograničenim pilot-poligonima.
U cilju prevazilaženja opisanog stanja
formirane su interesne grupacije
(pre svega proizvođača brojila i
sistema, ali i distributera električne
energije) koje su imale za cilj da se
postigne jedinstven protokol kao i
jedinstvena organizacija podataka u
energija
brojilu, i tako obezbedi
puna interoperabilnost.
Ovakve tendencije su
rezultovale činjenicom
da u Evropskoj Uniji
(EU) postoje dve glavne
struje što se tiče postizanja
interoperabilnosti AMI
sistema. Prvu struju
predstavljaju projekti i
organizacije koje imaju
mandat od strane EU
(OPEN Meter Project,
grupa: CENELEC, CEN
i ETSI, ESMIG...) i
zajedničku osobinu da
su naslonjeni na DLMS/
COSEM specifikaciju.
Drugu struju čine
kompanije okupljene u
ESNA asocijaciju. Pored
ove dve struje, u Nemačkoj
se ispituje tehničko rešenje
MUC i otvoreni standard
prema OMS specifikaciji u
cilju stvaranja nacionalnog
standarda. MUC kontroler
je realizovan kao
autonomni višefunkcionalni
uređaj koji na sebe
preuzima komunikaciju sa
centrom upravljanja AMI
(CU) ali i komunikaciju
sa brojilima električne
energije, vodomerima, gasomerima
i kalorimetrima, igrajući ulogu
gateway-a. Ovakvo rešenje donekle
uprošćava (samim tim i pojeftinjuje)
brojila elektične energije koja u svim
dosadašnjim arhitekturama sistema
imaju centralnu ulogu, međutim
cena samog MUC kontrolera za sada
predstavlja prepreku za njegovu širu
primenu.
Za postizanje EU standarda na
ovom polju važnu ulogu ima OPEN
Meter Project koji je pokrenut pod
pokroviteljstvom tela Evropske
Komisije DG Research baš sa ciljem
da se formalno konkretizuju budući
EU standardi za AMI komponente.
Taj projekat za osnovu uzima DLMS
i NTA 8130 specifikacije i kada
bude priveden kraju, očekuje se
objavljivanje zvaničnog EU standarda.
DLMS je uzet kao osnova jer je vrlo
fleksibilan i pruža veliku mogućnost
konfigurabilnosti uredjaja koji ga
koriste (u ovom slučaju brojila).
Kao ilustraciju ozbiljnosti OPEN
Meter Project-a dajemo listu učesnika
u njemu, tabela 1.
Projekat je startovao 01. 01. 2009. i
ima mandat od 30 meseci tj. do 30. 06.
2011. Vrednost projekta je procenjena
na 4,2 miliona eura.
Slika 1 Arhitektura AMM sistema
Slika 1 Arhitektura AMM sistema
[222]
energija
Nakon toga, nadležni organ Evropske
Komisije DG Enterprise and Industry
je 12. 03. 2009. izdao Direktivu
M441 EN kojom je zadužio institucije
CEN, CENELEC i ETSI za razvoj
otvorene AMI arhitekture, uključujući
komunikacione protokole, za merne
uređaje za električnu energiju,
toplotnu energiju, gas i vodu sa
ciljem postizanja interoperabilnosti.
Pomenute institucije su u
standardizacioni proces uključile i
organizacije WELMEC i OPEN Meter
Project. Prateći aktivnosti iz OPEN
Meter Project, može se očekivati da će
se tokom 2010. godine postići standard
na nivou EU i tako dati zeleno svetlo
za masovnu zamenu brojila, ali i
napraviti još jedan značajan korak
na putu implementacije Smart
Grids rešenja kao konačnog cilja u
automatizaciji distribucije električne
energije.
CEN, CENELEC i ETSI će izveštaj o
postignutim rezultatima prezentovati
do kraja oktobra 2010, komunikacione
standarde u roku od 9 meseci od
prihvatanja mandata, a napredne
funkcije AMI u roku od 30 meseci od
prihvatanja mandata.
