Str. 1536. ZAKLJUČAK U ovom radu su sažeti regulatorni okviri i smjernice prekograničnog uravnoteženja tj.prekogranične razmjene regulacijskih rezervi i energije uravnoteženja između regulacijskih područja. Natemelju preporuka ENTSO-E udruženja predstavljeni su modeli prekograničnog trgovanja regulacijskimrezervama i energijom uravnoteženja koji zadovoljavaju zahtjeve ENTSO-E Priručnika za vođenje pogonai kriterije postavljene od strane ERGEG-a. Prikazani su i konkretni primjeri iz primjene tih modela uEuropi. S obzirom na potrebu rezervacije prekograničnog prijenosnog kapaciteta u slučaju trgovanjaregulacijskim rezervama prikazane su teoretske smjernice određivanja iznosa rezerviranogprekograničnog prijenosnog kapaciteta za trgovanje regulacijskim rezervama koji maksimizira društvenudobrobit. Stvarno određivanje tog iznosa prekograničnog prijenosnog kapaciteta prema datim teoretskimsmjernicama uvelike bi olakšalo mogućnost prekograničnog trgovanja rezervama nadležnim operatorimaprijenosnog sustava, te bi shodno tomu bilo moguće formiranje rezerve kao proizvoda koji osim snageuključuje i kapacitet u samoj ponudi, ali uvijek prema nekom od predloženih modela prekograničnerazmjene regulacijskih rezervi. Povećanje udjela proizvodnje iz obnovljivih izvora električne energije te velike financijske uštedekod primjene modela prekograničnog uravnoteženja (primjena Grid Control Cooperation unutarnjemačkog regulacijskog bloka donosi godišnju uštedu cca 300 milijuna € [5] za nadležne operatoreprijenosnih sustava) idu u korist daljnjem razvoju i širenju primjene modela prekograničnoguravnoteženja. S obzirom na tendenciju širenja i jasno prikazanu korist primjene modela prekograničnoguravnoteženja unutar cijele Europe, nužno je ispitati mogućnosti i potencijalnu korist od primjene tihmodela uključujući HEP-OPS regulacijsko područje. Sve brža integracija obnovljivih izvora električneenergije, posebno vjetroelektrana, unutar HEP-OPS regulacijskog područja, gledajući sa tehničke stranezapravo zahtijeva otvorenu mogućnost primjene prekograničnog uravnoteženja, ali uz jasno definiranemodele i uvjete primjene. Financijska isplativost primjene nekih modela prekograničnog uravnoteženjamora isto tako biti dio opširnih i detaljnih analiza koje uključuju koordinaciju i interes okolnih regulacijskihpodručja, odnosno, nadležnih operatora prijenosnih sustava.7. LITERATURA[1] ERGEG, \"ERGEG Guidelines of Good Practice for Electricity Balancing Market Integration (GGP- RBMI), Rujan 2009.[2] ENTSO-E Operational Handbook, Policy 1, 2009.[3] ETSO, “Key Issues in Facilitating Cross-Border Trading of Tertiary reserves and Energy Balancing“, Svibanj, 2006.[4] „Basic principles of ancillary services products“, Swissgrid, 2011.[5] P. Zolotarev, M.Treuer, \"Grid Control Cooperation – Coordination of secondary control“, POWERGRID Europe, Amsterdam, 2010.[6] “BALIT – Experience from the France-UK scheme“, RTE, Siječanj 2011. 10
Str. 154HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 1-12ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu vođenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Tomislav Plavšić Danko Blažević[email protected] [email protected] Bunč[email protected] prijenosnog sustava PRIJEDLOG ZA SIGURNO I EKONOMIČNO VOĐENJE EES-a PUTEM 15-MINUTNIH INTERVALA PLANIRANJA RADA PROIZVODNIH OBJEKATA SAŽETAK Zadnjih su godina u ENTSO-E interkonekcijama primijećene značajne promjene frekvencije naprijelazu satova, koje se vremenom povećavaju u amplitudi i trajanju što negativno utječe na pouzdanostpogona EES-a te uzrokuje povećano korištenje regulacijskih rezervi. Stoga se prelazi na polusatno ili 15-minutno planiranje rada proizvodnih objekata, kako bi se točnije zahvatile promjene opterećenja EES-a. UHrvatskoj se još uvijek primjenjuje satna rezolucija u planiranju pogona EES-a što dovodi do povećanihodstupanja hrvatskog regulacijskog područja od planiranih totala razmjene. Povećano je i korištenjeregulacijskih rezervi, što ima negativan ekonomski i tehnički učinak u smislu prekomjernog iskorištenjaregulacijske energije i skraćenja životnog vijeka agregata koji rade u regulaciji. U referatu se ukratkoopisuje problematika vođenja EES-a u tržišnim uvjetima i utjecaj odstupanja na sigurno i ekonomičnovođenje EES-a. U konačnici se predlaže uvođenje 15-minutne rezolucije planiranja proizvodnih objekata. Ključne riječi: frekvencija, planiranje pogona EES-a, primarna regulacija, sekundarna regulacija,vođenje EES-aPROPOSAL FOR SAFE AND ECONOMICAL POWER SYSTEM OPERATION BY IMPLEMENTATION OF 15 MINUTES POWER PLANT SCHEDULING ABSTRACT In the last couple of years significant frequency deviations have been expirienced in ENTSO-Esynchronous areas, at hour boundaries, that are constantly rising in amplitude and duration what has anegative effect on the power system reliability and causes increased usage od control reserves. For thatreason power plant production scheduling is changing to half-hour or 15 minutes resolution to have amore precise following of the real power system load behaviour. Electricity market model in Croatia stilluses scheduling in hourly resolution that brings larger deviations of Croatian control area from plannedexchange totals. Control reserves are used more frequently, that has a negative tehnical and economicalimpact in the sense of oversized usage of control energy and shortening of the control machines lifetime.Paper describes power system operation in market conditions and effect of deviations on safe andeconomical power system operation. Finally, implementation of 15 minutes power plant scheduling isproposed. Key words: frequency, power system planning, primary control, secondary control, power systemcontrol 1
Str. 1551. UVOD Opterećenje elektroenergetskog sustava (EES) u svakom trenutku predstavlja zbroj potrošnjekupaca električne energije i gubitaka u prijenosnoj i distribucijskoj mreži. Opterećenje EES-a nije jednakotijekom sata već se kontinuirano mijenja prema određenoj krivulji, takozvanom dijagramu opterećenja. Stoga je srednje satno opterećenje, kao mjera određivanja voznog reda proizvodnje iprekogranične razmjene, samo aproksimacija stvarnih okolnosti u EES-u. Ova činjenica dovodi tijekomstvarnog pogona EES-a do odstupanja stvarnih vrijednosti opterećenja od planiranih. Ta se odstupanja ustvarnom vremenu pokrivaju korištenjem regulacijskih rezervi EES-a i, s obzirom da se događaju u svimregulacijskim područjima povezanog EES-a, imaju izravan utjecaj na iznos sistemske frekvencije jerprimarna i sekundarna regulacija nisu u stanju tako brzo djelovati da bi pokrile sve promjene upovezanom EES-u. Primjer brze promjene je ulazak hidroagregata u crpni režim rada kad se u nekolikosekundi snaga mijenja od nule do maksimalne. Značajnija odstupanja uzrokuju značajnije korištenjeregulacijskih rezervi i veća odstupanja frekvencije. U referatu su opisani uzroci odstupanja frekvencije u ENTSO-E interkonekcijama i posljedice kojeta odstupanja uzrokuju. Ukratko je opisan tehnički i zakonodavni okvir vođenja EES-a Hrvatske uuvjetima planiranja rada proizvodnih objekata putem satnih intervala. Dan je prijedlog za većuusklađenost između proizvodnje i potrošnje električne energije putem primjene 15-minutih intervalaplaniranja rada proizvodnih objekata. Opisane su prednosti danog prijedloga te navedene aktivnosti kojeje potrebno provesti u okviru hrvatskog zakonodavstva.2. UZROCI ODSTUPANJA FREKVENCIJE Frekvencija, kao mjera stabilnosti povezanog EES-a, prvenstveno ukazuje na ravnotežu izmeđuproizvodnje i potrošnje električne energije u dotičnom sustavu. Višak proizvodnje u odnosu na potrošnjuizaziva rast frekvencije iznad nazivne vrijednosti, dok manjak analogno uzrokuje pad frekvencije ispodnazivne vrijednosti. Rad svih električnih uređaja u mreži je optimalan na nazivnoj frekvenciji, a značajnijiporemećaji frekvencije mogu u konačnici dovesti do kaskadnog ispadanja proizvodnih jedinica iz pogona iposljedično do raspada EES-a. Stoga je održavanje frekvencije na vrijednosti što bližoj nazivnoj odiznimne važnosti za stabilnost i sigurnost EES-a. Posljednjih godina, usporedno s deregulacijom tržišta električne energije, primjećuje se ueuropskim mrežama sve češća pojava odstupanja frekvencije od nazivne vrijednosti 50Hz, poglavito uperiodu ±10 minuta od punog sata. Odstupanja su osobito primjetna u jutarnjim i večernjim satima (u 6h,7h, 8h, 21h, 22h i 23h), kad je najveća promjena srednje satne potrošnje (rast i pad konzuma), te suponekad veća i od 150mHz [1]. Ona uzrokuju djelovanje agregata koji rade u primarnoj i sekundarnojregulaciji na način da oni pokušavaju promjenom proizvodnje djelatne snage frekvenciju ponovno vratitina nazivnu vrijednost [2]. Pri tom treba znati, da iako primarna regulacija uredno odradi ovaj zadatak,njena osnovna namjena nije ispunjena jer ona postoji da bi brzo djelovala i skoro trenutno uravnotežilasustav pri značajnim ispadima proizvodnje i potrošnje [3]. S obzirom na učestalost promjena frekvencijena prijelazima sati, kojih može biti i desetak dnevno (slika 1.), te na učestalost značajnih ispadaproizvodnje, kojih bude nekoliko u jednom tjednu, a) Prosječna frekvencija u periodima siječanj-ožujak i listopad-prosinac 2007. godine (zimski mjeseci) f [Hz] 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 b) Prosječno opterećenje u periodima siječanj-ožujak i listopad-prosinac 2007. godine (zimski mjeseci) Popterećenje Popterećenje [GW] Pplanirana proizvodnja Pplanirana proizvodnja [GW] pad opterećenja rast opterećenja pad opterećenja rast opterećenja pad opterećenja 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 Slika 1. Srednji dnevni dijagram opterećenja i frekvencije povezane mreže kontinentalne Europe za periode siječanj – ožujak i listopad – prosinac 2007. godine2
Str. 156Jasno je da se agregati koji rade u primarnoj regulaciji ovakvom praksom prekomjerno koriste što utječena smanjenje njihovog životnog vijeka. Također, nenamjenskim angažiranjem raspoložive rezerveprimarne regulacije iste ostaje nedovoljno za njenu osnovnu svrhu, a to je pokrivanje iznenadnog gubitka3000MW proizvodnje na razini povezane električne mreže kontinentalne Europe (ex-UCTE), čime seizravno ugrožava sigurnost sustava. Dodatno, regulacijska energija je u većini zemalja tržišnakomponenta te njeno učestalo korištenje povećava troškove sustava. Na slici 1. prikazan je srednji dnevnidijagram opterećenja i frekvencije povezane mreže kontinentalne Europe za periode siječanj – ožujak ilistopad – prosinac 2007. godine Shematski je način ponašanja različitih tržišnih sudionika kroz planiranje i provedbu jednogproizvoljnog sata prikazan na slici 2. Prikazani primjer karakterističan je za sve zemlje europskogkontinenta jer na tržištima električne energije prevladava utjecaj trgovine u satnoj rezoluciji, tj. električnomenergijom se trguje u intervalima koji traju cijeli broj sati, te počinju i završavaju u puni sat.Slika 2. Shematski prikaz načina ponašanja različitih tržišnih sudionika kroz planiranje i provedbu jednog proizvoljnog sata Čak i u situacijama kad je tržišni sudionik svjestan da se njegova potreba za električnomenergijom kroz sat mijenja, i sposoban je to i predvidjeti na način da predviđa opterećenje u kraćimintervalima od satnog, prisiljen je svoje potrebe iskazati kroz jedan satni interval koji tada predstavljaaritmetičku sredinu određenog broja minutnih intervala. Na strani proizvodnje, generatori su takođerprisiljeni pratiti planove proizvodnje u satnim intervalima kako bi imali što manje troškove uravnoteženja(slika 3.), iako bi im bilo jednostavnije pratiti potrošnju kada bi skokovi u voznom redu bili manji tj. kada bise umjesto jednog velikog skoka proizvodnje u puni sat primjenjivalo više manjih promjena kroz cijeli sat.Tako se događa da na razini ex-UCTE-a razlika između trenutne potrošnje i rasporedom planiraneproizvodnje za određeni sat dosegne i do 19 GW. Srećom, u praksi su odstupanja ipak manja jergeneratori nisu u stanju savršeno pratiti plan, a i ravnoteža proizvodnje i potrošnje dodatno se usklađujekorištenjem tercijarne regulacije. 3
