МОДЕЛИРАЊЕ НА РАБОТАТА НА РЕВЕРЗИБИЛНИ ХИДРОЦЕНТРАЛИ ВО ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКИ СИСТЕМ

6. СОВЕТУВАЊЕ Охрид, 4-6 октомври 29 Антон Чаушевски Факултет за електротехника и информациски технологии, Скопје Томе Бошевски МАНУ МОДЕЛИРАЊЕ НА РАБОТАТА НА РЕВЕРЗИБИЛНИ ХИДРОЦЕНТРАЛИ ВО ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКИ СИСТЕМ КУСА СОДРЖИНА Последните години во ЕЕС на Македонија има значителен дефицит на електрична енергија што од година во година се зголемува. Со стагнацијата на градба на нови производни капацитети, а истовремено со зголемени потреби од електрична енергија, дефицитот достигна и 3% од потребите на електрична енергија. Затоа, за енергетска независност на Македонија, потребна е интензивна активност во изградба на нови производни електроенергетски капацитети. ХЕЦ Чебрен и ХЕЦ Галиште веќе подолго време се актуелни и приоритетни како инвестициони објекти во енергетскиот сектор. Со изградба на овие хидроцентрали и заедно со постојната ХЕЦ Тиквеш, ќе се заокружи хидроенергетскиот комплекс на р. Црна. Енергетската оправданост и економскиот бенефит може да се подобрат доколку хидроцентралите Чебрен и Галиште би биле реверзибилни. За таа цел, направено е подобрување на моделот на оптимална работа на електраните во ЕЕС, со што математички се моделирани и реверзибилните хидроцентрали. Со вака подобрен модел, направена е симулација на работата на ЕЕС на Македонија при изградени ХЕЦ Чебрен и ХЕЦ Галиште како дел од целиот хидроенергетски комплекс на р. Црна. Како резултат од симулацијата, анализирана е улогата на Чебрен и Галиште како пумпно акумулациони хидроцентрали, во споредба кога би биле само обични ХЕЦ. Целта на трудот е да се истакнат енергетските придобивки од оперативната работа на пумпно акумулационите хидроцентрали. Овие придобивки се посебно важни за обезбедување на дополнителна варијабилна енергија во системот. Економскиот бенефит може да биде позитивен доколку, при иста количина на вода, цената на вкупно потрошената електрична енергија за пумпање (ефтина тарифа) би била пониска во однос на цената на вкупно произведената електрична енергија во генераторски режим (дневна тарифа). Клучни зборови: акумулација, реверзибилна, хидроцентрала, електроенергетски систем 1 МОДЕЛ ЗА ОПЕРАТИВНА РАБОТА НА РЕВЕРЗИБИЛНИ ХЕЦ Режимот на оперативна работа на реверзибилните хидроцентрали кои работат во два режима (турбински и пумпен) е посложен во однос на обичните хидроцентрали, како од технички аспект, така и од оперативно водење на самата електрана и воопшто нејзината улога во целиот ЕЕС. Моделот кој е применет за анализа на хидроцентралите на р. Црна, е всушност проширување на моделот за планирање на работата на изворите во ЕЕС [1], со додатно C2-5R 1/1

MAKO CIGRE 29 C2-5R 2/1 инволвирање и на реверзибилни хидроцентрали. Одредување на оперативниот режим за пумпање кај реверзибилните хидроцентрали може да се направи на два начина: 1. Фиксна вода за пумпање на реверзибилната ХЕЦ во секој временски интервал 2. Фиксна електрична енергија потребна за пумпање во целиот временски период на планирање Првиот начин на одредување на режимот на пумпање се базира на фиксирање на количина на вода потербна за пумпање Q (t) во секој временски интервал, па следи одредување на моќноста на пумпата која се додава како товар на конзумот, односно: Q load + P P P Вториот начин е спротивен на првиот. Прво се одредува и фиксира потребната енергија за пумпање интегрално за целиот период во сите временски интервали W total, а потоа следи одредување на моќноста за пумпање и протокот на пумпата во секој временски интервал, односно: W total T = P t = 1 Δt P Q Енергијата потребна за пумпање најчесто е претходен долгорочен договор за пумпање во одредени временски интервали од денот. Моќноста за пумпање P (t) во секој времески интервал на пумпниот режим се одредува во оптимизационата процедура на целиот електроенергетски систем. Зависноста на моќноста на пумпата од протокот е дадена со следната релација: P 9,81 Q = η η ( H + ΔH ) b otor losses Генераторскиот режим на работа на реверзибилната ХЕЦ е ист како и кај обичните хидроцентрали. Реверзибилната ХЕЦ може да работи или во пумпен или во турбински режим, и потребно е одредување на временските интервали на пумпање и временските интервали кога работи во турбински режим. 2 ПРИМЕНА НА МОДЕЛОТ ЗА ЕЕС НА МАКЕДОНИЈА Моделот за оперативна работа на изворите во сложен ЕЕС составен од термоцентрали, хидроцентрали и реверзибилни хидро објекти е применет за ЕЕС на Македонија. Направена е симулација за проектирана состојба на Македонскиот ЕЕС после 22 година при изградени ХЕЦ Чебрен и ХЕЦ Галиште. Освен тоа, се претпоставува и изградба на ХЕЦ Бошков мост и комплетирање на хидроенергетскиот системо на р. Треска. Од термо објектите се влезени постојните ТЕЦ на лигнит Битола со сите 3 агрегати и ТЕЦ Осломеј, како и ТЕЦ Неготино на мазут. Во периодот на проектирана состојба за симулациите, претпоставена е изградба и на гасните ТЕЦ со комбинароно производство на електрична и топлинска енергија, односно ТЕ- ТО Скопје од 234 MW, и ТЕ-ТО ЕЛЕМ од 3 MW. Симулациите се направени за годишен хронолошки конузум со поделба на годината на временски интервали со траењење од по 3 часа (вкупно 292 интервали во годината).