Prateći rad pomenutih, kao i drugih
EU inicijativa i organizacija, može
se videti da su one međusobno
čvrsto povezane i da se praktično
mogu posmatrati kao jedna celina
koja radi na postizanju zadatog
cilja. Posmatrajući tokove pilot
projekata u zemljama EU može se
izdvojiti jedna zajednička crta. U
skoro svim državama sa većim pilot
projektima, država je angažovala i/ili
osnivala agencije kojima je zadatak
bio da na državnom nivou provere
tehnička rešenja dostupna na tržištu
i potom donesu odluke i strategiju za
implemetaciju AMI/AMM sistema.
Vidimo da je takvo angažovanje u
Holandiji iznedrilo NTA 8130 koji je
značajno ubrzao aktivnosti na planu
postizanja interoperabilnosti. Taj
standard je podskup DLMS/COSEM
standarda (pokriven serijom IEC
62056) i nastao je tako što je radna
grupa holandske vlade, oformljena
sa zadatkom da izradi specifikaciju
interoperabilnog brojila, iskoristila
DLMS standard i precizirala sve
potrebne detalje. Tako je po prvi put
omogućeno da brojila napravljena po
ovom standardu budu interoperabilna.
Kao referentni pilot poligoni za
dokazivanje osnovnih AMI principa
uzimaju se Holandija i Francuska
(100.000 i 300.000 brojila) gde je
primenjen NTA 8130 standard. Na
ovim pilot poligonima učestvuju
Landis+Gyr, Actaris (sada Itron) i
IskraEmeco. Ova grupa proizvođača
je 23. 09. 2009. najavila specifikacju
IDIS koja bi trebalo da bude dostupna
javnosti početkom 2010. godine. Kao
i gore pomenute i ova specifikacija u
svojoj osnovi ima DLMS/COSEM.
Drugu glavnu struju u EU predvodi
ESNA asocijacija koja okuplja
uglavnom distributere energije i
sistem integratore koji koriste brojila
i sistem zasnovan na LonWorks
protokolu američke firme Echelon
i njenog softvera za upravljanje tim
sistemom (NES platforma). Najveći
broj ugrađenih brojila ovog tipa su u
skandinavskim zemljama (u Švedskoj
i Norveškoj su zamenjena skoro sva
brojila u konzumu) i u Italiji (Enel,
25 miliona brojila). LonWorks je
pre svega komunikacioni protokol a
njegova implementacija je vezana sa
plaćanjem prava (po čipu) za njegovo
korišćenje kompaniji Echelon. Ovakva
situacija je rezultovala vrlo malim
brojem proizvođača brojila koji su
implementirali ovaj protokol, tako
da praktično niko sem Echelona i ne
proizvodi takva brojila. LonWorks
je jedno od boljih rešenja na polju
PLC komunikacije (npr. vrlo je
prisutan na polju automatizacije
HVAC sistema u zgradama) i ima
razvijen softver za upravljanje AMR
sistemom, međutim, glavna mana
ovog rešenja je relativna zatvorenost
protokola i zavisnost od Echelona i
njegovog softvera. Kao ilustraciju
treba napomenuti da je Echelon bio u
prilici da učestvuje u pilot-poligonu
u Holandiji, ali kada je zatraženo da
potpuno otvore svoj sistem i podele
ga sa ostalim učesnicima u projektu
(što su ostali uradili), oni su to odbili
što je za posledicu imalo njihovo
odustajanje od projekta. Potrebno je
naglasiti da je u Italiji u toku proces
update-a brojila koja su ugrađena pre
nekoliko godina, jer je neophodno
da se u brojilima omoguće još neke
AMI funkcije. Ovo ilustruje značaj
mogućnosti izmene softvera brojila
daljinskim putem (ali i lokalno)
umesto demontaže brojila i njihovog
reprogramiranja u laboratoriji. Mora
se primetiti odsustvo Echelon-a u
standardizacionim naporima u EU na
polju AMM/AMI. LonWorks se ne
pojavljuje kao moguć izbor protokola u
npr. OPEN Meter Project-u što ukazuje
da ovaj protokol ima veoma male
šanse da bude deo budućeg evropskog
seta protokola na pomenutim poljima.
Kada se sagledaju komunikacione
tehnologije koje se koriste kod AMI
brojila u državama EU, izdvajaju
[223]
se PLC i GPRS rešenja. PLC
tehnologija trpi najveće promene i
tu je razvoj novih modulacija stalno
prisutan. Realizovani pilot-poligoni
su uglavnom koristili S-FSK tip
modulacije, ali se u ovom trenutku
velika pažnja posvećuje OFDM
tipu modulacije zbog prednosti
koje ona donosi. Očekuje se da
će ova modulacija biti aktuelna u
sledećih godinu-dve dana u svetu
PLC komunikacija. U tom svetlu
najzanimljiviji je PRIME projekat koji
se radi pod pokroviteljstvom španske
Iberdrole (inače kooordinator OPEN
Meter Project-a) u okviru kog se
testira primena OFDM modulacije.
