PLANIRANJE RAZVOJA · 2019. 2. 13. · Planiranje razvoja distribucijskih mreža II Želio bih...

SVEUČILIŠTE U ZAGREBU

FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA

DIPLOMSKI RAD br. 678

PLANIRANJE RAZVOJA

DISTRIBUCIJSKIH MREŽA

Ninoslav Holjevac

Zagreb, srpanj 2013.

Planiranje razvoja distribucijskih mreža

II

Želio bih zahvaliti svima koji su me doveli do diplome, ali i pred sve nove prilike

koje to otvara.

Roditeljima, Kati, bratu, baki, prijateljima te Matiji na pomoći.

Prof. Zdenku Šimiću i mentoru prof. Igoru Kuzli.


I

Sadržaj

Popis slika ........................................................................................................................... IV

Popis tablica ....................................................................................................................... VI

Popis oznaka i kratica .................................................................................................... VIII

1. Uvod .............................................................................................................................. 1

2. Planiranje distribucijskih mreža ................................................................................ 3

2.1. Distribucijske mreže i njihova struktura ................................................................ 4

2.1.1. Pojmovi vezani uz distribucijske mreže ........................................................ 6

2.2. Pitanje planiranja distribucijskih mreža ................................................................ 7

3. Analiza postojećeg stanja mreže .............................................................................. 10

3.1. Općeniti opis mreže ............................................................................................. 10

3.1.1. Opis mreže i osnovne značajke distribucijskog područja Bjelovar ............. 10

3.2. Tehnički podaci o elementima mreže .................................................................. 15

3.2.1. Tehnički podaci o vodovima i transformatorskim stanicama DP Bjelovar . 15

3.3. Izrada modela mreže ............................................................................................ 23

3.3.1. Model mreže DP Bjelovar u NEPLANu ..................................................... 23

4. Proračun i analiza tokova snage .............................................................................. 28

4.1. Metodologija proračuna ....................................................................................... 29

4.1.1. Tokovi snaga i padovi napona u 35 kV mreži DP Bjelovar ........................ 32

4.2. Dopušteno opterećenje transformatora, vodova i kabela..................................... 34

5. Naponske prilike ........................................................................................................ 36

5.1. Dopušteno odstupanje napona ............................................................................. 36

5.2. Padovi napona u mreži DP Bjelovar.................................................................... 36

6. Analiza sigurnosti („n-1“) ......................................................................................... 41

7. Metode predviđanja promjene opterećenja ............................................................ 52


II

7.1. Kratki pregled metoda za predviđanje opterećenja ............................................. 52

7.2. Parametarske metode ........................................................................................... 53

7.2.1. Metode trenda .............................................................................................. 53

7.2.2. Ekonometrijska metoda ............................................................................... 53

7.3. Predviđanje potrošnje distribucijskog područja Bjelovar .................................... 54

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kV ................................................................... 60

8.1. Analitički hijerarhijski postupak (AHP) .............................................................. 60

8.1.1. Opis AHP metode ........................................................................................ 61

8.1.2. Kombinacija AHP metoda i metode Korist/Trošak ..................................... 66

8.2. Troškovi prijelaza na 20 kV i karakteristične cijene opreme .............................. 67

8.3. AHP model primijenjen na distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar ..................... 68

8.3.1. Pregled korištenih pokazatelja ..................................................................... 69

8.3.2. Težinski udjeli subkriterija .......................................................................... 73

8.3.3. Težinski udjeli glavnih pokazatelja ............................................................. 74

8.3.4. Podjela na zone ............................................................................................ 76

8.3.5. Vrijednosti pokazatelja ................................................................................ 77

8.4. Rezultati AHP metode za prelazak na 20 kV Elektre Bjelovar ........................... 83

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine................................................... 86

9.1. Dodatak distribuiranih izvora .............................................................................. 89

9.2. Struje kratkog spoja ............................................................................................. 93

10. Plan razvoja mreže DP Bjelovar nakon 2023. godine ........................................ 95

10.1. Proračun gubitaka energije s dnevnim krivuljama opterećenja ........................... 95

10.1.1. Usporedba gubitaka pri pogonu na 10 kV i 20 kV .................................... 100

10.2. Odluka o prelasku na 20 kV .............................................................................. 101

11. Zaključak .............................................................................................................. 103

12. Literatura ............................................................................................................. 105


III

Sažetak .............................................................................................................................. 107

Summary .......................................................................................................................... 108


IV

Popis slika

Slika 2.1 Topologija tradicionalne elektroenergetske mreže ................................................ 4

Slika 2.2 Pogonski otvorena prostorno zatvorena distribucijska mreža [5] .......................... 5

Slika 2.3 Povezana struktura mreže [5]................................................................................. 5

Slika 2.4 Dijagram tijeka izrađenog planiranja distribucijske mreže DP Bjelovar.............. 9

Slika 3.1 Prikaz područja DP Bjelovar ............................................................................... 11

Slika 3.2 Prostorni prikaz 35 kV mreže Elektra Bjelovar (crvenom bojom označeni 35 kV

vodovi i kabeli pogona Križevci, a plavom pogona Bjelovar) ............................................ 12

Slika 3.3 Prostorni prikaz na podlozi Google Maps ........................................................... 12

Slika 3.4 Vršna opterećenja pojnih točaka u razdoblju 2009-2012. Godine ....................... 13

Slika 3.5 Prikaz iz NEPLANa 10(20) kV mreže po pojnim točkama: TS 110/35 Bjelovar –

zeleno, TS 110/10(20 kV Mlinovac crveno, TS 110/35/10(20) Križevci – plavo .............. 20

Slika 3.6 Tip vodiča (ZV ili KB) mreže 10(20) kV cijelog DP Bjelovar ........................... 21

Slika 3.7 Pregled broja i instalirane snage transformatora 10(20)/0,4 kV .......................... 22

Slika 3.8 Starosna struktura transformatora 10(20)/0,4 kV ................................................ 22

Slika 3.9 Prikaz mreže na geografskoj podlozi ................................................................... 24

Slika 3.10 Primjer jednopolne sheme TS 35/10(20) kV ............................................. 25

Slika 3.11 Primjer dijela sheme 10 kV mreže ..................................................................... 26

Slika 3.12 Pojednostavljena topologija mreže DP Bjelovar sa različito obojanim pojnim

točkama na 35 kV naponskoj razini .................................................................................... 27

Slika 4.1 Tijek proračuna tokova snage (strujno naponskih prilika) .................................. 32

Slika 4.2 Tokovi snaga i opterećenja 35 kV vodova za 2012. godinu ................................ 34

Slika 5.1 Prikaz dijela mreže koji prikazuje izvode Zrinska ............................................... 40

Slika 6.1 35 kV mreža nakon ispada TS 110/35 Križevci .................................................. 43


V

Slika 6.2 Prikaz 10 kV mreže za slučaj ispada TS Apatovec ili voda Orehovec - Aptovec 45

Slika 6.3 Stanje mrežu u slučaju ispada TS 35/10 kV Orehovec ........................................ 47

Slika 6.4 Pad napona od početka prema kraju izvoda Veliki Raven (uključujući sada

napajani Grade-G. Pavlovec) ............................................................................................... 49

Slika 6.5 Dio mreže napajan iz TS 35/10 kV Križevci 1 u normalnom pogonu................. 50

Slika 7.1 Primjer proračuna jednom od metoda trenda ....................................................... 57

Slika 7.2 Usporedba metoda predviđanja i izračun korelacija u programskom alatu Excel 58

Slika 7.3 Prikaz predviđanja linearnom krivuljom za TS 35/10 kV Predavac.................... 59

Slika 8.1 Osnovni koraci AHP metode ............................................................................... 61

Slika 8.2 Prikaz hierarhije ................................................................................................... 62

Slika 8.3 Primjer matrice usporedbi alternativa A,B,C u odnosu na kriterij ....................... 66

Slika 8.4 Hijerarhija izrađenog modela redoslijeda prijelaza na 20 kV .............................. 68

Slika 8.5 Matrica usporedba glavnih kriterija ..................................................................... 75

Slika 8.6 Konačna matrica težinskih udjela ........................................................................ 83

Slika 8.7 Grafički prikaz konačne raspodjele vrijednosti kriterija ...................................... 84

Slika 8.8 Konačni redoslijed prelaska na 20 kV pogonski napon ....................................... 84

Slika 8.9 Prikaz rezultata usporedbe koristi i troškova ....................................................... 85

Slika 9.1 Aproksimirana udaljenost do TS 35/10 kV Apatovac do Koprivnice ................. 89

Slika 9.2 Prikaz planiranih postrojenja na području Elektre Bjelovar (plava granica) ....... 92

Slika 10.1 Prikazana „ispravljena“ dnevna krivulja potrošnje za potrošača spojenog na TS

10/0,4 TAD 2 ....................................................................................................................... 96

Slika 10.2 Nadomjesna krivulja opterećenja za kućanstva ................................................. 97

Slika 10.3 Nadomjesna krivulja opterećenja za javnu rasvjetu .......................................... 97

Slika 10.4 Nadomjesna krivulja potrošnje za poduzetništvo P1 (malo poduzetništvo) ...... 98

Slika 10.5 Nadomjesna krivulja potrošnje za poduzetništvo P2 (veliko poduzetništvo) .... 98

Slika 10.6 Prikaz krivulje većeg potrošača (maksimalne izmjerene snage 213 kW).......... 99


VI

Popis tablica

Tablica 2.1 Vremenska raspodjela planiranja ....................................................................... 3

Tablica 3.1 Iznosi maksimalnih opterećenja pojnih točaka ................................................ 14

Tablica 3.2 Prognoza broja kućanstava [7][8] .................................................................... 14

Tablica 3.3 Osnovni tehnički parametri TS 110/x kV ........................................................ 16

Tablica 3.4 Osnovni tehnički parametri transformatora 110/x kV ..................................... 16

Tablica 3.5 Podaci o TS 35/x kV ........................................................................................ 17

Tablica 3.6 Podaci o transformatorima 35/x kV ................................................................. 17

Tablica 3.7 Podaci od 35 kV dionicama ............................................................................. 18

Tablica 3.8 Duljina 35 kV mreže po pogonima .................................................................. 19

Tablica 3.9 Pregled 10(20) kV mreže po pogonima ........................................................... 20

Tablica 3.10 Pregled broja transformatora 10(20)/0,4 kV .................................................. 21

Tablica 3.11 Statistika broja elemenata mreže DP Bjelovar iz NEPLANa ........................ 25

Tablica 4.1 Opterećenja pojnih TS – početno stanje .......................................................... 28

Tablica 4.2 Prikaz razlika u proračunima tokova snaga ..................................................... 31

Tablica 4.3 Opterećenja 110/x transformatorskih stanica .................................................. 33

Tablica 5.1 Rezultati proračuna padova napona za vršno opterećenje DP Bjelovar 2012.

godine .................................................................................................................................. 38

Tablica 6.1 Opterećenja transformatorskih stanica 110 kV razine u slučaju ispada TS

110/35 kV Križevci ............................................................................................................. 42

Tablica 6.2 Ispad TS 35/10 kV Tkalec – rezervni smjerovi napajanja ............................... 48

Tablica 7.1 Predviđanje iznosa vršnih opterećenja stanica 35/x kV (MW) ....................... 59

Tablica 8.1 Jednostavan prikaz Saatijeve skale .................................................................. 63

Tablica 8.2 Vrijednosti slučajnog indeksa RI ..................................................................... 65


VII

Tablica 8.3 Pregled karakterističnih cijena opreme i radova .............................................. 67

Tablica 8.4 Važnost pripremljenosti elemenata mreže ....................................................... 70

Tablica 8.5 Prikaz procijenjenih važnosti subkriterija ....................................................... 74

Tablica 8.6 Težinski udjeli glavnih pokazatelja (kriterija) ................................................. 75

Tablica 8.7 Procijenjeni broj kućanstava po zonama ......................................................... 79

Tablica 8.8 Procijenjeni broj priključaka po zonama ......................................................... 80

Tablica 8.9 Podaci o SAIDI i SAIFI indeksima ................................................................. 80

Tablica 8.10 Proračunati pokazatelji stalnosti napajanja kupaca ....................................... 81

Tablica 8.11 Pokazatelj broja kupaca na SN ...................................................................... 81

Tablica 8.12 Prikaz tablice za unos vrijednosti svih pokazatelja .............................. 82

Tablica 8.13 Tablica unosa podataka za izračun pokazatelja pripremljenosti 10 kV mreže

............................................................................................................................................. 83

Tablica 9.1 Pregled potrebnih ulaganja u distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar za

razdoblje do 2017. ............................................................................................................... 87

Tablica 9.2 Distribuirani izvori u pogonu na području Elektre Bjelovar ........................... 90

Tablica 9.3 Planirani distribuirani izvori na području Elektre Bjelovar ............................. 91

Tablica 9.4 Podaci o aktivnim mrežama............................................................................. 93

Tablica 9.5 Sažetak proračuna kratkog spoja ..................................................................... 94

Tablica 10.1 Sažetak proračuna gubitaka na godišnjoj razini ............................................ 99

Tablica 10.2 Usporedba ukupnih godišnjih gubitaka ....................................................... 101


VIII

Popis oznaka i kratica

AHP engl. Analytical Hierarchy Process

CR eng. Consistency Ratio

DP Distribucijsko područje

DURN Daljinski upravljiva rastavna naprava

EOTRP Elaborat optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrane

HEP Hrvatska Elektroprivreda

LOLP eng. Loss of Load Probability

NKO Nadomjesna krivulja opterećenja

NN Niskonaponski(a)

NPV eng. Net Present Value

ODS Operator distribucijskog sustava

ODS Operator distribucijskog sustava

OIEKPP Obnovljivi izvori energije, kogeneracija i povlašteni proizvođači

OPS Operator prijenosnog sustava

RH Republika Hrvatska

RI eng. Random indeks

SAIDI eng. System Average Interruption Duration Index

SAIFI eng. System Average Interruption Frequency Index

SDV sustav daljinskog vođenja

SN Srednjenaponski(a)

SN srednjonaponski(a)

TS Transformatorska stanica

TS transformatorska stanica

𝐴 raspoloživost

𝑡𝑧 vrijeme zastoja

𝑃𝑡𝑒𝑟𝑒𝑡𝑎 snaga tereta

𝑁 broj godina

𝑊𝑖 izračunato opterećenje


IX

𝑤𝑖 izračunato opterećenje

𝑆2 minimizacijska funkcija

𝛿 razlika između n i n-1 iteracije proračuna

𝑟 faktor korelacije

�̅� srednja vrijednost opterećenja

𝑓(𝑠) funkcija kojom je opisana skala

𝑐 koeficijent kod geometrijske raspodjele

[𝐴] matrica usporedbi

𝜆 maksimalna jedinična vrijednost

𝑡𝑠20 pokazatelj pripremljenosti TS 10/0,4

𝑛𝑣20 pokazatelj pripremljenosti 10 kV nadzemnih vodova

𝑡𝑠35 pokazatelj pripremljenosti

𝑡𝑠110 pokazatelj pripremljenosti 110 kV mreže

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑡𝑠35 pokazatelj pripremljenosti TS 35/10 kV

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑘𝑏35 pokazatelj pripremljenosti 35 kV kabelske mreže

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑡𝑠10 pokazatelj pripremljenosti TS 10/0,4 kV

𝑃𝑁 nazivna snaga

Porast pokazatelj trenda porasta

1. Uvod

1

1. Uvod

Elektroenergetski sustav sastoji se od mnogih elemenata sa mnogim

specifičnostima i posebnim zahtjevima koji moraju biti ispunjeni tijekom pogona.

No istovremeno razvojem društva zahtjevi koji se postavljaju pred

elektroenergetsku mrežu u vidu pouzdanosti i sigurnosti opskrbe električnom

energijom postojane kvalitete sve su veći. To je razumljivo ako se u obzir uzme

činjenica da je električna energija postala nezamjenjiv resurs u svakodnevnom

životu i poslovanju.

Potrošači, odnosno korisnici, očekuju od mreže da bude pouzdana i da

električna energija u svakom trenutku bude dostupna. Cijeli lanac opskrbe krajnjih

korisnika mora funkcionirati: od proizvodnje, prijenosa do distribucije.

Distribucijska je mreža, kao završna karika u prijenosu el. energije do potrošača

vrlo bitna sastavnica sustava.

Distribucijski sustav u grubo se sastoji od srednjenaponskih transformatorskih

stanica (u Hrvatskoj obuhvaćaju 35 kV naponsku razinu te 10 kv, odnosno 20 kV

naponsku razinu), vodova do distribucijskih transformatora te velikog broja izvoda

na kojima se u konačnici energija predaje kupcima spuštanjem sa više naponske

razine na 0,4 kV naponsku razinu [1].

Funkcionalno gledano zahtijevane funkcije distribucijskih mreža mogu se

prikazati i na slijedeći način [1]:

• Pokriti cijeli teritorij opskrbnog područja, odnosno doprijeti do svih

potrošača.

• Imati mogućnost i dovoljan kapacitet zadovoljiti svako opterećenje,

uključujući vršne zahtjeve.

• Ostvarivati zadovoljavajući kontinuitet opskrbe (pouzdanost i raspoloživost)

potrošačima.

• Osiguravati stabilne naponske prilike pri svim opterećenjima.

1. Uvod

2

Kako bi svi zahtjevi bili zadovoljeni potrebno je pažljivo planirati budući razvoj

elektroenergetske mreže. Tako je planiranje neizbježan postupak pri izgradnji i

održavanju distribucijskih mreža koji obuhvaća pripremu potrebnih podataka i

analizu trenutnog stanja mreže, planiranje potrošnje i razvoja te optimalno

strukturiranje mreže za sadašnje i buduće potrebe [3]. Ekonomska isplativost

planiranja, odnosno planske izgradnje je neupitna jer se pažljivim planiranjem

smanjuju gubitci i troškovi pogona te se postiže najbolja iskorištenost postojeće

opreme.

Razvojem sustava i povećanjem složenosti elektroenergetskih mreža povećao

se broj mogućih rješenja koja je potrebno razmotriti pri planiranju. Tako se svi

mogući slučajevi koji se tiču geografskih, tehničkih ili ekonomskih aspekata

proračunavaju uz pomoć različitih programskih alata i metoda koje koriste

računalo.

U radu će biti opisani tehnički i ekonomski kriteriji te odgovarajuća metodologija

planiranja distribucijske mreže. Težište rada je modeliranje tehničkih značajki i

topologije stvarne mreže sa stvarnim podacima. Kroz proces planiranje konkretne

mreže biti će obrađen cjeloviti proces planiranja koji se sastoji od mnogih

proračuna i analiza: proračun tokova snaga, naponskih prilika, analiza

demografskog stanja, predviđanje potrošnje, proračun gubitaka, razmatranje

utjecaja distribuiranih izvora, struje kratkog spoja, ekonomska analiza, koristi od

prelaska na 20 kV naponski nivo, proračun optimalnog razdvajanja mreže itd. Uz

kratko objašnjenje svakoga koraka paralelno će biti izneseno stanje, primijenjena

metoda i rezultati za promatranu mrežu.

Velik dio proračuna odrađen je na temelju izrađenog modela mreže u

programskom alatu NEPLAN te pomoću izrađenih algoritama i tablica u MS

Excelu. Također, izrađen je model pomoći u odlučivanju pri prelasku na 20 kV

temeljen na AHP (eng. Analytic Hierarchy Process) metodi te je dan pregled i opis

same metode.

2. Planiranje distribucijskih mreža

3


Kako bi se osigurala zadovoljavajuća rezerva i razina kvalitete električne

energije u normalnim i poremećenim pogonskim uvjetima potrebno je pažljivo

planirati razvoj mreže kako je već spomenutu u uvodu. Postupci planiranja uvelike

ovise o prostornom obuhvatu i vremenskom razdoblju planiranja i horizontu

promatranja.

Prostorni obuhvat može uključivati samo područje jedne transformatorske

stanice posljednjeg stupnja transformacije pa sve do cijele mreže hrvatskog ODS-

a (Operator Distribucijskog sustava). U radu će se promatrati konkretna mreža

Distribucijskog područja Bjelovara (Pogon Bjelovar i Pogon Križevci).

Jedna od bitnih zadaća postupka planiranja je utvrđivanje vremenskog

redoslijeda proširenja i nadogradnje postojećeg sustava. Stoga je vremenski

period promatranja bitan i generalno podijeljen na [4]:

Tablica 2.1 Vremenska raspodjela planiranja

1. Kratkoročno planiranje obuhvaća razdoblje do tri godine. U pravilu se provodi

svake godine s ciljem određivanja objekata čija izgradnja ili zamjena i

rekonstrukcija treba odmah započeti.

2. Srednjeročno planiranje obuhvaća razdoblje od tri do deset godina. Cilj

srednjeročnog planiranja je određivanje objekata za čiju je izgradnju ili zamjenu i

rekonstrukciju potrebno trenutno započeti sve nužne početne aktivnosti poput

pribavljanja dozvola, definiranja idejnih rješenja, izrade studija. Srednjeročnim

planiranjem se definira željeni pravac razvoja mreže,

3. Dugoročno planiranje obuhvaća razdoblje od 10 do 30 godina i bavi se

prepoznavanjem i istraživanjem mogućih slabih točaka u elektroenergetskom

sustavu odabirom tehničkih rješenja za njihovo otklanjanje te izradom dugoročnih

predviđanja potrošnje električne energije i opterećenja. Ciljevi dugoročnog

planiranja očituju se u postavljanju strateških smjernica razvoja mreže s obzirom


4

na njenu konfiguraciju, razvoju naponskih razina, primjeni novih tehnologija,

izgradnji novih vodova na približno određenim trasama te formiranju novih

transformatorskih stanica ovisno o porastu opterećenja i određivanju njihove

približne lokacije.

Ovaj rad će se zadržati na planiranju mreže u vremenskom horizontu od

desetak godine. Promatrano razdoblje je dovoljno dugačko da se mogu uključiti svi

elementi planiranja a neke metode, poput metode predviđanja potrošnje i

demografskog rasta lakše je provesti.

2.1. Distribucijske mreže i njihova struktura

Razdjelne mreže čine dio elektroenergetskog sustava koji je u direktnom

kontaktu sa potrošačima i koji ih opskrbljuje energijom. U tradicionalnom smislu

distribucija predaje energiju u jednome smjeru (Slika 2.1).

Proizvodnja

Prijenos

Distribucija Potrošači

Slika 2.1 Topologija tradicionalne elektroenergetske mreže

Opskrba se vrši putem transformatorskih stanica zadnjeg stupnja

transformacije, naponske razine 10(20)/0,4 kV ili rjeđe za industrijske potrošače

direktno sa 10(20) kV. U distribucijske mreže ulaze i pripadni 10 kV vodovi te

srednjenaponske TS 35/x kV. Ovakva raspodjela naponskih razina vrijedi za

Hrvatsku.


5

Srednjenaponske distribucijske mreže mogu se najčešće okarakterizirati kao

pogonski otvorene. U normalnom pogonu potrošači se napajaju samo iz jednoga

smjera. To se lako može uočiti i na promatranoj mreži o čemu će biti više riječi

kasnije. Također, čest je slučaj radijalnog voda prostorno otvorene mreže koji ima

mogućnost napajanja samo iz jednoga smjera. To je posebice izraženo u ruralnim

područjima gdje je gustoća opterećenja mala i gdje su potrošači razasuti na većoj

površini, a upravo se takvim može karakterizirati veliki dio mreže DP Bjelovar.

Slika 2.2 Pogonski otvorena prostorno zatvorena distribucijska mreža [5]

Prostorno zatvorene a pogonski otvorene mreže imaju mogućnost napajanja

svakog potrošača s najmanje dvije strane (Slika 2.2). Dodatni smjer se koristi

samo u slučaju prekida napajanja a postiže se određenim brojem preklapanja u

mreži. Najčešća je struktura prstenaste ili povezane mreže (Slika 2.3).

Slika 2.3 Povezana struktura mreže [5]


6

Povezana mreža karakteristična je za područja sa dva ili više izvora. Takva

definicija se može primijeniti i na promatranu mrežu DP Bjelovar gdje se može

primijetiti da vodne ili kabelske trase izlaze iz jedne pojne točke (TS 35/10(20) kV)

a ulaze u drugu. Također, na gradskim područjima ovakva struktura je vrlo česta.

Naravno da stvarni oblik mreže može odstupati od idealne strukture. Pogonska

otvorenost postiže se razdvajanjem na određenome mjestu. Poželjno je da mjesto

razdvajanja bude optimalno u vidu minimiziranja gubitaka.

2.1.1. Pojmovi vezani uz distribucijske mreže

U ovome radu koristiti će se pojmovi vezani uz planiranje distribucijskih mreža

te stoga slijedi popis osnovnih:

• Točka opterećenja – mjesto gdje se može smatrati da postoji određeni

iznos koncentriranog opterećenja (potražnja, odnosno vršno opterećenje

TS 10(20)/0,4 kV ili SN potrošača);

• Izvor – sinonim za pojnu točku TS 110/x kV te u nekim slučajevima za 35/x

kV;

• Primarna transformacija 110/SN kV – skup priključnih vodova nazivnog

napona 100 kV i TS 110/35 kV ili 110/10(20) kV:

• SN mreža - skup vodova nazivnih napona 35 kV, 20 kV i 10 kV;

• Niskonaponska mreža 230/400 V – skup vodova nazivnog napona 1kV,

razdjelnih ormarića i priključaka te mjernih mjesta potrošača;

• Vod – element što povezuje točke opterećenja i izvore, kabelski ili zračni,

sastavljen od vise dionica različitog presjeka ili samo jedne dionice;

• Čvorište – mjesto gdje se sastaju dva ili više voda. Za razliku od točke

opterećenja ne mora imati potražnju. Čvorište je nadskup točkama

opterećenja;

• Normalni pogon – svi kupci mreže opskrbljeni, naponi se održavaju u

rasponu dopuštenog maksimuma i minimuma, opterećenja su manja od

nazivnih;


7

2.2. Pitanje planiranja distribucijskih mreža

Definicija uloge razdjelnih mreža prema [6]: „Osnovna uloga distribucijskih

mreža je raspodjela energije, koju prime na razini transformacije 110(35)/10(20)

kV, krajnjim potrošačima zadovoljavajući tri osnovna kriterija: kvalitetu,

raspoloživost i ekonomičnost.“

Pod kvalitetom električne energije podrazumijeva se održavanje naponske

razine u zadovoljavajućim granicama u odnosu na nazivni napon. U širem smislu

pod kvalitetom se podrazumijeva i frekvencija i sinusni oblik, odnosno harmonici,

ali oni nisu u fokusu promatranja prilikom planiranja.

Raspoloživost podrazumijeva da je odnos stvarnog rada oprema i ukupno

proteklog vremena vrlo blizak jedinici (2.1):

𝐴 = 𝑡𝑖 − 𝑡𝑧

𝑡𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜 ∙ 100%

(2.1)

𝑡𝑖 - vrijeme ispravnog rada stroja;

𝑡𝑧 - vrijeme zastoja;

U vremenu deregulacije i uvođenja konkurencije na područje distribucijske

djelatnosti ključni parametri postaju troškovi i gubici jer će oni direktno određivati

cijenu energije. Planiranje ima jedan od ciljeva smanjiti cijenu pogona, minimizirati

iznos potrebnih investicija i smanjiti gubitke. Ekonomski parametri su:

• Troškovi neisporučene električne energije – situacije kada dolazi do prekida

opskrbe nije moguće izbjeći. Mjera koja izražava količinu neisporučene

energije naziva se LOLP (eng. Loss of Load Probability). Procjenu troškova

koje neisporučena energija ima teško je provesti. Procjene troškova

neisporučene energije (novčane jedinice/kWh) variraju ovisno o vrsti

potrošača. U planiranju predmetne mreže ovaj parametar neće imati

zapaženu ulogu.