MAKO CIGRE 29 C2-5R 3/1 2.1 Хидро енергетскиот систем на р. Црна Хидро енергетскиот систем на каскадно поврзаните три хидроцентрали на р. Црна е даден на сл. 1. CEBREN q IN CEBREN QPUMP CEBREN Q GEN CEBREN P GEN CEBREN P PUMP GALISTE q IN GALISTE Q PUM GALISTE P GEN GALISTE P PUM GALISTE Q GEN TIKVES q IN P TIKVES GEN TIKVES Q OUT Слика 1 Шематски приказ на хидроенергетскиот систем на р. Црна Црна. Во табела 1 е даден преглед на техничките карактеристики на трите хидроцентрали на р. Табела 1. Технички карактеристики на ХЕЦ на р. Црна Qinst Hgr P Вол. на акум. ( 3 /s) () (MW) (1 6 3 ) Чебрен 3 x 77 174 333 655 Галиште 3 x 6 13 19 26 Тиквеш 4 x 36 1 18 272 ХЕЦ Чебрен и ХЕЦ Галиште се електрани кои се димензионирани со многу повисок инсталиран проток отколку просекот на природниот дотек на р. Црна што изнесува околу 27 3 /s. Ваквата голема инсталираност може позитивно економски да се валоризира ако овие две ХЕЦ бидат реверзибилни. Како реверзибилни електрани, времето на оперативна работа ќе се зголеми зошто електраната би работела и во пумпен и во генераторски режим. Во пумпен режим ќе се искористи вишокот на базна енергија од термоцентралите во системот при пониски цени, а во генераторски режим ќе се покријат потребите од варијабилната енергија по повисока цена. Со тоа би се релаксирала работата на целиот ЕЕС, максимално би се искористиле акумулационите можности на горниот и долниот резервоар, и би се оправдала високата инсталираност на електраните. Со пазарни цени на електричната енергија, секако би се добил и позитивен финансиски ефект.