I Francuski ERDF u saradnji sa
proizvodjačem čipova MAXIM je
takodje aktivan na polju testiranja i
razvijanja OFDM modulacije (G3PLC). Dostupan je i odgovarajući
protokol koji je moguće slobodno
preuzeti sa njihovog sajta.
Među radio tehnologijama nameće
se GPRS, jer je to u ovom trenutku
isplativijie od razvoja privatne radio
mreže. Pored toga i sam GPRS
je standardizovan pa je njegova
implementacija jednostavnija. Treba
napomenuti da u SAD uzimaju zamah
ZigBee i WiMAX radio rešenja.
ZigBee je interesantan i zato što je
primenljiv na polju HAN i predstavlja
dobru osnovu za standardizaciju
komunikacije HAN sa električnim
brojilom. Treba napomenuti da
DLMS UA i ZigBee Alliance rade
na sinhronizaciji standarda na polju
HAN-a tako da se pripremaju setovi
zajedničkih standarda koji pokrivaju
autimatizaciju u budućim „pametnim“
kućama.
Sve navedeno vodi ka zaključku da
su standardizacioni procesi za AMI
u EU još uvek u toku, mada se obrisi
budućih standarda mogu prepoznati sa
velikom verovatnoćom. Na to ukazuje
i Workshop 2 koji je u organizaciji
OPEN Meter Project-a održan
početkom 4. februara 2010. godine u
centrali CEN/CENELEC u Briselu,
Belgija. Sve navedeno značajno utiče
na izradu koncepcije AMI/MDM za
Srbiju i tehničkih specifikacija za sve
njegove komponente.
Presek stanja AMR/AMM
sistema u srbiji
U privrednim društvima JP EPS
za distribuciju električne energije
su u periodu od 2003. do danas
instalirani razni pilot sistemi za
daljinsko očitavanje brojila. Iako
međusobno dosta različiti po pitanju
obima, implementirane tehnologije i
energija
kasnije obrade podataka, svi su, prvo
u svojim sredinama, a kasnije i u
okviru celog EPS, pružili dragocene
informacije o prednostima daljinskog
očitavanja brojila, kao i o izazovima
i preprekama. S obzirom da im
je to bila i osnovna namena, nisu
postojali posebni zahtevi u pogledu
interoperabilnosti, kao i ispunjenja
svetski priznatih komunikacionih
standarda za brojila električne energije.
U ovom trenutku, značajniji
realizovani sistemi daljinskog
očitavanja u Srbiji su sistemi tri
domaća proizvođača: Enel Beograd,
Sitel Beograd i Atlas Electronics
(Mačkatica) Surdulica, od kojih su
sistemi Sitela i Atlas Electronics-a
najviše zastupljeni. U prilogu je dat
tabelarni presek stanja AMR/AMM
sistema u JP EPS po privrednim
društvima, sa naglaskom na godinu
starta projekta, kao i fizički obim
instaliranog sistema.
Primenjena tehnologija za prenos
podataka se oslanja na PLC
komunikaciju koncentratora sa
brojilima kupaca, GPRS komunikaciju
između koncentratora (GPRS mernih
grupa) i pristupnih tačaka kod
isporučioca usluge mobilne telefonije,
kao i prenos tako sakupljenih podataka
preko frame-relay konekcije u centre
upravljanja. U par slučajeva arhitektura
odstupa od opisane, ali samo u pogledu
korišćenja frame-relay konekcije.
Zajednički zaključak o prednostima
ovih AMR sistema je da omogućavaju
jednovremeno i brzo očitavanje,
eliminišu greške prilikom očitavanja,
kao i da sistemom nadzora
drastično skraćuju vreme otkrivanja
nedozvoljenih manipulacija nad
brojilom/mernim mestom. Pored toga
AMR sistemi omogućavaju jasan uvid
u tokove energija, i time pružaju jasnu
sliku o energetskom stanju pokrivenog
dela konzuma. Takođe, primenom
sklopki za daljinsko isključenje/
uključenje, omogućena je efikasnija
naplata dugovanja, kao i realizacija
funkcije limita snage.