Str. 157 Slika 3. Usporedba planiranog i stvarnog ponašanja proizvodnih jedinica Zadnje uočena značajna odstupanja frekvencije zabilježena su 13. i 14. prosinca 2011. godine.Tijekom zadnjeg sata 13. prosinca frekvencija povezane mreže kontinentalne Europe dosegla jeneuobičajeno visoku vrijednost u iznosu 50,161 Hz. Pet minuta prije ponoći frekvencija je počela padati,isprva postupno, a par minuta nakon ponoći naglo je propala do vrijednosti od 49,920 Hz. Odspomenutog propada 10 mHz uzrokovano je planski, zbog nove postavne vrijednosti frekvencije u iznosuod 49,99 Hz. Odstupanja frekvencije zabilježena su u više navrata tijekom prosinca 2011. godine. Uzaključku analize tima ENTSO-E stručnjaka istaknuti su slijedeći glavni razlozi za odstupanje frekvencije: • Nedostatak sekundarne regulacijske rezerve, • Nedostatak tercijarne regulacijske rezerve, • Satno planiranje rada proizvodnih objekata, • Veliki gradijent promjene opterećenja, • Veliki gradijent promjene prekogranične razmjene, • Spora aktivacija tercijarne regulacijske rezerve, • Nekoordinacija pri korištenju tzv. „rampe“ na proizvodnim objektima.3. VOĐENJE EES-a HRVATSKE U UVJETIMA PLANIRANJA RADA PROIZVODNIH OBJEKATAPUTEM SATNIH INTERVALA Ukupna satna proizvodnja električne energije na razini hrvatskog EES-a zbrojena s ukupnimsatnim saldom prekogranične razmjene električne energije odgovara srednjem satnom iznosuopterećenja hrvatskog EES-a. Planiranje rada proizvodnih objekata provodi se na tržištu električneenergije u Hrvatskoj dan prije provedbe, sukladno Pravilima djelovanja tržišta električne energije [4].Planiranje se provodi na satnoj osnovi, na način da se za svaki proizvodni objekt odredi srednja satnaproizvodnja. Plan rada proizvodnih objekata, ili vozni red proizvodnje, dostavlja se Operatoru prijenosnogsustava na odobrenje i provedbu. Svaki je tržišni sudionik u Hrvatskoj subjekt odgovoran za odstupanja(SOZO) temeljem Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava [5]. Temeljem razlike izmeđuprijavljenih ugovornih rasporeda, u kojima je sadržana ukupna kupoprodaja električne energije togtržišnog sudionika, i ostvarene proizvodnje i potrošnje na obračunskim mjernim mjestima obračunava setrošak neravnoteže, sukladno Metodologiji za pružanje usluga uravnoteženja električne energije uelektroenergetskom sustavu [6]. Što su odstupanja tržišnog sudionika veća to je veći financijski trošak kojimora podmiriti operatoru prijenosnog sustava. Na taj se način tržišni sudionik odvraća od namjernogodstupanja i potiče na bolje planiranje.4
Str. 158 Hrvatsko regulacijsko područje dio je regulacijskog bloka SHB, u čijem su sastavu jošregulacijska područja Slovenije i Bosne i Hercegovine. Voditelj regulacijskog bloka je slovenski operatorprijenosnog sustava ELES. Model organizacije P-f regulacije na razini bloka je pluralistički, što znači dasvako regulacijsko područje uravnotežuje razliku između proizvodnje i potrošnje unutar svojih granica, avoditelj bloka uravnotežuje razliku između proizvodnje i potrošnje na razini regulacijskog bloka. Ukolikoregulacijsko područje ili blok nije u mogućnosti uspostaviti potrebnu ravnotežu između proizvodnje ipotrošnje električne energije tada odstupa prema ostatku povezanog elektroenergetskog sustava injegovu neravnotežu pokrivaju ostala regulacijska područja putem primarne regulacije. Takva seodstupanja smatraju nenamjernima i poravnavaju se između regulacijskih područja i blokova putemkompenzacijskog programa na razini čitave interkonekcije. Podaci o odstupanjima regulacijskih blokovaod planiranih totala razmjene u povezanoj mreži kontinentalne Europe redovno se javno objavljuju ipredstavljaju mjeru korektnosti rada u interkonekciji. Na slikama 4. a) i b) prikazani su podaci oodstupanjima SHB regulacijskog bloka u 2010. godini. Slika 4.a) Odstupanje SHB regulacijskog bloka u 2010. godini Slika 4.b) Suma odstupanja SHB regulacijskog bloka u 2010. godini po tarifama kompenzacijskog programa Kompenzacijski program je uvoz / izvoz odgovarajuće količine energije po tarifnim periodima. Dabi se izračunala kompenzacija odstupanja, vrijednosti odstupanja regulacijskog područja tjedno sezbrajaju (od ponedjeljka u 00:00 do nedjelje u 24:00) za svaki tarifni period. Tako dobiveni kumulatividijele se s brojem sati koje nastupajući tjedan, u kojem se kompenzacijski program provodi, ima unutarsvake od tarifa. Energija se daje / prima prema načelu 1:1, iako se na razini povezane električne mrežekontinentalne Europe sve češće traži uvođenje takozvanih penalizacijskih faktora kojima bi se značajnijaodstupanja dodatno kažnjavala. Razlog tomu su sve učestalija odstupanja pojedinih regulacijskihpodručja i to u vrlo značajnim iznosima. U okviru regulacijskog bloka SHB razmatra se uvođenjepenalizacije odstupanja većih od ± 15 MWh/h. 5
Str. 159 Na konkretnom primjeru iz hrvatskog EES-a na dan 13.02.2012. primjetno je da prilikompromjene prekogranične razmjene (uvoza) električne energije u 7.satu od 400 MW, mali broj većihhidroelektrana (HE Zakučac, HE Dubrovnik) i termoelektrana (TE Plomin 1, TE Plomin 2, TE Rijeka, EL-TO, TETO CCGT) koje su u tom trenutku na mreži, ne može trenutno pokriti navedenu promjenu te dolazido znatnog odstupanja od voznog reda razmjene i samim time do odstupanja frekvencije. Također jevažno napomenuti da porast potrošnje električne energije nikad nije tako brz kao što to mogu bitipromjene planirane prekogranične razmjene električne energije, slika 5. Tako npr. u hrvatskom EES-ubrzi porast, odnosno pad potrošnje u normalnim okolnostima kad nema ispada potrošnje rijetko prelazigranicu od 100MW u 10 minuta, dok se planirana prekogranična razmjena promijeni trenutno i za preko400MW. ż,JŽ ©ff¯ ½Á°© ǂ9ƹ ,J ż¾fŽ ©ff¯ f ¯© ° ż¾fŽ Slika 5. Odnos potrošnje i razmjene električne energije hrvatskog EES-a na dan 13.02.2012.4. PRIJEDLOG MJERA I AKTIVNOSTI ZA SIGURNO I EKONOMIČNO VOĐENJE EES-a4.1. Prijedlog za veću usklađenost između proizvodnje i potrošnje električne energije Kako bi se izbjegla pojava veće neravnoteže snage u sustavu, proizvodnja električne energije biubuduće trebala planski učestalije pratiti dinamičku krivulju potrošnje u odnosu na današnje planiranjesatnih vrijednosti proizvodnje električne energije. U nastavku je predloženo rješenje koje osigurava većuusklađenost između proizvodnje i potrošnje električne energije u stvarnom vremenu, slika 6.6
Str. 160 Slika 6. Odnos dinamičkog i statičkog satnog odstupanja od voznog reda razmjene Da bi se spriječili veliki skokovi u proizvodnji, odnosno neravnoteža između proizvodnje ipotrošnje električne energije, koristi se takozvana „rampa“, slika 7. Rampa se koristi već sad naprijelazima sati na način da se planirana promjena rasporeda razmjene koja bi se trebala dogoditiskokovito točno u puni sat mijenja linearno od početne do krajnje vrijednosti u periodu od 5 minuta prijepunog sata do 5 minuta poslije punog sata. U primjeru sa slike 6 to bi značilo da je postavljena vrijednostu sustavu automatske sekundarne regulacije u 5:55h 800MW, u 5:56h 840MW, u 5:57h 880MW itd. svedok u 6:05h ne dostigne 1200MW. Na taj način se sekundarnoj regulaciji da vremena da djeluje na načinda smanji regulacijsku grešku kontrolnog područja. Slika 7. Upotreba „rampe“ kod velikih promjena razmjene Rampa se isto tako, umjesto na 10-minutni interval na prijelazu sati, može primijeniti nauzastopne 15-minutne intervale odnosno korake. Veličina koraka može biti standardizirana metodom 15-minutnih intervala. Ta metoda kao podlogu slijedi već dobro uhodani 1-satni interval, ali na način dapodijeli razliku u snazi razmjene između dva uzastopna sata na 4 jednaka padajuća ili rastuća intervalakao što je prikazano na slici 8., krivulja (1). Na taj način potrebno je definirati samo dvije vrijednosti snage PL1 i PL2 na početku i kraju 1-satnog perioda. Rezultantne četiri točke bliže su stvarnoj promjeni potrošnje nego prosječna satnakonstantna vrijednost proizvodnje. Ovom metodom krivulja proizvodnje prelazi u rampu čime seizbjegavaju neravnoteža snage i dodatni troškovi regulacije, slika 8., krivulja (2). Rampa počinje djelovati7 i pol minuta prije koraka i završava 7 i pol minuta nakon koraka. Rezultat svega toga je 1-satna krivulja 7
Str. 161rampe koja je ekvivalent ponašanja generatora unutar sat vremena i koja se uspješno može integrirati uderegulirano tržište električne energije budući da je to ista količina električne proizvedene energije unutarsat vremena kao i ona proizvedena konstantnom proizvodnjom, krivulja (0) na slici 8. Slika 8. Metoda 15-minutnih intervala i upotreba „rampe“ Prelaskom na planiranje rada proizvodnih objekata putem 15-minutnih intervala svi će sudionicina tržištu električne energije imati koristi. Tržišni sudionici moći će preciznije planirati svoju potrošnju, atime i preciznije određivati planove rada proizvodnih objekata. Operatori prijenosnog sustava izbjeći ćevelika odstupanja planiranih od stvarnih vrijednosti proizvodnje i potrošnje u stvarnom vremenu, čime ćesmanjiti potrebu za aktivacijom regulacijskih rezervi. Na taj će se način smanjiti i ukupni troškovi sustava,ali i povećati sigurnost sustava radi očekivano manjih odstupanja frekvencije. Generatori će biti izloženimanjim naprezanjima zbog korištenja manjih gradijenata porasta/smanjenja proizvodnje, a također će sesmanjiti potreba za angažmanom primarne regulacijske rezerve, kako u iznosu tako i učestalošćuangažmana.4.2. Prijedlog aktivnosti za primjenu predložene mjere u okviru EES-a Hrvatske Da bi se primijenilo planiranje rada proizvodnih objekata putem 15-minutnih intervala u okviruEES-a Hrvatske prvenstveno je potrebno donijeti izmjene Pravila djelovanja tržišta električne energije [4] iPravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava [5]. U Pravilima djelovanja tržišta električne energijepotrebno je propisati dostavu planova kupoprodaje električne energije u 15-minutnim intervalima, dok je uPravilima o uravnoteženju elektroenergetskog sustava potrebno za obračunsko razdoblje uravnoteženjapropisati 15 minuta umjesto trenutno važećih jedan sat, i propisati dostavu obračunskih podataka u 15-minutnim intervalima. Jedinične cijene električne energije uravnoteženja izračunavaju se sukladnoMetodologiji za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu [6] te ihje iz sadašnjeg oblika kn/MWh potrebno pretvoriti u oblik kn/MW(h/4). Također je potrebno prilagodititolerancijski pojas 15-minutnim obračunskim intervalima dok koeficijente nije nužno svoditi na četvrtinusata.8
Str. 162 Za pripremu i provedbu navedenih izmjena potrebno je ostaviti dovoljan vremenski rok kako bi sviuključeni imali vremena za izmjene i nadogradnje svojih IT sustava za izradu planova kupoprodajeelektrične energije, te moguće druge promjene organizacijskog ili proceduralnog tipa. Najveće bipromjene zahvatile operatora prijenosnog sustava radi potrebnih preinaka većeg broja IT sustava,posebno sustava za automatsku sekundarnu P-f regulaciju, te operatora tržišta radi zaprimanja ugovornihrasporeda i izrade obračuna električne energije uravnoteženja. Promatrajući iskustva drugih europskih zemalja koje su propisale planiranje rada proizvodnihobjekata putem 15-minutnih intervala uočava se spori proces prilagodbe tržišnih sudionika na uvedenepromjene. Glavni razlog tome je izostanak potpore sa strane burzi električne energije, koje su zadržalesatne produkte, kao i neharmonizirana nacionalna tržišta električne energije u kontinentalnoj Europi zbogčega se prekogranična razmjena električne energije i dodjela prekograničnih prijenosnih kapaciteta jošuvijek provodi u satnoj rezoluciji. No, postoji snažan poticaj od strane ENTSO-E da se potrebne promjenepokrenu na razini čitave Europe te da se kroz Mrežne kodove koji su trenutno u izradi omogući i potakneplaniranje rada proizvodnih objekata, prekogranična razmjena i dodjela prekograničnih prijenosnihkapaciteta te uravnoteženje EES-a korištenjem 15-minutnih intervala. Stoga se može zaključiti da supredložene promjene neminovne i unutar hrvatskog tržišta električne energije jer će vrlo brzo postatiobvezujuće obzirom na potrebu harmonizacije tržišta električne energije na razini cijele Europe tedostizanja konačnog cilja, jedinstvenog europskog tržišta električne energije.5. ZAKLJUČAK U referatu je predloženo planiranje rada proizvodnih objekata putem 15-minutnih intervala uokviru EES-a Hrvatske. U konačnici je dan prijedlog aktivnosti za primjenu predložene mjere u okviruEES-a Hrvatske. Skraćenje planskog i obračunskog intervala sa sadašnjeg satnog na 15-minutniomogućilo bi tržišnim sudionicima preciznije planiranje potrošnje, a posljedično i izradu preciznijihplanova kupoprodaje električne energije. Time bi se u konačnici smanjila potreba za povećanomaktivacijom regulacijskih rezervi, a posljedično i ukupni troškovi sustava. Smanjila bi se nenamjernaodstupanja regulacijskih područja i odstupanja frekvencije povezane mreže što bi značajno doprinijelosigurnosti EES-a. Smanjuju se i naprezanja generatora izazvana velikim gradijentima porasta/smanjenjaproizvodnje, te prekomjerno korištenje primarne regulacije frekvencije. Iako se u nekim europskimzemljama već primjenjuju 15-minutni planski i obračunski intervali, za puni učinak je ove promjenepotrebno provesti na razini svih država članica povezane mreže kontinentalne Europe. Ukoliko se hitnone poduzmu konkretne mjere za smanjenje odstupanja frekvencije i snage razmjene za očekivati jedaljnje pogoršanje stanja i moguće teže posljedice za pogon europskih povezanih mreža i razvoj tržištaelektrične energije.6. LITERATURA[1] Deterministic frequency deviations – root causes and proposals for potential solutions, A joint EURELECTRIC – ENTSO-E response paper, December 2011.,[2] T. Weissbach, E. Welfonder, High Frequency within the European Power System – Origins and Proposals for Improvement, VGB PowerTech Journal 06/2009.,[3] Operation Handbook, ENTSO-E Regional Group Continental Europe, Last update 08/2010.,[4] Pravila djelovanja tržišta električne energije, Narodne novine, br. 135/06, 146/10,[5] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, Narodne novine, br. 133/06, 135/11[6] Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu, Narodne novine, br. 37/11, 42/11. 9