• Jedinične cijene opreme - da bi se mogle provesti usporedbe različitih

opcija potrebno je procijeniti troškove njihove izgradnje. U planiranju se

koriste jedinične cijene opreme koje će biti navedene kasnije.


8

• Odnos dobiti i troškova – nakon procjene cijena ulaganja i troškova pogona

te ostvarenih dobiti ovaj pokazatelj može biti vrlo koristan podatak prilikom

odluke o ulaganjima u mrežu. U ovome radu će se prilikom odlučivanja o

prelasku na 20 kV koristiti ovaj omjer.

Planiranjem se moraju zadovoljiti i slijedeći uvjeti:

• Sva čvorišta opterećenja potrebno je opskrbiti zahtijevanom električnom

energijom;

• Uvažavati dozvoljena opterećenja vodova i transformatora u svim

pogonskim uvjetima;

• Ne prekoračiti dozvoljeni pad napona od 10% (prema EN 60160 normi) u

normalnom pogonu;

• Gdje god je moguće omogućiti dvostrano napajanje;

• Ako je moguće položiti novi kabel u postojeću trasu ili odabrati već

postojeću lokaciju za izgradnju nove TS.

Planiranje je složen postupak koji obuhvaća mnoga područja:

• prikupljanje podataka o distribucijskoj mreži,

• pripremu podataka,

• proučavanje demografskih značajki,

• izradu modela mreže,

• predviđanje potrošnje,

• proračun naponskih prilika,

• proračun tokova snaga,

• proračun sigurnosti (n-1 analiza),

• proračun kratkog spoja,

• izračun gubitaka,

• odluka o prelasku na 20 kV,

• optimalno strukturiranje mreže.

Svaka od ovih točaka obrađena je na primjeru mreže DP Bjelovar. Na

dijagramu (Slika 2.4) se može vidjeti tijek kojim su proračuni izvođeni. Detaljniji

pregled rezultata svake pojedine analize slijedi u sljedećim poglavljima.


9

Pregledni dokumenti:• Postojeće studije i analize• Dostupne jednopolne sheme• Pregled vlasništva objekata• Karte prostornog razmještaja

elemenata mreže

ULAZNI PODACIUklopna stanja mreže:• Normalni pogon• Izvanredni pogon Tehnički parametri elemenata distribucijske mreže:

• NV i KB 35 kV• Dionice NV i KB 10 kV• TS x/10 kV• TS 10(20)/0,4 kV• Energetski transformatori• Sklopni uređaji• Zaštitni uređaji

Podaci o korisnicima mreže:• Kupci na SN• OOM svi kupaca iznad

30 kW• Klasifikacija OOM

(kućanstvo, poduzetništvo, industrija)

IZRADA MODELA MREŽE

• Izrada georeferencirane podlog za crtanje topologije mreže• Prenošenje svih relevantnih podataka u model mrežeu n

NEPLANu• Izrada preliminarnih proračuna funkcionalnosti mreže

PRORAČUNI I ANALIZE SADAŠNJEG STANJA

• Proračun padova napona• Proračun tokova snaga• Proračun kratkog spoja

PREDVIĐANJE POTROŠNJE I BUDUĆEG STANJA

Podaci za probabilističke analize stalnosti opskrbe:• SAIDI• SAIFI

Podaci za proračun kratkog spoja:• Snage 3KS na 110 kv

sabirnicama pojnih TS

Pregled distibuiranih izvora:• Instalirani DI• Planirani (EOTRP-ovi)

Ostali dokument:• Podaci o opterećenju

DP• Prostorni planovi• Poslovne zone

• Procjena gubitaka• N-1 analiza na 35 kV razini

• Predviđanje vršnog opterećenja• Predviđanje budućeg stanja mreže• Provedba proračuna sa očekivanim podacima za budući

period• AHP analiza prelaska na 20 kV• Proračun optimalnog mjesta razdvajanja mreže

IZRAČUN PROCIJENJENIH TROŠKOVA POJEDINIH VARIJANTI

PRIJEDLOG PLANA RAZVOJA DISTRIBUCIJSKE MREŽA

• Jedinične cijene potrebnih ulaganja• Cost/Benefit analiza• Procjena koristi od ulaganja (uštede, veća sigurnost, manji gubici...)

Slika 2.4 Dijagram tijeka izrađenog planiranja distribucijske mreže DP Bjelovar

3.Analiza postojećeg stanja mreže

10

3. Analiza postojećeg stanja mreže

U ovome dijelu rada opisan je prvi dio proračuna koji se provode prilikom

planiranja. Nakon općenitog opisa pojedine analize i njezinog značaja za proces

planiranje primjena metode i rezultati na promatranoj mreži DP Bjelovar biti će

izneseni.

3.1. Općeniti opis mreže

Prvi korak u planiranju distribucijskih mreža je analiza općenitog stanja mreže.

Za planiranje je bitno sagledati cjelokupnu sliku te uzeti u obzir okolinu prostora za

koje se vrši planiranje. Bitno je stoga sakupiti općenite podatke o potrošnji,

strukturi potrošnje, površini, stanovništvu i ostalim specifičnostima. Također,

korisno je smjestiti distribucijsku mrežu za koju se vrši planiranje u prostorni okvir.

U tome segmentu od velike je koristi alat Google Earth koji omogućava vjerni i

precizni prikaz topologije mreže ako se zadovolje određeni preduvjeti prije izrade

modela.

Već sagledavanjem osnovni značajki pojedine mreže mogu se uočiti određene

specifičnosti.

3.1.1. Opis mreže i osnovne značajke distribucijskog područja

Bjelovar

Područje Elektre Bjelovar pretežno se nalazi na području Bjelovarsko-

bilogorske i Koprivničko-križevačke županije (Slika 3.1). Distribucijsko područje

Elektre Bjelovar napaja 2 grada, Bjelovar i Križevce te 17 pripadnih općina.

Elektra Bjelovar opskrbljuje preko 120.000 (na otprilike 2.000 km2) stanovnika s

ukupnom godišnjom potrošnjom od oko 310 GWh, što čini oko 2,2% potrošnje

električne energije u Republici Hrvatskoj. Navedeno svrstava Elektru Bjelovar u

srednje veliku elektru i po obuhvaćenoj površini i po broju stanovnika koje

opskrbljuje električnom energijom i po količini isporučene električne energije.


11

Na srednjonaponskoj razini (35kV) energija se isporučuje na ukupno 8

obračunskih mjesta. Na niskom naponu električna energija se isporučuje na

52.273 obračunskih mjernih mjesta, od čega najveći broj u kategoriji kućanstva, a

manji u kategoriji poduzetništvo i industrija. Većina kućanstva koristi plavi ili bijeli

tarifni model.

Slika 3.1 Prikaz područja DP Bjelovar

Osnovni smjer napajanja potrošača zasniva se na dvije pojne 110/35 kV

transformatorske stanice u kojima se električna energija preuzima od HEP-

Operatora prijenosnog sustava. Pojne transformatorske stanice su: TS 110/35 kV

Bjelovar na koju je dodatno spojena TS 110/10(20) kV Mlinovac i TS 110/35 kV

Križevci. Slika 3.2 daje prostorni prikaz 110 i 35 kV mreže DP Bjelovar. TS 110/35

kV Bjelovar povezana je 110 kV vodom s TS 110/35 kV Koprivnica. TS 110/35 kV

Križevci je također povezana s TS 110/35 kV Koprivnica te sa TS 110/35 kV Dugo

Selo. Distribucijsko područje Elektre Bjelovar organizirano je u cjelinama: Pogon

Bjelovar i Pogon Križevci.


12

Slika 3.2 Prostorni prikaz 35 kV mreže Elektra Bjelovar (crvenom bojom označeni 35 kV

vodovi i kabeli pogona Križevci, a plavom pogona Bjelovar)

Slika 3.3 Prostorni prikaz na podlozi Google Maps


13

Pogon Bjelovar sadrži pojnu TS 110/35 kV Bjelovar koja posredstvom TS

110/10 kV Mlinovac, TS 35/10 kV Bjelovar 1, TS 35/10 kV Bjelovar 2 i 35/10 kV

Bjelovar 3 električnom energijom napaja šire područje grada te okolne općine

preko 35/10 kV Predavac, 35/10 kV Ivanska, 35/10 kV Mišulinovac, 35/10 kV

Bulinac, 35/10 kV V. Grđevac. Na području Pogona Bjelovar ukupno se nalazi

sedam trafo-stanica 35/10 kV, od toga pet (TS Bjelovar 1, TS Bjelovar 2, TS

Bjelovar 3, TS Bulinac i TS V. Grđevac) ima mogućnost dvostranog napajanja.

Preostale dvije (TS Mišulinovac i TS Ivanska) radijalno su napajane.

Pogon Križevci sadrži pojnu transformatorsku stanicu 110/35/10 kV Križevci te

sljedeće 35/10 kV transformatorske stanice: Križevci 1, Apatovac, Orehovec,

Žabno i Tkalec.

Vršna opterećenja pojnih točaka u razdoblju 2009-2012. godine prikazana su

na slici ispod (Slika 3.4). Najveće vršno opterećenje ima TS 110/35 kV Bjelovar,

dok TS 110/35 kV Križevci i TS Mlinovac imaju značajno manja vršna opterećenja.

Slika 3.4 Vršna opterećenja pojnih točaka u razdoblju 2009-2012. Godine

Maksimalno opterećenja cijeloga područja iznosilo je 60.153 MW na dan

8.11.2010. Neistovremena maksimalna opterećenja po pojedinačnim pogonima:

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

20

09

/1

20

09

/3

20

09

/5

20

09

/7

20

09

/9

20

09

/11

20

10

/1

20

10

/3

20

10

/5

20

10

/7

20

10

/9

20

10

/11

20

11

/1

20

11

/3

20

11

/5

20

11

/7

20

11

/9

20

11

/11

20

12

/1

20

12

/3

20

12

/5

20

12

/7

20

12

/9

20

12

/11

20

13

/1

Snag

a (k

W)

Bjelovar Križevci Ukupno DP


14

Tablica 3.1 Iznosi maksimalnih opterećenja pojnih točaka

Pogon Iznos opterećenja

Datum

Bjelovar 45.2 MW 1.9.2009

Križevci 32.3 MW 8.2.2012

Cijelo DP 60.153 8.11.2010

Kada se u obzir uzme demografsko kretanje stanovništva (Tablica 3.2),

koje se može dovesti u korelaciju sa porastom vršnog opterećenja, za očekivati je

da se stanje neće značajno promijeniti. Porast opterećenja po kućanstvu

vjerojatno će rasti dok se ukupni broj kućanstava smanjuje. Generalno gledajući

stagnacija ili blagi porast su razumna procjena budućeg stanja.

Tablica 3.2 Prognoza broja kućanstava [7][8]

Utvrđeni broj kućanstava popisom

stanovništva

TREND

% 2001. 2011.

Bjelovarsko-bilogorska županija

0. Grad Bjelovar 13.691 13.813 1% 1. Općina Ivanska 1.117 961 -14% 2. Općina Kapela 1.142 1.025 -10% 3. Općina Nova Rača 1.263 1.116 -12% 4. Općina Rovišće 1.418 1.389 -2% 5. Općina Severin 361 309 -14% 6. Općina Šandrovac 662 596 -10% 7. Općina Velika Pisanica 747 618 -17% 8. Općina Veliki Grđevac 1.157 982 -15% 9. Općina Veliko Trojstvo 1.053 994 -6% 10. Općina Zrinski Topolovac 283 260 -8%

UKUPNO 22.894 22.063 -10%

Koprivničko-križevačka županija

0. Grad Križevci 7.007 6.937 -1% 1. Općina Gornja Rijeka 573 503 -12% 2. Općina Kalnik 435 388 -11% 3. Općina Sveti Ivan Žabno 1.716 1.578 -8% 4. Općina Sveti Petar Orehovec 1.288 1.195 -7%

UKUPNO 11.019 10.061 -8%

Zagrebačka županija

1. Općina Farkaševac 621 552 -11% 2. Općina Preseka 531 439 -17% 3. Općina Gradec 1.191 1.147 -4%

UKUPNO 2.343 2.138 -11%


15

3.2. Tehnički podaci o elementima mreže

Osnovni tehnički podaci o svim bitnim elementima mreže važan su ulazni

podatak. Potpuni skup podataka o vodovima, kabelima, transformatorima i

transformatorskim stanicama, sklopnoj i zaštitnoj opremi krucijalan je za

planiranje. Proces planiranja ne smije zaobići ovaj korak jer tek kada se potpuni

set podataka sakupi proces planiranja može krenuti dalje.

Prilikom ovoga koraka postoji potencijalna prepreka nemogućnosti dobavljanja

potrebnih podataka o opremi u distribucijskoj mreži od vlasnika (obično je vlasnik

određeno distribucijsko područje) te je onda u tom slučaju podatke potrebno

procijeniti. Ovaj proces smanjuje točnost planiranja.

3.2.1. Tehnički podaci o vodovima i transformatorskim stanicama

DP Bjelovar

Prilikom planiranja elektroenergetska mreža 110-35-10(20) kV Elektre

Bjelovar promatrala se na tri razine koje se međusobno preklapaju:

• Prijenosna mreža, tj. vodovi 110 kV i transformatorske stanice 110/X kV

koje napajaju pripadnu 35 kV i/ili 10 kV distribucijsku mrežu. Budući da 220

i 400 kV mreže nisu od značaja za napajanje konzuma razmatranog

područja, izostavljena su iz pobližeg razmatranja. 110 kV mreža razmatra

se isključivo u funkciji napajanja distribucijske mreže;

• Distribucijska mreža 35 kV, tj. vodovi 35 kV naponske razine i

transformatorske stanice 35/10(20) kV koje napajaju 10(20) kV mrežu;

• Distribucijska mreža 10(20) kV, tj. vodovi 10(20) kV i transformatorske

stanice 10(20)/0,4 kV;

3.2.1.1 110 kV naponska razina

Osnovni tehnički podaci 110/X kV transformatorskih stanica, koji su susretni

objekti te istovremeno čine i prijenosnu i distribucijsku mrežu za promatranu

mrežu, ključnih za napajanje konzuma Elektre Bjelovar dani su tablicama (Tablica

3.3,


16

Tablica 3.4). U TS Bjelovar vrši se i transformacija 35 na 10 kV te je lokacijski

združena sa TS 35/10 Bjelovar 1.

Tablica 3.3 Osnovni tehnički parametri TS 110/x kV

TS Godina

izgradnje Tip

trafostanice Godina i opseg rekonstrukcije

Snaga (MW)

Bjelovar (Nove

Plavnice)

1957 – 1969

zidana -- 1 x40 1 x 20

Križevci 1980 zidana 2013. Ugradnja novog transformatora

snage 40 MVA 1 x 20 1 x 40

Mlinovac 1988 zidana 2008. nadogradnja

2013. Uvođenje u sustav SDV-a 2 x 20

Tablica 3.4 Osnovni tehnički parametri transformatora 110/x kV

TS Proizvođač Prijenosni omjer Snaga Godina

proizvodnje

Bjelovar (Nove Plavnice)

ELTA 110/36,75/10,5 20/20/6,67 1968

KONČAR 110/36,75/10,5 40/40/13,3 --

Križevci KONČAR 110/36,75/10,5 20/20/6,67 --

KONČAR 110/36,75/10,5 40/40/13,3 2013

Mlinovac KONČAR 110/36,75/10,5 20/20/6,67 1988

KONČAR 110/36,75/10,5 20/20/6,67 1990

Već se uvidom u instaliranu snagu na 110 kV naponskoj razini može

primijetiti da je otprilike 150% veća od maksimalnog vršnog opterećenja

distribucijskog područja. Sličan je omjer vršnog opterećenja i instalirane

transformacije na 35 kV razini

3.2.1.2 35 kV naponska razina

Na području Elektre Bjelovar instalirana su:

• Pogon Bjelovar - 15 transformatora prijenosnog omjera 35/X kV u 8

transformatorskih stanica,

• Pogon Križevci - 10 transformatora prijenosnog omjera 35/X kV u 5

transformatorskih stanica.


17

Tablica 3.5 Podaci o TS 35/x kV

Naziv Transformacija Instalirana

Snaga (MVA)

Projektirana snaga

Godina izgradnje

Tip trafostanice

Stupanj izolacije

Bjelovar 1 TS 35/10(20) kV 2 x 8 2 x 8 1954 Zidana zgrada 20 kV

Bjelovar 2 TS 35/10kV 2 x 8 2 x 8 1966 Zidana zgrada 10 kV

Bjelovar 3 TS 35/10 kV 2 x 8 2 x 8 1976 Zidana zgrada 20 kV

Mišulinovac TS 35/10 kV 2 x 4 2 x 8 1967 Zidana zgrada 10 kV

V. Grđevac TS 35/10 kV 2 x 4 2 x 8 1966 Zidana zgrada 10 kV

Ivanska TS 35/10 kV 2 x 1 2 x 8 1979 Zidana zgrada 10 kV

Bulinac TS 35/10 kV 2 x 4 2 x 8 1983 Zidana zgrada 10 kV

Predavac TS 35/10 kV 1 x 4 2 x 8 2002 Zidana zgrada 20 kV

Križevci 1 TS 35/10 kV 2 x 8 -- 1954 Zidana zgrada 20 KV

Žabno TS 35/10(20) kV 1 x 4 1 x 8

-- 1972 Zidana zgrada 20 kV

Orehovec TS 35/10(20) kV 2 x 4 -- 1980 Zidana zgrada 10 kV

Tkalec TS 35/10 kV 2 x 4 -- 1982 Zidana zgrada 10 kV

Apatovec TS 35/10 kV 2 x 4 -- 2005 Zidana zgrada 20 kV

Tablica 3.6 Podaci o transformatorima 35/x kV

Naziv Proizvođač Tip

transformatora Prijenosni

omjer Snaga (MVA)

Godina proizvodnje

Grupa spoja

Bjelovar 1 Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 2011 Dyn5

Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 2003 Dyn5

Bjelovar 2 Končar 2TBN 8000-38x 35/10,5 8 1979 YNd5

Končar 2TBN 8000-38x 35/10,5 8 1978 Ynd5

Bjelovar 3 Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 1977 Dyn5

Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 1969 Dyn5

Predavac Končar T4000 - 38 35/10,5 4 1978 YNd5

Ivanska Končar 2TNP 26-35 35/10,5 1 1954 YNd5

Končar TN 1000 - 38 35/10,5 1 1967 YNd5

Bulinac Končar 2TBN 4000-38/H 35/10,5 4 1982 YNd5

Končar 7TBN 4000-38 35/10,5 4 1975 Dyn5

Veliki Grđevac

Končar 7TBN 4000-38/E 35/10,5 4 1977 YNd5

Končar 3T 4000-38 35/10,5 4 1971 YNd5

Mišulinovac Končar T4000 - 38 35/10,5 4 1980 YNd5

Končar 2TBN 4000-38 35/10,5 4 1979 YNd5

Križevci 1 Končar T 8000-38 35/10,5(21) 8 1962 Yd5

Končar 9NTBN 8000 - 35/10,5(21) 8 2006 Dyn5


18

Orehovec Končar 2TBN 4000-38/A 35/10,5 4 1979 YNd5

Končar 2TBN 4000-38/ 35/10,5 4 1979 YNd5

Tkalec Končar 2TBN 400-38/H 35/10,5 4 1983 YNd5

Končar 3T 4000-38/E 35/10,5 4 1973 Yd5

Apatovec Končar 9NTBn 4000 - 38 35/10,5(21) 4 2004 Dyn5

Končar 3TN 4000-38 35/10,5 4 -- YNd5

Žabno Končar 3TNp 40-35 35/10,5 4 1977 Yd5

Končar 9NTBN 8000 - 35/10,5(21) 8 2005 Dyn5

Obzirom na ukupno instalirane transformacije stanje je relativno

zadovoljavajuće. Ono što se može izdvojiti je činjenica da je primarna oprema

nazivnog napona 35 kV u određenom broju stanica pred kraj životnog vijeka.

Oprema u nekim stanicama stara je 40 godina i biti će potrebna njena zamjena i

rekonstrukcija. Sve stanice nalaze se u unutar SDV-a (Sustav daljinskog vođenja).

Bitan element su i 35 kV vodovi. Dobivanje novih trasa je u današnje vrijeme

otežano. A kabele je mnogo lakše položiti u već postojeću trasu. Iz popisa (Tablica

3.7) se može vidjeti da je stanje u 35 kV mreži zadovoljavajuće, ali je potrebna

rekonstrukcija nekih vodova koji su na kraju životnog vijeka (Mlinovac – Bulinac

primjerice).

Tablica 3.7 Podaci od 35 kV dionicama

Naziv voda Vrsta

Izveden za

napon (kV)

U pogonu pod

naponom (kV)

Duljina voda (m)

Materijal Presjek (mm2)

Bjelovar 1 – Bjelovar 2

KB

35 35 35

35 35 35

1640 2215

40

XHE 49-A Al/Če

XHE 49-A

1 x 185 3 x 120 1 x 185


KB 35 35 3100 XHE 49-A 1 x 185

Bjelovar 1 - Predavac

KB 35 35 7220 XHE 49-A 1 x 185

Predavac - Žabno KB 35 35 9630 XHE 49-A 1 x 185


KB 35 35 2500 XHP 48 1 x 150

Bjelovar 2 - Mišulinovac

DV 35 35 10839 Al/Če 3 x 120

Bjelovar 2 - Bulinac

DV 35 35 12332 Al/Če 3 x 120

Bulinac – V. Grđevac

DV 35 35 10252 Al/Če 3 x 120


19

Bjelovar 1 - Ivanska

DV 35 35 15113 Al/Če 3 x 120

Orehovec - Apatovec

KB 35 35 13200 XHE-49A 1 x 185

Križevci 1 – Križevci (Ind. Zona)

KB 35 35 7000 XHE-49 1 x 185

Križevci 1 - Žabno DV 35 35 10200 Cu 3 x 50

Križevci 1 – Križevci (Spojni)

DV 35 35 3030 Al/Če 3 x 150

Križevci - Tkalec DV 35 35 9234 Al/Če 3 x 120

Križevci - Orehovec

DV 35 35 8864 Al/Če 3 x 120

Tablica 3.8 Duljina 35 kV mreže po pogonima

Tip Svi pogoni Bjelovar Križevci

Kabel 44,18 23,98 20,20

Zračni vod 82,07 50,74 31,33

Ukupno 126,25 74,72 51,53

Tablica 3.8 odražava karakteristiku mreže: veće područje je Pogon

Bjelovar, te udio mreže u urbanom području (kabelski) i ruralnom (zračni vodovi)

slijedi veličinu ruralne ili urbane mreže.

3.2.1.3 10(20) kV naponska razina

Mreža na naponskoj razini 10 kV svojom duljinom mnogostruko nadmašuje

duljinu 35 kV mreže jer mora doprijeti do svih potrošača. Tablica 3.9 sadrži

pregled 10(20) kV mreže po pogonima. Slika 3.5 prikazuje grubu sliku 10 kV

mreže prema pojnim točkama. Više riječi o izradi modela u NEPLANu biti će u

sljedećem poglavlju.

Na području Elektre Bjelovar postoji 1075 km 10(20) kV vodova, od čega je

približno svega sedmina kabelskih, a ostatak zračnih vodova. Veći dio kabelskih

vodova, oko 75%, spremno je za pogon na 20 kV naponskoj razini, dok ostatak

čine stariji kabeli. Od starijih kabela prvenstveno treba spomenuti kabele EHP, PP

i PHP tipa koje je vjerojatno potrebno zamijeniti prije prelaska na pogonski napon

20 kV.


20

Slika 3.5 Prikaz iz NEPLANa 10(20) kV mreže po pojnim točkama: TS 110/35 Bjelovar –

zeleno, TS 110/10(20 kV Mlinovac crveno, TS 110/35/10(20) Križevci – plavo

Na cijelom distribucijskom području dominira udio zračnih vodova (Slika

3.6). To pokazuje da je konzum ruralnog područja raspoređen na puno većem

području te da je veličina površine gradskog područja relativno mala. Naravno da

se to ne odnosi na iznose opterećenja.

Tablica 3.9 Pregled 10(20) kV mreže po pogonima

Svi pogoni Bjelovar Križevci

Kabel 20 kV (km) 108,963 69,875 39,088

Kabel 10 kV (km) 35,444 25,34 10,104

Kabel ukupno (km) 144,407 95,215 49,192

Kabel udio (%) 13,62% 13,12% 14,13%

Zračni vod (km) 929,701 630,684 299,017

Zračni vod udio (%) 86,38% 86,88% 85,87%

Ukupno 1074,108 725,899 348,209


21

Slika 3.6 Tip vodiča (ZV ili KB) mreže 10(20) kV cijelog DP Bjelovar

Prosječna snaga 10(20)/0,4 kV transformatora na razini DP-a iznosi 185

kVA. Prosječno, u svim pogonima prosječna instalirana snaga predmetnih

transformatora je podjednaka.

Maksimalno instalirana snaga svih transformatora je 151.730 kVA, od čega je

69,15% instalirano u pogonu Bjelovar dok je ostalih 30,85% u pogonu Križevci .

Tablica 3.10 Pregled broja transformatora 10(20)/0,4 kV

Ukupno Bjelovar Križevci

Broj energetskih transformatora 820 567 253

Instalirana snaga (kVA) 151.730 104.700 47.030

Prosječna instalirana snaga (kVA) 185,0 184,6 185,9

Kabel 20 kV108,9 km

10,2 Kabel 10 kV35,4 km

3,3 %

Zračni vod929,7 km

86,5 %


22

Starosna struktura transformatora 10(20)/0,4 kV napravljena na temelju

dostupnih podataka prikazana je slikom (Slika 3.8). Podaci o godini proizvodnje

nedostaju za 36% transformatora. No na temelju podataka koji su dostupni može

se vidjeti da je postotno najveća zastupljenost 46% transformatora u starosnoj

grupi 30-40 godina, odnosno transformatori izrađeni između 1972. i 1981.

Slika 3.7 Pregled broja i instalirane snage transformatora 10(20)/0,4 kV

Slika 3.8 Starosna struktura transformatora 10(20)/0,4 kV

Ovakva starosna struktura ukazuje na to da će u nadolazećim godinama biti

potrebne zamjene. U usporedbi sa primjerice izgradnjom i planiranjem stanice

30 kVA 50 kVA 100 kVA 160 kVA 250 kVA 400 kVA 630 kVA1000kVA

Pogon Bjelovar 44 124 203 38 62 37 50 8

Pogon Križevci 6 71 85 24 26 14 22 5

Svi pogoni 50 195 288 62 88 51 72 13

0

50

100

150

200

250

300

350

Bro

j TS

0-10godinastari -

2002. do2012

10-20godinastari -

1992. do2001.

20-30godinastari -

1982. do1991.

30-40godinastari -

1972. do1981.

40-50godinastari -

1962. do1971.