Komunikacioni protokoli i formati
podataka primenjeni na pomenutim
sistemima trenutno ne obezbeđuju
punu interoperabilnost brojila bez
izvođenja određenih izmena na
delovima hardvera i/ili softvera
sistema:
Komunikacija sa Atlas Electronics
brojilima se odvija posredstvom IEC
62056-21 mod C protokola, a podaci
su formatirani po IEC 62056-61
(OBIS).
Kod Sitelovih brojila starije
generacije komunikacija se bazira na
IEC 62056-21 mod C protokolu, dok
je sistem nove generacije zasnovan
na DLMS/COSEM specifikaciji (u
skladu sa standardima IEC 6205621, IEC 62056-46, IEC 62056-53,
IEC 62056-61 i IEC 62056-62).
Pored toga, često u okviru proizvodnog
programa jednog proizvođača postoje
razlike u generacijama opreme ili
isporučenom softveru za upravljanje
sistemom, koje se u praksi ispoljavaju
kao poteškoće u integraciji različitih
generacija brojila i ostalih uređaja
u sistem daljinskog očitavanja istog
proizvođača.
Upravo je zbog toga potrebno naglasiti
da je u slučaju primene DLMS/
COSEM moguće u daleko kraćem
vremenu i sa manje napora postići
interoperabilnost.
Uvažavajući činjenicu da su u
zemljama Evropske Unije relevantni
standardi pred usvajanjem, može se
reći da je sada pravo vreme da se na
osnovu dosadašnjih iskustava definišu
zahtevi za budući sistem daljinskog
očitavanja na nivou celog JP EPS, koji
će potpuno uvažiti zahteve za opštom
standardizacijom i interoperabilnošću
pojedinih komponenti.
Mane AMR pilot instalacija
se ogledaju u relativno velikoj
kompleksnosti samog sistema, što
je uglavnom posledica činjenice da
brojilo pored svoje osnovne funkcije
postaje i komunikacioni uređaj,
koji u velikom broju slučajeva
komunicira preko vrlo agresivnog
medija (energetski vodovi). Time
do izražaja dolaze svi problemi koji
potencijalno postoje na energetskim
mrežama, počevši od samog kvaliteta
spojeva, preko ranjivosti brojila usled
delovanja atmosferskih pražnjenja, a
po nekad i neusklađenosti stvarnog
stanja na terenu sa onim u shemama.
Dalje, za uspešno uvođenje i rad
sistema je potrebna stalna i efikasna
koordinacija različitih službi unutar
privrednog društva. S obzirom da
se koriste i komunikacioni kanali
isporučioca telekomunikacionih
usluga, potrebno je sa njima imati
blisku i kvalitetnu saradnju, radi
brzog i uspešnog prevazilaženja
problema prouzrokovanih nedovoljnim
nivoom kvaliteta njihovih usluga.
Jasno, kvalitet samih komponenata
sistema mora da se povisi, od brojila
i koncentratora do softvera za nadzor,
upravljanje i obradu podataka, kao
i softvera za terenske intervencije
na komponentama sistema. Upravo
usvajanjem relevantnih svetskih
standarda iz ove oblasti se očekuje
značajno poboljšanje kvaliteta
komponenti sistema.
[224]
Centri upravljanja su još uvek
uglavnom orijentisani samo na
prikupljanje i relativno površnu
obradu podataka sa brojila (priprema
podataka za obračun utrošene
električne energije, grube analize), i
u zavisnosti od samih tehnologija za
komunikaciju sa brojilima, razlikuju
se i načini korišćenja i zadavanja
određenih komandi (AMM/MDM
funkcije). U toku su akcije aktivnosti
na definisanju i realizaciji čitavog
niza dodatnih izveštajnih funkcija,
kojima se omogućava bolji uvid u
stanje na terenu, kao i omogućavanje
vrlo detaljnih analiza stanja
elektroenergetskog sistema.Takođe,
potrebno je i definisati način i metode
dvosmernog povezivanja ovih baza
podataka sa već postojećim bazama
kupaca (INES, PELVUG), čime se
eliminišu raskoraci i neslaganja sa
stanjem na terenu, ali i omogućuje
potpuna iskorišćenost kapaciteta
sistema daljinskog očitavanja brojila.
