SVEUČILIŠTE U ZAGREBU FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA DIPLOMSKI RAD br. 678 PLANIRANJE RAZVOJA DISTRIBUCIJSKIH MREŽA Ninoslav Holjevac Zagreb, s

SVEUČILIŠTE U ZAGREBU FAKULTET ELEKTROTEHNIKE I RAČUNARSTVA DIPLOMSKI RAD br. 678 PLANIRANJE RAZVOJA DISTRIBUCIJSKIH MREŽA Ninoslav Holjevac Zagreb, srpanj 2013.

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Želio bih zahvaliti svima koji su me doveli do diplome, ali i pred sve nove prilike koje to otvara. Roditeljima, Kati, bratu, baki, prijateljima te Matiji na pomoći. Prof. Zdenku Šimiću i mentoru prof. Igoru Kuzli. II

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Sadržaj Popis slika... IV Popis tablica... VI Popis oznaka i kratica... VIII 1. Uvod... 1 2. Planiranje distribucijskih mreža... 3 2.1. Distribucijske mreže i njihova struktura... 4 2.1.1. Pojmovi vezani uz distribucijske mreže... 6 2.2. Pitanje planiranja distribucijskih mreža... 7 3. Analiza postojećeg stanja mreže... 10 3.1. Općeniti opis mreže... 10 3.1.1. Opis mreže i osnovne značajke distribucijskog područja Bjelovar... 10 3.2. Tehnički podaci o elementima mreže... 15 3.2.1. Tehnički podaci o vodovima i transformatorskim stanicama DP Bjelovar. 15 3.3. Izrada modela mreže... 23 3.3.1. Model mreže DP Bjelovar u NEPLANu... 23 4. Proračun i analiza tokova snage... 28 4.1. Metodologija proračuna... 29 4.1.1. Tokovi snaga i padovi napona u 35 kv mreži DP Bjelovar... 32 4.2. Dopušteno opterećenje transformatora, vodova i kabela... 34 5. Naponske prilike... 36 5.1. Dopušteno odstupanje napona... 36 5.2. Padovi napona u mreži DP Bjelovar... 36 6. Analiza sigurnosti ( n-1 )... 41 7. Metode predviđanja promjene opterećenja... 52 I

Planiranje razvoja distribucijskih mreža 7.1. Kratki pregled metoda za predviđanje opterećenja... 52 7.2. Parametarske metode... 53 7.2.1. Metode trenda... 53 7.2.2. Ekonometrijska metoda... 53 7.3. Predviđanje potrošnje distribucijskog područja Bjelovar... 54 8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv... 60 8.1. Analitički hijerarhijski postupak (AHP)... 60 8.1.1. Opis AHP metode... 61 8.1.2. Kombinacija AHP metoda i metode Korist/Trošak... 66 8.2. Troškovi prijelaza na 20 kv i karakteristične cijene opreme... 67 8.3. AHP model primijenjen na distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar... 68 8.3.1. Pregled korištenih pokazatelja... 69 8.3.2. Težinski udjeli subkriterija... 73 8.3.3. Težinski udjeli glavnih pokazatelja... 74 8.3.4. Podjela na zone... 76 8.3.5. Vrijednosti pokazatelja... 77 8.4. Rezultati AHP metode za prelazak na 20 kv Elektre Bjelovar... 83 9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine... 86 9.1. Dodatak distribuiranih izvora... 89 9.2. Struje kratkog spoja... 93 10. Plan razvoja mreže DP Bjelovar nakon 2023. godine... 95 10.1. Proračun gubitaka energije s dnevnim krivuljama opterećenja... 95 10.1.1. Usporedba gubitaka pri pogonu na i 20 kv... 100 10.2. Odluka o prelasku na 20 kv... 101 11. Zaključak... 103 12. Literatura... 105 II

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Sažetak... 107 Summary... 108 III