Str. 163HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 1-16ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu vođenja EES-aOpatija, 11. –14. studenoga 2012.Elvisa Bećirović Jakub Osmić Mirza KušljugićJP Elektroprivreda BiH d.d. [email protected] Univerzitet u Tuzli, Fakultet elektrotehnike [email protected] [email protected] PerićSveučilište u Zagrebu, Fakultet elektrotehnike i rač[email protected] PRIMARNA REGULACIJA FREKVENCIJE U EES S VELIKIM UDJELOM VJETROELEKTRANA SAŽETAK Povećanjem udjela proizvodnih jedinica na bazi obnovljivih izvora energije, među kojima su ivjetroelektrane (VE), značajno se mijenja struktura i način pogona elektroenergetskog sustava (EES). Uuvjetima značajnog udjela VE u EES, dolazi do smanjenja broja priključenih konvencionalnih proizvodnihjedinica, odnosno posljedično do smanjenja vrijednosti ukupne inercije sustava i izmjena dinamičkihkarakteristika EES-a. U novije vrijeme, u velikom broju zemalja u svijetu, je sve učestaliji zahtjev za sudjelovanjem VEu primarnoj i sekundarnoj regulaciji frekvencije. Doprinos VE primarnoj regulaciji frekvencije može seostvariti upravljajući injektiranjem djelatne snage vjetrogeneratora koje je zasnovano na ''ekstrakciji''njegove kinetičke energije. Na taj način se postiže da VE u ovom režimu rada imaju slične karakteristikekao i konvencionalne elektrane. U radu su, na osnovu pregleda literature, ukratko prezentirani osnovni algoritmi za upravljanjeaktivnom snagom VE pri prijelaznim pojavama frekvencije. Opisane su i ključne karakteristikepredloženog originalnog algoritma upravljanja, kojim se emulira inicijalni frekvencijski odzivvjetrogeneratora. Karakteristike predstavljenog algoritma upravljanja su ilustrirane na osnovu simulacijana jednostavnom ispitnom sustavu. Ključne riječi: vjetroelektrane, primarna regulacija frekvencije, dinamički odziv, inercija,upravljanjePRIMARY FREQUENCY REGULATION IN POWER SYSTEMS WITH LARGE SCALE INTEGRATION OF WIND FARMS SUMMARY With increased integration of renewable generation units, among which are wind power plants,the structure and operation of power system are significantly changing. With penetration of significantwind power generation, the total number of conventional generation units is reduced thus causing thedecrease in total power system inertia and consequently deterioration of its dynamic characteristics. Recently, the request for participation of wind power plants in primary and secondary frequencycontrol has been frequently demanded in large number of countries. Contribution of wind power plants inprimary frequency control could be realized by ''extracting'' kinetic energy from its rotating parts. This
Str. 164control concept ensures that wind power plants poses dynamic characteristics similar to conventionalgeneration units. In this paper, based on a literature review, basic concepts for control of active power of windgenerators, during frequency transients, are presented. Main characteristics of proposed novel controlalgorithm for wind power plants, which enables emulation of initial frequency response, are described aswell. Characteristics of the proposed algorithm are illustrated based on simulations on a simple testsystem. Key words: wind farms/wind power plants, primary frequency control, dynamic response, inertia,regulation1. UVOD Korištenje energije vjetra predstavlja najpropulzivniji obnovljivi izvor električne energije u EES-imau velikom broju zemalja svijeta, pri čemu vjetroelektrane zamjenjuju konvencionalne proizvodne jedinice,uglavnom termoelektrane, čime se mijenja proizvodni portfolij. S velikim udjelom VE u proizvodnomportfoliju smanjuje se inercija cjelokupnog EES-a, čime se pogoršavaju njegove dinamičke karakteristike. Danas se uglavnom koriste vjetroagregati (VA) s promjenjivom brzinom vrtnje (eng. VariableSpeed Wind Turbines - VSWT), koje su djelomično ili potpuno preko elektroničkih pretvarača priključenena mrežu. Ovaj tip VA omogućava upravljanje električnom snagom preko pretvarača. S izmjenamaproizvodnog portfolija EES-a se u izradi novih verzija Mrežnih pravila postavlja zahtjev za sudjelovanjemVE u funkcijama upravljanja frekvencijom. Ovo je posebno važno u izoliranim (otočnim) EES-ima, te uEES-ima sa značajnim udjelom proizvodnje iz hidroelektrana. Pitanje upravljanja frekvencijom, koje je do sada bilo odgovornost konvencionalnih proizvodnihjedinica, u uvjetima integracije VE poprima sve veći značaj [1]. U uvjetima poremećaja ravnoteže aktivnesnage sustava, proizvodne jedinice ne mogu trenutno proizvesti potrebnu (nedostajuću) mehaničkusnagu turbine, koja se zahtijeva za ponovno uspostavljanje ravnoteže aktivne snage. Djelovanjemturbinskih regulatora nakon pojave odstupanja frekvencije od definiranih graničnih vrijednosti ostvaruje sesudjelovanje u primarnoj regulaciji frekvencije. Značajan utjecaj na frekvencijski odziv imaju inercija idinamičke karakteristike proizvodnih jedinica. Ravnoteže snaga u EES se prvobitno uspostavlja na osnovu akumulirane elektromagnetneenergije generatora, a zatim (u fazi inercijskog odziva) uslijed promjene kinetičke energijerotacijskihstrojeva i njenog pretvaranja u električnu energiju. Kao posljedica ovih procesa pojavljuje sepromjena frekvencije EES. Dozvoljeni interval promjene frekvencije sustava je vrlo mali pa zbog toga, pripadu frekvencije, regulacija mehaničke snage turbine mora biti dovoljno brza da zaustavi propadfrekvencije ispod dozvoljene vrijednosti, tako što će dovesti dodatnu mehaničku snagu na turbine. Sličnokao i kod konvencionalnih proizvodnih jedinica, VSWT imaju određenu količinu kinetičke energijeakumulirane u rotirajućim masama lopatica i generatora. Obzirom da je ova kinetička energija „odvojena“od mreže preko elektroničkih pretvarača, za korištenje iste koristi se koncept emulacije inercije ili tzv.„virtualni inercijski odziv“ zbog čega se u regulacijskesustave uvode nove odgovarajuće upravljačkepetlje. Predstavljeni rad je organiziran na sljedeći način: Osnovne karakteristike i fizikalnost odzivakonvencionalnih proizvodnih jedinica na poremećaje u EES-u su iznesene u Poglavlju 2. U Poglavlju 3 suukratko predstavljeni osnovni zahtjevi Mrežnih pravila, uz pregled istraživanja o upravljačkim modelima zaupravljanje frekvencijom EES-a u uvjetima integracije VE. U poglavlju 4 su ukratko prezentiranekarakteristike predloženog regulatora s referentnim modelom za upravljanje frekvencijom na osnovurezultata simulacije na odabranom ispitnom sustavu. Određeni zaključci i prijedlozi za narednaistraživanja u ovom području su prezentirani u poglavlju 5.2. ODZIV KONVENCIONALNIH PROIZVODNIH JEDINICA PRI PROMJENI FREKVENCIJESUSTAVA Povremena pojava značajnih poremećaja u sustavu, ili niza međusobno povezanih poremećaja,ima za posljedicu neravnotežu ukupne snage proizvodnje i potrošnje. EES uslijed pojave neravnotežeaktivnih snaga reagira kroz tri razine regulacije frekvencije: primarnu, sekundarnu i tercijarnu [2] - [4] . Primarna regulacija se odnosi na djelovanje turbinskih regulatora brzine vrtnje, koji trenutnodjeluju na promjenu frekvencije. U kombinaciji s promjenom potrošnje frekvencijski ovisnih potrošača,primarnom se regulacijom EES stabilizira na frekvenciji različitoj od nazivne, što za posljedicu ima
Str. 165promjenu tokova snaga kao i pojavu pogreške regulacijskih područja. Oporavak frekvencije na vrijednostšto bliže nazivnoj spada u razinu sekundarne regulacije. Zadaci sekundarne regulacije frekvencije su:održavanje ugovorenih snaga razmjene i ispravljanje utjecaja gubitaka proizvodnih snaga u vlastitomregulacijskom području, kao i osiguranje dovoljnih iznosa rotirajuće rezerve za primarnu regulacijurazličitih regulacijskih područja. Uglavnom se koriste i primarna i sekundarna regulacija frekvencije.Tercijarna regulacija frekvencije predstavlja svako ručno ili automatsko podešenje s ciljem osiguravanjadostatnih količina sekundarne regulacije u svakom trenutku, te raspodjele dostupne snage sekundarneregulacije na različite proizvodne jedinice na ekonomski najpovoljniji način. Osnovni parametri koji opisuju vremensku promjenu frekvencije nakon poremećaja su brzinapromjene (eng. frequency change rate - FCR), minimalna vrijednost frekvencije (eng. frequency nadir -FN) i novouspostavljena stacionarna vrijednost nakon završetka tranzijentnog procesa (eng. steady statefrequency deviation - SSFD). Početna vrijednost FCR je prvenstveno određena inercijom cijelog EES. Štoje veća inercija početna brzina promjene frekvencije je manja. FN je određen veličinom poremećaja,kinetičkom energijom rotirajućih masa, dinamičkim karakteristikama promjene mehaničke snagegeneratora i turbinskih regulatora kao i iznosom rotirajuće rezerve u sustavu (brojem i snagom generatorauključenih u primarnu regulaciju frekvencije). Promjena snaga potrošača u funkciji frekvencije takođerutječe na FN. SSFD je određen regulacijskom (eng. droop) karakteristikom EES-a u cjelini. Karakteristični odzivi promjene mehaničke snage i brzine konvencionalnih proizvodnih jedinica(termoelektrana s turbinom bez pregrijavanja pare (eng. non reheat steam turbine), termoelektrana sturbinom sa pregrijavanjem pare (eng. reheat steam turbine) i hidroelektrane, na skokovitu promjenuopterećenja iznosa 1 p.u. su prikazani na slici 1 [1], [5].1.4 0 -0.051.2 -0.1 1 -0.150.8 -0.2 -0.250.6 -0.30.4 -0.350.2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 VrijeTmimee([ss)] 0 (b)-0.2-0.4 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 VrijemTeim(es[)s] Termoelektrana s turbinom bez pregrijavanja pare Termoelektrana s turbinom sa pregrijavanjem pare Hidroelektrana (a)Mehanička snaga (pu) Mechanical power[pu] OdstupanjSepkeeudtndeeviabtirozin[npeu] (pu)Slika 1. Odziv mehaničke snage (a) i promjene brzine vrtnje (b) konvencionalnih proizvodnih jedinica na skokovitu promjenu opterećenja Kako se može uočiti sa slike 1. ''najprihvatljiviji'' odziv u prvim trenucima nakon pojaveneravnoteže (tzv. inercijski odziv) ima termoelektrana s turbinom bez pregrijavanja pare - GUNRST (eng.Generation Unit with Non-Reheat Steam Turbine). Prihvatljvost odziva GUNRST se ogleda u brzini,obzirom na mehničke i termodinamičke karakteristike turbine GUNRST jedinice i znatno manje vrijednostivremenskih konstanti kod predstavljanja lineariziranog modela. Hidroelektrana (HE) ima početni odzivsuprotan od poželjnog, što je posljedica utjecaja dinamike vodenog stupca. Zbog toga je, u uvjetimaneravnoteže aktivne snage, usporavajuća snaga, odnosno energija, kod HE veća nego kodtermoelektrana. Konvencionalne proizvodne jedinice koriste sinkrone generatore koji su direktno priključeni namrežu, što zapravo znači da postoji direktna veza između elektromagnetnog momenta, odnosnorezultirajuće električne snage generatora, i frekvencije EES-a. Inercija konvencionalnih sinkronihgeneratora proizvodnih jedinica igra značajnu ulogu u sadašnjim EES-ima, s ciljem stabiliziranjapromjene frekvencije tijekom poremećaja. Proizvodne jedinice na bazi obnovljivih izvora energije koje supriključene preko elektroničkih pretvarača (npr. suvremene VE) ne doprinose ovom procesu stabilizacije.Ovo predstavlja i motiv za proučavanje mogućnosti održavanja frekvencijske stabilnosti kao ključnogkriterija za pouzdanost pogona EES-a u uvjetima integracije VE. Prema tome, sheme upravljanja u EES s