MAKO CIGRE 29 C2-5R 4/1 2.2 Симулација на работата на ЕЕС на Македонија со хидросистемот на р. Црна Врз основа на моделот за работа на изворите во комплексен ЕЕС со вклучување на реверзибилни ХЕЦ, направени се симулации за 3 случаи: Случај 1: Работа на ЕЕС на Македонија кога сите ХЕЦ на р. Црна се обични, односно работат само во генераторски режим. Случај 2: Работа на ЕЕС на Македонија кога ХЕЦ Чебрен е реверзибилна и работи во пумпен режим или во генераторски режим. Случај 3: Работа на ЕЕС на Македонија кога ХЕЦ Чебрен и ХЕЦ Галиште се реверзибилни и работат во пумпен режим или во генераторски режим. Во првиот случај е работено со конзум од 15 GWh, без потреба од увозна енергија, каде годишните потреби од електрична енергија се покриваат со домашните ТЕЦ и ХЕЦ. Во вториот и третиот случај кога можат да работат ХЕЦ Чебрен и Галиште како пумпно акумулациони ХЕЦ, конзумот е 125 GWh, но со додатен увоз од околу 1 GWh, и со договор за дополнително снабдување со електрична енергија за пумпниот режим на Чебрен од 7 GWh, и на Галиште од 3 GWh. Во табела 2 се дадени резултатите од симулациите за сите 3 случаи, односно годишното производство на сите електрани во ЕЕС на Македонија. Табела 2. Производство во GWh кај поедините извори во ЕЕС на Македонија за 3 случаи Случај 1 Случај 2 Случај 3 Без пумпа Чебрен пумпа Чебрен и Галиште пумпа ТЕЦ Битола 1,2,3 39 42 42 Осломеј 55 6 6 CC 1-SK 14 175 175 CC 2 16 2 2 Неготино 82 95 9 УВОЗ Увоз 1 11 1 ТЕЦ+Увоз 827 15 155 ХЕЦ Вруток 417 412 411 Чебрен 313 819 817 Галиште 277 27 47 Тквеш 188 183 183 Б. Мост 151 151 151 Глобочица 25 194 193 Шпиље 32 318 318 Козјак 164 162 163 Св. Петка 62 61 61 Матка 4 32 32 Равен 46 45 45 Врбен 45 45 45 2 ХЕЦ 2228 2692 289 Дог. Чебрен пумпа -7-7 Дог.Галиште пумпа -3 ВКУПНО(1+2+Дог.) 15 125 1245 Производството на ТЕЦ е повисоко во случаите кога има пумпен режим кај ХЕЦ на р. Црна, заради зголемената потреба од енергија поради повисокиот конзум и заради пумпањето. Пумпниот режим за случаите 2 и 3 е во првите 3 интервали во денот или првите 9 часа ( -9 часот), а генераторскиот режим е во останатите 5 интервали во денот или останатите 15 часа (1-24 часот). Увозот за случаите при режими на пумпање се околу 1 GWh, а и конзумот е

MAKO CIGRE 29 C2-5R 5/1 125 GWh. Производствоте кај сите ХЕЦ во сите случаи е скоро исто, заради истата просечна хидрологија. Промена има само кај производството и режимот на работа на хидроцентралите на р. Црна. Во првиот случај кога нема никаков дополнителен увоз и сите ХЕЦ на р. Црна се обични, производството на хидро енергија е околу 223 GWh. Во вториот случај кога ХЕЦ Чебрен е реверзибилна, потребен е дополнителен договор за снабдување со електрична енергија од околу 7 GWh за пумпниот режим на Чебрен. Производството на Чебрен во овој случај е за околу 5 GWh поголемо од случајот 1, а вкупното хидро производство е околу 27 GWh. Во третиот случај освен ХЕЦ Чебрен, и ХЕЦ Галиште е симулирана како реверзибилна со додатен договор за електрична енергија од 3 GWh во пумпен режим. Во овој случај производството кај ХЕЦ Галиште е зголемено за додатни 2 GWh, односно вкупното хидро производство е околу 29 GWh. За да се има позитивен финансиски биланс кај реверзибилните хидроцентрали, треба цената на произведената електрична енергија да биде повисока од договорната цена на електричната енергија за пумпање, за да се надокнадат техничките загуби на системот. Треба да важи: W C < ΔW gen C gen каде C и C gen се цените на електрична енергија при пумпен и при генераторски режим соодветно, а W and W gen се соодветно енергијата за пумпање и произведената енергија за исто количество вода. 2.3 Симулација во случај сите три ХЕЦ на р. Црна се обични Со цел да се одреди придонесот од реверзибилноста на ХЕЦ Чебрен и Галиште, најпрвин е направена симулација за случајот 1 кога сите хидроцентрали на р. Црна се обизни, односно работат само во турбински режим. На сл.2 се дадени ангажманите на сите електрани за типична зимска седмица од годината. 25 2 15 1 5 6 12 18 24 3 36 42 48 54 6 66 72 78 84 9 96 12 18 114 12 126 132 138 144 15 156 162 MAV r.treska r DRIM r.crna Слика 2 Покривање на конзумот за зимска седмица кога сите ХЕЦ на р. Црна се обични На сл. 3 се дадени ангажманите на сите електрани за тпична летна седмица од годината. IMP OIL GAS OSL BIT