50+godinastari -1962. istariji

bezpodatakao starosti

Svi pogoni 83 34 88 240 58 23 294

0

50

100

150

200

250

300

350

bro

j tra

nsf

orm

ato

ra


23

110/x kV, manje distribucijske stanice 10/0,4 kV relativno su jednostavne za

zamijeniti ali zbog svog velikog broja vrlo bitan čimbenik planiranje distribucijskih

mreža.

3.3. Izrada modela mreže

U današnje vrijeme kada raste kompleksnost i veličina distribucijskih mreža

planiranje bez podrške računalnih alata je gotovo nezamislivo. Korištenje

naprednih programskih alata uvelike olakšava proces planiranja. Ako se dovoljno

pažnje posveti uređivanju ulaznih podataka, vrijeme uloženo u temeljito

modeliranje mreže u nekome od dostupnih programskih alata (PowerWorld,

NEPLAN, PSS, Digsilent Powerfactory itd.) vrlo se isplati [9]. Postojanje modela u

jednome od alata omogućava mnoge proračune i provjere rezultata dobivenih

intuitivnim putem.

Nadalje, velika vrijednost takvih modela jest lakoća s kojom se mogu

provjeriti različiti scenariji ili različita varijantna rješenja određene mreže. Moderno

planiranje podržano programskim alatima omogućuje vrlo detaljnu simulaciju.

Početni korak je simulacija sadašnjeg stanja te usporedba rezultata sa dostupnim

pogonskim mjerenjima. Ukoliko je model mreže korektno izrađen rezultati se neće

mnogo razlikovati. Nakon što se to utvrdi omogućeno je korištenje modela za

simuliranje rezultata koji se očekuju u budućim periodima.

3.3.1. Model mreže DP Bjelovar u NEPLANu

Prvi korak prilikom kreiranja i crtanja topologije mreže bila je izrada

georeferencirane podloge. Iz shema mreže dobivenih od strane Elektre Bjelovar

izrađenih u AutoCAD alatu (.dwg format) pročišćeni su podaci i prebačeni u jedan

od slojeva (eng. layer) NEPANa u kojem se crtala topologija mreže. To je bilo

moguće uraditi jer NEPLAN podržava vektorski format .dxf i prilikom prijenosa

moguće je očuvati koordinate. Crtanje na georeferenciranoj podlozi znači da su

sve udaljenosti između elemenata proporcionalne stvarnima te da se svi elementi

nalaze upravo na onome mjestu gdje se nalaze i u stvarnosti. Topologija mreže

crtana na ovaj način ima veću vrijednost jer se može prikazati pomoću nekih od

programa za geografski prikaz (primjerice Google Earth) što planeru olakšava


24

vizualizaciju. Nadalje, ovakav prikaz je izrazito koristan kada je potrebno planirati

nove trase vodova ili nove lokacije transformatorskih stanica. Na primjeru (Slika

3.9) se može vidjeti kako crtana topologija slijedi stvarni razmještaj preciznosti do

u desetak metara.

Slika 3.9 Prikaz mreže na geografskoj podlozi

Cijela mreža crtana je do razine 0,4 kV strane distribucijskih transformatora.

Niskonaponski razvodi nisu modelirani već je pretpostavljeno točkasto

opterećenje. Cijela mreža sastoji se od preko 5000 elementa (Tablica 3.11).


25

Tablica 3.11 Statistika broja elemenata mreže DP Bjelovar iz NEPLANa

Vrsta elementa Broj elemenata

Vod i kabel 1636

Točka opterećenja 792

Transformator 844

Čvorište 2380

Ukupno 5767

Model je izrađen u više razina. Najvišu razinu predstavlja prijenosna razina

do promatranih 110 kV TS koja je modelirana kao aktivna mreža te nije u detalje

promatrana. Postoji detaljan prikaz slijedeće razine, TS 35/x kV (

Slika 3.10), te najniže razine (Slika 3.11).

Slika 3.10 Primjer jednopolne sheme TS 35/10(20) kV

Bjelovar 1 35

35 kV

Bjelovar 1_1 10

10 kV

Bjelovar 1 TR2Bjelovar 1 TR1

Žabno početak

Motel

10 kV

Kapela početak

Kapela početak

10 kV

Gudovac početak

Gudovac početak

10 kV

Ivanska početak

Ivanska početak

10 kV

V

Bjelovar 1_2 10

10 kV

Stare Plavnice početak

Stare Plavnice

10 kV

Tehnika početak

Tehnika

10 kV

Nove Plavnice početak

Nove Plavnice

10 kV

Bjelovar 1 početak

Lenjinovo naselje

10 kV

V V V V V V V V

V

DISC-58406


26

Slika 3.11 Primjer dijela sheme 10 kV mreže

Model mreže je crtan prema cjelinama 10 kV distribucijske mreže. Odnosno,

korak po korak svi izvodi iz pojnih točaka (TS 110/x kV i TS 35/x kV) su

modelirani. Pojednostavljena geometrija mreže prikazana je slikom (Slika 3.12)

gdje se može prema bojama razlikovati smjer napajanja pojedinog izvoda iz

određene distribucijske stanice.

Na dolje prikazanoj topologiji mreže izvršene su daljnje analize i proračuni koji

su karakteristični za planiranje distribucijskih mreža.

TR ESCO

10/0,4 630 kVA

NN ESCO

0,4 kV

teret ESCO

TR Hidroregulacija

10(20)/0,4 250 kVA

NN Hidroregulacija

0,4 kV

teret Hidroregulacija

Hidroregulacija

10 kV

TR Bilogorska

10/0,4 400 kVA

NN Bilogorska

0,4 kV

teret Bilogorska

TR MSH Gašpar

10/0,4 400 kVA

NN MSH Gašpar

0,4 kV

teret MSH Gašpar

ESCO

10 kV

MSH Gašpar

10 kV

Bilogorska

10 kV


27

Slika 3.12 Pojednostavljena topologija mreže DP Bjelovar sa različito obojanim pojnim

točkama na 35 kV naponskoj razini

4. Proračun i analiza tokova snage

28


Na primjeru mreže Distribucijskog područja Bjelovar biti će objašnjena

metodologija i tijek proračuna tokova snage u mreži.

Opterećenja pojnih točaka kojima je zadano početno stanje sustavu odgovaraju

vrijednostima maksimalnih zabilježenih opterećenja u 2012. godini. Snage su

izračunate iz dostavljenih podataka izmjerenih struja i napona na razini stanica

35/x kV, odnosno po svakome od transformatora.

Tablica 4.1 Opterećenja pojnih TS – početno stanje

Stanica Snaga [MW] Napomena

TS 35/10 Bjelovar 1 TR1 5,99 Transformator 1 vozi kabelsku mrežu

TS 35/10 Bjelovar 1 TR2 3,00 Transformator 2 vozi nadzemnu mrežu

TS 35/10 Bjelovar 2 TR1 (5,76) Rezerva TS Mlinovac

TS 35/10 Bjelovar 2 TR2 (5,88)

TS 110/10(20) Mlinovac TR1 12,20 Vozi samo TR1

TS 110/10(20) Mlinovac TR2 (10,7)

TS 35/10 Bjelovar 3 TR1 3,70 Voze u paraleli

TS 35/10 Bjelovar 3 TR2 3,75

TS 35/10 Mišulinovac TR1 1,97 Voze u paraleli

TS 35/10 Mišulinovac TR2 1,98

TS 35/10 V. Grđevac TR1 0 Vozi samo TR2

TS 35/10 V. Grđevac TR2 1,80

TS 35/10 Ivanska TR1 1,1 Voze u paraleli

TS 35/10 Ivanska TR2 1,27

TS 35/10 Bulinac TR1 (1,82) Vozi samo TR2

TS 35/10 BulinacTR1 2,57

TS 35/10 Predavac TR1 2,9 Maksimalna snaga kad oko 2,9 jer je i dio voda Kapela prebačen na TS Predavac

TS 110/35/10 Križevci 110 TR1 9,15 + 2,01 Oko 4 MW na 10 kV strani

TS 110/35/10 Križevci 110 TR2 9,1 + 2,01

TS 35/10 V. Križevci 1 TR1 5,99 Vozi samo TR1

TS 35/10 V. Križevci 1 TR2 (6,00)

TS 35/10 Žabno TR1 - Vozi samo TR2

TS 35/10 Žabno TR2 4,439

TS 35/10 Orehovec TR1 2,96 Vozi samo jedan TR

TS 35/10 Orehovec TR2 (2,59)

TS 35/10 Tkalec TR1 (1,66) Vozi samo TR1


29

TS 35/10 Tkalec TR2 3

TS 35/10 Apatovac TR1 (1,76) Vozi samo TR1

TS 35/10 Apatovac TR2 1,89

U modelu je inicijalno teret svake transformatorske stanice x/0,4 kV

predstavljen njezinom nazivnom snagom jer se pretpostavlja opterećenje stanice

proporcionalno snazi same stanice. Svi tereti u modelu imaju pretpostavljen

𝑐𝑜𝑠(𝜑) = 0,95.

4.1. Metodologija proračuna

Da bi se proveo proračun tokova snaga potrebno je te snage skalirati na

vrijednosti koje će odgovarati zadanim vrijednostima (Tablica 4.1) koje

predstavljaju neistovremena vršna opterećenja.

Princip na kojem se temeljio proračun je slijedeći:

• Poznata je radna snaga pojne točke(TS 35/x kV) i ona je fiksirana

pomoću „measurement” elementa u NEPLANu;

• Snage tereta TS x/0,4 kV su podešene na nominalnu snagu

transformatora i podložne su skaliranju;

• Snage većih potrošača (zakupljeno preko 100 kW) i potrošača

priključenih na SN podešene su na maksimalni iznos izmjeren u 2012.

Snage tereta koji se mogu skalirati određuju se iz izraza:

𝑃𝑡𝑒𝑟𝑒𝑡𝑎′ =

𝑃𝑇𝑆 35 − ∑ 𝑃𝑓𝑖𝑘𝑠𝑛𝑖

∑ 𝑃𝑝𝑟𝑜𝑚𝑗𝑒𝑛𝑗𝑖𝑣𝑖 ∙ 𝑃𝑡𝑒𝑟𝑒𝑡𝑎 (4.1)

Pri čemu je:

𝑃𝑡𝑒𝑟𝑒𝑡𝑎 nazivna snaga potrošača na promatranom čvorištu;

𝑃𝑡𝑒𝑟𝑒𝑡𝑎′ proračunata snaga potrošača;

𝑃𝑇𝑆 35 zadana snaga u pojnoj točki;

∑ 𝑃𝑓𝑖𝑘𝑠𝑛𝑖 suma fiksnih tereta (veliki potrošači + kupci na SN);

∑ 𝑃𝑝𝑟𝑜𝑚𝑗𝑒𝑛𝑗𝑖𝑣𝑖 snaga potošača kojima se skalira snaga;


30

Proračun prvo pronalazi sve terete spojene na jednu pojnu točku (npr. TS

35/10 Bjelovar 1), sumira ih te zatim provodi skaliranje na onim čvorištima gdje je

dopuštena kako bi zadovoljio opterećenje kojem se prilagođava. Ovakvim

proračun dobiva se statična slika mreže prilikom pokrivanja vršnog opterećenja. U

obzir se jedino dakle uzima faktor istodobnosti, izračunat na gore prikazan način,

koji množi snagu tereta u NEPLANu kako bi „namjestio“ zadanu potrošnju

uvažavajući terete koji imaju zadan i fiksan iznos. Na ovaj način dobiva se stanje

mreže u kojem dio malih potrošača ima manje pridijeljeno opterećenje a dio veće.

No ovo je relativno zadovoljavajući način nadopunjavanja podataka za stanice za

koje nije poznat podataka o opterećenju.

Tendencija je vođenja mreže pogonska otvorenost. Ovakvih proračunom

također se provjerava i ispravnost modela jer je skaliranje moguće samo na

radijalno napajanim vodovima.

Za sada nisu uvažavane dnevne krivulje potrošnje te vremenska varijabilnost

koja je uvažena u kasnijim proračunima energije i gubitaka (Poglavlje 10.1).

Nakon provedbe proračuna sa zadanom snagom na razini stanica 35/x kV vrši

se proračun sa zadanim snagama na razini 10 kV izvoda. Na ovoj razini na nekim

dijelovima mreže još više do izražaja dolazi činjenica da se radi sa zbrojem

neistovremenih vršnih opterećenja. Na taj način vrlo je lako dobiti mnogo veća

opterećenja od normalnog pogonskog stanja. Ali planiranje se vrlo često vrši

uzimajući u obzir lošije pogonsko stanje jer sustav mora moći izdržati i takve

situacije. Tablica 4.2 također pokazuje kako algoritam ne mijenja zadane

potrošače (pr. INA kao potrošač na SN priključen na TS 35/10 kV Mišulinovac) koji

su izuzeti iz balansiranja snaga.


31

Tablica 4.2 Prikaz razlika u proračunima tokova snaga

Stanica Izvod Zadana 35 kV [kW] Zadana 10 kV [kW]

TS 35/10 Mišulinovac Diklenica 600 515

INA-Sekundarne 26 26

INA-otprema 152 152

Veliko Trojstvo 909 944

Šandrovac 302 415

UKUPNO 1989 2052

TS 35/10 Bulinac TR1

V. Pisanica 919 989

Lasovac 311 513

Nova Rača 355 656

Orovac 285 350

Patkovac 701 878

UKUPNO 2571 3386

U konačnici se provodi kombinacija ova dva proračuna (Slika 4.1). No velikom

većinom veća opterećenja dobivaju se ako se gleda opterećenje na nižoj razini

(razina 10 kV izvoda). No ne čini se velika razlika ako se za sve stanice

opterećenje promatra na razini pojne točke. Primjerice razlika je na razini cijelog

sustava 67,4 MW u odnosu na realnijih 61,6 MW što ako se usporedi sa podacima

iz tablice (Tablica 3.1) bolje odgovara stvarno izmjerenom maksimumu.

Najtočniji proračun sa uključenim dnevnim krivuljama potrošnje proveden je i

objašnjen nešto kasnije. Za sada se zaključci mogu donijeti iz statične slike jedne,

vjerojatno vrlo nepovoljne, situacije s aspekta vršnog opterećenja.


32

Teret zadan na 35 kV razini (1. varijanta)

• Skaliranje snaga tereta da zadovolje zadanu snagu u TS 35/10 kV

• Proračun tokova snaga• Kreiranje izvještaja sa određenim

snagama po izvodima

Teret zadan na razini 10 kV izvoda (2.varijanta)

Modificirani proračun

Poračun s dnevnim krivuljama potrošnje

• Skaliranje snaga tereta na zadano opterećenja izvoda

• Proračun tokova snaga• Kreiranje izvještaja sa određenim

snagama po izvodima

• Ako su max snage po izvodima u prvoj varijanti veće od onih u drugoj zadržavaju se prvi iznosi

• Ako su opterećenja veća u 2 varijanti ručno se modificiraju faktori u prvom proračunu

• Kao rezultat se dobije nešto promijenjena ukupa snaga u stanicama 35/x kV ali koja predstavlja najveće vršno opterećenje

• Vremenska varijabilnost• Omogućava proračun godišnje

energije i gubitaka• Najprecizniji proračun

Slika 4.1 Tijek proračuna tokova snage (strujno naponskih prilika)

4.1.1. Tokovi snaga i padovi napona u 35 kV mreži DP Bjelovar

U promatranoj mreži svi transformatori primarne transformacije distribucijske

mreže 110/x kV imaju mogućnost regulacije napona. Ovo će biti posebno bitno

ako će se ovim mehanizmom morati poravnavati varijacije napona tijekom dana u


33

proračunu sa dnevnim krivuljama opterećenja ili u slučaju loših naponskih prilika

prilikom ispada nekog sa namjerom ublažavanja posljedica.

Inicijalni proračun na temelju kojega su se onda vršile sitne modifikacije na

mjestima gdje je programski alat ukazao da bi moglo doći do problema je

proveden za nazivni napon niženaponske strane pojnih točaka, 35 kV.

Opterećenja transformatorskih stanica TS 110/x prikazana su tablicom

(Tablica 4.3). Najopterećenija je stanica Bjelovar 1, no to je situacija maksimalnog

vršnog opterećenja. U normalnom pogonu je opterećenje manje.

Tablica 4.3 Opterećenja 110/x transformatorskih stanica

Naziv Instalirana

snaga (MVA)

P (MW)

Q (MVAr)

S (MVA)

Opterećenje transf. (%)

Paralelan rad

Opterećenje TS (%)

Bjelovar 2 x 40 33,3 16,0 36,9 92,0 Ne ≈41

Mlinovac 2 x 20 10,7 4,1 12,1 60,2 Ne ≈30

Križevci 20 + 40 15,8 7,5 17,4 43,4 Ne ≈22

Ni na razini 35 kV stanica nema problema sa opterećenjima izuzev u TS 35/10

kV Ivanska gdje je instalirana snaga transformacije 1x2 MW dok je u trenutcima

maksimalnog opterećenja preopterećenje iznosa 135,1%.

Slika 4.2 prikazuje tokove snaga u 35 kV mreži. Većina vodova je slabo

opterećena te stoga nije ni potrebno opterećenja prikazivati tablicom.


34

Slika 4.2 Tokovi snaga i opterećenja 35 kV vodova za 2012. godinu

4.2. Dopušteno opterećenje transformatora, vodova i

kabela

Prema preporukama Hrvatske elektroprivrede navedenim u Trogodišnjem

planu razvoja distribucijske mreže [10] sažeti su uvjeti i gornje granice dopuštenog

opterećenja transformatora u normalnom pogonskom stanju i u „n-1“ stanju:

• pri opterećenju od 70% treba početi razmatrati planiranje novih kapaciteta,

• u normalnom pogonskom stanju dopušteno opterećenje je do 100%,

• 120% opterećenja je dopušteno u izvanrednom „n-1“ stanju, ali ne duže od

2 sata.

Gornje granice dopuštenog opterećenja vodova i kabela indiciraju slijedeće:

• 50% opterećenja signalizira potrebu za planiranjem novog voda u

normalnom pogonskom stanju,

• 70% je indikacija za planiranje novog voda u „n-1“ stanju,

Bjelovar 3 3535 kV

u=99,98 %

Bjelovar 2 3535 kV

u=99,76 %

Mišulinovac 3535 kV

u=99,00 %

Bulinac 3535 kV

u=97,97 %

Veliki Grđevac 3535 kV

u=97,38 %

Bjelovar 1 3535 kV

u=100,40 %

Ivanska 3535 kV

u=99,34 %

Predavac 3535 kV

u=99,47 %

Žabno 3535 kV

u=98,69 %

Križevci 1 3535 kV

u=97,59 %

Križevci 3535 kV

u=98,16 %

Tkalec 3535 kV

u=97,21 %

Apatovac 3535 kV

u=96,72 %

Orehovec 3535 kV

u=97,04 %

Bj2 35 - Mišulinovac 35

P=2,124 MW

Q=0,922 Mvar

Bjelovar 1 - Bjelovar 2

P=6,538 MW

Q=2,814 MvarBj2 35 - Bulinac 35

P=4,369 MW

Q=1,928 Mvar

Bj1 35 - Predavac 35

P=7,478 MW

Q=1,976 MvarPredavac 35 - žabno 35

P=4,496 MW

Q=1,219 Mvar

Kž - Orehovec 35

P=4,588 MW

Q=1,018 Mvar

Orehovec - Apatovec 35

P=1,565 MW

Q=-0,338 Mvar

Križevci - Tkalec 35

P=3,037 MW

Q=1,322 Mvar

Bulinac - Veliki grđevac 35

P=1,724 MW

Q=0,707 Mvar

Kž1 - Kž Industrijska zona 35

P=0,000 MW

Q=-0,521 Mvar


35

• 100% nazivne termičke struje u normalnom pogonu je dozovljeno

opterećenje. Pri tome treba imati na umu da vremenske prilike jako utječu

na gornju granicu dopuštenog opterećenja.

Korisno je izdvojiti i podatak da je za vodove i kabele s radijalnim napajanjem

dopušteno opterećenje od 70% nazivne termičke struje u normalnom pogonu dok

je za one s mogućnošću dvostranog napajanja ta granica 50% za normalni pogon.

5. Naponske prilike

36

5. Naponske prilike

Možda najvažniji kriterij i signal (eng. trigger) za nova ulaganja u mreži je

zadovoljenje naponskih prilika. Loše naponske prilike u današnje vrijeme kada

trošila postaju sve osjetljivija jako utječu na sveukupnu kvalitetu usluge. Stabilnost

napona bitna je na svim razinama sustava iako je napon po svojim

karakteristikama lokalna veličina koja se mijenja od točke do točke. Upravo je iz

toga razloga prilikom planiranja distribucijskih mreža potrebno provesti proračune

naponskih prilika do razine koja je što bliža točkama opterećenja, što su u velikoj

većini mali potrošači, pogotovo na području DP Bjelovar. Pri ovakvim zadaćama

izrazito je koristan model mreže koji se neizbježno izrađuje kao prvi korak

planiranja. Naponske prilike se prilikom planiranja proračunavaju za

pretpostavljena buduća stanja mreže te se vrlo često koriste kao pokazatelj za

potrebu ulaganja u distribucijsku mrežu.

5.1. Dopušteno odstupanje napona

Dopuštena odstupanja napona trebaju biti u granicama propisanim

standardima (standard EN 50160):

• napon se u mreži niskog napona treba držati u granicama nazivnog napona

± 10%

Osnovna veličina koja se mjeri je efektivna vrijednost napona, dok je interval

usrednjavanja 10 minuta a promatrano razdoblje 1 tjedan. Pri tome norma nalaže

da 95% 10-minutnih srednjih efektivnih vrijednosti kroz 1 tjedan moram biti između

± 01% (u novijim revizijama +6%, a -10%), dok preostalih 5% vremena napon

mora biti u intervalu +10% i -15%. Ovo se odnosi na polagane promjene napona.

5.2. Padovi napona u mreži DP Bjelovar

Prikaz proračuna padova napona u mreži Distribucijskog područja Bjelovar

usmjeren je ponajviše na naponsku razinu 10 kV u ovom početnom proračunu.

5. Naponske prilike

37

Padovi napona na naponskoj razini 35 kV u promatranoj mreži za izvedeni

proračun vršnog opterećenja ne predstavljaju problem u normalnom pogonskom

stanju. Sa slike (Slika 4.2) se može vidjeti da su padovi napona daleko iznad

margina dopuštenog kretanja napona.

Dijelovi rezultata tokova snaga dani su u preglednoj tablici (Tablica 5.1).

Pomoću programskog alata MS Excel napravljen je proračun koji na pregledan

način pokazuje tokove snaga prema izvodima. Gubici, odnosno snaga gubitaka,

se odnose na razliku između dobavljene i isporučene snage. Pad napona po

izvodu (ΔU) odnosi se na razliku prema naponu na početku izvoda a ne prema

nazivnom 1 p.u. naponu. Također, u tablici su na sažet način obrađene i prikazane

stanice sa najmanjim naponom, odnosno najvećim padom napona. Bitno je

napomenuti da su rezultati temeljeni na izlazima iz proračuna tokova snaga koji je

proveden u NEPLANu. Prikazan je samo dio rezultata proračuna.

Tablica prikazuje:

• TS 35/10 Bjelovar 3 i njezine izvode kao primjer povoljnih naponskih prilika;

• Dvije stanice napajane iz istoga smjera (TS 110/10(20) Mlinovac):

o TS 35/10 kv Bulinac i preko nje napajane

o TS 35/10 kV Veliki Grđevac

na kojima se može primijetiti kako s udaljenošću od pojne točke naravno

naponske prilike postaju nepovoljnije

• Stanicu TS 35/10 kV Tkalec na čijem izvodu dolazi do značajnijih padova

napona.

Već ovaj proračun ukazuje na sljedeće:

• na kraju izvoda Gradec-G. Pavlovec nalazi se relativno veliko opterećenje

dok je veliki dio magistralnog voda izveden kao stari 3x25 mm2 koji je

nedovoljnog presjeka;

• sličan problem javlja se na izvodu Zrinska koji je relativno dugačak te iako

je opterećenje dosta malo presjek voda ne zadovoljava.

5.Naponske prilike

38

Tablica 5.1 Rezultati proračuna padova napona za vršno opterećenje DP Bjelovar 2012. godine

TS Izvod Pisp [kW]

Qisp [kVAr]

Pdob [kW]

Qdob [kVAr]

Pgub [kW]

p%

ΔU izvod

Napon(u%)

Stanica koja ima najmanji napon

Bje

lova

r 3

Elektra 86,36 28,39 87,24 34,46 0,87 1,00 -0,95 98,46 NN Elektra

Ivanovčanska 1499,29 492,79 1527,73 539,74 28,44 1,86 -2,41 97,32 NN Zvjerci - šuma

Ivekovićevo naselje 1616,75 531,40 1635,03 630,85 18,28 1,12 -1,37 98,03 NN šup

Pere Biškupa 1596,02 524,59 1617,70 620,12 21,68 1,34 -1,61 97,78 NN Kamenarova

Rade Končara 1108,92 364,49 1122,20 336,82 13,27 1,18 -1,45 98,00 NN Puričani

Rade Končara 2 666,74 219,15 673,49 234,33 6,76 1,00 -1,17 98,21 NN Vojnović

Sup 805,61 264,79 814,56 303,03 8,95 1,10 -1,27 98,16 NN MSH Gašpar

Bjelovar 3 ukupno 7379,69 2425,60 7477,95 2699,35 98,25 1,31 -2,41 97,32 NN Zvjerci - šuma

Bu

linac

Bulinac (V. Pisanica) 871,13 286,32 917,96 367,16 46,83 5,10 -5,29 95,28 Bačkovica

Lasovac 299,74 98,52 310,94 126,98 11,20 3,60 -3,05 97,52 Ribnjačka - Šandrovac

Nova Rača 346,58 113,91 354,77 148,37 8,19 2,31 -1,59 98,98 Sasovac 2

Orovac 277,89 91,34 284,95 118,56 7,06 2,48 -1,49 99,07 Kašljavac 2

Patkovac 677,54 222,70 701,38 283,38 23,84 3,40 -3,01 97,55 G. Tomaš

Bulinac ukupno 2472,88 812,79 2570,00 1044,45 97,12 3,78 -5,29 95,28 Bačkovica

Ve

liki G

rđe

vac

Barna 218,32 71,76 226,18 91,10 7,86 3,48 -2,74 98,12 M. Barna

Pavlovac 322,11 105,87 331,67 132,37 9,56 2,88 -1,94 98,92 V. Jasenovača

Severin 533,27 175,28 557,91 224,60 24,64 4,42 -4,41 96,45 N. Ploščica 3

Tio 89,47 29,41 90,61 22,62 1,13 1,25 -0,02 100,84 M. Tita

Zrinska 468,85 154,10 500,63 198,01 31,78 6,35 -7,04 93,82 Topolovica 2

Veliki Grđevac ukupno 1632,02 536,42 1707,00 668,70 74,97 4,39 -7,04 93,82 Topolovica 2

Tkal

ec

Gradec - pavlovec 789,55 259,51 867,44 334,13 77,89 8,98 -9,55 92,13 Asfaltna baza 2

Preseka 334,84 110,05 344,80 137,55 9,96 2,89 -1,97 98,66 Gornjaki

SF Gradec 1280,23 420,79 1360,45 566,50 80,22 5,90 -7,20 93,43 Habijanovac

Tkalec 82,68 27,17 83,83 33,44 1,15 1,37 -1,25 100,56 NN Tkalec 1

5. Naponske prilike

39

Vinkovec Zrinščina 330,70 108,70 343,48 135,18 12,78 3,72 -3,20 97,43 Zrinščina

Tkalec ukupno 2818,00 926,22 3000,00 1206,80 182,00 6,07 -9,55 91,08 Asfaltna baza 2

5.Naponske prilike

40

Slika 5.1 Prikaz dijela mreže koji prikazuje izvode Zrinska

Slika 5.1 prikazuje dio nadzemne mreže koji je daleko od pojne točke a

prijenos se obavlja preko vodova nezadovoljavajućeg presjeka. Ovo je čest slučaj

u radijalno napajanim ruralnim mrežama poput ovog prikazanog dijela mreže DP

Bjelovar te su prikazane naponske prilike indikator da će u budućnosti s porastom

opterećenja ova mjesta u mreži zahtijevati ulaganja kako bi se zadovoljili uvjeti

kvalitete.