Str. 166VE trebaju biti dizajnirane na način da održe odstupanja frekvencije na prihvatljivoj razini. Ovo je posebnovažno u EES-ima sa značajnim udjelom hidroelektrana, kada se od VE zahtijeva da sudjeluju u „hvatanju“početnog pada frekvencije [6].3. ZAHTJEVI I MOGUĆNOSTI SUDJELOVANJA VJETROELEKTRANA U UPRAVLJANJUFREKVENCIJOM3.1. Zahtjevi Mrežnih pravila i pregled literature Posljednjih godina se pri reviziji postojećih Mrežnih pravila za VE postavljaju zahtjevi za njihovimsudjelovanjem u funkcijama upravljanja frekvencijom sustava [7]. Međutim, ovisno o stupnju integracijeVE, tehnički aspekti integracije moraju biti pažljivo razmotreni obzirom da je u tržišnim uvjetima veomavažno promotriti i ekonomske aspekte integracije i sudjelovanja VE u funkcijama pogona EES-a. Takonpr. Mrežna pravila Velike Britanije definiraju da VE moraju, kao i konvencionalne elektrane, osiguratisudjelovanje u primarnoj, sekundarnoj i tercijarnoj regulaciji. Zahtijeva se da pri smanjenju frekvencije za0.5 Hz izlazna snaga generatora mora biti uvećana za snagu potrebnu za primarni odziv unutar perioda0-10 s, koja se mora zadržati narednih 20 s. Generatori moraju osigurati i sudjelovanje u sekundarnojregulaciji u periodu od 30 s do 30 min. U slučaju povećanja frekvencije, izlazna snaga generatora morabiti umanjena za odgovarajuću vrijednost u periodu 0-10 s [8]. U Mrežnim pravilima tvrtke Hydro-Québecje definiran zahtjev da VE moraju pružati podršku EES-u pri pojavi velikih (>0.5 Hz), kratkotrajnih (<10s)odstupanja frekvencije [9]. Zahtjevi koji su trenutno definirani u Mrežnim pravilima različitih zemaljauglavnom se odnose na zahtjeve za sudjelovanjem VE u funkcijama sekundarne regulacije frekvencije. Osnovne karakteristike VE u smislu mogućnosti sudjelovanja u funkcijama upravljanjafrekvencijom sustava su opisane u nastavku. Budući da su suvremene VE na mrežu priključene prekoelektroničkih pretvarača, poremećaji aktivne snage u mreži ne odražavaju se na promjenu razmijenjeneenergije sa sustavom. Generatori VE u pravilu rade u režimu maksimalno raspoložive snage (eng.Maximum Power Point Tracking – MPPT), što znači da u svakom trenutku vremena isporučujumaksimalno moguću snagu, pa prema tome i nemaju rezervu snage potrebnu za regulaciju aktivnesnage. Važna karakteristika VE s promjenjivom brzinom vrtnje jeste mogućnost izuzetno brzogupravljanja djelatnom i jalovom snagom, preko elektroničkog pretvarača. Premda djelatna snaga koja sepredaje u mrežu u stacionarnom stanju ovisi o raspoloživoj snazi vjetra, u prijelaznom periodu moguće jeupravljanje električnom snagom do određene granice, zahvaljujući kinetičkoj energiji rotirajućih masa.Suvremeni VA imaju vrijednost inercijske konstante usporedivu s vrijednošću konvencionalnih agregata.Pošto VA imaju veći opseg pogonskih brzina (za VA brzina može biti i do 0.7 p.u, a za konvencionalneelektrane do 0.95 p.u) za iste nazivne snage VA promjenjive brzine vrtnje ima kinetičku energiju oko 4puta veću od kinetičke energije konvencionalnog generatora. Međutim, raspoloživa kinetička energija jeograničena pogonskim uvjetima i nazivnom snagom VA [1]. Posljednjih godina veliki broj istraživanja je usmjeren u smjeru analize upravljačkih algoritamakojima se osigurava da VE s promjenjivom brzinom sudjeluju u primarnoj regulaciji frekvencije. Npr. u [5]je napravljena usporedba odziva sustava s konvencionalnim elektranama i VE s promjenjivom brzinomvrtnje na odskočnu promjenu snage opterećenja, pri čemu je potvrđeno da je u EES-u s konvencionalnimelektranama vrijeme odziva 4-25 s, a vrijeme smirivanja 20-68 s, a u slučaju EES-a s VE ta vremenaiznose 3-9 s i 8-38 s. U lit. [4], [5] je potvrđeno da je inicijalni odziv hidroelektrane suprotan od poželjnog itraje oko 1-2 s. U radovima [10] i[11] prezentirane su mogućnosti komercijalnih VE u pogledu osiguravanjaaktivne snage tijekom poremećaja. Korišten je model VA proizvođača General Electric - GE 3.6MW iutvrđeno je da VA ima dva puta bolje mogućnosti od zahtijevanih u Mrežnim pravilima kompanije Hydro-Québec, odnosno da može osigurati dodatnih 0.1 pu djelatne snage u vremenu od više od 10 s bezdostizanja granične vrijednosti minimalne brzine. U radu [12] analizirana je sposobnost VA tipa asinkronigenerator s dvostranim napajanjem (eng. Double Fed Induction Generator - DFIG) i potvrđeno je da ovajVA ima mogućnost proizvodnje dodatne snage od 0.2 pu u vremenu od 10 s. Prema tome se VSWT VAmogu učinkovito koristiti u slučajevima kritičnih propada frekvencije, a posebno u sustavima sa sporimodzivom primarnih regulatora (npr. s velikim udjelom HE) ili sustavima s malom ukupnom inercijom (npr.otočni rad EES).3.2. Upravljački algoritmi
Str. 167 Algoritmi upravljanja koji se susreću u regulaciji aktivne snage VE se mogu podijeliti na: 1.inercijsko upravljanje (eng. inertial control), 2. primarnu regulaciju (eng. droop control), 3. rad s rezervomsnage (eng. deloading control) i 4. sekundarnu regulaciju [2],[6],[13]-[15]. Svi spomenuti pristupi seodnose na upravljanje na razini VA. Osim ovog pristupa u drugim radovima su također izneseni algoritmiu kojima se vrši koordinacija upravljanja na razini VE ili EES [3], [15].3.2.1. Inercijsko upravljanje Regulacija inicijalnog frekvencijskog odziva se može klasificirati u dvije podkategorije. Prvapodkategorija je „umjetno emuliranje“ inercijskog odziva VA, kada je dodatna snaga proporcionalnaizvodu frekvencije. „Umjetna emulacija“ inercijskog odziva opisana je u [6], a u osnovi predstavljaoponašanje odziva sinkronih generatora na poremećaj frekvencije u sustavu. Druga podkategorija odzivapodrazumijeva da je dodatna snaga proporcionalna razlici izmjerene i nazivne frekvencije, što u osnoviodgovara statičnosti samog agregata, odnosno emulaciji ''droop control'' konvencionalnih agregata. Brzina VA nakon podrške regulaciji frekvencije sustava mora biti vraćena na optimalnu vrijednost.Približno ista kinetička energija vjetrotrubine koja je predana sustavu vrlo brzo mora biti vraćena. Stoga,ako je predana kinetička energija prevelika to će značiti da u trenucima oporavka brzine turbine, turbinapredaje umanjenu snagu sustavu u trenucima dok sustav još nije uspostavio stacionarno stanje, što seispoljava kao dodatni poremećaj ravnoteže aktivne snage. Zato je bitan i vremenski dijagram oporavkabrzine (snage) vjetroturbine. Neki autori predlažu da se ovaj povratak brzine odvija po „rampi“, dok drugida se povratak brzine za različite jedinice odvija s određenom distribucijom u vremenskom smislu [2],[14], [15]. Prema pregledu dostupne literature [13]-[25]do sada nije opisan analitički pristup projektiranjaregulatora za podršku regulaciji frekvencije, a parametri inercijskog odnosno ''droop'' regulatorasuodređivani na heuristički način. Pored toga, nije specificiran ''poželjan'' izgled vremenskog odziva dodatneisporučene snage VA nakon poremećaja aktivne snage u sustavu. Prilikom razvoja algoritma upravljanja,korišten je analitički pristup prilikom projektiranja, a kao poželjan odziv odabran je odziv termoelektranetipa GUNRST.Karakteristike algoritma upravljanja su prikazane u poglavlju 4.3.2.2. Upravljanje rezervom snage S obzirom na stohastičku prirodu vjetra, od vjetroelektrana u normalnom pogonu se uglavnomzahtijeva da rade na način kojime se teži ka maksimiziranju prihoda i većem korištenju raspoloživeenergije vjetra. Prema tome, za razliku od konvencionalnih elektrana, VE nemaju mogućnost trajnogpovećanja djelatne snage i prirodnog sudjelovanja u sekundarnoj regulaciji. Njihovo sudjelovanje usekundarnoj regulaciji se zapravo ostvaruje na način da se zahtijeva da vjetroagregati ne rade uoptimalnoj točki pogona. Ovaj neoptimalni pogon se još naziva i pogon s umanjenom snagom [3], a možese klasificirati u dvije kategorije: metode upravljanja koje smanjuju kut zakreta lopatica turbine (eng. pitchangle control), te metode pogona vjetrotrubine pri većim brzinama vrtnje (eng. overspeed control). Uidealnom se slučaju obje metode koriste istovremeno kako bi se optimizirala metoda upravljanjarezervom snage Kako bi se osigurala rezerva snage, VA mora raditi u točki pogona pri kojoj se ne koristimaksimalna snaga vjetra. Na primer, od VA se može zahtijevati da odredi dovoljno nisku vrijednostreferentne snage u odnosu na nazivnu snagu (tzv. ravnotežno upravljanje) ili da ograniči proizvodnju nanačin da je uvijek raspoloživa određena rezerva snage (tzv. delta upravljanje) [8].4. DIZAJN REGULATORA S REFERENTNIM MODELOM ZA UPRAVLJANJE INICIJALNIMFREKVENCIJSKIM ODZIVOM U ovom su radu prikazane karakteristike upravljačkog algoritma za upravljanje električnomsnagom vjetrogeneratora s ciljem inicijalne potpore regulaciji frekvencije u tranzijentnom režimu nakoniznenadnog poremećaja aktivne snage. Predloženi upravljački algoriatm baziran je na zahtjevu da VE treba što je moguće bolje oponašatiodziv termoelektrane tipa GUNRST u inicijalnom tranzijentnom režimu nakon poremećaja (trajanja do 5sekundi). Radi jednostavnosti analize karakteristika odziva VE pretpostavljeno je da VA ima istu inercijskukonstantu kao i ekvivalentna GUNRST jedinica. Također se pretpostavlja da je nominalna snaga VEjednaka nominalnoj snazi njenog GUNRST ekvivalenta.Radi opširnosti, u nastavku je dan samo pojednostavljeni prikaz strukture predloženog upravljačkogalgoritma koji je prikazan na slici 2.
Str. 168ref + pe Elektronički pretvarač +w Lead Kompenzator + K1GgGt + Slika 2. Struktura predloženog upravljačkog algoritma za upravljanje inicijalnim frekvencijskim odzivom VE U predloženom algoritmu se za emulaciju inercijskog odziva VE koristi signal čime jeizbjegnuto korištenje signala d/dt, koji u fazi inicijalnog odziva ima veliki raspon promjene. Za prezentaciju karakteristika predloženog upravljačkog algoritma odabran je modificiraniispitnisustav[4] koji se sastoji od dva područja koja su predstavljena ekvivalentnim proizvodnimjedinicama tipa GURST (eng. Generation Unit with Reheat Steam Turbine) nominalne aktivne snagePn1=Pn2=400 MW, Područja su povezana prijenosnim vodom napona Un=500 kV i dužine l=160 km.Simulacija je obavljena korištenjem programskog paketa Matlab, odnosno Matlab/Simulink. Na sabirnicuprvog generatora je u jednom slučaju priključena referentna GUNRST jedinica nominalne aktivne snagePnr = 200 MW, a u drugom slučaju VE nominalne aktivne snage Pnw = 200 MW. Analiziran je odziv pri pojavi neravnoteže aktivne snage u iznosu od 5% od ukupne nominalnesnage sustava za slučajeve kada je na istu sabirnicu priključena VE, odnosno GUNRST, kao i kada nijepriključena niti VE ni GUNRST. Odstupanje frekvencije prikazano je na slici 3. Odstupanje frekvencije (pu) Slika 3. Odstupanje frekvencije pri pojavi neravnoteže iznosa 5% ukupne nominalne snage sustava VE TE bez podrške Vidljivo je da se upotrebom VE s predloženim algoritmom upravljanja postižu isti FCR i FN kao i uslučaju referentne GUNRST. Budući da VE koje rade u režimu MPPT ne mogu trajno osigurati dodatnusnagu, SSFD je ipak nešto veći u slučaju korištenja VE. Međutim, ovoodstupanje frekvencije se postavljana nulu korištenjem sekundarne regulacije frekvencije.
Str. 169 Na slici 4a. je prikazana promjena brzine vrtnje VE. Maksimalna pad brzine je oko 4% svremenom oporavka oko 100 sekundi. Vrijeme oporavka brzine prvenstveno ovisi o vrijednosti odnosaK/Ti proporcionalno – integracijskog regulatora(PI regulatora), gdje su: K – koeficijent pojačanja Ti – integracijska vremenska konstanta te se promjenom ovog odnosa mogu dobiti različite vrijednosti vremena oporavka kako je iprikazano na slici 4b. Vremenski dijagram odstupanja predane snage VE je prikazan na slici 5. Pozitivnevrijednosti odstupanja predane snage znače da agregat VE predaje više električne snage od mehaničkesnage turbine, na osnovu ekstrakcije kinetičke energije VA, dok negativne vrijednosti odstupanja predanesnage znače da agregat predaje manje električne snage od mehaničke snage turbine vraćajući kinetičkuenergiju (brzinu) rotirajućih dijelova na vrijednosti prije poremećaja frekvencije. Integral odstupanja snageje približno jednak nuli.Brzina vrtnje vjetroturbine (pu) Aktivna snaga (pu) Brzina vrtnje vjetroturbine (pu)Slika 4a. Promjena brzine vrtnje VE Slika 4b. Promjena brzine vrtnje VE K=2, Ti=20; K=3, Ti=13.3; K=4, Ti=10 Slika 5. Vremenski dijagram odstupanja predane snage VE Za razliku od vremena oporavka brzine, koje se znatno smanjuje s povećanjem odnosaK/Ti,vremenski dijagram promjene frekvencije neposredno nakon pojave poremećaja usustavu se ne mijenjapuno, što se može vidjeti na slici 6.