Nakon analize postojećeg stanja
AMR/AMM sistema u Srbiji i
imajući u vidu trendove u zemljama
Evropske Unije, u cilju obezbeđivanja
interoperabilnosti, pouzdanosti,
skalabilnosti i fleksibilnosti svih
komponenata AMI, potrebno je
odabrati najpovoljnije standarde za
komunikacione protokole i modele
podataka i precizno definisati
funkcionalne zahteve i tehničke
specifikacije za komponente i AMI/
MDM u celini.
Akronimi:
AMI - Advanced Metering
Infrastrusture
AMM - Automated Meter Management
AMR - Automated Meter Reading
CEN - European Committee for
Standardization (Comité Européen de
Normalisation)
CENELEC - European Committee
for Electrotechnical Standardization
(Comité Européen de Normalisation
ELECtrotechnique)
COSEM - Companion Specification
for Energy Metering
DG - Directorate General
DLMS - Device Language Message
Specification
ETSI - European Telecommunications
Standards Institute
ESMIG - European Smart Metering
Industry Group
ESNA - Energy Services Network
Association
PD Jugoistok
Privredno
društvo
PD Elektrosrbija
GPRS - General Packet Radio Service
HAN - Home Area Network
HVAC – Heating, Ventilation and Air
Conditioning
IEC - International Electrotechnical
Commission
IDIS - Interoperable Device Interface
Specifications
MDM/R – Meter Data Management &
Repository
MUC - Multi Utility Communication
NES - Network Energy Services
OFDM - Orthogonal FrequencyDivision Multiplexing
OMS - Open Metering System
OPEN - Open Public Extended
[225]
PD Elektrovojvodina
2009
2009
2009
Zrenjanin
Sremska Mitrovica
14 GPRS MG
60 GPRS MG
74 GPRS MG
580 GPRS MG
1295 brojila u 13 trafo reona
2003
2008
73 GPRS MG
64 GPRS MG
600 GPRS MG
2009
2009
Panþevo
Ruma
Subotica
Sombor
2008
1336 brojila u 9 trafo reona
2003
Novi Sad
1076 brojila u 7 trafo reona
2007
ýaþak
491 brojila u 4 trafo reona
2007
247 GPRS MG
Šabac
2008
1059 brojila u 5 trafo reona
2007
Kruševac
1149 brojila u 7 trafo reona
2007
Kraljevo
ugraÿeno 305 brojila i 2 MG u 2
trafo reona
400 brojila u 4 trafo reona
2006
2008
460 brojila u 3 trafo reona
2200 brojila u 16 trafo reona
2008
2008
952 brojila u 17 trafo reona
78 MG
2005
2008
Atlas Electronics
2006
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Sitel Beograd
Sitel Beograd
Sitel Beograd
Sitel Beograd
Atlas Electronics
Enel Beograd
Enel Beograd
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Sitel Beograd
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Atlas Electronics
Jugotrade
Atlas Electronics
Isporuþilac sistema
4450 brojila u 26 trafo reona
Fiziþki obim AMR sistema
6729 brojila u 59 trafo reona 413
MG
2007
godina starta
projekta
Zajeþar
Leskovac
Prokuplje
Pirot
Niš
ED Beograd
Ogranak društva
PRESEK STANJA AMR SISTEMA U SRBIJI
ED Sremska Mitrovica
Ed Zrenjanin
Ed Panþevo
Ed Ruma
Ruma, Ljukovo, Rivica
Ed Subotica
Ed Sombor
Novi Sad i poslovnice
Novi Sad, ýenej, Sremska Kamenica
ýaþak
Šabac i poslovnice
Kruševac
Kruševac
Mataruška Banja
Zajeþar
Brestovac
Prokuplje
okolina Žitoraÿa
Pirot
Pirot
Niš, Aleksinac
Beograd
mesto ugradnje
Oracle
Oracle
Oracle
Oracle
Oracle
Microsoft SQL server
Microsoft SQL server
Microsoft SQL server
Microsoft SQL server
Oracle
Oracle
Oracle
Oracle
Oracle
Microsoft SQL server
Oracle
Oracle
Oracle
Oracle
access
Oracle
Oracle
baza podataka u
centru upravljanja
bazirana na platformi
MFT2
MFT2
MFT2
MFT2
MFT1, MFT2
MEM 410
MEM 410
MET 410, MEM 410
MET 410, MEM 410, VTEB 10
MFT2
ENEL DB2
GPRS/Framerelay
GPRS/Framerelay
GPRS/Framerelay