MAKO CIGRE 29 C2-5R 6/1 25 2 15 1 5 6 12 18 24 3 36 42 48 54 6 66 72 78 84 9 96 12 18 114 12 126 132 138 144 15 156 162 MAV r.treska r DRIM r.crna IMP OIL GAS OSL BIT Слика 3. Покривање на конзумот за летна седмица кога сите ХЕЦ на р. Црна се обични Ангажманот на хидроцентралите е даден интегрално по сливови, а придонесот на сите 3 ХЕЦ на р. Црна е веднаш после термоцентралите кои го покриваат базниот дел од конзумот. Очигледно е дека придонесот на хидроцентралите зависи од хидролошките прилики, како и од техничките можности на хидроцентралите и акумулационата способност на резервоарите. 2.3 Симулација во случај на реверзибилни ХЕЦ При симулацијата на реверзибилна ХЕЦ Чебрен во случај 2, земен е повисок конзум заради повисокото производство на електрична енергија од Чебрен, како и заради дополнителната енергија во пумпен режим. На сл.4 се дадени ангажманите на сите извори за типична зимска седмица од годината кога Чебрен работи како реверзибилна електрана за случај 2. 25 2 15 1 5 6 12 18 24 3 36 42 48 54 6 66 72 78 84 9 96 12 18 114 12 126 132 138 144 15 156 162 MAV r.treska r DRIM r.crna IMP OIL GAS OSL BIT Слика 4. Покривање на конзумот на зимска седмица за реверзибилна ХЕЦ Чебрен На сл. 5. се дадени ангажманите на сите извори за типична летна седмица од годината кога Чебрен работи како реверзибилна електрана за случај 2.

MAKO CIGRE 29 C2-5R 7/1 25 2 15 1 5 6 12 18 24 3 36 42 48 54 6 66 72 78 84 9 96 12 18 114 12 126 132 138 144 15 156 162 MAV r.treska r DRIM r.crna IMP OIL GAS OSL BIT Слика 5. Покривање на конзумот на зимска седмица за реверзибилна ХЕЦ Чебрен Договорното количество од електрична енергија за пумпен режим се набавува во првите 9 часа од денот кога конзумот е понизок, а дополнителната количина на произведена електрична енергија од реверзибилната Чебрен се враќа во ЕЕС во дневниот варијабилен ден од конзумот. Се забележува повисок ангажман на ХЕЦ Чебрен во споредба во случајот 1 кога таа е обична ХЕЦ. При симулацијата во случај 3 кога и ХЕЦ Галиште е реверзибилна се зголемува дополнителното количество на договорна енергија за пумпање, а исто така соодветно се зголемува и варијабилната хидро енергија во системот. Меѓутоа, треба да се направи проценка од потребата на дополнителна варијабилна енергија во системот, и соодветно да се увиди и потребата од договорно количество на купена енергија за пумпен режим. 3. СПОРЕДБА НА РАБОТАТА НА ХИДРОСИСТЕМОТ НА ЦРНА РЕКА Во табела 3 се дадени производствата на електрична енергија кај сите три хидроцентрали на р. Црна, како и дополнителните договорни квоти на енергија за пумпање за сите 3 случаи. Табела 3. Енергетски биланси во GWh за 3 случаи Случај 1 Случај 2 Случај 3 Генератор Пумпа Генератор Пумпа Генератор Пумпа Чебрен 313 819-7 817-7 Галиште 277 27 47-3 Тиквеш 188 183 183 ВКУПНО БИЛАНСИ Енергетски 778 1272-7 1471-1 Финансиски* 778 922 971 * За финансиски биланс, факторот за GWh во генераторски режим е 1, а за пумпен е,5 Интегралното производство на хидроенергетскиот комплекс на р. Црна се движи од околу 78 GWh во случај кога сите ХЕЦ се обични, околу 127 GWh кога само Чебрен е реверзибилна, па се до 147 GWh кога двете Чебрен и Галиште се реверзибилни. Во случајот 2 за дополнителното производство кај ХЕЦ Чебрен од околу 5 GWh потребни се 7 GWh во пумпен режим. Во случајот 3 Чебрен останува реверзибилна како случајот 2, а за дополнителното производство кај ХЕЦ Галиште од околу 2 GWh потребни се 3 GWh во пумпен режим. Финансискиот биланс е сметан при двојно пониска цена на електричната енергија во пумпен режим во споредба на произведената електрична енергија во генераторски режим. На сл.6, сл.7 и сл.8 се дадени ангажманите на Чебрен, Галиште и Тиквеш за зимска и летна седмица, при сите случаи.