Str. 170Odstupanje frekvencije (pu)Slika 6. Vremenski dijagram odstupanja frekvencije VE K=2, Ti=20; K=3, Ti=13.3; K=4, Ti=10 Na slici 7. je prikazano odstupanje frekvencije mreže kada se za podršku koristi VE spredloženim algoritmom upravljanja, za slučaj promjene vrijednosti brzine vjetra u opsegu 0.5-1 p.u. Saslike se može uočiti da je „podrška“ koju VE ostvaruje u inicijalnom frekvencijskom odzivu veoma sličnapri promatranim uvjetima. Na ovaj način prikazano je da proces ekstrakcije kinetičke energije korištenjempredloženog algoritma ne ovisi o brzini vjetra. Time je dokazana robusnost predloženog upravljačkogalgoritma.Odstupanje frekvencije (pu)Slika 7. Vremenski dijagram odstupanja frekvencije VE pri različitim brzinama vjetraBrzina vjetra 6 m/s; Brzina vjetra 9 m/s; Brzina vjetra 12 m/s4. ZAKLJUČAK Sudjelovanje konvencionalnih elektrana u primarnoj regulaciji frekvencije svodi se na djelovanjepromjene kinetičke energije sinkronih generatora i njihovih turbinskih regulatora do koje dolazi nakonodstupanja frekvencije od nominalne vrijednosti. U aktualnim mrežnim pravilima uglavnom se nezahtijeva sudjelovanje VE u primarnoj regulaciji frekvencije. Trendovi povećanja udjela VE u ukupnojproizvodnji EES nameću potrebu njihovog doprinosa primarnoj regulaciji frekvencije. S predloženimnovim upravljačkim algoritmom, prikazanim u ovom radu, osigurano je da se u fazi inicijalnogfrekvencijskog odziva EES, VE ponašaju gotovo istovjetno kao i referentne konvencionalne proizvodnejedinice, odnosno termoelektrane s turbinama bez pregrijavanja pare. Predloženi upravljački zakonomogućava da je odziv VE u režimima poremećaja invarijantan u odnosu na promjenu brzine vjetra uširokom opsegu vrijednosti. Na ovaj je način pouzdanost EES u režimima poremećaja aktivne snageočuvana bez obzira na razinu proizvodnje iz VE. U cilju daljeg razvoja predloženog upravljačkogalgoritma planirana su istraživanja u sljedećim područjima: koordinacija inercijskog odziva i primarneregulacije frekvencije VE, upravljanje odzivom pojedinih VA na osnovu zahtijeva za odzivom VE,ponašanje odziva VE pri djelovanju elektromehaničkih oscilacija frekvencije i koordinacija upravljanjaodzivom VE i konvencionalnih elektrana
Str. 1715. LITERATURA[1] Xue Y., Tai N. “Review of contribution to frequency control through variable speed wind turbine “, Elsevier, Renewable Energy, Volume 36, Issue 6, pp. 1671-1677, Jun. 2011.[2] J. Morren, S. W. H. de Haan, W. L. Kling, and J. A. Ferreira, “Wind turbines emulating inertia and supporting primary frequency control,”IEEE Trans. Power Systems, vol. 21, no. 1, pp. 433-434, Feb. 2006.[3] J. M. Mauricio, A. Marano, A. Gomez-Exposito, J. L. M. Ramos, “Frequency regulation contribution through variable-speed wind energy conversion systems,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 24, no. I, pp.173-180, Feb. 2009.[4] P. Kundur, \"Power System Stability and Control“, New York: Mc Graw-Hill, 1993.[5] B. Dinakar, \"Comparing and evaluating frequency response characteristics of conventionalpower plant with wind power plant“, Master thesis, Chalmers University of Technology, 2008.[6] G. Ramtharan, J. B. Ekanayake, and N. Jenkins, “Frequency support from doubly fed induction generator wind turbines,” IET RenewablePower Generation, vol.1, pp. 3-9, March 2007.[7] E.Bećirović, I. Kuzle, M.Kušljugić, \"Pregled tehničkih zahtjeva mrežnih pravila za vjetroelektrane“, 9. simpozij o sustavu vođenja EES-a, HRO Cigre, Zadar, 2010.[8] O. Anaya-Lara, N. Jenkins, J. Ekanayake, P. Cartwright, and M.Hughes, \"Wind Energy Generation – Modeling and Control“, WestSussex, U.K.: Willey, 2009.[9] J.Brisebois, N. Aubut, \"Wind Farm Inertia Emulation to FulfillHydro-Québec's Specific Need“, Power and Energy Society General Meeting, IEEE, July 2011.[10] N. R. Ullah, T. Thiringer, and D. Karlsson, “Temporary primaryfrequency control support by variable speed wind turbines – potentialand applications,” IEEE Trans. Power Systems, vol. 23, no. 2, pp. 601-612, May 2008.[11] N. R. Ullah, \"Added value for network operation“, PhD thesis, Chalmers University of Technology, 2008.[12] G. C. Tarnowski, P.C. Kjær, S. Dalsgaard, A. Nyborg, “Regulation and frequency response service capability of modern wind power plants,\" Power and Energy Society General Meeting, 2010 IEEE , vol., no., pp.1-8, 25-29 Jul. 2010[13] F. M. Hughes, O. Anaya-Lara, N. Jenkins, G. Strbac, “Control of DFIG-based wind generation for power network support,” IEEE Trans.Power Systems, vol. 20, no. 4, pp. 1958-1966, Nov. 2005.[14] J. F. Conroy and R. Watson, ”Frequency response capability of full converter wind turbine generators in comparison to conventional generation,” IEEE Trans. Power Systems, vol. 23, no. 2, pp. 649-656,May 2008.[15] P.-K. Keung, L. Li, H. Banakar, and B. T. Ooi, “Kinetic energy of windturbinegenerators for system frequency support,” IEEE Trans. PowerSystems, vol. 24, no.1, pp. 279-287, Feb. 2009.[16] J. Ekanayake, N. Jenkins, “Comparison of the response of doubly fed and fixed speed induction generator wind turbines to changes in network frequency”, IEEE Trans Energy Convers 2004.[17] E. Bećirović, \"Mogućnost upravljanja frekvencijom EES-a u uvjetima integracije vjetroelektrana“, kvalifikacijski doktorski ispit, FER Zagreb, studeni 2011.[18] M. Akbari, M. Madani Seyed, “Participation of DFIG based wind turbines in improving short term frequency regulation”, Electrical Energy (ICEE), 18th Iranian Conference on Digital Object Identifier, 2010[19] V. Courtecuisse, B. Robyns, S. Plumel, B. Francois, J. Deuse “Capacity of a variable speed turbine to participate in primary frequency control”, Sixth international workshop on large-scale integration of wind power and transmission networks for offshore wind farms, Delft, October 2006.[20] F. M. Hughes, O. Anaya-Lara, N. Jenkins, and G. Strbac, “Control ofDFIG-based wind generation for power network support,” IEEE Trans.Power Systems, vol. 20, no. 4, pp. 1958-1966, Nov. 2005.[21] J. Duval and B. Meyer, ”Frequency behavior of grid with highpenetration rate of wind generation,” in PowerTech 2009 Conf.,Bucharest, Romania, June 28 – July 2, 2009, pp. 1-6.[22] Y.-Z. Sun, Z.-S. Zhang, G.-J. Li, and J. Lin, “Review on frequencycontrol of power systems with wind power penetration, “ in Proc. PowerSystem Technology (POWERCON), 2010 International Conf.,Hanghzou, China, Oct. 24-28, 2010, pp. 1-8.[23] H. Knudsen and J. N. Nielsen, “Introduction to the modeling of windturbines, “ in Wind Power in Power Systems, T. Ackermann, Ed.Chicester, U. K.: Wiley, 2005, pp. 525-585.[24] N. W. Miller, J. J. Sanchez-Gasca, W. W. Price, and R. W. Delmerico,“Dynamic modeling of GE 1.5 and 3.6 MW wind turbine-generators forstability simulations,” in Proc. IEEE Power Eng. Soc. General Meeting,July 2003, pp 1977-1983.
Str. 172[25] M. Chinchilla, S. Arnaltes, and J. C. Burgos, “Control of permanentmagnet generators applied to variable-speed wind-energy systemsconnected to the grid,” IEEE Trans. Energy Conversion., vol. 21, no. 1,pp. 130-135, March 2006.10
Str. 173HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA 2-0BZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ10. simpozij o sustavu voĎenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.Dr. sc. Lahorko Wagmann Dr. sc. Željko RajićHERA, Zagreb HERA, [email protected] [email protected]. dr. sc. Srđan Žutobradić Davorin BrkićHERA, Zagreb HERA, [email protected] [email protected] URAVNOTEŢENJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA I OBRAČUN ENERGIJE URAVNOTEŢENJASAŢETAK Hrvatska energetska regulatorna agencija pomoću podataka koje joj dostavljaju operatori mreže ioperator tržišta nadzire uravnoteženje elektroenergetskog sustava i obračun energije uravnoteženja. Uradu su navedeni zahtjevi propisani europskim direktivama i trenutačni hrvatski regulatorni okvir. Opisanaje metodologija uravnoteženja te su uspoređene cijene odstupanja u Hrvatskoj, Mađarskoj i Sloveniji.Također je prikazan nadzor nad primjenom nadomjesnih krivulja opterećenja i nadzor nad obračunomenergije uravnoteženja. Analizirane su poteškoće u obračunu uravnoteženja, kao i prihodi operatoraprijenosnog sastava od obračuna uravnoteženja te udio obračuna uravnoteženja u prihodimaopskrbljivača. U radu su dani zaključci u cilju poboljšanja transparentnosti uravnoteženjaelektroenergetskog sustava i obračuna energije uravnoteženja. Ključne riječi: uravnoteženje, obračun uravnoteženja, nadomjesne krivulje opterećenja ELECTRICITY SYSTEM BALANCING AND IMBALANCE SETTLEMENTSUMMARY Croatian Energy Regulatory Agency through data sent by network operators and market operatormonitors electricity system balancing and imbalance settlement. In the paper the requirements laid downin European directives and in the current Croatian regulatory framework are stated. The balancingmethodology is described and the imbalance prices in Croatia, Hungary and Slovenia are compared.Also, the monitoring process over load profiles application and the monitoring process over the imbalancesettlement are shown. Problems with imbalance settlement are analysed as well as the transmissionsystem operator’s revenue from imbalance settlement and the share of imbalance settlement in suppliers’revenues. In the paper the conclusions are given in order to improve the transparency of electricitysystem balancing and imbalance settlement. Key words: balancing, imbalance settlement, load profiles1. UVOD Uravnoteženje EES-a i obračun energije uravnoteženja propisani su Zakonom o tržištu električneenergije („Narodne novine“, broj 177/04, 76/07, 152/08, 14/11 i 59/12) i uređeni nizom podzakonskihakata, kao što su Pravila djelovanja tržišta električne energije („Narodne novine“, broj 135/06 i 146/10),Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava („Narodne novine“, broj 133/06 i 135/11; u daljnjem 1
Str. 174tekstu: Pravila o uravnoteženju), Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije uelektroenergetskom sustavu („Narodne novine“, broj 37/11 i 42/11; u daljnjem tekstu: Metodologijauravnoteženja) te Pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja (www.hep.hr/ods; u daljnjem tekstu:Pravila primjene NKO). Uravnoteženje elektroenergetskog sustava dužnost je HEP-Operatoraprijenosnog sustava (u daljnjem tekstu: HEP-OPS), dok u obračunu energije uravnoteženja sudjelujuHrvatske energetske regulatorne agencije (u daljnjem tekstu: HERA), Hrvatski operator tržišta energije (udaljnjem tekstu: HROTE), HEP-Operator distribucijskog sustava (u daljnjem tekstu: HEP-ODS) i HEP-OPS. U hrvatskom modelu tržišta, svrha mehanizama uravnoteženja je penalizacija odstupanja izmeđuostvarenja i ugovornih rasporeda subjekata odgovornih za odstupanje (u daljnjem tekstu: SOZO), koji sena taj način potiču na dostavljanje realnih ugovornih rasporeda. Iako su formalno SOZO-i, osimopskrbljivača, i trgovci električnom energijom te proizvođači električne energije, za sada se samoopskrbljivačima električnom energijom redovito obračunava i naplaćuje energija uravnoteženja.2. REGULATORNI OKVIR2.1. Direktiva EC 72/2009 U skladu s Direktivom EC 72/2009, u okviru dovoljno likvidnog tržišta električne energije,potrebno je ustanoviti i tržište energije uravnoteženja. Međutim, sve dok tržište ne postane dovoljnolikvidno, regulator treba imati aktivnu ulogu u određivanju cijena odstupanja koje odražavaju stvarnetroškove. U isto vrijeme, cijene energije uravnoteženje trebaju poticati tržišne sudionike na prijavljivanječim točnijih satnih planova. Operator prijenosnog sustava donosi pravila za uravnoteženje EES i pravila za obračunneravnoteže između satnih planova i ostvarenja tržišnih sudionika u skladu s metodologijom zauravnoteženje. Regulator je odgovoran za izradu ili odobravanje metodologije u kojoj su propisani uvjeti pružanjausluge uravnoteženja na najekonomičniji način uz poticanje ispravnog satnog planiranja tržišnihsudionika.2.2. Hrvatski regulatorni okvir Prema Zakonu o tržištu električne energije HEP-OPS odgovoran je za donošenje objektivnih,razvidnih i nepristranih pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava, uključujući i pravila zazaračunavanje naknada koje plaćaju SOZO-i za elektroenergetsku neravnotežu. U skladu s navedenim,HEP-OPS je donio Pravila o uravnoteženju, uz prethodnu suglasnost HROTE-a i HERA-e. Prema Pravilima o uravnoteženju, subjekti odgovorni za odstupanje, odnosno proizvođači,opskrbljivači i trgovci, sklapaju s HEP-OPS-om ugovor o energiji uravnoteženja koji sadrži i financijskojamstvo za pokriće troškova energije uravnoteženja. Prema Pravilima djelovanja tržišta električne energije tržišni sudionici HROTE-u dostavljajuugovorne rasporede koji su, zajedno s podacima o ostvarenju, temelj za obračun energije uravnoteženja.Tržišni sudionik može tražiti od HEP-OPS-a izmjenu ugovornog rasporeda tijekom dana isporukenajkasnije dva sata prije početka razdoblja na koje se izmjena odnosi. U skladu sa Zakonom o regulaciji energetskih djelatnosti („Narodne novine“, broj: 177/04, 76/07,152/08 i 14/11) HERA je donijela Metodologiju uravnoteženja. HERA nadzire energetske subjekte, uskladu s odredbama Zakona o energiji („Narodne novine“, broj: 68/01, 177/04, 76/07, 152/08 i 127/10) izakonima kojima se uređuje obavljanje pojedinih energetskih djelatnosti. Satna ostvarenja opskrbljivača koji opskrbljuju kupce bez intervalnih brojila izračunavaju setemeljem Pravila primjene NKO koja je donio HEP-ODS.3. PRAVILA O URAVNOTEŢENJU Tablica I prikazuje način izračuna odstupanja SOZO-a prema Pravilima o uravnoteženju. Iznoskoji SOZO plaća za pozitivno (negativno) odstupanje jednak je umnošku pozitivnog (negativnog)odstupanja i cijene za pozitivno (negativno) odstupanje. 2