Veliki Grđevac 1010 kV

Severin V.G. početak 10 kV, ALFE 3X 50

1,198 km

L6415 10 kV, ALFE 3X 50

0,623 km

VG Ciglana10 kV

L6444 10 kV, ALFE 3X 50

1,198 km

otcjep VG Ciglana10 kV

L6449 10 kV, ALFE 3X 50

1,337 km

L6544 10 kV, ALFE 3X 50

0,454 km

L6549 10 kV, ALFE 3X 50

1,037 km

L6554 10 kV, ALFE 3X 50

0,355 km

Kukavica10 kV

M. Pisanica10 kV

L9825 10 kV, ALFE 3X 25

0,497 km

L9820 10 kV, ALFE 3X 25

1,023 km

L9830 10 kV, ALFE 3X 25

1,134 km

L9835 10 kV, ALFE 3X 25

0,497 km

D. Kov. - V.Grđ10 kV

D. Kovačica10 kV

L9954 10 kV, ALFE 3X 25

0,963 km

L9959 10 kV, ALFE 3X 25

0,71 km

L9964 10 kV, ALFE 3X 25

0,752 km

L9969 10 kV, ALFE 3X 25

0,174 km

L9980 10 kV, ALFE 3X 25

0,649 km

L9985 10 kV, ALFE 3X 25

0,649 km

L9990 10 kV, ALFE 3X 25

0,193 km

D. Kovačica - Zračna10 kV

Sl. Kovačica10 kV

Sl. Kovačica - Mlin10 kV

L10087 10 kV, ALFE 3X 25

2,207 km

L10092 10 kV, ALFE 3X 25

0,261 km

L10097 10 kV, ALFE 3X 25

1,003 km

L10110 10 kV, ALFE 3X 25

0,589 km

L10115 10 kV, ALFE 3X 25

0,246 km

L10120 10 kV, ALFE 3X 25

1,551 km

L10125 10 kV, ALFE 3X 25

0,658 km

L10133 10 kV, ALFE 3X 25

1,19 km

L10138 20 kV, XHE 49-A 3X(1X150)

0,09 km

Dražica - Orlovac10 kV

Dražica10 kV

Orlovac - Sl. Kovačica10 kV

Orlovac10 kV

Orlovac - Sasovac10 kV

L10302 10 kV, ALFE 3X 25

0,145 km

L10310 10 kV, ALFE 3X 25

2,234 km

L10315 10 kV, ALFE 3X 25

1,205 km

N. Ploščica 310 kV

Tio početak 20 kV, XHP 48-A 3X(1X 150)

1,001 km

L10462 20 kV, XHP 48-A 3X(1X 150)

1,127 km

M. Tita10 kV

Pavlovac početak 10 kV, ALFE 3X 25

1,167 km

L10589 20 kV, XHP 48-A 3X(1X 150)

0,206 km

Tio10 kV

L10625 10 kV, ALFE 3X 25

1,465 km

otcjep Tio10 kV

L10630 10 kV, ALFE 3X 25

0,073 km

L10669 10 kV, ALFE 3X 25

0,635 km

V. Nazora d10 kV

teret Vodovod

L10708 10 kV, ALFE 3X 25

0,347 km

Vodovod10 kV

L10751 10 kV, ALFE 3X 25

0,732 km

L10756 10 kV, ALFE 3X 25

0,784 km

V. Nazora 210 kV

teret Pavlovac

L10947 10 kV, ALFE 3X 25

1,031 km

L10952 10 kV, ALFE 3X 25

0,208 km

Pavlovac 110 kV

L10957 10 kV, ALFE 3X 25

1,055 km

L10962 10 kV, ALFE 3X 25

0,1 km Pavlovac - Dražica10 kV

L10967 10 kV, ALFE 3X 25

1,32 km

Pavlovac - Dražica 210 kV

L11077 10 kV, ALFE 3X 25

1,044 km

L11082 10 kV, ALFE 3X 25

0,499 km

L11092 10 kV, ALFE 3X 25

0,596 km

Partizanski prelaz10 kV

Pavlovac prol.10 kV

L11097 10 kV, ALFE 3X 25

1,094 km

L11168 10 kV, ALFE 3X 25

0,987 km

Pavlovac 210 kV

L11173 10 kV, ALFE 3X 25

2,533 km

Barna početak 10 kV, ALFE 3X 25

0,795 km

L11363 10 kV, ALFE 3X 25

1,023 km

Franc. 110 kV

L11401 10 kV, ALFE 3X 25

0,924 km

Dalmacija10 kV

L11411 10 kV, ALFE 3X 25

4,114 km

L11454 10 kV, ALFE 3X 25

0,216 km

V. Barna 110 kV

V. Jasenovača10 kV

L11462 10 kV, ALFE 3X 25

2,036 km

L11566 10 kV, ALFE 3X 25

0,3 km

L11571 10 kV, ALFE 3X 25

1,267 km

V. Barna 310 kV

V. Barna 210 kV

L11629 10 kV, ALFE 3X 25

0,546 km

L11634 10 kV, ALFE 3X 25

1,672 km

L11639 10 kV, ALFE 3X 25

1,607 km

L11851 10 kV, ALFE 3X 25

0,202 km

V. Barna - M. Grđevac10 kV

L11890 10 kV, ALFE 3X 25

0,023 km

V. Barna 410 kV

L11929 10 kV, ALFE 3X 25

0,721 km

V. Barna 510 kV

L11934 10 kV, ALFE 3X 25

1,432 km

L11973 10 kV, ALFE 3X 25

0,227 km

M. Jasenovača10 kV

L12012 10 kV, ALFE 3X 25

2,171 km

M. Barna10 kV

L12118 10 kV, ALFE 3X 25

0,222 km

Franc. 210 kV

L12156 10 kV, ALFE 3X 25

1,172 km

L12161 10 kV, ALFE 3X 25

1,172 km

Franc. 310 kV

L12199 10 kV, ALFE 3X 25

1,147 km

G. Kovačica 110 kV

L12204 10 kV, ALFE 3X 25

1,162 km

L12242 10 kV, ALFE 3X 25

0,334 km

G. Kovačica 210 kV

L12247 10 kV, ALFE 3X 25

1,438 km

L12285 10 kV, ALFE 3X 25

0,14 km

G. Kovačica 310 kV

L12290 10 kV, ALFE 3X 25

1,408 km

L12295 10 kV, ALFE 3X 25

0,282 km

L12300 10 kV, ALFE 3X 25

1,974 km

L12305 10 kV, ALFE 3X 25

0,3 km

L12343 10 kV, ALFE 3X 25

0,814 km

M. Grđevac 110 kV

L12381 10 kV, ALFE 3X 25

0,277 km

M. Grđevac 210 kV

L12419 10 kV, ALFE 3X 25

0,916 km

M. Grđ - Topolovica10 kV

L12457 10 kV, ALFE 3X 25

0,277 km

Zrinska - G. Kov.10 kV

L12608 10 kV, ALFE 3X 25

1,086 km

L12647 10 kV, ALFE 3X 25

0,355 km

Zrinska 110 kV

L12652 10 kV, ALFE 3X 25

2,241 km

L12691 10 kV, ALFE 3X 25

0,632 kmL12730 10 kV, ALFE 3X 25

0,765 km

Zrinska brda10 kV

Zrinska 210 kV

L12735 10 kV, ALFE 3X 25

2,091 km

L12774 10 kV, ALFE 3X 25

0,501 km

Sibenik10 kV

L12779 10 kV, ALFE 3X 25

1,985 km

L12818 10 kV, ALFE 3X 25

0,389 km

Ceremušina 110 kV

L12823 10 kV, ALFE 3X 25

0,62 km

L12862 10 kV, ALFE 3X 25

1,386 km

Ceremušina 210 kV

L12935 10 kV, ALFE 3X 25

2,016 km

L12974 10 kV, ALFE 3X 25

1,451 km

Topolovica 210 kV

Topolovica 110 kV

Bulinac 1010 kV

Velika Pisanica početak 10 kV, ALFE 3X 50

1,394 km

L13348 10 kV, ALFE 3X 25

0,182 km

Bulinac 110 kV

L13364 10 kV, ALFE 3X 50

1,77 km

otcjep Bulinac 110 kV

L13384 10 kV, ALFE 3X 25

0,451 km

L13456 10 kV, ALFE 3X 25

0,92 km

Drljanovac 210 kV

L13461 10 kV, ALFE 3X 25

0,94 km

L13499 10 kV, ALFE 3X 25

0,107 km

Drljanovac 110 kV

L13504 10 kV, ALFE 3X 25

1,924 km

L13542 10 kV, ALFE 3X 25

0,064 km

N. Rača - Mlin10 kV

L13547 10 kV, ALFE 3X 25

0,314 km

L13552 10 kV, ALFE 3X 25

0,071 kmL13590 10 kV, ALFE 3X 25

0,178 km

N. Rača - Škola10 kV

L13650 10 kV, ALFE 3X 25

0,181 km

L13785 10 kV, ALFE 3X 25

1,226 km

N. Rača Farma10 kV

L13799 10 kV, ALFE 3X 50

1,61 km

L13804 10 kV, ALFE 3X 50

0,371 km

L13847 10 kV, ALFE 3X 25

0,299 km

Đurinac - V. Pis.10 kV

L13852 10 kV, ALFE 3X 50

0,795 km

Zrinska početak 10 kV, ALFE 3X 25

1,74 km

Otcjep Franc. 210 kV

Bulinac - Veliki Grđevac10 kV

L14016 10 kV, ALFE 3X 50

0,157 km

Đurinac10 kV

L14132 10 kV, ALFE 3X 25

0,679 km

L14137 10 kV, ALFE 3X 25

1,113 km

V. Pisanica - Jap.10 kV

L14142 10 kV, ALFE 3X 25

0,461 km

L14180 10 kV, ALFE 3X 25

0,2 km

V. Pisanica 110 kV

L14185 10 kV, ALFE 3X 25

0,86 km

L14190 10 kV, ALFE 3X 25

1,293 km

L14228 10 kV, ALFE 3X 25

0,241 km

Babinac 110 kV

L14266 10 kV, ALFE 3X 25

1,278 km

L1430420 kV, XHE 49-A 3X(1x185)

1,176 km

Babinac - Šuma10 kV

Babinac 210 kV

L14309 10 kV, ALFE 3X 25

0,447 km

L14347 10 kV, ALFE 3X 25

0,72 km

V. Pisanica 210 kV

L14352 10 kV, ALFE 3X 25

0,751 km

TR Velika PIsanica 310/0,4 100 kVA

NN V. Pisanica 30,4 kV

teret Velika Pisanica 3

L14390 10 kV, ALFE 3X 25

0,873 km

V. Pisanica 310 kV

L14395 10 kV, ALFE 3X 25

1,118 km

L14467 10 kV, ALFE 3X 25

0,573 km

V. Pis. - Škola10 kV

L14472 10 kV, ALFE 3X 25

1,263 km

L14510 10 kV, ALFE 3X 25

0,58 km

V. Pisanica 410 kV

L14515 10 kV, ALFE 3X 25

1,518 km

L14553 10 kV, ALFE 3X 25

0,883 km

V. Pisanica 510 kV

L14558 10 kV, ALFE 3X 25

0,294 km

L14596 10 kV, ALFE 3X 25

0,676 km

Polum10 kV

L14601 10 kV, ALFE 3X 25

0,202 km

L14606 10 kV, ALFE 3X 25

1,071 km

L14644 10 kV, ALFE 3X 25

1,891 km

Bačkovica10 kV

L14682 10 kV, ALFE 3X 25

0,575 km

Čađdavac 110 kV

L14687 10 kV, ALFE 3X 25

0,5 kmL14725

10 kV, ALFE 3X 250,659 km

Čađavac 210 kV

L14730 10 kV, ALFE 3X 25

1,012 km

L14768 10 kV, ALFE 3X 25

0,427 km

N. Pisanica 110 kV

L14806 10 kV, ALFE 3X 25

0,863 km

N. Pisanica 210 kV

Lasovac početak 10 kV, ALFE 3X 70

1,466 km

L14882 10 kV, ALFE 3X 25

0,753 km

otcjep Lasovac Početak10 kV

L14956 10 kV, ALFE 3X 25

0,62 km

Bedenik 110 kV

L14961 10 kV, ALFE 3X 25

1,472 km

L14999 10 kV, ALFE 3X 25

0,39 km

Bedenik 210 kV

L15004 10 kV, ALFE 3X 25

0,848 km

L15042 10 kV, ALFE 3X 25

0,252 km

Lasovac 110 kV

L15047 10 kV, ALFE 3X 25

0,893 km

L15085 10 kV, ALFE 3X 25

0,686 km

Bedenik - Lasovac10 kV

L15090 10 kV, ALFE 3X 25

0,893 km

L15128 10 kV, ALFE 3X 25

0,342 km

Lasovac 210 kV

teret Bulinac 2

Nova Rača početak 10 kV, ALFE 3X 25

0,383 km

L15729 10 kV, ALFE 3X 25

0,242 km

Bulinac 210 kV

L15767 10 kV, ALFE 3X 25

0,704 km Bulinac 3 - Pal10 kV

L15772 10 kV, ALFE 3X 25

1,124 km

L15810 10 kV, ALFE 3X 25

0,309 km

St. Rača 110 kV

L15815 10 kV, ALFE 3X 25

1,101 km

L15853 10 kV, ALFE 3X 25

0,225 km

St. Rača 210 kV

L15858 10 kV, ALFE 3X 25

0,643 km

TR Nova Rača - Sajmište10(20)/0,4 160 kVA

L15896 10 kV, ALFE 3X 25

0,43 km

N. Rača - Sajmište10 kV

Fenor spojnica N. Rača - V. Pisanica 10 kV, ALFE 3X 25

0,235 km

Fenor10 kV

teret Stara Rača 3

L15972 10 kV, ALFE 3X 25

0,83 km

L15977 10 kV, ALFE 3X 25

0,179 km

St. Rača 310 kV

L15982 10 kV, ALFE 3X 25

0,22 km

L16020 10 kV, ALFE 3X 25

0,43 km

N. Rača - I.V Trnskog10 kV

L16025 10 kV, ALFE 3X 25

0,824 km

L16030 10 kV, ALFE 3X 25

0,455 km

L16068 10 kV, ALFE 3X 25

0,86 km

Tociljevac10 kV

L16144 10 kV, ALFE 3X 25

1,634 km

L16149 10 kV, ALFE 3X 25

0,114 km

Sasovac10 kV

L16187 10 kV, ALFE 3X 25

0,938 km

Sasovac 210 kV

Orovac početak 10 kV, ALFE 3X 70

2,212 km

L16302 10 kV, ALFE 3X 25

0,937 km

Severin 110 kV

L16307 10 kV, ALFE 3X 25

0,37 km

otcjep Severin 110 kV

L16345 10 kV, ALFE 3X 25

0,481 km

Severin 210 kV

L16350 10 kV, ALFE 3X 25

1,22 km

L16388 10 kV, ALFE 3X 25

0,11 kmSeverin 3

10 kV

Patkovac početak 10 kV, ALFE 3X 50

2,597 km

L16971 10 kV, ALFE 3X 25

0,375 km

Serverin - Dautan10 kV

L16981 10 kV, ALFE 3X 50

0,12 km

L17052 20 kV, XHE 49-A 3X(1X150)

0,35 km

L17090 20 kV, XHE 49-A 3X(1X150)

0,4 km

Severin 1 Poslovna zona10 kV

L17095 10 kV, ALFE 3X 50

1,207 km

otcjep Severin Poslovna Zona10 kVL17100

10 kV, ALFE 3X 351,54 km

L17138 10 kV, ALFE 3X 35

0,141 kmDautan 1

10 kVL17143

10 kV, ALFE 3X 250,556 km

TR Dautan 310/0,4 100 kVA

NN Dautan 30,4 kV

teret Dautan 3

L17181 10 kV, ALFE 3X 25

1,055 km

Dautan 310 kV

L17353 10 kV, ALFE 3X 50

0,509 km

L17391 10 kV, ALFE 3X 25

0,339 km

Patkovac10 kV

Severin 2 Poslovna zona10 kV

Bulinac - Veliki grđevac 35 35 kV, ALFE 3X 120

10,252 km

TS 35/10 Veliki Grdevac35 kV

TS 35/10 Bulinac35 kVTS 35/10 Bulinac

TS 10/0,4 Bačkovica

TS 35/ V. Grđevac

izvod Zrinska

TS 10/0,4 Topolovica

smjer napajanja

6. Analiza sigurnosti („n-1“)

41


Sigurnost elektroenergetskog sustava odnosi se na sposobnost sustava da

izdrži nepredviđene smetnje te da se posljedice tih smetnji u najmanjoj mjeri

odraze na kvalitetu električne energije isporučivane potrošačima. Analiza

sigurnosti koja će se ovdje promatrati spada u statičku sigurnost, odnosno neće se

promatrati dinamičke promjene između dva stanja.

Prilikom planiranja distribucijskih mreža planer mora odrediti najbolji način kako

bi povećao sigurnost sustava. Naravno, uz uvažavanje cijena planiranih objekata.

Za pogon je vrlo važno imati dostupan alternativni smjer napajanja. Analiza ispada

jednog elementa mreže, odnosno n-1 analiza, provodi se u svrhu određivanja

nužnih sklopnih radnji za očuvanje što većeg broja potrošača na

elektroenergetskoj mreži. Kod n-1 analize promatra se normalno stanje mreži na

kojoj se dogodi neki „slučajni događaj“. Nakon ispada promatra se stacionarno

stanje i kontrolira preopterećenost vodova i naponi u čvorištima. Ako su za svaki

ispad svi parametri unutar zadanih granica kažemo da sustav zadovoljava n-1

kriterij sigurnosti. U Mrežnim pravilima postoje propisani kriteriji analize kojih se

treba pridržavati prilikom planiranja pogona.

Mreža je modelirana s uklopnim stanjem svojstvenim za redovan pogon mreže.

U slučaju neplaniranog ispada elementa mreže (transformatorske stanice ili

dalekovoda) potrebno je uklopiti određene vodove kako bi se zadržalo napajanje

što većeg broja potrošača. Specifičnost promatrane mreže je što nema generatora

za koje bi se mogao promatrati ispad. Također utjecaj okolnih područja nije

detaljno modeliran te je samo pretpostavljen. Proračuni se uobičajeno provede za

slučaj maksimalnog opterećenja. U slučaju promatrane mreže to su maksimalna

opterećenja 35/10 kV transformatorskih stanica. Sljedeći proračuni obuhvaćaju

sljedeće scenarije:

• ispad 110 kV dalekovoda,

• ispad TS 110/X kV,


42

• ispad 35 kV voda,

• ispad TS 35/10 kV.

Ispad TS 110/35 kV Križevci:

U slučaju ispada pojne točke TS 110/35 kV Križevci Pogon Križevci se napaja iz

smjera Pogona Bjelovar preko 35 kV vodova iz TS 110/35 Bjelovar. TS 110/10(20)

Mlinovac iako naponske 110 kV razine ne može pomoći u ovome slučaju jer je i

ona napajana preko TS Bjelovar.

Tablica 6.1 Opterećenja transformatorskih stanica 110 kV razine u slučaju ispada TS

110/35 kV Križevci

Naziv TS Instalirana

snaga (MVA)

P (kW)

Q (kVAr)

S (kVA)

Opterećenje transf. (%)

Paralelan rad

Križevci 1 x 40 1 x 20

Ispad

Bjelovar 2 x 40 59148 29415 66058 83% DA

Mlinovac 2 x 20 Napajan preko Bjelovara

Vršno opterećenje cijelog sustava od 56724,23 kW i 18644,29 kVAr pokrije se

samo iz TS 110/35 Bjelovar. Uklapa se 35 kV vod Žabno-Križevci 1.

Dio snage može se dovesti iz drugog područja (Elektra Zagreb) preko TS 35/10

Vrbovec i dalje preko TS 35/10 kV Tkalec, ali ako je moguće sve bi zahtjeve

trebalo pokriti preko elemenata mreže u promatranom Distribucijskom području

Bjelovar.

Naponi u mreži 35 kV su izvan dopuštenih granica. Napon na sabirnicama

Apatovca je 84,39%, Križevaca 1 86,71%, Tkaleca 84,97%.

Regulacijom napona na TS 110/35 kV Bjelovar na +5% na 35 kV strani stanje

se popravlja te problem s naponom ostaje na sabirnicama TS 35/10 Apatovec

89,83% i TS 35/10 Tkalec 90,37%.

Postoji preopterećenje voda, odnosno kabela Bjelovar 1-Predavac od 101,4 %

jer se preko njega prenosi 22,9 MW i 8,8 MVAr snage (Slika 6.1).


43

U 10 kV mreži postoje mjesta gdje napon odstupa više do 10% no u ovome

trenutku neće se detaljnije analizirati situacija u 10 kV mreži. Također, bitno je

napomenuti da bi se u stvarnosti stanice koje su najudaljenije od pojne točke TS

Bjelovar dijelom napajale iz smjera drugog područja preko TS 35/10 kV Vrbovec.

Jednako tako za sada se pretpostavilo da nije bilo ispomoći kroz 10 kV mrežu.

Iako bi to, globalno gledano, imalo manji utjecaj smanjilo bi broj mjesta u NN mreži

sa padom napona iznad 10%. Mora se spomenuti da postoji i određena rezerva

koja se može prenijeti kroz 10 kV mrežu što u ovome trenutku nije posebno

razmatrano jer je stanje donekle zadovoljavajuće već sklopnim radnjama na 35 kV

naponskoj razini.

Slika 6.1 35 kV mreža nakon ispada TS 110/35 Križevci

Ispad TS 35/10 kV Apatovac

Ispadom radijalno napajane stanice Apatovac nema mogućnosti napajanja

potrošača na tom području preko 35 kV mreže. Dio potrošača se može napojiti

preko 10 kV mreže. Vršno opterećenje potrošača pojnog područja Apatovec je

Bjelovar 3 35

35 kV

u=104,07 %

Bjelovar 2 35

35 kV

u=103,85 %

Mišulinovac 35

35 kV

u=103,11 %

Bulinac 35

35 kV

u=102,13 %

Veliki Grđevac 35

35 kV

u=101,56 %

Bjelovar 1 35

35 kV

u=104,46 %

Ivanska 35

35 kV

u=103,45 %

Predavac 35

35 kV

u=101,59 %

Žabno 35

35 kV

u=98,21 %

Križevci 1 35

35 kV

u=92,00 %

Križevci 35

35 kV

u=91,39 %

Tkalec 35

35 kV

u=90,37 %

Apatovac 35

35 kV

u=89,83 %

Orehovec 35

35 kV

u=90,17 %

Bj2 35 - Mišulinovac 35

P=2,123 MW

Q=0,923 Mvar

Bjelovar 1 - Bjelovar 2

P=6,529 MW

Q=2,798 MvarBj2 35 - Bulinac 35

P=4,363 MW

Q=1,921 Mvar

101,3

Bj1 35 - Predavac 35

P=22,924 MW

Q=8,568 MvarPredavac 35 - žabno 35

P=19,431 MW

Q=7,499 Mvar

Kž - Orehovec 35

P=4,519 MW

Q=1,155 Mvar

Orehovec - Apatovec 35

P=1,488 MW

Q=-0,235 Mvar

Križevci - Tkalec 35

P=3,041 MW

Q=1,334 Mvar

Bulinac - Veliki grđevac 35

P=1,723 MW

Q=0,707 Mvar

Kž1 - Kž Industrijska zona 35

P=0,000 MW

Q=-0,451 Mvar


44

1,77 MW. Veću snagu je teško prenijeti preko 10 kV mreže s dostupnim

presjecima no u promatranom dijelu mreže opterećenje je relativno malo. Spojem

izvoda Glogovnica (Apatovac) – Potočec (Križevci 1) te Kalnik(Apatovac) – Dedina

(Orehovec) mogu se napojiti potrošači uz skoro zadovoljenje naponskih prilika u

svim dijelovima. Magistralni vod od 50 kvadrata koji povezuje 10 kV mreže u

ovome slučaju skoro dostaje. Za potrošače je i dalje vrijedio faktor istodobnosti 1.

Smanjenjem faktora istodobnosti na 0,8 nestaje problem smanjenja napona na

najudaljenijim dijelovima od alternativne pojne točke.

Ispad 35 kV voda Orehovec - Apatovec

Slična situacija kao prethodni slučaj ispada TS 35/10 kV Apatovac.

Ponovno je potrošače moguće napojiti preko 10 kV mreže. Samo najudaljeniji

potrošači imaju pad napona veći od 10% i to oko 89% nazivnog napona. Sa slike

(Slika 6.2) crvenom bojom se vidi s kojeg izvoda iz drugih pojnim 35 kV stanica se

napajaju potrošači.


45

Slika 6.2 Prikaz 10 kV mreže za slučaj ispada TS Apatovec ili voda Orehovec - Aptovec

Ispad 35 kV voda Križevci-Orehovec

Ispadom jedinog pojnog 35 kV voda radijalno napajane stanice Orehovec

preko koje se dalje radijalno napaja TS Apatovec predstavlja ozbiljan problem za

pogon. Napajanje preko 35 KV mreže postaje nedostupno za veliko područje.

Ukupno opterećenje potrošača koja ostaje nepokriveno je otprilike 4,9 MW. Jedini

smjerovi napajanja postaju vodovi 10 kV mreže. I to gore spomenuta spojnica

Glogovnica (Apatovac) – Potočec (Križevci 1) te Guščerovec (Orehovec) –

Podgajec-Greberanec (Križevci) (Slika 6.2). U cijelom dijelu 35 kV mreže

(područje TS Aptovac i Orehovec) nema nikakvih tokova snaga te se dobiva

TS 35/10 Apatovec

TS 35/10 Orehovec

TS 35/10 Križevci 1

Spoj Glogovnica - Potočec

Spoj Kalnik - Dedina

Spoj Guščer. – Podg-Greberan.

TS 110/35/10 Križevci


46

situacija koja nikako nije održiva gdje jako velik udio potrošača ima

nezadovoljavajuće naponske prilike.

Prilikom proračuna u NEPLANu u odnosu na početno stanja, iz balansiranja

su izuzeta trošila koja se nalaze na izvodima iz TS 35/10 Apatovac i Orehovec. Na

taj način je osigurano da će opterećenje ostati isto kao i u slučaju normalnog

pogonskog stanja za normalno opterećenje. Smanjenjem faktora istodobnosti

stanje je još uvijek nezadovoljavajuće. To sve može ukazivati na potrebu

pojačanja veza kroz 10 kV mrežu što komplicira topologiju mreže i pogon te

dimenzioniranje zaštite. Opcija je i izgradnja alternativnog smjera napajanja na

naponskoj razini 35 kV što se u vidu općeg planiranja prelaska na pogon 20 kV

pokušava izbjeći.