GPRS/Framerelay
PLC/GPRS/Frame relay
GPRS/Framerelay
GPRS/Framerelay
GPRS/Framerelay
PLC/GPRS/Frame relay
PLC/GPRS
PLC/GPRS
PLC/GPRS
PLC/GPRS
MFT2 sa ugraÿenim sklopkama za daljinsko
ukljuþenje / iskljuþenje kupca
Enel MG sa GPRS modemom
PLC/GPRS/Frame relay
GSM
PLC/GPRS/Frame relay
Euridis/PLC/GPRS
PLC/GPRS
PLC/GPRS
GPRS
GPRS/Framerelay
GSM/GPRS
komunikacija od brojila do
centra upravljanja
MFT2
VTEB 10
MFT2
Sagem brojila, Atlas Euridis/ PLC modemi
MFT2
MFT2
Citi BGD
MFT1, MFT2
MFT2
vrsta brojila u sistemu
energija
Network
PRIME - PoweRline Intelligent
Metering Evolution
PLC - Power Line Communication
S-FSK - Spread Frequency Shift
Keying
WiMAX - Worldwide Interoperability
for Microwave Access
energija
Literatura
1. Dokumentacija organizacije
OPEN Meter project
Report on the identification
and specification of functional,
technical, economical and general
requirements of advanced multimetering infrastructure, including
security requirements, July 2009.
Description of current state-of-theart of technology and protocols
(deliverable overview), June 2009.
Assessment of potentially adequate
telecommunications technologies general requirements and assessment
of technologies, September 2009.
2. PRIME project
Technology Whitepaper, PHY, MAC
and Convergence layers, v1.0, July
2008.
3. DLMS/COSEM
DLMS Green Book, COSEM
Architecture and Protocols, Fifth
Edition
DLMS Blue Book, COSEM
Identification System and Interface
Classes, Edition 9.0
4. NTA 8130:2007 nl
Minimum set of functions for
metering of electricity, gas and
thermal energy for domestic
customers, June 2007.
5. Radovi sa konferencije:
Metering&Billing/CRM Europe
2008, Amsterdam
6. Radovi sa konferencije: Metering,
Billing/CRM Europe 2009,
Barcelona
Dragan Ristivojevi}, dipl.in`.elektr.
Sne`ana Vukovi}, dipl.in`.men., in`.elektr.
Dragan Slavkovi}, dipl.in`.elektr.
PD RB „Kolubara
UDC:621.314 : 621.316.932
Prelazni procesi pri
zemljospoju faze sa
kućištem transformatora
6/0,4 kV
Rezime
Jednofazni zemljospojevi prema masi kućišta, često su uzroci pojave havarijskih
režima. Analizira se akcidentni događaj koji je uzrokovao požar, a koji se
relativno često može sresti u praksi. Na strani višeg napona transformatora došlo
je do pojave električnog luka. Luk je oštetio provodni izolator, usled čega je
metalni provodnik dodirnuo kućište. Kvar je nastao pri jakom vetru. Provodnik
je naizmenično dodirivao kućište, i odvajao se pod naletima vetra, tako da se
prekidalo strujno kolo kvara. Impulsna struja prelaznog procesa i prenaponi u
mreži 6/0,4 kV su uzrokovali požar.
Ključne reči: vetar, strujno kolo kvara, prenapon
Transitional Process of Phase-to-Housing Ground Fault on
6/0.4kv Transformer
Breakdowns are frequently caused by phase-to-housing ground fault. The scope
is on the accident that led to fire and is constantly reoccurring in reality. Electric
arc in the primary circuit damaged the wire insulator causing the metal wire to
make contact with the housing. The accident occurred during strong wind, so the
wire was moved by the gusts of wind and it didn’t have permanent contact with
the housing. This led to periodical interruption of ground fault circuit. The fire
was caused by impulse current of transitional process and overvoltage in 6/0.4kV
grid.
Uvod
Analiza pojave
Jednofazni zemljospojevi prema
masi kućišta, često su uzroci
pojave havarijskih režima. Na
visokonaponskoj strani transformatora
došlo je do pojave električnog luka.