Str. 175 Tablica I Model obračuna energije uravnoteženja SOZO-ima SOZO Odstupanje Pozitivno Negativno Ukupni iznos Ip Cp EpOpskrbljivači E Eostvarenje Eugovorni raspored In Cn En mmProizvođači E Eugovorni raspored Eostvarenje Iuk I pi I nii trgovci i1 i1gdje su: jedinična cijena električne energije uravnoteženja za pokrivanje odstupanja s Cp pozitivnim predznakom [kn/MWh] Ep odstupanje s pozitivnim predznakom SOZO-a u obračunskom razdoblju uravnoteženja [MWh] Cn jedinična cijena električne energije uravnoteženja za pokrivanje odstupanja s pozitivnim predznakom [kn/MWh] m broj intervala u obračunskom razdoblju En odstupanje s negativnim predznakom SOZO-a u obračunskom razdoblju uravnoteženja [MWh] Slika 1 prikazuje primjer izračuna odstupanja opskrbljivača (∆EO), odnosno odstupanjeproizvođača i trgovca (∆ET,P). 40 35 Eugovorni raspored 30 Eostvarenje 25 EO ET,P 20 E [MW] 15 10 5 0 -5 -101 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 h Slika 1 Odstupanje opskrbljivača (∆EO) i odstupanje proizvođača i trgovca (∆ET,P)4. METODOLOGIJA URAVNOTEŢENJA Metodologija uravnoteženja propisuje način određivanja cijena pozitivnog i negativnog odstupanjaCp i Cn utvrđenih prema referentnoj cijeni Cr, koja se mijenja na mjesečnoj razini, a sastoji sekomponenata Cr1 i Cr2. Prva komponenta referentne cijene Cr1 određuje se kao mjesečni prosjek indeksa„Phelix Day Base“ za obračunsko razdoblje na Europskoj burzi električne energije EPEX Spot Market.Drugu komponentu Cr2 čini domaća cijena proizvodnje električne energije definirana iznosom tarifnestavke za proizvodnju električne energije, za radnu energiju kućanstva s jednotarifnim mjerenjemenergije. Težinski faktor za prosječnu mjesečnu cijenu s EPEX-a iznosi 0,3 dok težinski faktor za domaćucijenu proizvodnje iznosi 0,7. Radi se o faktorima koji odražavaju prosječne omjere uvezene električneenergije u odnosu na domaću proizvodnju. Slika 2 prikazuje kretanje referentne cijene energije uravnoteženja Cr koja se određuje na temeljuformule: Cr 0,3 Cr1 0,7 Cr 2 (1) 3
Str. 176gdje su: mjesečni prosjek „Phelix Day Base Monthly Average” na Europskoj burzi Cr1 električne energije EPEX Cr2 tarifa prema tarifnom modelu za kućanstva „Plavi“ (0,4342 kn/kWh tijekom 2011.) 70 Referentna cijena energije uravnoteţenja 60Cr [€/MWh] 50 0,3×Cr1 40 30 20 0,7×Cr2 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 mjeseci Slika 2 Kretanje referentne cijene energije uravnoteženja Cr u 2011. godini Metodologija uravnoteženja predviđa stalnu cijenu za pozitivna i negativna odstupanja koja suunutar tolerancijskog praga ±T. Za pozitivna odstupanja koja su veća od T, a manja od 4T cijena uravnoteženja raste linearno.Nakon što pozitivno odstupanje prijeđe vrijednost 4T cijena uravnoteženja se ustaljuje. Za negativna odstupanja koja su u intervalu (-4T, -T) cijena uravnoteženja pada linearno. Nakonšto negativno odstupanje prijeđe vrijednost -4T, cijena uravnoteženja je nula. Tolerancijski prag subjekta odgovornog za odstupanje određuje se posebno za svaki obračunskiinterval iz: T min max kt Eostvarenje,Tmin ,Tmax (2)gdje su: ostvarenje subjekta odgovornog za odstupanje koeficijent tolerancijskog praga (0,05) Eostvarenje najmanja vrijednost tolerancijskog praga kt najveća vrijednost tolerancijskog praga Tmin Tmax Zbog toga što ostvarenje može biti nula, najmanja vrijednost tolerancijskog praga Tmin je 1 MW.Zbog prisutnosti dva iznimno velika tržišna sudionika, HEP-ODS-a i HEP-Opskrbe, čija ostvarenja dosežu1200 MW i čiji tolerancijski prag može iznositi do 60 MW, postavljen je maksimalni tolerancijski prag Tmaxod 20 MW. Zbog jednostavnosti, vrijednost tolerancijskog praga jednaka je za pozitivna i negativnaodstupanja. U svakom obračunskom intervalu jedinična cijena pozitivnog odstupanja subjekta odgovornog zaodstupanje određuje se iz: k kp Cr ; E T k 1 E T Cp 3 T kp Cr k4Tp 1 ; T E 4 T (3) k kp Cr k4Tp ; 4 T Egdje su: kp = 1,3 k4Tp = 1,4 4
Str. 177 U svakom obračunskom intervalu jedinična cijena negativnog odstupanja subjekta odgovornog zaodstupanje određuje se iz: k kn Cr ; T E Cn k kn Cr 1 1 k4Tn E T ; 4 T E T (4) 3 T 0 ; E 4 Tgdje su: kn = 0,5 k4Tn = 0,25 Koeficijent koji određuje oblik dijagrama jediničnih cijena pozitivnog i negativnog odstupanjaunutar tolerancijskog praga jednak je: 0,6 ; svakog dana od 00:00 do 06:00k 1 ; svakog dana od 06:00 do 10:00, od 13:00 do 17:00 te od 22:00 do 24:00 1,15 ; svakog dana od 10:00 do 13:00 te od 17:00 do 22:00 Slika 3 prikazuje ovisnost jediničnih cijena pozitivnog i negativnog odstupanja subjektaodgovornog za odstupanje u svakom obračunskom intervalu. 120 Cn, Cp, [€/MWh]100 Niža tarifa Srednja tarifa 80 Viša tarifa6040200 -4T -3T -2T -T 0 T 2T 3T 4T ESlika 3 Ovisnost jediničnih cijena pozitivnog i negativnog odstupanja subjekta odgovornog za odstupanje u svakom obračunskom intervalu u 7. mjesecu 2011.5. CIJENE ENERGIJE URAVNOTEŢENJA U HRVATSKOJ I OKRUŢENJU Slovenski operator tržišta BORZEN objavljuje na svojim stranicama (http://www.borzen.si) satnecijene pozitivnog i negativnog odstupanja C+ i C-. Slika 4 prikazuje prosječne cijene pozitivnog inegativnog odstupanja u Sloveniji i Hrvatskoj u 2011. godini. Vidljivo je da su prosječne cijene pozitivnogodstupanja u Sloveniji slične hrvatskim cijenama, dok su cijene negativnih odstupanja u Slovenijiznačajno veće od hrvatskih. Za Sloveniju su prikazane prosječne cijene, stoga treba napomenuti da susatne cijene u Sloveniji daleko promjenjivije od onih u Hrvatskoj. 5
Str. 178 Usporedba cijena pozitivnog i negativnog odstupanja u Hrvatskoj i Sloveniji 120 100 Cp (I, II, III)C+, C-, Cp, Cn [€/MWh] 80 avg(C-) (SLO) Cp (IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XI, XII) avg(C+) (SLO) 60 40 20 Cn (I, II, III) Cn (IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XI, XII) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t [h] Slika 4 Usporedba cijena pozitivnog i negativnog odstupanja u Hrvatskoj i Sloveniji Mađarski operator prijenosnog sustava MAVIR na svojim stranicama objavljuje petnaestminutnecijene električne energije uravnoteženja (http://www.mavir.hu/web/mavir-en/settlement-unit-prices) zapozitivna i negativna odstupanja. Slika 4 prikazuje prosječne cijene pozitivnog i negativnog odstupanja uMađarskoj i Hrvatskoj u 2011. godini. Vidljivo je da su prosječne cijene pozitivnog odstupanja uMađarskoj veće od hrvatskih cijena, dok su cijene negativnih odstupanja u Mađarskoj značajno manje od Usporedba cijena pozitivnog i negativnog odstupanja u Hrvatskoj i Mađarskojhrvatskih. 120 avg(Cp) (HU) 100Cp, Cn [€/MWh] 80 60 40 20 avg(Cn) (HU) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t [h] Slika 5 Usporedba cijena pozitivnog i negativnog odstupanja u Hrvatskoj i Mađarskoj 6
Str. 1796. NADZOR NAD PRIMJENOM NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA Slika 6 prikazuje proces nadzora Pravila primjene NKO. HEP-ODS svakog mjeseca HERA-idostavlja strukturirane podatke o izračunu ostvarenja opskrbljivača u elektroničkom obliku. HERA je uMatlabu razvila aplikaciju NetProfile pomoću koje je, na temelju dostavljenih podataka, moguće ponovitiobračun ostvarenja opskrbljivača, čime se, usporedbom s HEP-ODS-ovim obračunom, provjerava točnostdostavljenih podataka te se radi vizualizacija svakog koraka izračuna ostvarenja opskrbljivača. Takav pristup nadzoru Pravila primjene NKO odabran je zato što postupak izračuna ostvarenjaopskrbljivača mora biti u potpunosti razumljiv prije dobivanja HERA-inog mišljenja. HEP-ODS HERA MATLAB Provjera E-SEKTOR NetProfile izračuna ostvarenja Vizualizacija krivulja ostvarenja opskrbljivača Slika 6 Nadzor Pravila primjene NKO Tablica II prikazuje ulazne podatke potrebne za proračun ostvarenja opskrbljivača te HERA-inoviđenje njihovog izvora, potrebnog vremena i načina objavljivanja te povjerljivosti. U cilju transparentnostii nepristranosti u izračunu ostvarenja, svaki opskrbljivač bi trebao na raspolaganju imati navedenepodatke. Tablica II Potrebni ulazni podaci za proračun ostvarenja opskrbljivača Oznaka Podatak Izvor Vrijeme Način Povjerljiv NKOKSK ODS objavljivanja objavljivanja normirane vrijednosti NKO za kgub svaku karakterističnu skupinu Y Internet NE F kupaca Pds-o ODS Y Internet NEΣPkupacmjs-o koeficijent gubitaka snage Pgds-o ODS Y Internet NE WKSK koeficijenti za izračun faktora WKSK-O dinamiziranja potrošnje OPS/ODS M+1 Internet NE kućanstava PO-ms-o vrijednosti krivulje opterećenja ODS M+1 Internet NE distribucijskog sustava zbroj vrijednosti izmjerenih ODS M+1 Internet NE opterećenja kupaca s mjerenjem ODS M+1 Internet NE snage iskazan po intervalima vrijednosti krivulje gubitaka snage ODS M+1 e-mail DA u distribucijskom sustavu ukupna godišnja potrošnja ODS M+1 e-mail DA karakteristične skupine kupaca ukupna godišnja potrošnja karakteristične skupine kupaca promatranog opskrbljivača vrijednosti krivulje ostvarenja kupaca s mjerenjem snage promatranog opskrbljivača Slika 7 prikazuje algoritam proračuna prema Pravilima primjene NKO koji je korišten u MatLabaplikaciji NetProfile. 7
Str. 180 PočetakIzračun vrijednosti krivulje opterećenja distribucijskog Pds-o(t) = ΣPpsm-dsm(t) + ΣPppds(t) + ΣPpddm(t)sustava Pgds-o(t) = Pds-o(t) × kgub / 100Izračun vrijednosti krivulje gubitaka snage distribucijskog Ppkods-o(t) = Pds-o(t) – Pgds-o(t) – ΣPkupacmjs-o(t)sustava PNKO-KSK(t) = NKOKSK(t) × WKSK / WN-g ZKSK (t)= PNKO-KSK(t) / ΣPNKO-KSK(t)Izračun vrijednosti preostale krivulje opterećenja PKSK-o(t) = Ppkods-o(t) × ZKSK(t)distribucijskog sustava GO-KSK = WKSK-O / WKSK PKSK-O-o(t) = PKSK-o(t) × GO-KSKIzračun vrijednosti nadomjesne krivulje opterećenja za PO-bms-o(t) = ΣPKSK-O-o(t)svaku karakterističnu skupinu kupaca PO-o(t) = PO-ms-o(t) + PO-bms-o(t) Eostvarenje-O(t)Izračun vrijednosti faktora razlučivanja za svakukarakterističnu skupinu kupacaIzračun vrijednosti krivulje ostvarenja opterećenja svakekarakteristične skupine kupacaIzračun težinskog faktora svakog svakog opskrbljivačaza svaku karakterističnu skupinu kupacaIzračun vrijednosti krivulje ostvarenja opterećenjasvakog opskrbljivača za svaku karakterističnu skupinukupacaIzračun vrijednosti krivulje ostvarenja opterećenjasvakog opskrbljivača kupaca za koja ne postojemjerenjaIzračun vrijednosti krivulje ostvarenja opterećenjasvakog opskrbljivačaIzračun vrijednosti satnih ostvarenja opterećenja svakogopskrbljivača KrajSlika 7 Algoritam proračuna prema Pravilima primjene NKO Tablica III prikazuje usporedbu ostvarenja opskrbljivača izračunatih pomoću Pravila primjeneNKO i ostvarenja iz izvještaja o ostvarenoj prodaji električne energije pojedinih opskrbljivača. Tijekom2011. uočeni su problemi u Pravilima primjene NKO koji su se očitovali u značajnoj razlici (do 30%)između izračunatih ostvarenja i izvještaja o ostvarenoj prodaji električne energije pojedinih opskrbljivača,zbog čega su izmijenjena Pravila o uravnoteženju i uveden korekcijski faktor. Ukoliko se obračunmjesečne količine energije po opskrbljivaču za obračunska mjerna mjesta za koje ne postoji izmjerena ipotvrđena krivulja opterećenja (WNKO-O) razlikuje od mjesečne količine energije po opskrbljivaču izslužbenog izvješća o ostvarenju opskrbljivača umanjene za energiju za obračunska mjerna mjesta zakoja postoji izmjerena i potvrđena krivulja opterećenja u obračunskom razdoblju (Wo-O), HEP-ODS kodizračuna ostvarenja opskrbljivača sve satne vrijednosti krivulje ostvarenja za obračunska mjerna mjestaza koja ne postoji izmjerena i potvrđena krivulja opterećenja u obračunskom razdoblju množi s faktorom:k WoO / WNKOO (5) 8
Str. 181Tablica III Usporedba ostvarenja opskrbljivača izračunatih pomoću Pravila primjene NKO i ostvarenja iz izvještaja o ostvarenoj prodaji električne energije pojedinih opskrbljivača tijekom 2011. godine Opskrbljivač Mjesec i godina Ostvarenje Izvještaj o RazlikaHEP-ODS izračunato ostvarenoj [%]Opskrbljivač 1 4 primjenom NKOOpskrbljivač 2 5 prodaji 13%Opskrbljivač 3 6 [MWh] [MWh] 9%Opskrbljivač 4 7 661.435,935 597.068,385 8 617.883,367 577.760,294 11% 9 622.694,914 564.410,932 -4% 4 604.758,425 644.920,824 -5% 5 626.730,458 674.512,769 5% 6 614.803,023 589.480,766 2% 7 509.103,589 629.578,416 1% 8 545.130,316 670.876,835 3% 9 571.732,557 674.195,167 0% 4 611.020,740 732.045,626 2% 5 614.696,806 718.604,835 6% 6 606.115,754 672.597,712 -22% 7 -19% 8 1.868,415 2.283,975 0% 9 1.876,512 2.233,141 -35% 4 2.278,055 2.278,175 -6% 5 2.575,694 3.470,230 -4% 6 3.410,478 3.631,001 -5% 7 3.491,674 3.628,035 -7% 8 4.712,782 4.929,061 -11% 9 5.977,603 6.411,950 -22% 4 5.919,160 6.580,975 -19% 5 6.422,044 7.865,197 -2% 6 7.219,568 8.618,928 15% 7 8.255,835 8.388,737 19% 8 -14% 9 2,095 1,777 5% 2,497 2,029 -15% 1,847 2,098 -2% 2,441 2,310 2,137 2,468 6.077,548 6.202,278 Nadzor nad Pravilima primjene NKO ilustriran je na nekoliko dijagrama koji opisuju pojedinekorake izračuna ostvarenja opskrbljivača. Slika 8 prikazuje način određivanja preostale krivulje opterećenja distribucijskog sustava Ppkods-o,na način da se od krivulje opterećenja distribucijskog sustava Pds-o oduzme krivulja gubitaka Pgub i krivuljaopterećenja kupaca s mjerenjem snage Pmjs-0. 9