Ispad TS 35/10 kV Orehovec

U slučaju ispada transformatorske stanice Orehovec potrošači se mogu

napojiti preko TS 35/10 Apatovec i dijelom iz TS 110/35 Križevci. Na slici (Slika

6.3) područje koje je napajano iz TS 35/10 kV Apatovec prikazano je crvenom, a iz

TS 110/35 Križevci plavom.


47

Slika 6.3 Stanje mrežu u slučaju ispada TS 35/10 kV Orehovec

Opterećenja magistralnog voda 10 kV iz TS Križevci je 95% (označen

plavom strelicom na Slika 6.3) a voda iz TS Apatovac je 40% jer je to novi XHE 49

kabel preko kojega se prenosi oko 2,2 MW.

Ispad 35 kV voda Križevci-Križevci 1 ili 35 kV voda Križevci-Križevci 1 ind

zona

Ispad jednoga od ova dva voda ne predstavlja problem u pogonu jer su ova

dva voda paralelna i spajaju TS 110(35) kV Križevci i TS 35/10(20) kV Križevci 1.

U normalnom pogonu kabelski vod industrijska zona nije u upotrebi i služi kao

rezerva. Svejedno se razmatralo i stanje kada se sva energija prenosi preko njega

a ne preko uobičajenog puta preko 35 kV ALFE 3X 150 mm2 voda Križevci-

Križevci 1.

Napajano iz smjera TS 35/10 Apatovac

TS 35/10 Orehovec

TS 35/10 Križevci

Napajano iz smjera TS 110/35 Križevci

TS 35/10 Apatovac


48

Ispad 35 kV voda Križevci 1 - Žabno

Ispad ovoga voda ne predstavlja problem jer se alternativnim putem napajanja

iz Bjelovara (preko TS 35/10(20) kV Predavac) mogu napojiti svi potrošači uz

zadržavanje naponskih prilika u dozvoljenim granicama. U ovome dijelu rada

razmatra se kao primjer n-1 analize Pogon Križevci. TS 35/10 kV Žabno u

normalnom pogonu je napajana od strane Bjelovara stoga analiza njenog ispada

neće biti prikazana ovdje.

Ispad 35 kV voda Križevci – Tkalec

Ovaj vod je jedni koja spaja radijalno napajanu TS 35/10 kV Tkalec stoga je u

slučaju njegovog ispada potrebno koristiti rezerve smjerove napajanja:

• izvod Križevačka Poljanka iz TS 35/10 kV Križevci 1 (10 kV, ALFE 3X

25mm2),

• izvod Veliki Raven iz TS 110/35/10 kV Križevci (10 kV, ALFE 3X 25 mm2).

Ukupno vršno opterećenje koje se u normalnom pogonu pokriva iz TS 35/10

kV Tkalec je iznosa 3 MW.

Rezervni putevi napajanja nisu zadovoljavajući stoga se javljaju veliki padovi

napona zbog povećanih tokova snaga alternativnim smjerovima napajanja te se

na magistralnom vodu javljaju preopterećenja vodova manjeg presjeka (Tablica

6.2).

Tablica 6.2 Ispad TS 35/10 kV Tkalec – rezervni smjerovi napajanja

Stanica van

pogona

Ispomoć iz stanice

Opterećenje TS (%) Izvod P izvoda

(MW)

Opterećenje dijela

izvoda %

TS 35/10 Tkalec

TS 110/35/10 Križevci

TR1 – 47,69 % Veliki Raven 2,790 114,11

TS 35/10 Križevci 1 TR1 – 104,5% K. Poljanka 1,918 126,30


49

Može se vidjeti da se kroz promatrani dio 10 kV mreže se ne može prenijeti

tolika snaga. Iako se regulacija transformatora podesi na najveći stupanj svejedno

su neizbježni veliki padovi napona (ispod crvene linije od ±10% Un - Slika 6.4):

Slika 6.4 Pad napona od početka prema kraju izvoda Veliki Raven (uključujući sada

napajani Grade-G. Pavlovec)

Ispad TS 35/10 kV Tkalec

Slučaj je vrlo sličan prethodnome (ispad 35 kV voda Križevci-Tkalec) sa

istim problemima te neće biti posebno opisivan.

Ispad TS 35/10(20) kV Križevci 1

TS Križevci 1 je u normalnom pogonu opterećena sa vršnom snagom od

otprilike 5,5 MW. Jednim dijelom napaja gradsko područje (Slika 6.5) gdje postoji

mnogo veza sa susjednom stanicom unutar gradskog područja TS 110/35/10 kV

Križevci 1. Povezivanjem izvoda u slučaju izvanrednog pogona komplicira se

topologija i zatvaraju se neke petlje i mijenjaju tokovi snaga. Bilo bi potrebno

pronaći optimalnu topologiju za taj izvanredni pogon u vidu spajanja mreže na

optimalnom mjestu uz uvažavanje gubitaka i kompleksnosti postavljanja zaštite i

0

20

40

60

80

100

120

NN

Pri

kraj

Ve

liki R

aven

po

četa

k

Brc

kovč

ina

NN

Bo

jnik

ove

c 2

NN

Vel

iki R

ave

n -

pila

na

NN

Pav

love

c -

Do

ljan

ec

NN

Bek

eti

ne

c

Bo

jnik

ove

c 2

B-4

44

86

Ve

liki R

aven

1

Farm

a D

ub

ove

c

Ve

liki R

eva

n 2

B-4

44

98

Sud

ove

c

B-4

44

80

B-4

05

17

B-4

05

14

NN

Rep

inec

B-4

05

08

Re

pin

ec

B-4

05

26

Go

rnji

Rep

inec

NN

Kal

insk

i - G

rad

ečki

…

Gra

de

c-…

Gra

de

c 1

B-4

05

44

Gra

de

čki P

avlo

vec

B-4

05

50

G. P

oto

čec

Gra

de

c-G

.Pav

love

c…

Pad napona na izvodu Veliki Raven


50

sklopne opreme. To prelazi okvire ovoga rada i za sada će se pretpostaviti

omogućavanje prijenosa u 10 kV mreži na svim dostupnim mjestima gradske

mreže (označena crveno na Slika 6.5).

Slika 6.5 Dio mreže napajan iz TS 35/10 kV Križevci 1 u normalnom pogonu

TS 35/10(20) kV drugim dijelom napaja radijalne vodove Carevdar, Križevačka

Poljanka, Potočec i Voj. Kloštar. Veza u nadzemnom dijelu 10 kV mreže može se

ostvariti spajanjem izvoda:

• Glogovnica (Apatovac) – Potočec (Križevci1),

• Spajanjem sekcija sabirnice Javor Cubinec,

• SF Gradec-Cugovec (Tkalec) - Križ. Poljanka (Križevci1),

U slučaju ovih mnogostrukih veza kroz 10 kV mrežu zadovoljavajući su padovi

napona a transformatorske stanice preko kojih se dobavlja energija nisu


51

preopterećene (najvećim dijelom preuzima TS 110/35/10 kV Križevci sa ukupnim

instaliranim kapacitetom od 60 MVA kojoj se postotno opterećenje poveća svega

12,5 % na ukupnih 38,43%).

7. Metode predviđanja promjene opterećenja

52


Za uspješno planiranje predviđanje opterećenja ima vrlo velik značaj. Pri

planiranju distribucijskih mreža ovaj korak je nezaobilazan i može biti odlučujući

faktor pri postavljanju smjernica budućeg razvoja.

Istovremeno uz sadržavanje vrlo velikog značaja za budući razvoj mreže

proces predviđanja opterećenja može imati vrlo velike neodređenosti, pogotovo

ako se vrši predviđanje za duži vremenski period. Proces planiranja uvelike ovisi o

kvaliteti ulaznih podataka te o točnosti pretpostavki koje planer donosi. Stoga je

točno predvidjeti buduće opterećenje vrlo je teško u nekim situacijama.

7.1. Kratki pregled metoda za predviđanje opterećenja

Postoji određeni broj metoda za predviđanje opterećenja i potrošnje

električne energije koje se mogu klasificirati na nekoliko načina.

Prema načinu analize podataka iz prošlosti metode je moguće podijeliti na [11]:

• neanalitičke,

• analitičke.

Kod neanalitičkih metoda računala se koriste samo za pohranu podataka i

prikaz intuitivno stvorenih predviđanja. Zasnivaju se na provođenju pojedinačnih

analiza i ispitivanja raznih kategorija potrošača. Jednako tako ovakve metode

temelje se na mišljenjima stručnjaka i njihovim procjenama. S druge strane kod

analitičkih metoda zakonitosti promjene opterećenja matematički se modeliraju i

generiraju se varijantna rješenja. Pri tome se polazi od pretpostavke da će se

budući razvoj odvijati po istom zakonu kao i u prošlosti.

Ovisno o funkcijskoj zavisnosti opterećenja o nekom faktoru metode se mogu

podijeliti na:

• nezavisne,

• zavisne.


53

Nezavisne metode isključivo na temelju podataka o ostvarenom opterećenju u

prošlosti prognoziraju vrijednosti opterećenja u budućnosti. Zavisne metode

predviđanja određuju buduće opterećenje u ovisnosti o jednome ili više faktora

(BDP primjerice).

7.2. Parametarske metode

Parametarske metode nezavisne su metode koje se temelje na povezivanju

poznatih podataka iz prošlosti pomoću različitih matematičkih modela.

Najkorištenije parametarske metode su:

• metode trenda,

• ekonometrijska metoda.

7.2.1. Metode trenda

Metode trenda spadaju među najjednostavnije analitičke, nezavisne metode

za predviđanje potrošnje električne energije. Opterećenje u budućnosti određuje

se kao funkcija vremena. Najčešće se buduća kretanja predviđaju temeljem

ostvarenih vršnih godišnjih opterećenja ili na razini potrošnje električne energije na

razini manjih područja.

Radi se ekstrapolacija povijesnih podataka o opterećenju. Proces se opisuje

matematičkom funkcijom kojom se pokušava prikazati obrazac kretanja

opterećenja u prošlosti. Za ekstrapolaciju se najčešće od svih statističkih pristupa

koristi metoda udaljenosti najmanjih kvadrata.

7.2.2. Ekonometrijska metoda

Ekonometrijska metoda pripada zavisnim metodama. Pomoću ove metode

stvara se model koji povezuje opterećenja sa ekonomskim i demografskim

faktorima poput nataliteta, klimatskih promjena, BDP-a itd. Izbor utjecajnih varijabli

ovisi o točnosti dostupnih podataka i o pronalasku njihove povezanosti sa

potrošnjom električne energije.


54

7.3. Predviđanje potrošnje distribucijskog područja

Bjelovar

Na temelju dostavljenih podataka o prošlom opterećenju izrađen je u MS

Excelu proračun predviđanja opterećenja. Korišten je podatak o vršnom

opterećenju TS 35/10 kV. Proračun budućeg opterećenja napravljen je pomoću

nekoliko metoda:

• linearni zakon porasta:

𝑤𝑖(𝑡) = 𝑎 ∙ 𝑡 + 𝑏 (7.1)

• logistička krivulja:

𝑤𝑖(𝑡) =𝑊𝑍

1 − 𝑒𝑏−𝑎∙𝑡

(7.2)

• Gompertzov zakon porasta:

𝑤𝑖(𝑡) = 𝑊𝑍 ∙ 𝑒−𝑏∙𝑎𝑡 (7.3)

• logaritamska krivulja

𝑤𝑖(𝑡) = 𝑏 + 𝑎 ∙ log (𝑡) (7.4)

• kvadratna krivulja:

𝑤𝑖(𝑡) = 𝑎 ∙ 𝑡2 + 𝑏 ∙ 𝑡 + 𝑐 (7.5)

• eksponencijalni zakon porasta:

𝑤𝑖(𝑡) = 𝑒𝑎∙𝑡+𝑏 (7.6)

Prvi korak bio je pronaći funkciju koja najbolje odgovara skupu ulaznih

podataka. Pri svakom korištenom matematičkom zakonu nastoji se postići što

bolja prilagodba funkcije podacima iz prošlosti. To se postiže mijenjanjem

konstanti matematičke funkcije.

Konstante se određuju uz uvjet postizanja minimalne vrijednosti zbroja

kvadrata između opterećenja prema odabranoj matematičkoj funkciji i ostvarenog

opterećenja u nizu godina u prošlosti prema formuli (7.7).


55

𝑆2 =1

𝑁∑ (𝑊𝑖 − 𝑤𝑖)

2𝑁𝑖=1 𝑆2 → 𝑚𝑖𝑛 (7.7)

gdje je:

𝑊𝑖 - opterećenje prema odabranom matematičkom zakonu

𝑤𝑖 - ostvareno opterećenje prema podacima u prošlosti

𝑁 - broj godina

Na primjeru Gopertzovog zakona objasnit će se način na koji se provodi

predviđanje opterećenja. Postupak je sličan za ostale metode.

Specifičnost Gompertzovog zakona porasta je oblik slova „S“, odnosno

može se podijeliti u faze polaganog rasta, brzog rasta i zasićenja.

Opći oblik je dan formulom (7.3). Ta formula se prilagođava na oblik

pogodniji za provedbu proračuna. Prvo se početna formula logaritmira pa se

nakon toga razdvaja izraz pod logaritmom i dolazi do slijedećeg izraza:

−𝑙𝑛 (ln (𝑤𝑖

𝑊𝑧𝑎𝑠𝑖ć𝑒𝑛𝑗𝑎)) = − ln 𝑏 − 𝑡 ∙ ln 𝑎

(7.8)

Budući da su vrijednosti wi (i = 1,...N) poznate, a nepoznati su parametri a i b,

u svrhu minimizacije funkcije S2 uzima se da je S2 funkcija nepoznatih parametara

funkcije wi(t) tj. traži se globalni minimum funkcije oblika S2(a,b,c...) (formula (7.7)).

Dakle radi se o problemu određivanja ekstrema diferencijabilne realne funkcije

više varijabli. Kako su jedine kritične točke takve funkcije stacionarne točke,

mogući koeficijenti a,b,c... dobiju se rješavanjem sustava:

∇𝑆2 = 0 → 𝜕𝑆2

𝜕𝑎=

𝜕𝑆2

𝜕𝑏=

𝜕𝑆2

𝜕𝑐= ⋯ = 0 (7.9)

Odnosno derivacijom tražene funkcije po svim parametrima (7.10):

𝑅 = ∇ {1

𝑁∑ (𝑙𝑛 (ln (

𝑊𝑧𝑎𝑠𝑖ć𝑒𝑛𝑗𝑎

𝑊𝑡)) − (ln 𝑏 + 𝑡 ∙ ln 𝑎))

2𝑁𝑡=1 } = 0

(7.10)

Te izjednačavanja s nulom:


56

𝜕𝑅

𝜕𝑎= 2 ∙ ∑ (𝑙𝑛 (ln (


𝑊𝑡)) − (ln 𝑏 + 𝑡 ∙ ln 𝑎)) ∙ (−

𝑡

𝑎) = 0

𝜕𝑅

𝜕𝑏= 2 ∙ ∑ (𝑙𝑛 (ln (


𝑊𝑡)) − (ln 𝑏 + 𝑡 ∙ ln 𝑎)) ∙ (−

1

𝑎) = 0

(7.11)

Nakon uvođenja supstitucija:

S1 = 𝑁 S2 = ∑ 𝑡𝑁𝑡=1 (7.12)

S3 = ∑ 𝑙𝑛 (ln (𝑊𝑧𝑎𝑠𝑖ć𝑒𝑛𝑗𝑎

𝑊𝑡))𝑁

𝑡=1 S4 = t ∙ 𝑙𝑛 (ln (𝑊𝑧𝑎𝑠𝑖ć𝑒𝑛𝑗𝑎

𝑊𝑡)) (7.13)

dobiva se sustav jednadžbi koje se može matrično prikazati i jednostavno riješiti te

dobiti iznose parametara a i b:

[𝑆2 𝑆1

𝑆1 𝑆3] ∙ [

ln 𝑎ln 𝑏

] = [𝑆4

𝑆3]

(7.14)

Iznos zasićenja dosta mijenja oblik krivulje. Točan postupak nalaženja

zasićenja nalaže da se u prvoj iteraciji parametri a1, b1 odrede uz pretpostavljeni

WZ1 te se potom u slijedećoj iteraciji određuje Wz2 > Wz1 i sukladni parametri a2, b2.

Wz rotira oko točne vrijednosti dok se ne postigne uvjet točnosti kojeg planer

sam postavlja (7.15):

𝑊𝑍𝑛+1 − 𝑊𝑍𝑛−1

𝑊𝑍𝑛−1≤ 𝛿

(7.15)

U izrađenom proračunu se zasićenje određivalo kao otprilike 120% do 130%

instalirane snage transformacije što je za većinu stanica predstavljalo povećanje

za otprilike 1 MW u odnosu na instaliranu snagu.

Primjer izgleda izračuna za TS 35/10 Orehovec dan je na slici (Slika 7.1) sa

koje se vidi kako ulazni podaci koji nemaju određenu pravilnost u zadanim

godinama nemaju konstruiranu krivulju koja dobro odgovara (relativno mala

korelacija).


57

Slika 7.1 Primjer proračuna jednom od metoda trenda

Pokazatelj koliko dobro se konstruirana krivulja slaže sa poznatim

podacima zove se korelacija. Indeks korelacija računa se prema formuli (7.16):

𝑟 = √1 −∑ (𝑊𝑖 − 𝑤𝑖)2𝑁

1=1

∑ (𝑊𝑖 − �̅�)2𝑁1=1

(7.16)

gdje je

𝑊𝑖 - ostvareno opterećenje transformatorske stanice u godini t (t=1:N)

𝑤𝑖 - iznos opterećenja prema matematičkom modelu u godini t

�̅� - prosječno opterećenje kroz N godina u prošlosti koje se računa prema

izrazu (7.17):

�̅� =1

𝑁∑ 𝑊𝑖

𝑁

𝑖=1

(7.17)


58

Vrijednost indeksa korelacije r uvijek je manja od 1, a što mu je vrijednost

veća to znači da je bolja korelacija između stvarnih i modelom dobivenih

vrijednosti.

Brojnik u izrazu (7.16) predstavlja srednju kvadratnu pogrešku ako se

podijeli sa brojem poznatih podataka.

Usporedba između metoda temeljila se na korelaciji i srednjoj kvadratnoj

pogrešci. Pri tome je važno napomenuti da je uz čisto matematički izračunate

pokazatelje u obzir uzeta i preporuka o rastu potrošnje na distribucijskom području

[12]-[15] te su rezultati modificirani sukladno tome. Na slici (Slika 7.2) se vidi

tablica koja rangira dane metode prema indeksu korelacije i srednjoj kvadratnoj

pogrešci.

Slika 7.2 Usporedba metoda predviđanja i izračun korelacija u programskom alatu Excel

Rezultati predviđanja porasta opterećenja na razini pojnih točaka 35/x kV

izrađeni su kako je već spomenuto temeljem poznatih podataka o vršnoj snazi.

Dostupnost preciznih podataka o ukupno isporučenoj energiji također može

pomoći prilikom planiranja buduće potrošnje te je prilikom planiranja svakako

korisno izraditi obje projekcije i kombinirati rezultate.

Rezultati predviđanja pomoću odabrane metode trenda za svaku od stanica

prikazani su tablicom (Tablica 7.1). Za svako od predviđanja iz grafa (Slika 7.3) se

može vidjeti projekcija za jako dugi period, ali jednako tako nije teško uočiti

nepravilnosti u poznatim podacima što može biti čest slučaj sa vršnom snagom.

No s druge strane, sustav mora biti planiran da izdrži i to nepovoljno stanje.

Jednako tako u slučaju da metode daju zapažen pad preferira se uzeti barem blagi

porast ili stagnaciju kako bi se izbjegla eventualna pogreška predviđanjem pada


59

opterećenja jer su ulazni podaci nedovoljno precizni. A planiranje s blagim

porastom u tom slučaju može ostvariti malu rezervu.

Slika 7.3 Prikaz predviđanja linearnom krivuljom za TS 35/10 kV Predavac

Tablica 7.1 Predviđanje iznosa vršnih opterećenja stanica 35/x kV (MW)

TS 35/x kV 2011 2012 2017 2022 trend komentar

Bjelovar 1 11,2 11,6 12,6 12,8 5,6%

Bjelovar 3 8,8 8,8 9,6 9,8 2,7%

Mlinovac 14,8 15,2 16,6 17,2 3,6% Opterećenje 2007. godine 15,8 MW, dok je 2012 svega 10,2 → realnije je pretpostaviti razinu opterećenja iz 2007.

Mišulinovac 4,0 3,9 4,0 4,0 - Sve metode trenda predviđaju pad → pretpostavljena stagnacija

Bjelovar 2 11,6 11,9 13,2 13,8 2,46% - služi kao rezerva TS 110/10 Mlinovac

V. Grđevac 2,2 2,3 2,4 2,6 4,80%

Ivanska 2,3 2,3 2,5 2,6 1,25%

Bulinac 3,2 3,2 3,6 3,7 3,25%

Predavac 2,9 2,9 3,1 3,2 0,82%

Križevci 1 6,0 5,8 6,8 7,2 - Uvrštena u SDV tek 2010 te nema dovoljno podataka → rast od 20% ukupno pretpostavljen

Žabno 4,2 4,2 4,2 4,2 - Pretpostavljena stagnacija

Orehovec 2,8 2,8 2,8 2,8 - Pretpostavljena stagnacija

Tkalec 3,0 3,1 3,3 3,4 1,09%

Apatovec 1,6 1,6 1,7 1,9 1,42%

3072,9745453177,992727

3388,029091

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Op

tere

ćen

je (

kW)

Godina

Linearna - TS 35/10 Predavac

Predvideno opterećenje zadano opterećenje

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kV

60


Razvitak distribucijskih mreža prema nazivnom naponu 20 kV tema je mnogih

studija koje su pokazale kako takva tranzicija ima određene prednosti. Strateški

razlozi teže k tome da se u konačnici „preskoči“ jedna transformacija u 110-35-10-

0,4 kV sustavu te da se prijeđe na 110-20-0,4 kV sustav. Osim smanjenja broja

transformacija ovakva tranzicija ima za cilj smanjiti gubitke, smanjiti zauzetost

lokacija zemljišta trasama dalekovoda i transformatorskim stanicama te popraviti

naponske prilike. Uvaženo je mišljenje kako prijelaz dijelova distribucijske mreže

na 20 kV dovodi do sanacije naponskim okolnosti u srednjenaponskoj mreži.

S obzirom na to da perspektiva prelaska na 20 kV u nekom dugoročnom

planiranju ne bi smjela biti upitna svaki proces planiranja mora razmotriti i tu

mogućnost. Uz uvažavanje raznolikog dosega dosadašnje izgradnje mreže u

smislu uvođenja 20 kV napona dosta je teško donijeti odluku o tome gdje je

opravdanije i potrebnije ulagati. Postavljanje kriterija koji pomažu donijeti takvu

odluku u centru su procesa donošenja odluke o prelasku na 20 kV naponsku

razinu. Kada se u obzir uzmu svi aspekti koji utječu na donošenje odluke kao

najbolji izbor njihove obrade i pomoći pri odlučivanju nameće se korištenje neke

od multikriterijskih metoda.

8.1. Analitički hijerarhijski postupak (AHP)

AHP metoda (eng. Analytic Hierarchy Process) služi za analizu

kompleksnih odluka na temelju kombinacije ocjena koristi, troškova i rizika. U

odlučivanju se uvažava i kvalitativna i kvantitativna strana odluke. Njezin začetnik

je Thomas Saaty koji je smatrao da je međusobna usporedba svih parova članova

vrlo korisna prilikom odabira najbolje alternative te da se usporedba treba temeljiti

na tri osnovne pretpostavke [16]:


61

1. Prednost određenih alternativa ovisi o posebnim kriterijima koji se mogu izraziti

neovisno i prikazati u obliku numeričkih pokazatelja.

2. Pokazatelj određenog kriterija može se izračunati iz podkriterija. To znači da se

kriteriji mogu postaviti kao hijerarhija, a pokazatelj ne na svakoj razini hijerarhije može

izračunati kao težinski zbroj pokazatelja nižih razina.

3. Odgovarajući pokazatelji mogu se na danoj razini izračunati samo iz usporedbe po

parovima pojednih alternativa.

8.1.1. Opis AHP metode

Kratki opis osnovnih koraka metode može se prikazati dijagramom (Slika 8.1)

1. Strukturiranje danog problema u hijerarhijski model

2. Izrada usporedbi parova kriterija i matrice odluka

3. Izračun lokalnih prioriteta kriterija i provjera konzistentnosti usporedbi

4. Agregacija prioriteta kriterija i izračun konačnih globalnih prioriteta alternativa

Slika 8.1 Osnovni koraci AHP metode

• Korak 1: Strukturiranje i razbijanje problema u hijerarhijsku strukturu

Ovo je vrlo bitno prilikom odlučivanja. Dobrim postavljanjem problema

povećava se točnost analize i konačne odluke. Svaki stupanj unutar hijerarhije

predstavlja jednu razinu donošenja odluke. Na vrhu hijerarhije nalazi se cilj

donošenja odluke. Razinu ispod nalaze se kriteriji i podkriteriji. Dok se na

posljednjoj razini nalaze alternative (Slika 8.2).


62

Cilj

Kriterij 1 Kriterij n. . . Subkriterij 1

Subkriterij n

. . .

Subkriterij 1

Subkriterij n

. . .

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa n. . .

Slika 8.2 Prikaz hijerarhije

• Korak 2: Uspoređivanje parova elemenata na jednoj razini u odnosu na

element u nadređenoj razini.

Primjerice prvo se vrše usporedbe važnosti kriterija u odnosu na cilj, nakon

toga se određuju važnosti subkriterija u odnosu na nadređeni kriterij. Na taj način

dobiva se matrica relativnih važnosti. Matrica odluka o relativnoj važnosti kriterija

temelji se na nekoj od skala. Skala koja se najčešće upotrebljava je Saatijeva

skala (Tablica 8.1).

Pri čemu su:

𝐼(𝑠) - indeks usporedbe (primjerice u Saatijevoj indeksu idu od -9 do 9);

𝑠0 - usporedba jednake važnosti (koja ima vrijednost 1 u promatranoj skali)

Postoje još različite skale poput geometrijske:

𝑓(𝑠) = {

𝐼(𝑠) + 1 𝑠 ≥ 𝑠0

1

1 − 𝐼(𝑠) 𝑠 < 𝑠0

(8.1)

𝑓(𝑠) = (√𝑐)𝐼(𝑠) 𝑐 𝜖 [2,4] (8.2)


63

ili različitih konstruiranih skala (pr. Salo-Hamalainen skala). No ustaljeno je

mišljenje da se najmanje može pogriješiti izborom Saatijeve skale, iako u

određenim primjenama druge skale mogu dati bolje rezultate [17].

Tablica 8.1 Jednostavan prikaz Saatijeve skale

Vrijednost Definicija

1 Jednaka važnost

3 Slaba prevaga (jednog prema drugom)

5 Veća važnost

7 Izrazita prevaga

9 Apsolutna važnost

2, 4, 6, 8 Međuvrijednosti važnosti

Na taj način dobivaju se matrice relativnih važnosti (matrica usporedbi) u

kojoj se uspoređuju redak i stupac (8.3)

Pri tome vrijedi:

𝑎𝑖𝑗 > 0; 𝑎𝑗𝑖 =1

𝑎𝑖𝑗; 𝑎𝑖𝑖 = 1 𝑖 = 1. . 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑘𝑟𝑖𝑡𝑒𝑟𝑖𝑗𝑎 (8.4)

Dakle vrijednosti u donjoj trokutastoj matrici su recipročne vrijednosti

napravljene usporedbi u gornjoj trokutastoj matrici.