Luk je oštetio izolator, usled čega je
uspostavljena galvanska veza između
provodnika i kućišta. Kvar je nastao
pri jakom vetru. Provodnik je čas
dodirivao kućište , a čas se prekidalo
strujnokolo kvara, pod naletima
vetra. Nastao je prelazni režim koji se
odlikuje visokim prenaponima. Sve se
prenelo na električnu mrežu 0,4 kV, s
obzirom da su pogonsko uzemljenje
(Rp) i radno uzemljenje (Rz ) spojeni.
Nastao je požar.
Merene su struje kvara pri prelaznom
režimu i snimani naponi na otpornosti
uzemljivača. Merenja su izvršena
pri simuliranju kvara, i potvrđena je
pretpostavka o postojanju prenapona
većeg koeficijenta.
Zamenska šema električne mreže
pri zemljospoju faze R sa kućištem
transformatora 6/0,4 kV na
višenaponskoj strani. Pogonsko i
zaštitno uzemljenje su spojeni.
Analiza procesa se može izvršiti na
osnovu električne šeme date na slici
1. Pri zemljospoju faze R sa kućištem
transformatora 6/0,4kVnastaje struja
kvara (struja zemljospoja, koja je
kapacitivne prirode uz neznatno
[226]
energija
Slika 1
postojanje aktivne komponente
-2,-3%) iz .
Kao rezultat toga, na otpornosti
uzemljivljača neutralne tačke ro ,
(strana 0,4 kV), javlja se napon:
(1)
Ukoliko struja dostigne kritičnu
vrednost u mreži napona 400V ,
nastaju prenaponi sa svim pratećim
pojavama.
U primeru nije uzet u obzir uticaj
induktivnosti vodova i namotaja
transformatora, zbog male vrednosti
u odnosu na kapacitivnost vodova
prema zemlji C. Ovaj uslov doprinosi
pojavi maksimalnih napona na
otpornosti , pri prelaznom procesu
i samim tim najvećih prenapona.
Ukoliko se trenutna vrednost faznog
napona provodnika na kojima je nastao
spoj sa kućištem , označi kao
Na slici 2 je prikazana šema
ekvivalentnog generatora kola. Iz
jednačine (2) odredi se napon na
otporu ro prema jednačini, u0 = i · r0
U momentu zemljospoja na kućištu pri
t=0, napon na otporu ro iznosi:
uo(O) = UmRsin ψ
Na taj način u prvom momentu
prelaznog procesa, napon na otporniku
(uzemljivaču) nulte tačke ne zavisi od
vrednosti te otpornosti i određuje se
početnom fazom ψ. Kada je
ψ = ± π /2, napon na otporniku nulte
tačke dostiže amplitudu faznog
napona mreže. Tako je za nominalni
napon 6kV, uo(O) = 4,9kV , fazni
naponi za mrežu 0,4 kV, izražavaju se
jednačinama:
(5)
(6)
(2)
Struja prelaznog procesa se u
posmatranom slučaju može odrediti
sa slike 2. Rukovodeći se metodikom
, dobijamo jednačinu za struju pri
prelaznom procesu:
gde je :
;
(4)
(7)
U momentu zemljospoja, pri
najnepovoljnijim uslovima imamo:
ֽ
ua (o) = 5,12kV
ֽ
ub (o) = uc´(o) = 4,79kV
U prvom trenutku zemljospoja,
napon na otporu uzemljenja neutralne
tačke ne zavisi od same vrednosti
otpornosti. To dopušta zaključak da u
razmatranom slučaju zemljospojevi
praktično uvek dovode do prenapona.
Trajnost prelaznog procesaodređuje se
vremenskom konstantom :
τ = 3 ro C.
Ukoliko se ro izražava u omima [Ω],
trajanje prelaznog procesa se izražava
u mikrosekundama [μsec].
Nastajanje prenapona može dovesti do
opasnih posledica. Najpre, pri lošem
kontaktu na mestu zemljospoja prema
kućištu transformatora, može nastati
serija impulsa, praćena pojavom luka
Slika 2 Ekvivalentna šema posmatranog strujnog kola
(3)
[227]
energija
Pri razdvojenom pogonskom
i zaštitnom uzemljenju, ne
postoji mogućnost unošenja
prenapona u niskonaponsku
mrežu, ali je teško obezbediti
uslove eliminisanja kvara pri
proboju faznog voda prema
masi objekta TS 6/0,4 kV.