Str. 182 3000 P pko ds -o 2500 Pmjs-o 2000 PgubPP[[MMW]W ] 1500 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 tt[[hh]] Slika 8 Određivanje preostale krivulje distribucijskog sustava Ppkods-o za srijedu 21.12.2011. Slika 9 prikazuje preostale krivulje opterećenja distribucijskog sustava Ppkods-o po danima zaprosinac 2011. 2000 2500 1800 2000 1600P[P[MMWW]] 1500 1400 1000 1200 500 40 1000 30 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112tt[1[h3]]1415161718192021222324 800 Dani 20 10 Slika 9 Preostale krivulje opterećenja distribucijskog sustava Ppkods-o po danima za prosinac 2011. Slika 10 prikazuje podjelu preostale krivulje opterećenja distribucijskog sustava na četiri krivuljekarakterističnih skupina kupaca: K0 kućanstvo; JR0 javna rasvjeta; P1 poduzetništvo na niskom naponu s priključnom snagom ≤ 13 kW; P2 ostalo poduzetništvo na niskom naponu. 10
Str. 183 3000 Ppkods-o 2500 JR0 2000 P1 1500 P2 K0PP[[MMW ]W] 1000 500 00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t[h] Slika 10 Podjela preostale krivulje opterećenja distribucijskog sustava na četiri krivulje karakterističnih skupina kupaca za srijedu 21.12.2011. Slika 11 prikazuje zbroj krivulja karakterističnih skupina kupaca koji daje preostalu krivuljudistribucijskog sustava Ppkods-o. 3000 2500 JRO 2000 P2 P1 K0P[MMWW] 1500 1000 500 01 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 tt[[hh]] Slika 11 Zbroj krivulja karakterističnih skupina kupaca za srijedu 21.12.2011. Dobivene krivulje opterećenja karakterističnih skupina kupaca raspodjeljuju se na svakog odopskrbljivača u omjeru njegovog tržišnog udjela. Ostvarenje svakog pojedinog opskrbljivača računa sezbrajanjem njegovih udjela u karakterističnim skupinama kupaca i njegove krivulje kupaca s mjerenjemsnage. Slika 12 prikazuje ostvarenja opskrbljivača tijekom prosinca 2011. godine izračunate premaPravilima primjene NKO. 11
Str. 184 HEP-ODS Opskrbljivač 1 2000 1500 2000 1000 1000 800P[MMWW] 1000 PM[MWW] 1000 600 0 40 20 4 8 12 16 20 24 500 0 4 8 12 16 20 24 25 Dani St[aht]i 40 Sta[hti] 20 20 0 0 0 0 15 10 20 10 5 0 Dani 40 x 10-4 Opskrbljivač 2 Opskrbljivač 3 6 20 4MP[WMW] 10 15 MP[WMW] 40 2 0 20 40 20 0 0 4 8 12 16 20 24 10 0 0 0 4 8 12 16 20 24 Dani St[aht]i 40 St[hat]i 5 20 14 12 Dani 10 Opskrbljivač 4 8 x 10-3 Opskrbljivač 5 6M PW[MW] 4 M PW[MW] 1 2 0.5 20 0 0 4 8 12 16 20 24 0 0 0 4 8 12 16 20 24 Dani St[aht]i 40 Sta[hti] 20 DaniSlika 12 Ostvarenja opskrbljivača tijekom prosinca 2011. godine izračunate prema Pravilima primjene NKO Slika 13 prikazuje zbroj izračunatih satnih ostvarenja svih opskrbljivača uspoređen s preostalomkrivuljom distribucijskog sustava Ppkods-o uvećanom za krivulju opterećenja kupaca s mjerenjem snagePmjs-o, za srijedu 21.12.2011. Iako je osnovno načelo primjene proširenog analitičkog postupka bilo da nebude razlike u rezultatima izračunatih ostvarenja i zbroja Ppkods-o + Pmjs-o, primjenom korekcijskog faktora kiz (5) to načelo je narušeno. 3000 HEP-ODS 2500 Opskrbljivač 1 2000 Opskrbljivač 2 Opskrbljivač 3 Opskrbljivač 4 Opskrbljivač 5 Ppkods-o+Pmjs-o P[MMWW] 1500 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t[h ] Slika 13 Zbroj izračunatih satnih ostvarenja svih opskrbljivača uspoređen s preostalom krivuljomdistribucijskog sustava Ppkods-o uvećanom za krivulju opterećenja kupaca s mjerenjem snage Pmjs-0, za srijedu 21.12.2011. 12
Str. 1857. NADZOR NAD OBRAČUNOM URAVNOTEŢENJA Slika 14 prikazuje proces nadzora obračuna energije uravnoteženja u Hrvatskoj. HROTE svakogmjeseca dostavlja HERA-i strukturirane podatke o obračunu energije uravnoteženja u elektroničkomobliku. U HERA-i se podaci spremaju u bazu podataka programskog paketa NetBalancing. Programskimpaketom moguće je na temelju dostavljenih realizacija i ugovornih rasporeda ponoviti obračun energijeuravnoteženja, čime se, usporedbom s HROTE-ovim obračunom, provjerava točnost dostavljenihpodataka. Iz podataka se rade statističke analize, razdioba odstupanja, prosječne cijene, udioopskrbljivača na tržištu električne energije, itd. Na temelju povijesnih podataka simuliraju se i analizirajuučinci mogućih izmjena Metodologije uravnoteženja. HROTE HERA NetBalance ACCESS Provjera E-SEKTOR obračuna uravnoteţenja MATLAB Metodologija uravnoteţenja Statistička analiza obračuna uravnoteţenja Slika 14 Nadzor nad obračunom energije uravnoteženja u Hrvatskoj Na sljedeće četiri slike prikazana je analiza obračuna energije uravnoteženja tijekom godine danaprimjene Metodologije uravnoteženja i Nadomjesnih krivulja opterećenja. Prikaz ne obuhvaća HEP-ODSbudući da on, u skladu s Metodologijom uravnoteženja, ne plaća energiju uravnoteženja iako mu se onaobračunava. Slika 15 predočava obračunate iznose za energiju uravnoteženja. Vidljiv je porast od ožujka dolipnja 2011., nakon čega slijedi nagli pad. U prva tri mjeseca 2012. godine primjetan je porast mjesečnihobračunatih iznosa za uravnoteženje. 16 14 Ip 12 In 10 IIp, In, I [106 kn] 8 6 4 2 0 -2 -4 II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012. 13
Str. 186Slika 15 Obračunati iznosi za energiju uravnoteženja od travnja 2011. do ožujka 2012. (bez HEP-ODS-a) Slika 16 daje prosječna odstupanja SOZO-a. Prosječna negativna odstupanja značajno su većaod prosječnih pozitivnih odstupanja SOZO-a. 60 40 20Ep, En [MW] 0 -20 -40 -60 avg(DEp) avg(DEn) -80 -100 II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012. Slika 16 Prosječna odstupanja SOZO-a od travnja 2011. do ožujka 2012. (bez HEP-ODS-a) Slika 17 prikazuje prosječne mjesečne cijene pozitivnih i negativnih odstupanja SOZO-a.Prosječne mjesečne cijene pozitivnih odstupanja u pojedinim mjesecima prelaze 700 kn/MWh, dok sucijene negativnih odstupanja znatno manje i dosežu do 67 kn/MWh. Slika 18 prikazuje razliku između energije mjesečnih ostvarenja i energije mjesečnih ugovornihrasporeda SOZO-a. Razlike dosežu do 14% energije mjesečnih ostvarenja. Na mjesečnoj razini redovitodolazi do prijave previsokih ugovornih rasporeda. 800 aavvgg((CCpp) 700 aavvgg((CCnn) 600Cp, Cn [kn/MWh] 500 400 300 200 100 0 II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012.Slika 17 Prosječne mjesečne cijene pozitivnih i negativnih odstupanja SOZO-a od travnja 2011. do ožujka 2012. (bez HEP-ODS-a) 14
Str. 187 10% Eo - Eu [%] 100 5% Eo - Eu [GWh] 50 0% 0 Eo - Eu [GWh]Eo - Eu [%] -5% -50 -10% -100 -15% -150 -20% -200 IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012.Slika 18 Razlika između ostvarenja i mjesečnih ugovornih rasporeda SOZO-a od travnja 2011. do ožujka 2012. (bez HEP-ODS-a) Budući da izuzimanje HEP-ODS-a unosi iskrivljen prikaz, na sljedeće dvije slike prikazana jeanaliza obračuna energije uravnoteženja s uključenim odstupanjima HEP-ODS-a. Slika 19 prikazuje prosječna odstupanja SOZO-a. Uključivanje HEP-ODS-a povećava prosječnamjesečna pozitivna odstupanja u odnosu na prethodno istovrsno razmatranje (slika 16). Slika 20 prikazuje razliku između energije mjesečnih ostvarenja i energije mjesečnih ugovornihrasporeda SOZO-a. Uključivanjem HEP-ODS-a došlo je do uravnoteženja mjesečnih ostvarenja i energijemjesečnih ugovornih rasporeda SOZO-a pa su relativne razlike manje nego u prethodnom razmatranju(slika 18). 60 40 20Ep, En [MW] 0 -20 -40 -60 avg(DEpp)) aavvgg((DEEnn)) -80 -100 IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012. Slika 19 Prosječna odstupanja SOZO-a od travnja 2011. do ožujka 2012. (s HEP-ODS-om) 15
Str. 188 10% Eo - Eu [%] 100 5% Eo - Eu [GWh] 50 0% 0 Eo - Eu [GWh]Eo - Eu [%] -5% -50 -10% -100 -15% -150 -20% -200 IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012.Slika 20 Razlika između ostvarenja i mjesečnih ugovornih rasporeda SOZO-a od travnja 2011. do ožujka 2012. (s HEP-ODS-om) Iz podataka o satnim ostvarenjima moguće je izračunati ukupnu energiju predanu kupcimaopskrbljivača izvan HEP grupe. Slika 21 prikazuje ostvarenje opskrbljivača izvan HEP grupe (Eo), udioopskrbljivača izvan HEP grupe u ukupnom ostvarenju svih opskrbljivača (Eo2) i udio opskrbljivača izvanHEP grupe u ukupnom ostvarenju opskrbljivača povlaštenih kupaca (Eo1).Eo1, Eo2 [%] 5.0% EoE1o1[%[]%] 30 4.5% EoE2o2[%[]%] 25 4.0% EoEo[MW[GhW] h] 20 3.5% 3.0% Eo [GWh] 2.5% 15 2.0% 10 1.5% 1.0% 5 0.5% 0.0% 0 IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2011. 2012. 2012. 2012.Slika 21 Ostvarenje opskrbljivača izvan HEP grupe (Eo), udio opskrbljivača izvan HEP-grupe u ukupnom ostvarenju svih opskrbljivača (Eo2) i udio opskrbljivača izvan HEP-grupe u ukupnom ostvarenju opskrbljivača povlaštenih kupaca (Eo1) 16
Str. 1898. PRIHODI OD URAVNOTEŢENJA Slika 22 prikazuje prihode i rashode od uravnoteženja elektroenergetskog sustava i pomoćnihusluga u 2011. godini. Prema ugovoru o pružanju pomoćnih usluga između HEP-OPS-a i HEP-Proizvodnje, troškovi pomoćnih usluga koji se prikupljaju kroz mrežarinu, iznose 1,5 [lp/kWh] isporučeneelektrične energije, što za 2011. iznosi oko 235 milijuna kuna (15,7 TWh). U troškove pomoćnih uslugauključeni su i troškovi sekundarne i tercijarne regulacije. Također, prema ugovoru o pružanju uslugauravnoteženja između HEP-OPS-a i HEP-Proizvodnje, ukupan iznos koji HEP-OPS prikupi obračunomenergije uravnoteženja prosljeđuje se HEP-Proizvodnji. Prihodi HEP-OPS-a od obračuna energijeuravnoteženja u 2011. godini iznosili su oko 30 milijuna kuna. Osim navedenog, za svaki proizvedenikWh od povlaštenih proizvođača HROTE plaća troškove energije uravnoteženja HEP-OPS-u. Ukupnitroškovi energije uravnoteženja računaju se kao umnožak 10% PPC-a (0,04342 kn/kWh do 1.5.2012.godine) i iznosa ukupno proizvedene električne energije iz postrojenja koja koriste OIE i kogeneracijskihpostrojenja. Budući da su povlašteni proizvođači u hrvatski EES ukupno isporučili 225 GWh električneenergije, ukupan iznos za uravnoteženje bio je oko 10 milijuna kuna. Nositelju obveze javne uslugeopskrbe tarifnih kupaca HEP-ODS-u uravnoteženje se obračunava, ali se ne naplaćuje. HEP-Proizvodnja HEP-OPS d.o.o. HROTE d.o.o. Uravnoteženje OIEIK Prihodi od uravnoteženjaPrihodi od uravnoteženja povlaštenih proizvođačapovlaštenih proizvođača 10 milijuna kunaPrihodi od uravnoteženja Prihodi od uravnoteženja Opskrbljivači 30 milijuna kuna SOZO-a Obračun uravnoteženjaPrihodi od pomoćnih usluga Prihodi od pomoćnih usluga Mreţarina za prijenos 235 milijuna kuna svi kupci Troškovi pomoćnih uslugaUravnoteženje tarifnih kupaca Uravnoteženje tarifnih kupaca HEP-ODS d.o.o. Opskrba tarifnih kupacaSlika 22 Prihodi i rashodi od uravnoteženja elektroenergetskog sustava i pomoćnih usluga u 2011. godini9. TROŠKOVI URAVNOTEŢENJA OPKSRBLJIVAČA Tablica IV prikazuje analizu udjela troškova uravnoteženja u procijenjenim prihodimaopskrbljivača od prodaje električne energije. Analiza je napravljena na osnovi procijenjene cijeneelektrične energije od 39 lp/kWh. Udio uravnoteženja u procijenjenim prihodima od prodaje energije HEP-ODS-u doseže gotovo 9%. Treba napomenuti da se za sada HEP-ODS-u uravnoteženje samoobračunava, ali mu se ne naplaćuje. Ostalim opskrbljivačima udio uravnoteženja kreće se od 0,8% do 7%u procijenjenim prihodima. Opskrbljivač kojem udio uravnoteženja u procijenjenim prihodima doseže26%, tijekom 2. i 3. mjeseca prijavljivao je ugovorne rasporede s vrijednostima 0 te mu je zbogneispunjavanja financijske kvalificiranosti HERA privremeno oduzela dozvolu za opskrbu električnomenergijom. Na ukupnoj razini troškovi uravnoteženja iznose 5% od ukupnih procijenjenih prihoda od prodajeelektrične energije. 17