Izračun prioriteta pojedinog kriterija u odnosu na konačni cilj najčešće se

vrši aproksimacijom metode jediničnog vektora (eng. Eigenvector). Za točan

proračun jediničnog vektora potrebno je riješiti slijedeću jednadžbu:

[𝐴] ∙ �⃗� = 𝜆 ∙ �⃗� (8.5)

[𝐴] = [

𝑎11 𝑎12 𝑎13

𝑎21 𝑎22 𝑎23

𝑎31 𝑎32 𝑎33

] (8.3)


64

Pri tome je:

[𝐴] - matrica usporedbi

𝑝 - vektor karakterističnih vrijednosti

𝜆 - maksimalna jedinična vrijednost

Maksimalna jedinična vrijednost 𝜆 dobiva se iz jednadžbe:

det (𝜆[𝐼] − [𝐴]) = 0 (8.6)

Vektor jediničnih je ustvari predstavlja vektor prioriteta kriterija. Dobivanje

jediničnog vektora nije skroz jednostavan proces i nije ga jednostavno primijeniti u

nekome od korištenih alata (MS Excel primjerice). Mnogo je jednostavnije, a ne

unosi se prevelika pogreška, iskoristiti aproksimacijski postupak koji će biti ovdje

opisan:

1) U početnom koraku se kvadrira matrica kojoj se traži vektor karakterističnih

vrijednosti povezan sa maksimalnom jediničnom vrijednošću;

2) Nakon toga se vrši normalizacija, odnosno proračun prve vrijednosti

eigenvektora:

– prvo se računa zbroj svakog retka;

– nakon toga se radi izračun zbroja stupaca;

– zbroj retka se dijeli sa zbrojem svih redaka;

3) Postupak se ponavlja dok pogreška 𝛿 ne bude zadovoljavajuća. Pogreška

se izračunava kao razlika u vrijednosti svakog elementa vektora težina

između dviju iteracija.

Aproksimacijski postupak je napravljen pomoću Excela i nalazi se na na

priloženome CD-u.

• Korak 3: Konzistentnost odluka i lokalni prioriteti

Kada je dobiven vektor prioriteta svih kriterija potrebno je provjeriti koliko su

usporedbe koje su dovele do njega bile konzistentne. Važno je napomenuti da

ovaj pokazatelj ne pokazuje koliko je neka odluka u stvarnosti točna, već samo

koliko su odluke bile dosljedne za sve parove usporedbi.


65

Vektor konzistencije dobiva se množenjem matrice usporedbi ([A]) sa vektorom

težinskih udjela – weights vector (vektor prioriteta) kriterija [18]:

Aproksimacija maksimalne jedinične vrijednosti dobiva se:

Indeks konzistentnosti (CI eng. Consistency Index) dobiva se slijedećom

usporedbom:

Ovdje n predstavlja maksimalnu jediničnu vrijednost savršeno konzistentne

matrice koja je u tom slučaju jednaka rangu matrice za pozitivnu i recipročnu

matricu (n u stvarnosti predstavlja broj kriterija).

U konačnici omjer konzistencije (CR – eng. Consistency ratio) iznosi:

RI (eng. Random Index) je srednja vrijednost CI izračunata za matrice usporedbi

različitih dimenzija. Inicijalni izračun ovoga indeksa koji je Saaty izračunao danas

se vrlo često modificira. U literaturi se može pronaći precizniji proračun sa mnogo

više varijacija i veći broj matrica [18]. Vrijednosti slučajnog indeksa RI ovisno o

redu matrice (n) prikazani su tablicom (Tablica 8.2).

Tablica 8.2 Vrijednosti slučajnog indeksa RI

n 1 2 3 4 5 6 7 8 9

RI 0,0000 0,0000 0,5245 0,8815 1,1150 1,2479 1,3417 1,4056 1,4499

[𝐴] ∙ [𝑊] = [

𝑎11 𝑎12 𝑎13

𝑎21 𝑎22 𝑎23

𝑎31 𝑎32 𝑎33

] ∙ [𝑊11

𝑊12

𝑊13

] = [

𝑐𝑣11

𝑐𝑣12

𝑐𝑣13

] (8.7)

𝜆 =∑ 𝑐𝑣𝑖𝑗

𝑛𝑖=1

𝑗

(8.8)

𝐶𝐼 =𝜆−𝑛

𝑛−1 (8.9)

𝐶𝑅 =𝐶𝐼

𝑅𝐼 (8.10)


66

Za sve procjene koje imaju 𝐶𝑅 < 0,1 odnosno pogrešku manju od 10%,

kaže se da su dovoljno konzistentne. Iako ovo ne mora biti odlučujući čimbenik.

Sada je potrebno proračunati prioritete svakoga od kriterija u odnosu na

alternative. Ponovno se koristi metoda eigenvektora te je korisno ponovno

provjeriti konzistentnost odluke iako se na ovom stupnju hijerarhije puno manja

pogreška može unijeti. Ponovno je vrijednosti u matrici usporedbi moguće donijeti

kombinacijom kvalitativnih i kvantitativnih metoda.

kriterij A B C

A 1 1/4 1/2

B 4 1 3

C 2 1/3 1

Slika 8.3 Primjer matrice usporedbi alternativa A,B,C u odnosu na kriterij

• Korak 4: Agregacija lokalnih prioriteta i stvaranje rang liste alternativa

Nakon što je napravljen proračun lokalnih prioriteta za sve kriterije zbrajaju se

ostvarene vrijednosti za svaku od alternativa. Opisno napisano postupak izgleda:

konačni prioritet alterntive

= (∑ Lokalni prioritet alternative 𝐴 u odnosu na kriterij C𝑖i

∙ lokalni priorit kriterija 𝐶𝑖 u odnosu na cilj)

(8.11)

8.1.2. Kombinacija AHP metoda i metode Korist/Trošak

Jednokriterijske metode, poput metode sadašnje vrijednosti (NPV – eng.

Net Present Value) daju jedan broj kao konačni rezultat koji je vrlo usporediv sa

ostalima. I kod AHP metode mogu se procijeniti tehnički parametri, no u

izrađenom modelu nigdje nije uključen kriterij troškova.

Stoga je od velike koristi AHP metodu kombinirati sa Cost/Benefit metodom

pri čemu je izlaz iz AHP metode ukupna korist koja se ostvaruje. Trošak se

proračunava zasebno te se sukladno omjeru koristi i troškova daje konačna

preporuka o odluci i redoslijedu prelaska na 20 kV.


67

8.2. Troškovi prijelaza na 20 kV i karakteristične cijene

opreme

Troškovi prijelaza moraju se odrediti za sve razine distribucijske mreže i to na

način da budu usporedivi. Stoga se koriste karakteristični troškovi za sve značajne

elemente mreže (Tablica 8.3). Jednostavnosti radi u modelu i ovome radu koristili

su se karakteristični troškovi, odnosno grube procjene, koji se mogu pronaći u

[10]. Bitno je napomenuti da su ovi troškovi možda različiti od realnih ali za analizu

je najvažnije da se pretpostave da su isti za sva područja kako bi rezultati bili

usporedivi.

Tablica 8.3 Pregled karakterističnih cijena opreme i radova

Naziv objekta Iznos [kn] Komentar

Nova TS 110/20 kV 16.800.000

Rekonstrukcija TS 110 kV Rekonstrukcija postrojenja 35 KV na

20 kV, zamjena spojnih i vodnih polja, transformatora, zaštite, mjerenja...

Rekonstrukcija TS 35/10 kV 4.800.000 Rekonstrukcija postrojenja 10 kV na 20

kV, zamjena spojnih i vodnih polja, transformatora, zaštite, mjerenja...

Rekonstrukcija vodova 10 kV na 20 kV

31.000/km Zamjena izolatora, rastavnih naprava

te po potrebi konzola stupova

Rekonstrukcija kabela 10 kV na 20 KV

320.000/km Zamjena 10 kV kabela

Rekonstrukcija TS 10/0,4 kV

- Stupna 45.000 Ugradnja srednjenaponskog

postrojenja za 20 kV i zamjena tr.

- Kućica(Tornjić) 52.000 Ugradnja srednjenaponskog


- Kabelska 145.000 Ugradnja srednjenaponskog


Nova TS 10/0,4 120,000 Nova transformatorska stanica


68

8.3. AHP model primijenjen na distribucijsku mrežu

Elektre Bjelovar

Izrađeni je AHP model primjenjiv za pomoć pri donošenju odluka o prelasku

na 20 kV. Rezultati izrađenog modela biti će iskorišteni pri donošenju odluka u

planiranju distribucijske mreže Elektre Bjelovar.

Najzahtjevniji dio AHP metode je dobro strukturiranje problema i odabir

pravih težinskih udjela odabranih kriterija. Stoga je bitno napomenuti da su

rezultati dobiveni ovim modelom ipak samo podrška odlučivanju i ne treba ih

uzimati kao jedini faktor pri odluci jer bi se drugačijim modelom i udjelima dobili

drugačiji rezultati. No svejedno, podaci čijom detaljnom obradom se dolazi do

ulaznih podataka za AHP model su točni, a njihova interpretacija važnosti kroz

AHP model ipak daje neke dobre rezultate i dosta dobro indicira ono što možda

nije na prvi pogled vidljivo iz ulaznih podataka.

Struktura izgrađenog modela prikazana je dijagramom (Slika 8.4).

Cilj

Pripremljenost Iskorištenost

TS 10/0,4 kV

ZONA 3

NV 10 kV

KB 10/0,4 kV

TS 35/x kV

TS 110/x kV

Iskorištenost 35 kV mreže

Iskorištenost 10 kV mreže

Trend porasta vršnog opterećenja

Naponska prilikeStalnost

napajanja kupacaSekundarni

SAIDI

SAIFI

10 kV kupci

Potencijal za ostale nakon prelaska

ZONA 4ZONA 2ZONA 1 ZONA 5

TS 10/0,4 kV

VOD 10/0,4 kV

TS 35/x kV

VOD 35/x kV

20 kV u okruženju

Slika 8.4 Hijerarhija izrađenog modela redoslijeda prijelaza na 20 kV

AHP modeli razlikuju se prema načinu normalizacije vrijednosti. Postoje dva

ustaljena načina: tzv. idealni i distribuirani. U distribuiranom načinu normiranja sve

se svodi na vrijednost u odnosu na zbroj svih. U idealnom načinu normiranje se


69

vrši dijeljenjem sa najvećom od svih vrijednosti svih vrijednosti. Potonja metoda

pokazuje bolje rezultate u više slučajeva i manje je osjetljiva na dodavanje novi

instanci. Stoga se taj način koristio pri izračunu udjela subkriterija. S druge strane

distribuirani način je bolji prilikom određivanja redoslijeda jedinstvenih alternativa,

stoga se koristi prilikom određivanja težina glavnih kriterija [19].

8.3.1. Pregled korištenih pokazatelja

8.3.1.1 Pokazatelji pripremljenosti distribucijske mreže

• Transformatorske stanice 10(20)/0,4 kV – udio stanica sa SN stranom

konstruiranom za 20 kV napon i sa 10(20)/0,4 kV transformatorom:

𝑡𝑠20 =𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑠𝑎 20 𝑘𝑉 𝑖𝑧𝑜𝑙𝑎𝑐𝑖𝑗𝑜𝑚

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑇𝑆 10(20)/0,4

(8.12)

• Nadzemni vodovi 20 kV: udio vodova izgrađenih ili rekonstruiranih za pogon

na 20 kV naponu:

𝑛𝑣20 =𝑑𝑢𝑙𝑗𝑖𝑛𝑎 𝑣𝑜𝑑𝑜𝑣𝑎 𝑟𝑒𝑘𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑟𝑎𝑛𝑖ℎ 𝑧𝑎 20 𝑘𝑉

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑎 𝑑𝑢𝑙𝑗𝑖𝑛𝑎 𝑣𝑜𝑑𝑜𝑣𝑎

(8.13)

• Kabeli 20 kV: udio kabela spremnih za pogon na 20 kV:

𝑘𝑏20 =𝑑𝑢𝑙𝑗𝑖𝑛𝑎 𝑘𝑎𝑏𝑒𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑘𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑟𝑎𝑛𝑖ℎ 𝑧𝑎 20 𝑘𝑉

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑎 𝑑𝑢𝑙𝑗𝑖𝑛𝑎 𝑘𝑎𝑏𝑒𝑙𝑎

(8.14)

• Transformacije 35/10(20) kV: udio TS 35/10(20) kV spremnih za 20 kV

pogonski napon:

𝑡𝑠35 =𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑖𝑐𝑎 35 𝑛𝑎 10 𝑘𝑉 𝑠𝑎 20 𝑘𝑉 𝑠𝑝𝑟𝑒𝑚𝑛𝑖ℎ 𝑧𝑎 20 𝑘𝑉

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑇𝑆 35/𝑥

(8.15)

• Transformacije 110/10(20) kV: TS naponske razine 110 kV spremne na

pogon na 20 kV na niženaponskoj strani:

𝑡𝑠110 =𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑖𝑐𝑎 110 𝑛𝑎 10 𝑘𝑉 𝑠𝑝𝑟𝑒𝑚𝑛𝑖ℎ 𝑧𝑎 20 𝑘𝑉

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑇𝑆 110/𝑥

(8.16)

U ukupnom pokazatelju iskorištenosti distribucijske mreže pojedini

pokazatelji imaju različite važnosti koji se procjenjuju.


70

𝑝𝑟𝑖𝑝𝑟𝑒𝑚𝑙𝑗𝑒𝑛𝑜𝑠𝑡 =𝑠1

𝑠𝑢𝑘 ∙ 𝑡𝑠20 +

𝑠2

𝑠𝑢𝑘 ∙ 𝑛𝑣20 +

𝑠3

𝑠𝑢𝑘 ∙ 𝑘𝑏20 +

𝑠4

𝑠𝑢𝑘 ∙ 𝑡𝑠35 +

𝑠5

𝑠𝑢𝑘 ∙ 𝑡𝑠110 (8.17)

𝑠𝑢𝑘 - zbroj svih težinskih ocjena

Prema procijenjenoj važnosti i dodijeljenom koeficijentu Saatijeve skale

dobivaju se normirani koeficijenti svakog subkriterija (Tablica 8.4)

Tablica 8.4 Važnost pripremljenosti elemenata mreže

Pokazatelj priremljenosti

Važnost Koeficijent važnosti Normirani koeficijent

𝒕𝒔𝟐𝟎 Izrazito važno 9 0,28

𝒏𝒗𝟐𝟎 Relativno manja važnost

3 0,09

𝒌𝒃𝟐𝟎 Malo veća važnost 7 0,22

𝒕𝒔𝟑𝟓 Malo manja važnost 5 0,16

𝒕𝒔𝟏𝟏𝟎 Vrlo važno 8 0,25

8.3.1.2 Iskorištenost distribucijske mreže

• Prosječna iskorištenost transformatorske stanice 35/10(20) kV –

opterećenje stanica na 35 kV razini:

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑡𝑠35 =∑ 𝑆𝑣𝑟š𝑛𝑜 𝑜𝑝𝑡 35 𝑘𝑉 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑛

𝑖=1

∑ 𝑆𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑖𝑟𝑎𝑛𝑖 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑒𝑡 𝑢 35 𝑘𝑉 𝑟𝑎𝑧𝑖𝑛𝑖𝑛𝑖=1

(8.18)

• Prosječna iskorištenost transformatorske stanice 110/10(20) kV –

opterećenje stanica na 110 kV razini:

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑡𝑠110 =∑ 𝑆𝑣𝑟š𝑛𝑜 𝑜𝑝𝑡 110 𝑘𝑉 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑛

𝑖=1

∑ 𝑆𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑖𝑟𝑎𝑛𝑖 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑒𝑡 𝑢 110 𝑘𝑉 𝑟𝑎𝑧𝑖𝑛𝑖𝑛𝑖=1

(8.19)

• Prosječna iskorištenost kabela 35 kV mreže - srednja vrijednost

opterećenja kabela:


71

1𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑘𝑏35 =∑ 𝑂𝑝𝑡𝑒𝑟𝑒ć𝑒𝑛𝑗𝑒 𝑘𝑎𝑏𝑒𝑙𝑎 𝑖𝑛

𝑖=1

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑘𝑎𝑏𝑒𝑙𝑎

(8.20)

• Prosječna iskorištenost vodova 35 kV mreže:

2𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑛𝑣35 =∑ 𝑂𝑝𝑡𝑒𝑟𝑒ć𝑒𝑛𝑗𝑒 𝑘𝑎𝑏𝑒𝑙𝑎 𝑖𝑛

𝑖=1

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑣𝑜𝑑𝑜𝑣𝑎

(8.21)

• Prosječno vršno opterećenje transformatorske stanice 10(20)/0,4 kV:

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑡𝑠10 =∑ 𝑂𝑝𝑡𝑒𝑟𝑒ć𝑒𝑛𝑗𝑒 𝑇𝑆 10/0,4𝑛

𝑖=1

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑇𝑆 10/0,4

(8.22)

• Prosječna iskorištenost vodova i kabela 10 kV mreže:

𝑖𝑠𝑘𝑜𝑟𝑖š𝑡 − 𝑛𝑣10 =∑ 𝑂𝑝𝑡𝑒𝑟𝑒ć𝑒𝑛𝑗𝑒 𝑣𝑜𝑑𝑎 𝑛

𝑖=1

𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑣𝑜𝑑𝑜𝑣𝑎

(8.23)

Za 10 kV mrežu koja je svojom dužinom najveća postoji mogućnost da se kao

pokazatelj uzme umnožak prosječne snage koja se prenosi vodom u svakom

trenutku i prosječne duljine voda. Također, nešto različiti rezultati se dobivaju ako

se za račun uzmu rezultati statične slike mreže pri vršnom opterećenju i mreže sa

unesenim krivuljama opterećenja gdje se doista dobiva prosječno godišnje

opterećenje jedinica mreže iz kojega se onda izračuna prosjek svih jedinica

određenog tipa. Pitanje koje se pri planiranju opet postavlja je da li uzeti vrijednosti

pri nepovoljnom slučaju ili pri prosječnom i očekivanom slučaju. Odgovor je često

onaj prvi, stoga je i u ovome radu uzeto vršno opterećenje jedinca.

8.3.1.3 Pokazatelji naponskih prilika

• Udio kupaca sa neurednim naponom:

𝑛𝑎𝑝𝑜𝑛𝑠𝑘𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑙𝑖𝑘𝑒 =𝑝𝑟𝑜𝑐𝑖𝑗𝑒𝑛𝑗𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑘𝑢𝑝𝑎𝑐𝑎 𝑠𝑎 𝑛𝑒𝑢𝑟𝑒𝑑𝑛𝑖𝑚 𝑛𝑎𝑝𝑜𝑛𝑜𝑚 𝑢 𝑧𝑜𝑛𝑖

𝑝𝑟𝑜𝑐𝑖𝑗𝑒𝑛𝑗𝑒𝑛𝑖 𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑖 𝑏𝑟𝑜𝑗 𝑘𝑢𝑝𝑎𝑐𝑎

(8.24)

1 Vrijednosti opterećenja uzimaju se iz proračuna u NEPLANu

2 Vrijednosti opterećenja uzimaju se iz proračuna u NEPLANu

10 k

V n

ap

on

ska

razin

a


72

8.3.1.4 Trend porasta vršnog opterećenja

Trend porast izračunat je nakon što se pomoću metode najmanjih kvadrata

pronašla metoda trenda kojom se predvidilo vršno opterećenje u budućnosti

(Poglavlje 7). Za mnoge slučajeve rezultati su vrlo bliski rezultatima koji bi se dobili

korištenjem regresijskog pravca. Trend se računao na razini pojnih točaka 35 kV

mreže.

Trend porasta potrošnje određuje se iz slijedećeg izraza:

Pri čemu je:

n -broj godina promatranja,

𝑃𝑁 -vršno opterećenje zadnje godine promatranja određeno uz pomoće

metode tranda,

𝑃1 -potrošnja prve godine određene uz pomoć metode trenda.

8.3.1.5 Stalnost napajanja kupaca

Za ovaj kriterij uzima se direktno iznos SAIDI (eng. System Average

Interuption Duration Index) i SAIFI (eng. System Average Interuption Frequency

Index) indeksa na 10 kV razini. Ovdje je poželjno imati što manji iznos stoga se

sve normira u odnosu na minimalnu vrijednost. Odnosno zona sa najmanjim

trajanjem prekida dobiva relativni težinski faktor 1 tako što se minimum svih

faktora dijeli sa faktorom određene zone.

8.3.1.6 Sekundarni pokazatelji

• Postojanje 20 kV mreže u okruženju: postotni udio mreže u pogonu na 20

kV u okolnim područjima

𝑜𝑘𝑟𝑢ž𝑒𝑛𝑗𝑒 =𝑜𝑘𝑜𝑙𝑛𝑒 20 𝑘𝑉

𝑠𝑣𝑎 𝑜𝑘𝑜𝑙𝑛𝑎 𝑝𝑜𝑑𝑟𝑢č𝑗𝑎

(8.26)

• Udio kupaca na SN razini:

𝑝𝑜𝑟𝑎𝑠𝑡 = 100% ∙ ( √𝑃𝑁

𝑃1

𝑛−1− 1) (8.25)


73

Uzima se kao broj kupaca na 10 odnosno 20 kV razini.

• Poboljšanje mogućnosti prelaska ostalih područja:

Pokazatelj kojeg je teško skroz točno procijeniti, ali koga se u ovome radu

pokušalo opisati kako bi se u razmatranje uzelo poboljšanje uvjeta za prelazak na

20 kV u slučaju postojanja mreže u okolici za slučaj prelaska određene zone. Ovo

također pokazuje važnost etapnosti pri prelasku na 20 kV.

Uzima se kao procijenjeni broj područja na koje će imati pozitivan utjecaj

prelazak na 20 kV promatrane zone.

8.3.2. Težinski udjeli subkriterija

Prilikom izrade AHP modela najveća pažnja mora se posvetiti odabiru

važnosti pojedinih kriterija i subkriterija. Na razini subkriterija greška koja se unosi

može biti manja, ali svejedno značajna. Ponovno je bitno naglasiti da su težinski

faktori koji se unose odraz razmišljanja i iskustva planera. Prikaz važnosti

pojedinih kriterija prikazan je u tablici (Tablica 8.5).

Ono što se ne vidi iz donje tablice je način na koji se pripremljenost TS

10(20)/0,4 računa. U modelu se razlikuje pripremljenost u vodu broja

transformatora i pripremljenost u vidu instalirane snage transformacije po izvodima

u pojedinoj zoni. Pri tome se veću važnost (0,65 od 1) procjenjuje da ima broj

pripremljenih transformatora za prelazak na 20 kV.

Model ima mogućnost dodavanja novih kriterija po potrebi a težinski omjeri

mogu se u slučaju drugačijih preporuka lako mijenjati.


74

Tablica 8.5 Prikaz procijenjenih važnosti subkriterija

8.3.3. Težinski udjeli glavnih pokazatelja

Hijerarhijska struktura je organizirana tako da se ipak najviše pažnje pridaje

kriterijima najviše razine. Preporuke za organizaciju kriterija nalažu da je korisno

OCJENE VAŽNOSTI SUBKRITERIJA

Ocje

na

važn

osti

Rela

tivn

a

važn

ost

su

bkri

teri

ja

Pripremljenost TS 10(20)/0,4 kV 9 0,28

Pripremljenost NV 10(20) kV 3 0,09

Pripremljenost KV 10(20) kV 7 0,22

Pripremljenost TS 35/10(20) kV 5 0,16

Pripremljenost TS 110/10(20) kV 8 0,25

32

Iskorištenost TS 35/10(20) kV 7 0,11

Iskorištenost TS 110/10(20) kV 9 0,14

Iskorištenost NV 35 kV 5 0,08

Iskorištenost KB 35 kV 5 0,08

0,4 26

Iskorištenost TS 10/0,4 kV 6 0,24

iskorištenost vodova 10 kV 9 0,36

0,6 15

1,00

Padovi napona kod kupaca 9 1,00

9

Porast vršnog opterećenja 9 1,00

9

SAIDI 6 0,40

SAIFI 9 0,60

15

Postojanje mreže 20 kV u okruženju 5 0,24

Kupci na 20 kV 9 0,43

Potencijal za ostala područja nakon prelaska 7 0,33

21

1 0,05

1 0,05

1 0,05

3

/

PRIPREMLJENOST MREŽE

ISKORIŠTENOST MREŽE

NAPONSKE PRILIKE

SEKUNDARNI POKAZATELJI

TREND PORASTA VRŠNOG OPTEREĆENJA

KUPCI - STALNOST NAPAJANJA


75

pokazatelje koji imaju zapaženu važnost izdvojiti u viši stupanje hijerarhije jer se u

nekome od stabala subkriterija može izgubiti njihova važnost [20]. Jednako tako

preporuka je da se u prvoj razini ne koristi više od 7 kriterija, a poželjno je imati 3

do 4.

Težinski udjeli, odnosno važnosti pojedinog kriterija proizlaze iz matrica

usporedbi. Pri tome se za svaki od kriterija postavlja pitanja: „Koliko je

pripremljenost mreže važnija/manje važna od zadovoljstva kupaca?“ S obzirom da

je pripremljenost mreže kapitalno najintenzivniji dio prelaska na 20 kV, a ujedno i

vjerojatno najzahtjevniji, prema Saatijevoj skali, tom kriteriju bi se u odnosu na

zadovoljstvo kupaca pridijelila izrazita prevaga, što povlači ocjenu 5 iz korištene

skale (Tablica 8.1). Svi parovi usporedbi upisuju se u matricu, dok se u donji dio

upisuju recipročne vrijednosti. Također, bitno je primijetiti da su važni međusobni

omjeri a ne toliko apsolutna ocjena, stoga nije čudno ako se skala do 9 ne iskoristi

kada se raspodjela može napraviti do primjerice 5 ili 7.

Slika 8.5 Matrica usporedba glavnih kriterija

Primjenom metode eigenvektora dobiva se vektor prioriteta. Težinski kriteriji

prikazani su u postotnom obliku u tablici (Tablica 8.6).

Tablica 8.6 Težinski udjeli glavnih pokazatelja (kriterija)

Kriteriji Pripremljenost mrežeIskorištenostNaponska prilikeTrend porastaZadovoljstvo kupacaSekundarni kriteriji/ / / /

Pripremljenost mreže 1,00 1,00 2,00 2,00 4,00 7,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Iskorištenost 1,00 1,00 2,00 2,00 3,00 5,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Naponska prilike 0,50 0,50 1,00 0,50 2,00 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Trend porasta 0,50 0,50 2,00 1,00 2,00 2,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Zadovoljstvo kupaca 0,25 0,33 0,50 0,50 1,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Sekundarni kriteriji 0,14 0,20 0,33 0,50 1,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00

/ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

/ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

/ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

/ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Težina Rang

1 30,4% 1

2 27,2% 2

3 13,5% 4

4 15,9% 3

5 7,2% 5

6 5,7% 6Sekundarni kriteriji

KRITERIJ

Pripremljenost mreže

Iskorištenost

Naponska prilike

Trend porasta

Zadovoljstvo kupaca


76

Konzistentnost procjene je 19%. Taj broj je već od preporučenih 10%, no

svejedno nije preporučljivo mijenjati ocjene kako bi se namjestio indeks

konzistencije. Stoga će se rezultati prikazati sa danim raspodjelama jer u

konačnici konzistentnost ne utječe na točnost krajnjih rezultata, već je samo

indikator kolika je dosljednost u ocjenama. Pri tome je moguće napraviti realne

procjene po matematičkom modelu izračuna konzistentnosti koje ne upadaju u

općenito prihvatljivu marginu od 10% [21].