U ovom slučaju je struja
kvara nedovoljna da isključi
osigurače, ako je na primer;
In= 160A, vrednosti otpornosti
uzemljivača Rpog = 2 Ω i
Rzašt = 2 Ω
Slika 3 Skica pogonskog i zaštitnog
uzemljenja
u sekundarnoj mreži 0,4 kV. Zatim,
pri nastanku jednog impulsa visokog
napona u mreži 0,4 kV, može doći
do proboja izolacije uz metalni kratki
spoj.
Pri nastanku takvog procesa na
niskonaponskoj strani transformatora
trebalo bi da reaguje zaštita. Dakle
pri eksploataciji mreže, neophodno
je uočiti opasnost od prenapona,
prilikom zemljospoja preko kućišta
transformatora i preduzeti potrebne
mere za eliminisanje opasnosti. Jedna
od neophodnih mera je i razdvajanje
pogonskog (Rp) i zaštitnog (Rz)
uzemljenja.
Analizirajući sve posledice spajanja
i razdvajanja zaštitnog i pogonskog
uzemljivača u trafostanicama 6/0,4 kV
(10/0,4), može se naći niz nedostataka
i za jednu i za drugu varijantu. S jedne
strane mora se voditi računa da struja
greške bude dovoljno velika da zaštita
može da reaguje, a s druge sstrane
mora se uzeti u obzir i mogućnost
unošenja potencijala u niskonaponsku
mrežu.
Ukoliko je primenjena pouzdana
usmerena zemljospojna zaštita na
naponskom nivou 6 kV, opasnost od
nastanka dvostrukih zemljospojeva sa
jednim mestom kvara u TS 6/0,4 kV
je skoro minimalna. Tada je logično
da se izabere združeni uzemljivač
(spojeno pogonsko i zaštitno
uzemljenje), koji služi i za zaštitno
uzemljenje TS i za radno pogonsko
uzemljenje zvezdišta transformatora
na sekundarnoj strani 0,4 kV.
Uprkos postojanju združenog
uzemljavača i pouzdane zemljospojne
zaštite na naponskom nivou 6 kV,
nije isključena mogućnost unošenja
prenaponskih talasa u niskonaponsku
mrežu pri nastansku intermitentnih
zemljospojeva. Ta pojava je ekstremno
brza i reda je nsec (μsec), tako da
zemljospojna zaštita nije dovoljno brza
da eliminiše ovu vrstu pojava.
(8)
Struja kvara od Ik= 57,5A, nikada
ne može biti isključena osiguračima
In=160A.
Kvar ostaje nedetektovan, a napon
levka na prilazu objektu iznosi:
(9)
Jedino rešenje je oblikovanje
potencijala, kako bi Ud bio manji
od napona levka i naravno manji od
dozvoljene vrednosti napona dodira.
Primenjuje se i postavljanje sloja
šljunka (ili asfaltiranje) oko objekta.
Glavna slabost je što kvar ostaje
neotkriven i moguće je iznošenje
potencijala van objekta, (zabeležena
smrtna povreda geometra, koji je
metalnim metrom izneo potencijal
sa mase objekta na nivo referentne
zemlje).
Zaklju~ak
Pri eksploataciji visokonaponske
mreže neophodno je uočiti i definisati
sve opasnosti koje bi mogle da
ugroze bezbednost ljudi, uređaja
i opreme i preduzeti sve potrebne
preventivne mere u smislu održavanja
svih pripadajućih instalacija. Ove
aktivnosti se u punoj meri obavljaju
u RB „Kolubara“- Površinski kopovi.
Pravilnikom o tehničkim merama za
pogon i održavanje elektro opreme u
potpunosti je određen stepen i vrsta
dnevnog, sedmičnog i periodičnog
održavanja, kao i rokovi kontrolnih
merenja i periodičnih pregleda uređaja
u skladu sa usvojenim tehničkim
normativima.
Literatura
[1] Nikolić, Čengić: Zaštita
uzemljenjem
[228]
[2] Milanković: Tehnika visokog
napona
[3] Zbirka propisa iz elektrotehnike ,
Beograd, 1996.g
Download

2010-1 - savez energetičara