Str. 190Tablica IV Udio troškova uravnoteženja u procijenjenim prihodima opskrbljivača od prodaje električne energije od travnja 2011. do ožujka 2012. Opskrbljivač Predana energija Procijenjeni Troškovi Udio [MWh] prihodi od uravnoteţenja [%]HEP-ODS prodaje energijeOpskrbljivač 1 [kn] 8,7%Opskrbljivač 2 [kn] 0,8%Opskrbljivač 3 270.606.781 7,0%Opskrbljivač 4 7.938.398 3.095.975.307 21.537.375 26,0%Ukupno 7.361.895 2.871.139.127 1.529.380 7,3% 9.063.774 5,0% 56.134 21.892.431 1.606.161 89.323 34.835.899 56.561 22.058.774 304.343.471 15.502.312 6.045.901.53910. URAVNOTEŢENJE SUSTAVA Regulacijske mogućnosti hrvatskog EES-a vrlo su ograničene zbog hidrološke ovisnosti sustava istarosti postrojenja za proizvodnju električne energije. Od hidroelektrana, u sekundarnu regulacijuuključene su HE Senj, HE Zakučac i HE Vinodol. Teoretski, maksimalna snaga sekundarne regulacije uhrvatskom EES je 361 MW ukoliko su sve tri HE koje su uključene u sustav sekundarne regulacije upogonu s minimalnom proizvodnjom i ukoliko im je na raspolaganju dovoljna količina vode. Indikativnimsrednjoročnim planom razvoja hrvatske prijenosne mreže HEP-OPS-a predloženo je nekoliko mjera sciljem povećanja regulacijskih mogućnosti EES-a. Od navedenih mjera potrebno je istaknuti uključivanjeobnovljivih izvora u sustav obračuna energije uravnoteženja, mogućnost prekogranične nabavesekundarne i tercijarne regulacije, obvezno opremanje novih agregata za rad u automatskoj sekundarnojP/f regulaciji, aktiviranje svih postojećih HE koje su tehnički sposobne za sekundarnu regulaciju, poticanjeizgradnje plinskih elektrana namijenjenih sekundarnoj regulaciji te izgradnju reverzibilnih HE kaostrateškog opredjeljenja.11. NEKE OD POTEŠKOĆA U URAVNOTEŢENJU ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA I OBRAČUN ENERGIJE URAVNOTEŢENJA HERA za sada nije dobila podatke prema kojima bi mogla ocijeniti stvarne troškoveuravnoteženja elektroenergetskog sustava koji se uglavnom sastoje od troškova sekundarne i tercijarneregulacije te troškova uravnoteženja sustava koji ne spadaju niti u jednu od prethodne dvije kategorije.HEP-OPS HERA-i još uvijek nije u mogućnosti dostaviti troškove sekundarne i tercijarne regulacije teostale troškove uravnoteženja sustava. Osim toga, HERA-i nisu dostupni iznosi angažirane energiju uokviru sekundarne i tercijarne regulacije, kao niti ostale energije angažirane za uravnoteženje sustava. Za određivanje cijene energije uravnoteženja HERA nema osnovnih ulaznih parametara, kao štosu troškovi uravnoteženja sustava u pojedinim satima ili referentna cijena na tržištu električne energije. Iako je Zakonom o tržištu električne energije i Metodologijom uravnoteženja predviđeno daoperator prijenosnog sustava može slobodno ugovarati uslugu uravnoteženja sustava i pomoćne uslugesustava, pitanje je koliko se ponuditelja, osim HEP-Proizvodnje koja ima dominantan položaj, možerealno pojaviti. Metodologija uravnoteženja propisuje da nositelj obveze javne usluge proizvodnje električneenergije za tarifne kupce i opskrbljivač tarifnih kupaca ne plaćaju energiju uravnoteženja, za sve vrijemedok troškovi proizvodnje električne energije za tarifne kupce sadržavaju i troškove energije uravnoteženjakoje oni izazivaju. Navedenom odredbom HEP-ODS je oslobođen plaćanja energije uravnoteženja iakomu se ona obračunava. Iz prethodnih analiza vidljivo je da iako HEP-ODS energetski opskrbljuje polovicukonzuma, 89% obračuna energije uravnoteženja otpada na HEP-ODS što ukazuje na očitu distorzijusustava obračuna energije uravnoteženja. Tijekom 2011. uočeni su problemi u Pravilima primjene NKO koji su se očitovali u značajnojrazlici (do 30%) između izračunatih ostvarenja i izvještaja o ostvarenoj prodaji električne energijepojedinih opskrbljivača, zbog čega su izmijenjena Pravila o uravnoteženju. 18
Str. 191 Kod primjene NKO, svaki opskrbljivač samostalno mora procjenjivati podatke koji su mu potrebnidan unaprijed za izračun ugovornog rasporeda, kao što su: krivulja opterećenja distribucijskog sustava,ukupna krivulja opterećenja kupaca s mjerenjem snage u čitavom sustavu, krivulja ostvarenja njegovihkupaca s mjerenjem snage. Također, na početku mjeseca, opskrbljivač treba procijeniti ukupnu godišnjupotrošnju svake karakteristične skupine kupaca na razini čitavog sustava i ukupnu godišnju potrošnjusvake karakteristične skupine vlastitih kupaca. Budući da je opskrbljivaču nemoguće dovoljno točnoprocijeniti navedene podatke, prijavljeni ugovorni raspored se samo slučajno može poklapati sizračunatom realizacijom. Ukoliko, međutim, opskrbljivač pristupi izradi ugovornog rasporeda neuzimajući u obzir Pravila primjene NKO, već primjenjujući sintetičku metodu zbrajanja očekivane ukupnepotrošnje svih svojih kupaca, rezultat je također neizvjestan. Sve većim udjelom distribuiranih izvora, a posebno vjetroelektrana, problem uravnoteženjasustava bit će sve više naglašen. Budući da ne postoji stvarno planiranje proizvodnje OIEIK, nije mogućeniti procijeniti angažiranu energiju i troškove uravnoteženja OIEIK. Rješenju navedenog problema nepomažu niti odredbe podzakonskih akata iz OIEIK kojima se navedeni proizvođači izuzimaju iz obračunaenergije uravnoteženja.12. ZAKLJUČAK U članku su opisane osnovne značajke mehanizma uravnoteženja na hrvatskom tržištu električneenergije i nadzor HERA-e nad obračunom uravnoteženja i Pravila primjene NKO. Hrvatska je donijela podzakonske akte potrebne za obračun energije uravnoteženja koji uključujuPravila djelovanja tržišta električne energije, Pravila o uravnoteženju, Metodologiju uravnoteženja iPravila primjene NKO. Iako je u skladu s Direktivom EC 72/2009 potrebno ustanoviti i tržište energije uravnoteženja, uHrvatskoj ga nema zbog nepostojanja likvidnog tržišta električne energije. U takvom slučaju Direktivapredviđa aktivnu ulogu regulatora u određivanju cijena energije uravnoteženja koje odražavaju stvarnetroškove. U isto vrijeme, cijene energije uravnoteženje trebaju poticati tržišne sudionike na prijavljivanječim točnijih satnih planova. Budući da HERA za određivanje cijene energije uravnoteženja nema osnovnih ulaznihparametara, kao što su troškovi uravnoteženja sustava u pojedinim satima ili referentna cijena na tržištuelektrične energije, Metodologija uravnoteženja definira referentnu cijenu uravnoteženja koja se sastoji oddvije komponente. Prva komponenta je prosječna mjesečna cijena bazne energije na Europskoj burzielektrične energije, dok drugu komponentu čini domaća cijena proizvodnje električne energije definiranaiznosom tarifne stavke za proizvodnju električne energije, za radnu energiju kućanstva s jednotarifnimmjerenjem energije. Metodologija uravnoteženja predviđa ovisnost cijene uravnoteženja za pozitivna inegativna odstupanja o veličini odstupanja subjekta odgovornog za odstupanje. Usporednom cijena energije uravnoteženja sa cijenama u Sloveniji tijekom 2011. godine vidljivoje da su prosječne cijene pozitivnog odstupanja u Sloveniji slične hrvatskim cijenama, dok su cijenenegativnih odstupanja u Sloveniji značajno veće od hrvatskih. Za Sloveniju su prikazane prosječne cijenepa treba napomenuti da su satne cijene u Sloveniji daleko promjenjivije od onih u Hrvatskoj. Sličnausporedba s Mađarskom pokazuje da su prosječne cijene pozitivnog odstupanja u Mađarskoj veće odhrvatskih cijena, dok su cijene negativnih odstupanja u Mađarskoj značajno manje od hrvatskih. HERA je u Matlabu razvila aplikaciju NetProfile pomoću koje je na temelju podataka koje jojsvakog mjeseca dostavlja HEP-ODS, moguće ponoviti obračun ostvarenja opskrbljivača, čime seprovjerava točnost dostavljenih podataka te se radi vizualizacija svakog koraka izračuna ostvarenjaopskrbljivača. Takav pristup nadzoru Pravila primjene NKO odabran je zato što postupak izračunaostvarenja opskrbljivača mora biti u potpunosti razumljiv prije dobivanja HERA-inog mišljenja. HERA također nadzire i obračun energije uravnoteženja na temelju podataka koje joj HROTEdostavlja. U HERA-i se podaci spremaju u bazu podataka programskog paketa NetBalancing.Programskim paketom može se na temelju dostavljenih realizacija i ugovornih rasporeda ponovitiobračun energije uravnoteženja, čime se, usporedbom s HROTE-ovim obračunom, provjerava točnostdostavljenih podataka. Iz podataka se rade statističke analize, razdioba odstupanja, prosječne cijene,udio opskrbljivača na tržištu električne energije, itd. Na temelju povijesnih podataka simuliraju se ianaliziraju učinci mogućih izmjena Metodologije uravnoteženja. U članku su prikazani i prihodi i rashodi od uravnoteženja elektroenergetskog sustava i pomoćnihusluga u 2011. godini. Prema podacima HROTE-a prihodi HEP-Proizvodnje od obračuna energijeuravnoteženja iznose oko 30 milijuna kuna, dok prihodi od uravnoteženja povlaštenih proizvođača iznose10 milijuna kuna. 19
Str. 192 Iako su formalno i proizvođači i trgovci SOZO-i, za sada se samo opskrbljivačima električnomenergijom redovito obračunava i naplaćuje energija uravnoteženja. Analiza pokazuje da na ukupnoj razinitroškovi uravnoteženja iznose 5% od ukupnih procijenjenih prihoda opskrbljivača od prodaje električneenergije. Nedvojbeno je potrebno postići transparentnost određivanja troškova uravnoteženja sustava. Utom smislu potrebno je pokrenuti aktivnosti u cilju otvaranja burze električne energije koja bi izmeđuostaloga definirala i referentnu cijenu električne energije na hrvatskom tržištu. HEP-OPS treba ureditisvoje ugovorne odnose s pružateljem usluge uravnoteženja i pružateljem pomoćnih usluga kako bi semogli odrediti troškovi sekundarne i tercijarne regulacije te ostali troškovi uravnoteženja sustava kao iiznosi angažirane energije u okviru sekundarne i tercijarne regulacije te ostale energije angažirane zauravnoteženje sustava. Iako zakonski okvir operatoru prijenosnog sustava omogućuje slobodno ugovaranje uslugeuravnoteženja sustava i pomoćnih usluge sustava, ostaje upitno koliko se ponuditelja, osim HEP-Proizvodnje koja ima dominantan položaj, može realno pojaviti. Do uspostave likvidnog tržišta rješenje suregulirane cijene navedenih usluga. HEP-ODS je oslobođen plaćanja energije uravnoteženja iako mu se ona obračunava. Analizomobračuna energije uravnoteženja uočeno je da iako HEP-ODS energetski opskrbljuje polovicu konzuma,89% obračuna energije uravnoteženja otpada na HEP-ODS što ukazuje na očitu distorziju sustavaobračuna energije uravnoteženja. Uvođenje bilančnih skupina doprinijele bi poboljšanom obračunuenergije uravnoteženja. U pogledu Pravila primjene NKO također su potrebne daljnje prilagodbe i pojednostavljenja kojaće dovesti do olakšanja planiranja ugovornih rasporeda opskrbljivača i smanjenja negativnih posljedicaobračuna uravnoteženja na otvorenost maloprodajnog tržišta električne energije. Navedeni problemdugoročno je moguće riješiti masovnim uvođenjem naprednih brojila, a kratkoročno uvođenjem godišnjegporavnanja kojim bi se osim mjesečnog obračuna, krajem godine radio konačni obračun energijeuravnoteženja što bi omogućilo pravedniju raspodjelu troškova uravnoteženja na opskrbljivače. Zbog sve većeg udjela obnovljivih izvora, a posebno vjetroelektrana u proizvodnji električneenergije, potrebno ih je uključiti u obvezu satnog planiranja proizvodnje i obračun energije uravnoteženja.13. LITERATURA[1] HEP-OPS, „Indikativni srednjoročni plan razvoja hrvatske prijenosne mreže“, Zagreb, prosinac 2011.[2] Stadnik, Jurković Žuvela, „Primjena nadomjesnih krivulja opterećenja u praksi na hrvatskom tržištu električne energije“, HO CIRED, 3.(9.) savjetovanje, Sveti Martin na Muri, 13.-16. svibnja, 2012.[3] Skok i grupa autora, „Istraživanje i primjena krivulja opterećenja skupina karakterističnih kupaca na tržištu električne energije“, EIHP, Zagreb, 2009.[4] Pravila djelovanja tržišta električne energije („Narodne novine“, br. 135/06, 146/10[5] Metodologija za pružanje usluga uravnoteženja električne energije u elektroenergetskom sustavu („Narodne novine“, br. 37/11, 42/11[6] Pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sustava („Narodne novine“, br.133/06, 135/11),[7] Pravila primjene nadomjesnih krivulja opterećenja, www.hep.hr/ods[8] http://www.borzen.si[9] http://www.mavir.hu/web/mavir-en/settlement-unit-prices[10] Skok, Mileta, Keko, „Prilagodba utvrđenih nadomjesnih krivulja opterećenja za korištenje sukladno usvojenim pravilima“, EIHP, Zagreb, 2010. 20
Search
Read the Text Version
- 1
- 2
- 3
- 4
- 5
- 6
- 7
- 8
- 9
- 10
- 11
- 12
- 13
- 14
- 15
- 16
- 17
- 18
- 19
- 20
- 21
- 22
- 23
- 24
- 25
- 26
- 27
- 28
- 29
- 30
- 31
- 32
- 33
- 34
- 35
- 36
- 37
- 38
- 39
- 40
- 41
- 42
- 43
- 44
- 45
- 46
- 47
- 48
- 49
- 50
- 51
- 52
- 53
- 54
- 55
- 56
- 57
- 58
- 59
- 60
- 61
- 62
- 63
- 64
- 65
- 66
- 67
- 68
- 69
- 70
- 71
- 72
- 73
- 74
- 75
- 76
- 77
- 78
- 79
- 80
- 81
- 82
- 83
- 84
- 85
- 86
- 87
- 88
- 89
- 90
- 91
- 92
- 93
- 94
- 95
- 96
- 97
- 98
- 99
- 100
- 101
- 102
- 103
- 104
- 105
- 106
- 107
- 108
- 109
- 110
- 111
- 112
- 113
- 114
- 115
- 116
- 117
- 118
- 119
- 120
- 121
- 122
- 123
- 124
- 125
- 126
- 127
- 128
- 129
- 130
- 131
- 132
- 133
- 134
- 135
- 136
- 137
- 138
- 139
- 140
- 141
- 142
- 143
- 144
- 145
- 146
- 147
- 148
- 149
- 150
- 151
- 152
- 153
- 154
- 155
- 156
- 157
- 158
- 159
- 160
- 161
- 162
- 163
- 164
- 165
- 166
- 167
- 168
- 169
- 170
- 171
- 172
- 173
- 174
- 175
- 176
- 177
- 178
- 179
- 180
- 181
- 182
- 183
- 184
- 185
- 186
- 187
- 188
- 189
- 190
- 191
- 192
- 193
- 194
- 195
- 196
- 197
- 198
- 199
- 200
- 201
- 202
- 203
- 204
- 205
- 206
- 207
- 208
- 209
- 210
- 211
- 212
- 213
- 214
- 215
- 216
- 217
- 218
- 219
- 220
- 221
- 222
- 223
- 224
- 225
- 226
- 227
- 228
- 229
- 230
- 231
- 232
- 233
- 234
- 235
- 236
- 237
- 238
- 239
- 240
- 241
- 242
- 243
- 244
- 245
- 246
- 247
- 248
- 249
- 250
- 251
- 252
- 253
- 254
- 255
- 256
- 257
- 258
- 259