8.3.4. Podjela na zone

Za uspješnu primjenu AHP metode bilo je potrebno podijeliti područje

distribucijske mreže Bjelovara na smislene cjeline. Svi elementi jedne cjeline

razmatraju se istovremeno i poželjno je da imaju slične tehničke i geografske

značajke. U te svrhe mreža je podijeljena na sljedeće cjeline:

• ZONA 1 - obuhvaća područje napajano iz:

o TS 35/10 Bulinac;

o TS 35/10 Veliki Grđevac;

o TS 35/10 kV Ivanska;

o TS 35/10(20) kV Predavac;

o TS 35/10 kV Mišulinovac;

• ZONA 2 – obuhvaća gradsko područje Grada Bjelovara napajano iz:

o TS 35/10(20) kV Bjelovar 1;



o TS 110/10(20) kV Mlinovac;

• ZONA 3 – obuhvaća gradsko područje Križevaca napajano iz:

o TS 110/35/10 kV Križevci;

o TS 35/10(20) kV Križevci 1;

• ZONA 4 – obuhvaća ruralno područje napajano iz:

o TS 35/10 kV Tkalec;

o TS 35/10(20) kV Žabno;


77

o TS 35/10 kV Orehovec;

o TS 35/10(20) kv Apatovac;

Ono što se odmah nameće je izbor zona prema točki napajanja u 110 kV

mreži. To, iako bi možda bio najlogičniji pristup u uvjetima kada se razmatra samo

jedno distribucijsko područje, nije dovoljno demonstrativno jer je teže pokazati

metodu na samo dva područja. Stoga se pribjeglo podjeli kakva je gore navedena

gdje se osim točke napajanja uvažava i geografska i funkcionalna sličnost mreže.

Primjerice ZONA 4, iako okružuje gradsko područje ZONE 3, razlikuje se po

izričito radijalnom i ruralnom karakteru te je stoga izdvojena jer je količina pripreme

i zahtjevnost u toj zoni različita od one u pretežito gradskoj zoni.

Također jednostavnosti radi nije se dijelilo u različite zone unutar iste

trafostanice. To bi za posljedicu imalo komplikacije prilikom prelaska u vidu

međutransformacije 35/20 kV pa se za sada podjela zadržala na ovoj

jednostavnijoj varijanti podjele. U detaljnijim analizama ova mogućnost je sasvim

realna i opravdana.

8.3.5. Vrijednosti pokazatelja

Vrijednosti svih pokazatelja prikazani su tablicom u koju se unose podaci za

proračun unutar AHP modela (Tablica 8.12).

Ulazni podaci koji su se koristili su:

• Pripremljenost mreže:

o Ukupni broj transformatora x/0,4 kV,

o Broj transformatora 10(20) kV i njihova instalirana snaga,

o Instalirana snaga transformacije 10(20)/ 0,4 i 10/0,4 kV,

o Ukupna duljina nadzemnih vodova 10 kV,

o Duljina nadzemnih vodova spremenih za 20 kV pogonski napon,

o Broj TS 35 kV naponske razine spremnih za pogon na 20 kV,

o Ukupan broj TS 35/10 kV,

o Broj stanica naponske razine 110 kV spremnih za prelazak na 20 kV.


78

• Iskorištenost mreže:

o Vršno opterećenje stanica i vodova na 35 kV naponskoj razini;

o Zbroj maksimalnih mogućih instaliranih snaga u TS 35/10(20) kV;

o Srednje opterećenje kabela i nadzemnih vodova 35 kV naponske

razine;

o Srednje opterećenje mreže 10 kV.

• Trend porasta:

o Izračunati trend porasta svih pojnih točaka na 35 kV naponskoj

razini.

• Naponske prilike:

o Procijenjeni broj kupaca sa problemima s naponom;

o Procijenjeni broj kupaca u promatranoj zoni.

• Stalnost napajanja kupaca:

o Dostupni podaci o SAIDI i SAIFI indeksima dostavljeni od strane

Elektre Bjelovar modificirani za promatrane zone.

• Sekundarni pokazatelji:

o Broj područja u okruženju na 20 kV pogonskom naponu,

o Broj kupaca izravno na SN, na 10 odnosno 20 kV,

o Poboljšanje mogućnosti prelaska ostalih područja nakon prelaska na

20 kV promatrane zone.

Duljina vodova 10 kV mreže spremih za pogon na naponu 20 kv

procjenjuje se na temelju ukupnih podataka prema pogonima Bjelovar i Križevci s

obzirom na to da ne postoje podaci manje rezolucije.

Za opterećenje mreže rezultati koji se dobivaju usporedbom vršnih

opterećenja sa instaliranim, odnosno trenutnih opterećenja sa dopuštenim kod

vodova i kabela, gotovo su identični opterećenjima koja se dobivaju proračunom iz

NEPLANA.

Procijenjeni ukupni broj kupaca se vršio na slijedeći način:


79

1) Iz tablice sa brojem kućanstava (Tablica 3.2) općine su otprilike podijeljene

prema pripadnosti određenoj zoni (Tablica 8.7).

2) Ukupni broj priključaka doveden je u vezu sa ukupnim brojem kućanstava.

Ovakva procjena nije skroz precizna, ali u nedostupnosti podatka o broju

priključaka po 35 kV pojnoj točki ovo može biti zadovoljavajuće. Također,

bitno je napomenuti da je udio stanica koje se klasificiraju kao

industrija/poduzetništvo dosta malen te su kućanstva dominantna brojem

priključaka. Pri tome je bitan broj priključaka a ne snaga jer se procjenjuje

udio kupaca sa nezadovoljavajućim naponskim prilikama.

3) Broj kućanstava po zoni pomnožen sa faktorom 1,53 (Ukupno kućanstava

34.262 u odnosu na ukupan broj priključaka 52.200) - Tablica 8.8

Tablica 8.7 Procijenjeni broj kućanstava po zonama

Utvrđeni broj

kućanstava popisom stanovništva

2011. ZONA

Bjelovarsko-bilogorska županija

0. Grad Bjelovar 13.813 2. 1. Općina Ivanska 961 1. 2. Općina Kapela 1.025 2.

3. Općina Nova Rača 1.116 1. 4. Općina Rovišće 1.389 1. 5. Općina Severin 309 1.

6. Općina Šandrovac 596 1. 7. Općina Velika Pisanica 618 1. 8. Općina Veliki Grđevac 982 1. 9. Općina Veliko Trojstvo 994 1.

10. Općina Zrinski Topolovac 260 1.

UKUPNO 22.063

Koprivničko-križevačka županija

0. Grad Križevci 6.937 3. 1. Općina Gornja Rijeka 503 4.

2. Općina Kalnik 388 4. 3. Općina Sveti Ivan Žabno 1.578 4.

4. Općina Sveti Petar Orehovec 1.195 4.

UKUPNO 10.061

Zagrebačka županija

1. Općina Farkaševac 552 4. 2. Općina Preseka 439 4. 3. Općina Gradec 1.147 4.

UKUPNO 2.138


80

Tablica 8.8 Procijenjeni broj priključaka po zonama

Procijenjeni broj priključaka po zonama

ZONA 1 11052

ZONA 2 22702

ZONA 3 10613

ZONA 4 8052

Svako mjesto gdje je proračun u NEPLANu ukazivao na problem s naponom

je posebno razmatrano. Stanica i čvorište gdje je napon bio van propisanih granica

je razmatrana i gledala se instalirana snaga, postotak snage rezerviran za rasvjetu

i poduzetništvo, geografska lokacija i procjena tipa kućanstva. S obzirom na

relativno malen broj takvih mjesta ovakav pristup može funkcionirati.

SAIDI i SAIFI indeksi su na sličan način pretpostavljeni. Dostupni su

podaci za tri pogonska područja, odnosno ureda: Križevce, Bjelovar šire područje,

sam grad Bjelovar i Veliki Grđevac (Tablica 8.9). Kombinacijom ta tri poznata

podatka, na temelju procijenjenog udjela zone u nekom području proračunati su za

sva područja. Primjerice na području ZONE 1, poznat je podatak za pogonski ured

V. Grđevac koji pokriva pola područja te zone. Druga polovica spada pod Pogon

Bjelovar. Traženi indeks je aritmetička sredina ta dva pokazatelja (Tablica 8.10).

Za ZONU 4 je pretpostavljeno da ima nešto lošije pokazatelje od ZONE 3

(radijalnost napajanja i veća površina ruralne mreže), pri čemu ta dva pokazatelja

skupa u prosjeku daju navedeni podatak za Pogon Križevce.

Tablica 8.9 Podaci o SAIDI i SAIFI indeksima

Zona SAIDI (sat/god) SAIFI(broj/god)

Pogon Bjelovar 2,388 1,66

Sjedište 2,423 1,54

Pogonski Ured V. Grđevac 6,736 2,33

Pogon Križevci 2,334 1,84


81

Tablica 8.10 Proračunati pokazatelji stalnosti napajanja kupaca

Zona SAIDI (sat/god) SAIFI(broj/god)

ZONA 1 4,56 1,99

ZONA 2 2,42 1,54

ZONA 3 2,00 1,70

ZONA 4 2,668 1,98

Broj područja u okruženju kao pokazatelj je nakon izrade modela ispao

jednak za sva područja, odnosno da u okruženju nema direktno u pogonu dijelova

na 20 kV naponu. To se također uklapa u jednu od premisa planiranja dane mreže

gdje se okolna mreža pokušava minimalno prikazivati i gledati će se kada god

mogu interakcije unutar DP Bjelovar.

Broj kupaca na SN je vrlo malen te je stoga taj broj direktno uzet i uključen u

proračune i to na način da se izračunala prosječna maksimalna ostvarena snaga

svih SN kupaca (405 kW), te je ukupna snaga kupaca na SN naponu pojedine

zone podijeljen sa prosječnom. Broj se nije zaokruživao jer je ipak samo

pokazatelj, iako je jasno da broj kupaca mora biti cjelobrojan broj (Tablica 8.11).

Pokazatelj se mogao i izračunati sa zakupljenom snagom.

Tablica 8.11 Pokazatelj broja kupaca na SN

Zona Ukupna snaga [kw] Aproksimirani broj kupaca

ZONA 1 157+27+312 1,23

ZONA 2 205+51+3336+259 9,51

ZONA 3 738 1,83

ZONA 4 852+1064 4,73

8.Donošenje odluke o prijelazu na 20 kV

82

Tablica 8.12 Prikaz tablice za unos vrijednosti svih pokazatelja

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4

PRIPREMLJENOST MREŽE

TS 10/0,4 kV, kom 43 63 24 33

TS 10(20)/0,4 kV, kom 278 207 122 206

NV 10 kV, km 74,646 0 30,707 38,187

NV 10(20) kV, km 217,29 159,395 85,012 253,652

KB 10 kV, km 0,092 25,248 10,104 0

KB 10(20) kV, km 8,281 54,644 24,387 19,563

TS 35/10, kom 5 4 1 4

TS 35/10(20), kom 1 4 2 2

TS 110/10, kom 0 1 1 0

TS 110/10(20), kom 0 1 0 0

TS 110/20, kom 0 0 0 0ISKORIŠTENOST MREŽE

Svrš TS35/SN, MW (zbroj vršnih opterećenja TS 35/10(20) kV) 12,77 13,4 21 11,41

Smax-inst TS35/SN, MW (zbroj maksimalnih mogućih instaliranih snaga TS 35/10(20) kV) 30 32 52 36

Svrš TS110/SN, MW (zbroj vršnih opterećenja TS 110/SN) 12,7 44,55 15,84 11,41

Smax-inst TS110/SN, MW (zbroj instaliranih snaga TS 110/SN) 40 100 60 40

Svrš NV35, MW (zbroj vršnih opterećenja NV 35 kV u redovnom pogonu) --> prosječno opt iz NEPLANa 18,1 33,76 14,2 19,53

Idop NV35, A (zbroj dopuštenih opterećenja NV 35 kV u redovnom pogonu) 1380 345 631,00 690

Svrš KB35, MW (zbroj vršnih opterećenja KB 35 kV u redovnom pogonu) -->prosječno opt iz NEPLANa 32,72 22,82 0 7,43

Idop KB35, A (zbroj dopuštenih opterećenja KB 35 kV u redovnom pogonu) 770 1620 385 385

Zbroj neistodobnih vršnih opterećenje izvoda 10(20) kV, MW 14,62 42,64 18,08 14,68

Srednje opterećenja vodova 10(20) kV u normalnom pogonu 6 14 17 5TREND

Trend potrošnje prošlih 10 godina 0,62 1,34 2,02 3,59NAPONSKE PRILIKE

Procijenjeni broj kupaca s neurednim naponom 100 1 1 1

Ukupni broj kupaca 11052 22702 10613 8052KUPCI - STALNOST NAPAJANJA

SAIDI (sat/god) 4,560 2,420 2,000 2,668

SAIFI (br/god) 1,99 1,54 1,70 1,98SEKUNDARNI POKAZATELJI

Postojanje mreže 20 kV u okruženju, % (udio mreže u pogonu na 20 kV u okolnim područjima) 0 0 0 0

Broj kupaca na 10(20) kV 1,23 9,51 1,83 4,73

Poboljšanje mogućnosti prelaska ostalih područja, broj okolnih područja 2 1 1 2

8.Donošenje odluke o prijelazu na 20 kV

83

Tablica 8.13 Tablica unosa podataka za izračun pokazatelja pripremljenosti 10 kV mreže

Tek nakon unosa svih podataka može se pristupiti pregledu rezultata.

8.4. Rezultati AHP metode za prelazak na 20 kV Elektre

Bjelovar

Matrica sa konačnim težinskim udjelima svih kriterija prikazana je slikom

(Slika 8.6).

Slika 8.6 Konačna matrica težinskih udjela

Grafički prikaz nalazi se na sljedećoj slici (Slika 8.7).

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 / / /

PRIPREMLJENOST MREŽE Težina:

TS 10/0,4 kV, kom 43 63 24 33 Broj 0,65

TS 10(20)/0,4 kV, kom 278 207 122 206 Snaga 0,35

Sinst TS SN/0,4 kV, kW 5700 22190 7990 8480

Sinst TS 10(20)/0,4 kV, kW 27500 663300 28550 26320

broj 0,866044 0,766667 0,835616 0,861925

snaga 4,824561 29,89184 3,573217 3,103774

2,251525 10,96048 1,793776 1,646572

Pripremljenost TS 10(20)/0,4 kV 0,205422 1 0,163659 0,150228

Pri

pre

mlj

en

ost

mre

že

Isko

rišt

en

ost

Nap

on

ska

pri

like

Tre

nd

po

rast

a

Zad

ovo

ljst

vo k

up

aca

Seku

nd

arn

i kri

teri

ji

ZONA 1 0,154623 0,196043 0,134992 0,027502 0,048959 0,015564

ZONA 2 0,304171 0,271905 0,000657 0,059439 0,071215 0,057482

ZONA 3 0,156209 0,215002 0,001406 0,089603 0,072206 0,014571

ZONA 4 0,164915 0,142551 0,001853 0,159244 0,05866 0,03512


84

Slika 8.7 Grafički prikaz konačne raspodjele vrijednosti kriterija

Kada se zbroje vrijednosti svakog pokazatelja za svaku od zona dobiva se

ukupni poredak zona prikazan slikom (Slika 8.8).

Slika 8.8 Konačni redoslijed prelaska na 20 kV pogonski napon

Ako se izlaz iz AHP metode interpretira kao ukupna korist od prelaska za

pojedinu zonu može se napraviti jednostavna korist/trošak analiza. Procijenjeni

troškovi prelaska na 20 kV odnose se na zamjenu preostalih transformatora i

vodova s jedinicama napravljenim za 20 kV pogonski napon.

,15462,30417

,15621 ,16492

,19604

,27190

,21500 ,14255

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4

Udjeli pojedinog kriterija u ukupnoj koristi od prelaska na 20 kV

Pripremljenost mreže Iskorištenost Naponska prilike

Trend porasta Zadovoljstvo kupaca Sekundarni kriteriji

/

ZONA 1 0,577683 2

ZONA 2 0,764869 1

ZONA 3 0,548996 4

ZONA 4 0,562343 3

/

/

/

UK

UP

NO


85

Slika 8.9 Prikaz rezultata usporedbe koristi i troškova

Iz rezultata analize može se vidjeti da bi najveću korist od prelaska na 20 kV

pogonski napon imala ZONA 2. To područje ima nabolje pripremljenu mrežu za

prelazak na 20 kV pogonski napon. Preostale 3 zone imaju podjednake rezultate

ukupne koristi od prelaska.

Ako se gleda usporedba koristi i troškova, najbolji omjer ima ZONA 3. Takav

rezultat se dobiva jer je u toj zoni najmanji broj TS te su dobro pripremljene za

prelazak na 20 kV što smanjuje ukupne troškove.

TRO

ŠKO

VI

ZONA 1 0,3 1,925611 4

ZONA 2 0,34 2,249616 3

ZONA 3 0,12 4,574966 1

ZONA 4 0,24 2,343096 2

Ko

rist

/ T

roša

k

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine

86


Na temelju do sada napravljenih proračuna poput analize sigurnosti n-1,

naponskih prilika i tokova snaga sadašnjeg stanja mogu se donijeti prijedlozi za

neke manje i „jednostavnije“ investicije. Nakon proračuna tokova snaga i

naponskih prilika za proračunati predviđeni porast (Poglavlje 7.3) može se izraditi

grubi plan razvoja mreže DP Bjelovar za sljedeće nekoliko-godišnje razdoblje. Pri

svakom planiranju distribucijskih mreže treba razdijeli radove koje je moguće uz

uključenu pripremu izvršiti u kraćem razdoblju od radova čija priprema duže traje.

Nakon provedbe proračuna naponskih prilika i tokova snaga uz projicirani

porast vršne snage može se sa današnjeg gledišta donijeti prijedlog minimalnog

skupa investicija u distribucijsku mrežu. Naravno da su u ovome radu nisu

razmatrali svi aspekti (primjerice planiranje sustava uzemljenja) i da postoji još

radova koji bi bili potrebni a na koje se neće osvrnuti.

Cijeli proračun i tablice strujno-naponskih prilika neće se eksplicitno ponovno

navoditi iz razloga što je uz projicirani blagi porast opterećenja promjena u mreži

relativno malena. Dolazi do blagih odstupanja napona na dijelovima mreže

napajanim iz TS 35/10 KV Mišulinovac i TS 35/10 kV V. Grđevac te

preopterećenja nekoliko elemenata mreže, prvenstveno transformatora u stanici

TS 35/10 kV Ivanska. Prijedlozi za investicije za poboljšanje stanja dane su u

tablici ispod (Tablica 9.1).

Pregled troškova iz tablice (Tablica 9.1) bi prije ozbiljnijeg razmatranja trebalo

revidirati i točnije procijeniti.


87

Tablica 9.1 Pregled potrebnih ulaganja u distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar za

razdoblje do 2017.

Opis radova Predviđeni

troškovi (kn)

Rekonstrukcija stare stanice Bjelovar 3 izgrađene 1972 godine. Potrebna nova vodna polja, mjerna polja, zaštita, priprema temelja, uljne jame...

Rekonstrukcijom predviđena zamjena 10 kV opreme 20 kV opremom.

Transformatori su novi (2005.) i zadovoljavajuće snage 2x8 MVA

Razlog: Starost opreme

5.000.000

Rekonstrukcija temelja i vodnih polja stanice 35/10(20) kV Žabno koja je inicijalno izgrađena kao privremena stanica.

Razlog: Relativno loše stanje građevinske opreme i same konstrukcije transformatorske stanice

4.000.000

Razmotriti ugradnju paralelnog transformatora u TS 35/10(20) kV Predavac. Trenutno je samo jedan transformator od 4 MVA.

Razlog: Stanica se nalazi između dva pogonska područja i povećala bi se pogonska rezerva i sigurnost ugradnjom paralelne transformacije.

700.000

Rekonstrukcija vodova uz prilagodbu za 20 kV napon – izvod Žabno-Brezovljani (TS Žabno), Šimljanica i Samarica (TS 35/10 Ivanska), Dvorište (TS Žabno).

Razlog: Kraj životnog vijeka drvenih stupova. Smanjenje padova napona.

700.000

Revitalizacija nadzemnog dalekovoda Gradec-Gradečki Pavlovec sa vodom većeg presjeka (barem AlFe 50) uz zamjenu izolacije i stupova (cca 200 stupova i 15 km)

Razlog: Poboljšanje naponskih prilika

3.500.000

Revitalizacija nadzemnog dalekovoda Zrinska (TS 35/10 kV V. Grđevac) sa vodom većeg presjeka (barem AlFe 50) uz zamjenu izolacije i stupova (cca 300 stupova i 25 km)


7.700.000

Rekonstrukcija stanice TS 35/10 kV Ivanska.

Zamjena postojećih transformatora (2 x 1 MVA) sa transformatorima većeg kapaciteta.

Razlog: Preopterećenje postojećih kapaciteta pri vršnom opterećenju već bazne godine (TR2-108% TR1-123%)

7.000.000

Dodavanje paralelnog transformatora u TS 10/0,4 kV Kaufland.

Rekonstrukcija trenutne stanice i ugradnja još jednog 250 kVA transformatora.

Razlog: Preopterećenje postojećih kapaciteta pri vršnom opterećenju (105%)

200.000

Rekonstrukcija vodova izvoda Diklenica (TS 35/10 Mišulinovac) vodom većeg presjeka uz zamjenu stupova i izolatora uz prilagodbu za pogon na 20 kV (cca 20 km)


4.000.000


88

Opis radova Predviđeni

troškovi (kn)

Zamjena transformatora 1 u TS B35/10(20) kV Bjelovar 1 sa transformatorima većeg kapaciteta.

Razlog: Granično opterećenje od 99% u vršnom trenutku

700.000

Rekonstrukcija dijela izvoda Velika Pisanica (Ts 35/10 kV Bulinac) od stanice V. Pisanica.

Postavljanje 10 km voda većeg presjeka


700.000

Opcionalno - Troškovi potpunije pripreme ZONE 3 iz APH analize na 20 kV.

Zona 3: 12.000.000 12.000.000

PETOGODIŠNJE RAZDOBLJE 2012. do 2017. UKUPNO (bez AHP):

34.200.000

Pri tome je vrlo važno spomenuti da je rješenje alternativnog smjera napajanja

stanica koje ne zadovoljavaju n-1 kriterij i to prvenstveno, TS 35/10 kV

Mišulinovac, TS 35/10 kV Ivanska te TS 35/10 Apatovac i TS 35/10 kV Orehovec,

vrlo skupo i komplicirano za izvesti u postojećoj topologiji mreže i uz uvažavanje

geografskih udaljenosti i reljefa. Rješenje za Ivansku u vidu prelaska na 20 kV je

pretvaranje stanice u TS 110/20 kV jer je u blizini 110 kV dalekovod Ivanić Grad-

Bjelovar, no to je rješenje za dano opterećenje u toj točki (2,5 MW) neopravdano.

Slična je situacija za TS 35/10 Mišulinovac i TS 110/20 kV Mlinovac u blizini. Za

alternativni smjer napajanja stanica Apatovec i Orehovec može se predložiti

povezivanje sa 35 kV dalekovodom s distribucijskim područjem Koprivnice. No to

bi zahtijevalo novi koridor dalekovoda duljine otprilike 20 km (Slika 9.1).


89

Slika 9.1 Aproksimirana udaljenost do TS 35/10 kV Apatovac do Koprivnice

Još jedan od problema koji nemaju neko jednostavno ekonomski opravdano

rješenje je izgradnja alternativnog smjera napajanje TS 110/10(20) kV Mlinovac.

Ova oba gornja problema zahtijevala bi velike rekonstrukcije mreže i izgradnju

niza stanica 110 kV naponske razine uz pripadne dalekovode što je za postojeću

potrošnju nepotrebno jer je sadašnja 35 kV mreža ipak velikim dijelom

zadovoljavajuća. Ipak izgradnja alternativnog smjera napajanja TS Mlinovac ima

veći prioritet zbog važnosti potrošača napajanih preko te pojne točke.

9.1. Dodatak distribuiranih izvora

Na području promatrane mreže nema niti jednog generatora zapažene

snage. U pogonu je od nedavno bioplinsko postrojenje BPE Gradec snage 1 MW


90

te nekoliko solarnih elektrana zanemarive ukupno instalirane snage od 3 kW

(Tablica 9.2).

Tablica 9.2 Distribuirani izvori u pogonu na području Elektre Bjelovar

Elektrana Energent Lokacija Snaga (kW)

Status

Solarna elektrana Insolar 1 sunce Veliki Grđevac 0.999 U pogonu

Solarna elektrana Chcuda BS 1076.5

sunce Bjelovar 1.000 U pogonu

Microstar sunce Bjelovar 1.000 U pogonu

Bioplinsko postrojenje Gradec

bioplin Gradec 1000 U pogonu

Za kratkoročni plan promjena u mreži posebno će se razmotriti uključivanje

nekih distribuiranih izvora za koje postoje razrađeni projekti. Njihov utjecaj je u

usporedbi sa porastom opterećenja veći, ali je jednako tako nesigurnost njihove

izgradnje u današnjim uvjetima je poprilična. Ovdje je jako bitno napomenuti da svi

podaci potrebni za analizu utjecaja obnovljivih izvora nisu bili dostupni, poput

minimalnog opterećenja mreže koja je u trenutnim uvjetima vrlo bitan podatak. To

se donekle može zamijeniti proračunom sa dnevnim krivuljama ali za točniji

proračun bi bilo potrebno baratati točnijim podacima. Analiza u ovome dijelu rada

za primarni cilj ima demonstrirati proračun kratkospojnih prilika kao jedan od

aspekata planiranja. Kao što je već bilo spomenuto u distribucijskom području

apsolutno siromašnim generacijom kratkospojne prilike ne mijenjaju se zapaženo

samo porastom opterećenja i minimalnim promjenama topologije. Zapaženi utjecaj

na ograničeni broj sabirnica ima dodatak obnovljivih izvora.

Za potrebe ovoga rada odabrano je nekoliko najizglednijih projekata za koje

je vjerojatno da će se realizirati u sljedeće 3 godine. Potpuni popis iz Registar

projekata i postrojenja za korištenje obnovljivih izvora energije i kogeneracije te

povlaštenih proizvođača (Registar OIEKPP) nalazi se u tablici (Tablica 9.3) a

njihov razmještaj prikazan je slikom (Slika 9.2) [23].