MAKO CIGRE 29 C2-5R 8/1 45 45 4 35 3 4 35 3 25 2 15 1 5 24 48 72 96 12 144 168 25 2 15 1 5 24 48 72 96 12 144 168 Зимска седмица Летна седмица Слика 6. Работа на ХЕЦ на р. Црна за зимска и летна седмица за случај 1 - обични ХЕЦ 45 4 35 3 45 4 35 3 25 25 2 2 15 15 1 1 5 5 24 48 72 96 12 144 168 24 48 72 96 12 144 168 Зимска седмица Летна седмица Слика 7. Работа на ХЕЦ на р. Црна за зимска и летна седмица за случај 2 - ПАХЕЦ Чебрен 45 45 4 35 3 4 35 3 25 25 2 2 15 15 1 1 5 5 24 48 72 96 12 144 168 24 48 72 96 12 144 168 Зимска седмица Летна седмица Слика 8. Работа на ХЕЦ на р. Црна за зимска и летна седмица за случај 3 - ПАХЕЦ Чеб. и Гал. Очиледно е повисокото производство на ХЕЦ Чебрен во случај 2 и 3 кога работи како реверзибилна во однос на случај 1 кога е обична, како и повисокото производство на ХЕЦ Галиште во случај 3 кога е реверзибилна во однос на случаите 1 и 2 кога е обична. На слика 9 е даден ангажманот на договорната енергија од 7 GWh во текот на целата година, потребна за пумпање кај Чебрен која е распоредена во првите 9 часа од денот.

MAKO CIGRE 29 C2-5R 9/1 1 164 327 49 653 816 979 1142 135 1468 1631 1794 1957 212 2283 2446 269 2772-5 -1-15 -2-25 -3 Слика 9. Договорна енергија за пумпање за Чебрен од 7 GWh за првите 9 часа од денот На слика 1 е претставена годишната количина на вода во акумулацијата на Чебрен која е на располагање за производство на варијабилна хидро енергија во генераторски режим. 2 18 Q ( 3 /s) 16 14 12 1 8 6 4 2 3 327 651 975 1299 1623 1947 2271 2595 2919 3243 3567 3891 4215 4539 4863 5187 5511 5835 6159 6483 687 7131 7455 7779 813 8427 8751 Слика 1. Природниот дотек заедно со дополнителната вода од пумпање за ПАХЕЦ Чебрен Очигледно е дека со пумпниот режим на Чебрен се доведува дополнителна количина на вода која може да биде и далеку поголема од природниот дотек. Со дополнителното количество на вода, односна при висока кота на горната акумулација, ангажирањето на хидроцентралата во зависност од потребите може да биде на висока моќност близу инсталираната вредност. Дополнителен придонес од реверзибилноста е позначаен при сува хидрологија отколку при влажна хидрологија. 4. ЗАКЛУЧОК Со изградбата на хидроцентралите Чебрен и Галиште заедно со постојната ХЕЦ Тиквеш ќе се заокружи хидроенергетскиот систем на р. Црна. Предвидената инвестиција за Чебрен и Галиште е проценета на над 5 милиони евра. Високата инсталираност на овие две хидроцентрали наспроти малиот просечен дотек може да се оправда со реверзибилноста на објектите. Можноста хидроцентралата да работи во два режима, пумпен и генератосрки има повеќе бенефиции како: Поголемо ангажирање на ХЕЦ во годината и во пумпен и во генераторски режим

MAKO CIGRE 29 C2-5R 1/1 Искористување на акумулационата можност на двата резервоара Можност за ангажирање на агрегатите за примарна и секундарна регулација на фреквенција и моќност во ЕЕС Пеглање на дневниот дијаграм на конзумот Искористување на вишокот термална енегија во ЕЕС при пониски цени за пумпен режим Производство на скапа енергија за покривање на варијабилниот дел од конзумот при повисоки цени во генераторски режим. Позитивен финансиски биланс при добро менаџирање со цените за договорна енергија за пумпање и продажна енергија при генераторски режим. Потребата од вакви реверзибилни ХЕЦ во Македонија би бил значаен за порелаксирана оперативна работа на целиот електроенергетскиот систем. Со реверзибилните ХЕЦ Чебрен и Галиште, при просечна хидролошка година, би можело да се добие дополнитлно количество на варијабилна хидро енергија од околу 7 GWh при договорен увоз од 1 GWh, што секако со поволен однос на цените помеѓу продажната и купената електрична енергија би донел и позитивен финансиски ефект. 5. ЛИТЕРАТУРА [1] Anton Causevski, Toe Bosevski. Analytical Nuerical Iproveents of the Models for Yearly Generation Planning in a Coplex Power Syste the doctorial dissertation, Faculty of Electrical Eng. Skopje, 21. [2] Anton Causevski, Toe Bosevski. Iproved odel for electricity generation planning in the sall econoic autonoous power syste ETRAN 23, Herceg Novi, 8-13 June 23, Zbornik radova, Sveska I, pp. 341-343 [3] Technical Reports & Reviews fro ELEM and MEPSO