91

Tablica 9.3 Planirani distribuirani izvori na području Elektre Bjelovar

Elektrana Energent Lokacija Snaga (MW)

Vrsta rješenja

Bioplinsko postrojenje Gradec

bioplin Gradec 1.000 U pogonu*

Fotonaponska elektrana Euro

sunce Križevci 0.030 -

Elektrana na bioplin Trema bioplin Sveti Ivan Žabno 1.000 Prethodno energetsko odobrenje

Bioplin Rovišće bioplin Rovišće 0.990 Energetsko odobrenje

Bioenergana Bjelovar 1 biomasa Bjelovar 1.000 -

Geotermalna elektrana Marija 1

geotermalna Bjelovar 4.710 -

Sunčana elektrana Feks 1 sunce Severin 0.030 -

Sunčana elektrana Feks 2 sunce Bjelovar 0.030 -

Sunčana elektrana Feks 3 sunce Severin 0.030 -

Bioplinsko postrojenje – Bioenergie Weller

bioplin Veliki Grđevac 1.000 -

Bioplinska Elektrana Organica Kalnik 1

Bioplin Kalnik 0.999 EOTRP**

Bioplinska Elektrana Organica Kalnik 2

Bioplin Kalnik 0.999 EOTRP**

Bioplinska elektrana Orehovec

Bioplin Orehovec 0.999 EOTRP**

Sunčana elektrana Orehovec

sunce Orehovec 0.999 EOTRP**

Sunčana elektrana Gregurovec

Sunce Orehovec 0.999 EOTRP**

Ukupno planirano: 9.820 MW + 4.995**

≈ 15 MW

*Bioplinsko postrojenje Gradec je u pogonu iako je prema podacima iz Registara još uvijek u grupi

„planirano“.

** Postoje Elaborati optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrana ali se predmetne

elektrane ne nalaze na popisu MINGORP.


92

Slika 9.2 Prikaz planiranih postrojenja na području Elektre Bjelovar (plava granica)

Odabrano je nekoliko projekata za koje je vjerojatnije da će se realizirati.

Promjene koje oni unose u mrežu u vidu naponskih prilika prikazane su u

nastavku dok je proračun kratkog spoja prikazan u slijedećem poglavlju 9.2.

U uvjetima maksimalnog opterećenja te uz pretpostavku da elektrane koje

su napravljene za rad na nazivnoj snazi, bioplinske elektrane i elektrana na

biomasu, rade na svojoj nazivnoj snazi uvjeti u mreži se malo popravljaju s

aspekta poboljšanja naponskih prilika. I to samo lokalno s utjecajem na nekoliko

susjednih čvorišta. Za dvije predložene solarne elektrana mišljenje je da neće biti

realizirane u sljedećem trogodišnjem razdoblju. Također u uvjetima proračuna sa

maksimalnom snagom i bez točnog podatka o minimalnom opterećenju mreže

teško je odrediti utjecaj solarne elektrane.


93

9.2. Struje kratkog spoja

Struje kratkog spoja jedan su od bitnih elemenata prilikom planiranja

distribucijskih mreža. Zaštitna oprema mora biti dimenzionirana da može izdržati

struje koje se mogu pojaviti.

Aktivni elementi mreže pridonose strujama kratkog spoja. U promatranoj mreži

jedini aktivni elementi su „feederi“ odnosno aktivne mreže s kojima je modeliran

ostatak sustava spojen preko 110 kV vodova. Snaga tropolnog spoja i maksimalna

struja zadaju se kao parametri ovih elemenata (Tablica 9.4):

Tablica 9.4 Podaci o aktivnim mrežama

Elektrana SK3 [MVA] IK3 [A]

feeder Bjelovar 1089 5716

feeder Križevci 1053 5580

feeder Mlinovac 900 4493

Vrijednosti struja tropolnog kratkog spoja u mreži Bjelovara su zadovoljavajuće

prema proračunima iz NEPLANa. Odnosno sve vrijednosti su usporedive ili manje

od dostupnih proračuna Elektre Bjelovar prema kojima je dimenzionirana zaštita.

Bitno je napomenut da su dostupni podaci stari 4 godine skoro pomalo zastarjeli te

se pogonsko stanje mreže dosta izmijenilo u međuvremenu što se u modelu

mreže uvažilo i proračunalo. Kratkospojne prilike koje se dobiju simulacijom

povoljnije su te stoga neće biti posebno navedene. Nije naodmet spomenuti da je

proračun unutar programskog alata proveden prema normi IEC60909. Napon

nadomjesne mreže postavljen je na 100% nazivne vrijednosti a mreža je u

normalnom pogonskom stanju.

Ono što je bitno promatrati je utjecaj spajanja generatora na struje kratkog

spoja u promatranom dijelu mrežu. Spajanjem distribuiranih izvora snage reda 1

MW kratkospojne prilike blago se mijenjaju. Proračun je izvršen uz spojene sve

odabrane distribuirane izvore. Rezultati su prikazani za dio njih ali su vrlo slični za

ostale. Razlike u strujama tropolnog kratkog spoja prikazane su u tablici (Tablica

9.5).


94

Tablica 9.5 Sažetak proračuna kratkog spoja

Distribirani izvor: BPE Rovišće Δ [%]

TS: Ik3 PRIJE

[A] IK3 POSLIJE

[A]

TS 35/10 KV Predavac 3340 3379 1,2%

TS 35/10 kv Žabno 3842 3872 0,8%

TS 110/35/10 Križevci 11534 11545 0,01%

Distribuirani izvor: SF Gradec

TS 35/10 kV Tkalec 3681 3964 7,7%

TS 110/35/10 Križevci 11534 11609 0,7%

Distribuirani izvor: Bioplin Trema

TS 35/10 kV Žabno 3842 4113 6,5%

TS 110/35/10 Križevci 11534 11608 0,6%

Distribuirani izvor: Bioenergana Bjelovar 1

TS 35/10 Bjelovar 1 4539 4866 7,2%

TS 110/10 Mlinovac 9866 9867 0,0%

Promatran je utjecaj spajanja distribuiranog izvora na najbližu pojnu točku 35

kV, te na pojnu TS 110/35 kV. Vidi se da što je mjesto dalje od priključka novog

distribuiranog izvora sve je manji utjecaj na struje kratkog spoja.

Vidi se da velikog utjecaja nema i da je s ovim ograničenim iznosom

distribuiranih izvora utjecaj na kratkospojne prilike zadovoljavajuće malen te nije

potrebno praviti veće preinake u mreži.

10. Plan razvoja mreže DP Bjelovar nakon 2023. godine

95

10. Plan razvoja mreže DP Bjelovar nakon 2023.

godine

U radu će primjer dugoročnijeg planiranja biti prikazan kroz odluku o prelasku

na 20 kV pogonski napon. Za mrežu je također potrebno provesti iste proračune

uz predviđeni porast, razvoj i kretanja stanovništva i za daljnje godine. No

postupak se u svojoj biti ne razlikuje mnogo od postupka provedenog za prvo

razdoblje. Ono što je opcionalno je uz standardne odluke planiranja navedene u

tablici (Tablica 9.1) provoditi i dodatne pripreme za prelazak na 20 kV. Ta dva

procesa su često sukladna i nadopunjuju se a tendencija je u Hrvatskoj mrežu

pripremati za pogonski napon 20 kV.

10.1. Proračun gubitaka energije s dnevnim krivuljama

opterećenja

U modelu je inicijalno teret svake transformatorske stanice x/0,4 kV

predstavljen njenom nazivnom snagom jer se pretpostavlja da je opterećenje

stanice proporcionalno snazi same stanice. Skaliranje snaga na vrijednosti koje

zadovoljavaju zadano opterećenje u nadređenoj 35/x kV stanici je opisano u

potpoglavlju 4.1.

Budući da snaga potrošača nije konstantna kroz dan, kako bi se dobio bolji

uvid u gubitke mreže potrebno je pridijeliti svakom korisniku krivulju opterećenja.

Nekolicini najvećih kupaca je iz mjerenja za mjesec u kojem je izmjerena

maksimalna snaga generirana krivulja opterećenja. Krivulja se generirala na način

da su se podaci pročistili i sveli na 15-minutne prosjeke prvo. Nakon toga su

ispravljene velika odstupanja od uobičajenog (Slika 10.1 prikazuje ispravljeno je

Božično vrijeme (period promatranja je 4 tjedna počevši od ponedjeljka

5.12.2011.) sa odgovarajućim danima iz „normalnog“ perioda godine). Nakon toga

je na temelju prosjeka četiri ponedjeljka određena nadomjesna krivulja za

ponedjeljak na satnoj razini. U konačnici prosjek svih 5 radnih dana tvorio je


96

podatke za radni dan, a prosjeci sve 4 subote podatke za subotu odnosno

nedjelju.

Slika 10.1 Prikazana „ispravljena“ dnevna krivulja potrošnje za potrošača spojenog na TS

10/0,4 TAD 2

Ostalim korisnicima mreže je pridijeljena karakteristična nadomjesna

krivulja opterećenja (NKO) koja se koristi unutar Hrvatske elektroprivrede. Budući

da pojedina transformatorska stanica najčešće ne napaja samo jedan tip

potrošača u NEPLANu je moguće unijeti postotak snage koji odgovara svakom

pojedinom tipu potrošača te je omogućeno jednim teretom prikazati bilo koju

kombinaciju navedenih potrošača.

Razlikuju se sljedeći tipovi NKO:

▪ Kućanstvo (Slika 10.2),

▪ javna rasvjeta (Slika 10.3),

▪ poduzetništvo - P1 (Slika 10.4),

▪ poduzetništvo - P2 (Slika 10.5).

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

00

:00

:00

23

:00

:00

22

:00

:00

21

:00

:00

20

:00

:00

19

:00

:00

18

:00

:00

17

:00

:00

16

:00

:00

15

:00

:00

14

:00

:00

13

:00

:00

12

:00

:00

11

:00

:00

10

:00

:00

09

:00

:00

08

:00

:00

07

:00

:00

06

:00

:00

05

:00

:00

04

:00

:00

03

:00

:00

02

:00

:00

01

:00

:00

00

:00

:00

23

:00

:00

22

:00

:00

21

:00

:00

20

:00

:00

19

:00

:00

Snag

a [k

W]

HITTNER d.o.o.


97

Slika 10.2 Nadomjesna krivulja opterećenja za kućanstva

Slika 10.3 Nadomjesna krivulja opterećenja za javnu rasvjetu

Poduzetništvo P1 čine poslovni korisnici s priključnom snagom manjom ili

jednakom od 13 kW dok poduzetništvo P2 čine oni sa snagom većom od

navedenog iznosa.

0

20

40

60

80

100

120

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

%

Kućanstvo

radni dan

subota

nedjelja

0

20

40

60

80

100

120

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

%

Javna rasvjeta

radni dan

subota

nedjelja


98

Slika 10.4 Nadomjesna krivulja potrošnje za poduzetništvo P1 (malo poduzetništvo)

Slika 10.5 Nadomjesna krivulja potrošnje za poduzetništvo P2 (veliko poduzetništvo)

Budući da podaci o kategorizaciji potrošnje za sve TS x/0,4 kV nisu bili

dostupni svakoj stanici sa malim potrošačima je pridijeljen određeni slučajni iznos

javne rasvjete i malog poduzetništva a za ostatak je uneseno kućanstvo.

Prema popisu potrošača sa zakupljenom snagom većom od 100 kW

stanicama na koje su oni spojeni pridijeljeni su postotno odgovarajući iznosi tipa

krivulje P2. Za najveće potrošače je generirana vlastita krivulja. Primjer krivulje

prikazan je na slici ispod (Slika 10.6).

0

20

40

60

80

100

120

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

%

Poduzetništvo - P1

radni dan

subota

nedjelja

0

20

40

60

80

100

120

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

%

Poduzetništvo - P2

radni dan

subota

nedjelja


99

Slika 10.6 Prikaz krivulje većeg potrošača (maksimalne izmjerene snage 213 kW)

U tablici (Tablica 10.1) su prikazani sumarni podaci proračuna tokova

snaga s vremenski promjenjivim snagama. Prikazane energije su na godišnjoj

razini dobivene na temelju proširenja rezultata iz simulacije jednog tjedna. Nisu

prikazani svi izvodi već samo nekoliko odabranih stanica.

Tablica 10.1 Sažetak proračuna gubitaka na godišnjoj razini

Pojna točka TS 35/10 kV

Izvod Faktor

istodobnosti

Potrošena energija [MWh]

Maksimalna snaga [MW]

Gubici energije [MWh]

Maksimalna snaga

gubitaka [kW]

Pogon Bjelovar -- 0,704 233299 37,96 8560 1637

Pogon Križevci -- 0,659 83646 14,52 3503 676

UKUPNO -- 0,691 316945 52,48 12364 2313

Apatovac 10 Apatovac 0,652 1075 0,19 15 2

Apatovac 10 Glogovnica 0,658 1933 0,34 42 10

Apatovac 10 Kalničke vode

0,670 2741 0,47 38 5

Apatovac 10 Vratno-Kalnik

0,659 2713 0,47 52 10

Bjelovar 1_1 10 Bjelovar 1 0,659 9949 1,73 157 33

Bjelovar 1_1 10 Nove Plavnice

0,660 4455 0,77 46 8

Bjelovar 1_1 10 Stare Plavnice

0,660 6556 1,14 119 25

Bjelovar 1_1 10 Tehnika 0,657 11229 1,96 170 36

Bjelovar 1_2 10 Gudovac 0,675 2398 0,41 44 8

Bjelovar 1_2 10 Ivanska 0,661 4261 0,74 140 31

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

%

Hittner d.o.o

radni dan

subota

nedjelja


100

Bjelovar 1_2 10 Kapela 0,660 7773 1,35 207 44

Bjelovar 1_2 10 Žabno 0,661 1864 0,32 24 4

Križevci 10 Industrijska zona

0,651 424 0,07 7 1

Križevci 10 Karane servisna

zona

0,660 3474 0,60 54 8

Križevci 10 Koruška 0,657 2915 0,51 49 7

Križevci 10 Križevčine 0,651 1355 0,24 24 3

Križevci 10 Podgajec Greberanec

0,659 1085 0,19 24 4

Križevci 10 Spojni KŽ 0,000 0 0,00 0 0

Križevci 10 Veliki Raven

0,695 1995 0,33 48 7

Orehovec 10 Dedina 0,656 2188 0,38 42 9

Orehovec 10 Dropkovec 0,663 5252 0,91 174 40

Orehovec 10 Fodrovec-Zaistovec

0,656 1981 0,35 61 14

Orehovec 10 Gornja Rijeka

0,660 3157 0,55 109 25

Orehovec 10 Guščerovec 0,657 3209 0,56 86 19

Predavac 10 Domankuš 0,654 2922 0,51 125 30

Predavac 10 Kraljevac 0,652 5857 1,03 138 31

Predavac 10 Podgorci 0,655 2938 0,51 64 14

Predavac 10 Predavac 0,662 872 0,15 13 3

Predavac 10 Žabljak 0,654 2892 0,51 92 21

Ukupni postotni gubici na razini cijele mreže iznose 3,9%. Podatak o ukupnoj

potrošnji od 316 MWh slaže se sa stvarnim iznosom. No iznos gubitaka je nešto

manji od očekivanog 6% iz razloga što se ovdje proračunavaju samo tehnički

gubici dok su u stvarnosti gubici već iz različitih razloga (greške u mjerenju, krađe,

neplaćena potraživanja itd.).

10.1.1. Usporedba gubitaka pri pogonu na 10 kV i 20 kV

Na postojećem modelu mreže u NEPLANu izrađene su određene modifikacije

i mreža je prebačena na pogonski napon 20 kV. Uz bazni slučaj trenutne mreže s

obzirom na prirodu pogona razmatrala su se sljedeća dva slučaja:

1) Prelazak na pogonski napon 110/20 kV

a. Preskakanje transformacije 35/10 kV;

b. Postojeći 35 kV vodovi rade na pogonskom naponu 20 kV;


101

c. Sve stanice 10/0,4 kV su pretvorene u 20/0,4 kV

2) Zadržavanje međutransformacije 35/20 kV

a. Postojeća 35 kV mreža ostaje u upotrebi;

b. I dalje se vrši transformacija 110/35;

c. Sve stanice su pretvorene u stanice 20/0,4 kV

Pri tome je varijanta sa zadržavanjem međutransformacije prijelazno razdoblje

ka pretvaranju svih stanica 35/10 kV u 110/20 kV u nekoj daljoj budućnosti kada

opterećenja budu značajno veća od današnjih razina. Opterećenje u sva tri slučaja

nije se mijenjalo. Naravno i ukupna energija potrošača je jednaka. Razlike u

gubicima prikazane su u tablici (Tablica 10.2).

Tablica 10.2 Usporedba ukupnih godišnjih gubitaka

Potrošena energija [MWh]

Gubici energije [MWh]

Maksimalna snaga gubitaka [kW]

Gubici postotno [%]

Trenutno stanje

316945 12364 2313 3,901

Varijanta 1

316945 9471 1969 3,007

Varijanta 2

316945 8902 1645 2,810

Varijanta 1 je očekivano lošija od trenutnog stanja u vidu kvalitete električne

energije. Iako su uštede na gubicima prisutne prevelike dužine vodova za 20 kV

pogon prije 35 kV mreže dovodi do povećane proizvodnje jalove snage te dovode

do većih padova napona. Dok u varijanti 2 i baznom scenariju ne dolazi do

prekoračenja padova napona u ovome slučaju 1 postoje mjesta u mreži sa

nepovoljnim prilika. Njihov broj se može smanjiti regulacijom napona sa

preklopkama transformatora ali svejedno ukazuje da je takav modus pogona

relativno nepovoljan.

10.2. Odluka o prelasku na 20 kV

Proračuni i analize mreže Elektre Bjelovar su pokazali da je eliminacija

naponske razine 35 kV sa trenutnim geografskim rasporedom stanica nepovoljan.

Potpuni prelazak na 110/20 kV sustav bi se isplatio tek pretvaranjem određenih

trenutnih 35/10 kV u 110/20 kV transformatorske stanice. No za to je potrebno


102

izgraditi znatan broj 110 kV vodova koji bi vjerojatno prolazili koridorima prijašnje

35 kV mreže. S obzirom da je takav prelazak vrlo neizvjestan u nekoj bližoj

budućnosti (25-godišnje razdoblje primjerice).

Iz razloga što je trenutna izgrađenost 35 kV mreže zadovoljavajuća ostaje

opcija prebaciti trenutne 35/10 kV TS u 35/20 kV. Jasno da se u tom slučaju gubici

smanjuju. Godišnje uštede energije u odnosu na bazno stanje pogona iznose

3462 MWh. Kada se to preračuna u novčane jedinice uz neku pretpostavljenu

srednju cijenu električne energije od 0,55 kn/kwh. Iznosi godišnjih ušteda su 22,5

mil. kuna. Pri tome se pretpostavlja da cijena odražava troškove proizvodnje

električne energije. Ako se pri tome uvaži činjenica da se ta energija ne samo ne

mora isporučiti kupcima na razini distribucijske mreže već da se ne mora ni

proizvoditi, uz neku pretpostavljenu srednju efikasnost EES-a od 40% uštede

energije iznose 8655 MWh.

11. Zaključak

103

11. Zaključak

Planiranje distribucijskih mreža je kompleksan problem koji mora razmotriti

mnoge detalje i uvažiti utjecaj mnogih čimbenika. U ovome radu dan je pregled

svih elemenata koje je potrebno razmotriti. Jednako tako opisani su svi bitni

proračuni i analize koje je potrebno izvršiti za uspješno planiranje distribucijskih

mreža. Malo je više pažnje posvećeno pitanju prelaska na pogonski napon 20 kV.

Sve je potkrijepljeno primjerom iz prakse čija je detaljna analiza također opisana.

Plan razvoja distribucijske mreže distribucijskog područja Bjelovar proveden je

na temelju dostupnih podataka, preporuka i izrađenih predviđanja koji se

uglavnom odnose na bližu budućnost. Razvoj distribucijske mreže u daljoj

budućnosti (vremenski horizont 10 godina i više) nije u cijelosti napravljen izuzev

kroz aspekt odluke o prelasku na 20 kV pogonski napon.

Postojeće stanje mreže temelji se na analizi modela mreže koji je napravljen u

programskom alatu NEPLAN. Cijela topologija mreže se kreirala na

georeferenciranoj podlozi. Korištena su neistovremena vršna opterećenja TS 35/X

kV, a snaga po mreži raspoređena je na temelju nazivne snage instaliranog

transformatora. Dnevna promjenjivost opterećenja uzeta je u obzir korištenjem 4

nadomjesne krivulje opterećenja, a nekoliko najvećih potrošača modelirano je

zasebnim krivuljama na temelju dostavljenih mjerenja.

Na mreži su izvršeni proračuni naponskih prilika i tokova snaga, proračun

sigurnosti (n-1 analiza) te su proanalizirani i nadopunjeni svi ulazni podaci.

Tehnički problemi koji su identificirani u mreži provedenim proračunima su

izdvojeni te je predloženo njihovo moguće rješenje. Budući da je teško

simulacijama u potpunosti točno predvidjeti relevantnost nekog problema kroz rad

su identificirana problematična mjesta, dok je stvarnu veličinu problema i odluku o

rješavanju potrebno odrediti u praksi.

Tehničko pitanje prelaska na 20 kV naponsku razinu također se obrađivalo.

Zaključno se može reći da je promatrana mreža dovoljno pokrivena 35 kV mrežom

i da je u bližoj budućnosti teško očekivati potpuni prelazak na 110 - 20 kV. Unatoč

11. Zaključak

104

djelomičnom prelasku na 20 kV naponsku razinu, neće se ukidati 35 kV naponska

razina budući da 35 kV mreža jedina daje mogućnost rezervnog napajanja bez

potreba za velikim ulaganjima.

Razvijeni AHP model ima svejedno neupitnu korist u pogledu rangiranja

pojedinih područja u vidu eventualnog etapnog prelaska na 110/20 kV u nekom

dužem vremenskom periodu promatranja.

Ninoslav Holjevac

12. Literatura

105

12. Literatura

[1] T. GONEN, Electric power Distribution System, New York: McGraw Hill, 1986.

[2] H. LEE WILLIS, Power Distribution Planning Reference Book, North Carolina: ABB Inc., 2006.

[3] A. COSSI, R. Romero, Planning and Projects of Electric Power Distribution Systems, IEEE Transactions on Power Systems, Aug 2009.

[4] D. BAJS. Ekonomski-tehnički pristup planiranju razvoja prijenosne mreže, magistarski rad, Zagreb, 2000.

[5] D. ŠKRLEC, Materijali sa predmeta Razdjelne mreže i distribuirana proizvodnja, Zagreb, 2011.

[6] S. KRAJCAR, Algoritmi za interaktivno optimalno planiranje razdjelnih mreža, Doktorska disertacija, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb, 1988.

[7] Prostorni plan Bjelovarsko-bilogorske županije – Stanovništvo, Županijski zavod za prostorno uređenje, Bjelovar 2006.

[8] Popis stanovništva 2011., Državni zavod ua statistiku Republike Hrvatske, Zagreb, 2013.

[9] D. BICA, C. MOLDOVAN, M. MUJI, Power Engineering Education using NEPLAN, Padova, UPEC 2008.

[10] HEP ODS: Trogodišnji plan razvoja distribucijske mreže, 2012.

[11] I. Kuzle, Planiranje pogona elektroenergetskog sustava – Predviđanje potrošnje, predavanja, Fakultetet elektrotehnike i računarstva, zagreb, 2009.

[12] KONČAR INSTITUT, Elaborat optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrane na distribucijsku mrežu, BP Rovišće, Zagreb, 2011.

[13] KONČAR INSTITUT, Elaborat optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrane na distribucijsku mrežu Kalnik 2, Zagreb, 2011.

[14] KONČAR INSTITUT, Elaborat optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrane na distribucijsku mrežu Bioenergana Bjelovar 1, Gradec, Trema, Zagreb, 2012.

[15] KONČAR INSTITUT, Elaborat optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrane na distribucijsku mrežu SF Gradec, Zagreb, 2011.

[16] T. L. SAATY, How to make a decision: The Analytic Hierarchy Process, Universitiy of Pittsburgh, 1994.

[17] D. YUCHENG, X. YINFENG, L. HONGYI, A comaprative study of the numerical scales and prioritization methods in AHP, European Journal of Operationa Research 186, p. 229-242, 2008.

12. Literatura

106

[18] J. ALONSO, T. LAMATA, Consistency in the Analytic Hierarchy Process, internationl Journal of Uncertainty, 2006.

[19] T. L. SAATY, L. VARGAS, Experiments on rank preservation and reversal in relative measurement, Math. Comp. Modelling, Vol. 17, p. 13-18, London, 1993.

[20] C. M. BRUGHA, Structuring and Weighting Criteria in Multi Criteria Decision Making, Proceedungs of the 13th Conference on MCM, p. 229-242, 1998.

[21] S. WEBBER, B. APOSTOLOU, J. HASSELL, The sensitivity of the analytic hierarchy process to alternative scale and cue presentation, Europena Journa of Operation research 96, p. 351-162, 1996.

[22] M. DELIMAR, Procjena statičke sigurnosti elektroenergetskih mreža, Doktorska disertacija, Fakultet Elektrotehnike i računarstva, 2007.

[23] MINISTARSTVO GOSPODARSTVA RADA I PODUZETNIŠTVA, Registar OIEKPP, http://oie.mingorp.hr/default.aspx?id=24, pristupljeno lipanj, 2013.

http://oie.mingorp.hr/default.aspx?id=24

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Sažetak

107

Sažetak


Ovaj rad daje pregled svih osnovnih elemenata planiranja distribucijskih mreža.

U prvom dijelu rada opisana je općenita uloga planiranja te je ukratko opisana

uloga i važnost distribucijskih mreža. Nadalje, opisana je metodologija tehničkih i

geografskih analiza koje je potrebno provesti prilikom planiranja.

Težište rada je bilo na modeliranju tehničkih značajki i topologije distribucijske

mreže Elektre Bjelovar. Na primjeru promatrane mreže opisana je metodologija

proračuna strujno-naponskih prilika, proračuna sigurnosti (n-1 analiza) te

proračuna gubitaka. Također razmatrana je opcija prelaska na 20 kV pogonski

napon pomoću izrađenog AHP (Analitički Hijerarhijski Proces) modela. Na temelju

tehničkih i ekonomskih kriterija i rezultata provedenih proračuna da je osnovni

prijedlog razvoja distribucijske mreže Elektre Bjelovar.

Ključne riječi: planiranje distribucijskih mreža, AHP (Analitički Hijerarhijski

Proces), proračun strujno-naponskih prilika, prelazak na 20 kV pogonski napon

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Summary

108

Summary

Power distribution networks planning

This thesis gives an overview of all the necessary elements needed for planning

the distribution networks. In the first part a description of general attributes of

distribution networks is given. Additionally main purposes of the planning process

are described. Furthermore methodology of technical and geographical analyses

done during the planning process is described.

The focus was on modeling technical attributes and topology of the distribution

network of Elektra Bjelovar. On the given example the detailed methodology of

power flow calculation, voltage drop estimation, system security assessment and

losses evaluation is described. The option of the transfer to 20 kV voltage level

was also considered and analyzed through developed AHP (Analytic Hierarchy

Process) model. Finally, on the basis of the acquired results the suggestions for

the development of Bjelovar’s distribution network is given.

Keywords: distribution networks, Analytic Hierarchy Process (AHP), power flow

calculation, transfer to 20 kV voltage level,

PLANIRANJE RAZVOJA · 2019. 2. 13. · Planiranje razvoja distribucijskih mreža II Želio bih...

Documents

Transcript of PLANIRANJE RAZVOJA · 2019. 2. 13. · Planiranje razvoja distribucijskih mreža II Želio bih...