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Popis slika Slika 2.1 Topologija tradicionalne elektroenergetske mreže... 4 Slika 2.2 Pogonski otvorena prostorno zatvorena distribucijska mreža [5]... 5 Slika 2.3 Povezana struktura mreže [5]... 5 Slika 2.4 Dijagram tijeka izrađenog planiranja distribucijske mreže DP Bjelovar... 9 Slika 3.1 Prikaz područja DP Bjelovar... 11 Slika 3.2 Prostorni prikaz 35 kv mreže Elektra Bjelovar (crvenom bojom označeni 35 kv vodovi i kabeli pogona Križevci, a plavom pogona Bjelovar)... 12 Slika 3.3 Prostorni prikaz na podlozi Google Maps... 12 Slika 3.4 Vršna opterećenja pojnih točaka u razdoblju 2009-2012. Godine... 13 Slika 3.5 Prikaz iz NEPLANa 10(20) kv mreže po pojnim točkama: TS 110/35 Bjelovar zeleno, TS 110/10(20 kv Mlinovac crveno, TS 110/35/10(20) Križevci plavo... 20 Slika 3.6 Tip vodiča (ZV ili KB) mreže 10(20) kv cijelog DP Bjelovar... 21 Slika 3.7 Pregled broja i instalirane snage transformatora 10(20)/0,4 kv... 22 Slika 3.8 Starosna struktura transformatora 10(20)/0,4 kv... 22 Slika 3.9 Prikaz mreže na geografskoj podlozi... 24 Slika 3.10 Primjer jednopolne sheme TS 35/10(20) kv... 25 Slika 3.11 Primjer dijela sheme mreže... 26 Slika 3.12 Pojednostavljena topologija mreže DP Bjelovar sa različito obojanim pojnim točkama na 35 kv naponskoj razini... 27 Slika 4.1 Tijek proračuna tokova snage (strujno naponskih prilika)... 32 Slika 4.2 Tokovi snaga i opterećenja 35 kv vodova za 2012. godinu... 34 Slika 5.1 Prikaz dijela mreže koji prikazuje izvode Zrinska... 40 Slika 6.1 35 kv mreža nakon ispada TS 110/35 Križevci... 43 IV

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Slika 6.2 Prikaz mreže za slučaj ispada TS Apatovec ili voda Orehovec - Aptovec 45 Slika 6.3 Stanje mrežu u slučaju ispada TS 35/ Orehovec... 47 Slika 6.4 Pad napona od početka prema kraju izvoda Veliki Raven (uključujući sada napajani Grade-G. Pavlovec)... 49 Slika 6.5 Dio mreže napajan iz TS 35/ Križevci 1 u normalnom pogonu... 50 Slika 7.1 Primjer proračuna jednom od metoda trenda... 57 Slika 7.2 Usporedba metoda predviđanja i izračun korelacija u programskom alatu Excel 58 Slika 7.3 Prikaz predviđanja linearnom krivuljom za TS 35/ Predavac... 59 Slika 8.1 Osnovni koraci AHP metode... 61 Slika 8.2 Prikaz hierarhije... 62 Slika 8.3 Primjer matrice usporedbi alternativa A,B,C u odnosu na kriterij... 66 Slika 8.4 Hijerarhija izrađenog modela redoslijeda prijelaza na 20 kv... 68 Slika 8.5 Matrica usporedba glavnih kriterija... 75 Slika 8.6 Konačna matrica težinskih udjela... 83 Slika 8.7 Grafički prikaz konačne raspodjele vrijednosti kriterija... 84 Slika 8.8 Konačni redoslijed prelaska na 20 kv pogonski napon... 84 Slika 8.9 Prikaz rezultata usporedbe koristi i troškova... 85 Slika 9.1 Aproksimirana udaljenost do TS 35/ Apatovac do Koprivnice... 89 Slika 9.2 Prikaz planiranih postrojenja na području Elektre Bjelovar (plava granica)... 92 Slika 10.1 Prikazana ispravljena dnevna krivulja potrošnje za potrošača spojenog na TS 10/0,4 TAD 2... 96 Slika 10.2 Nadomjesna krivulja opterećenja za kućanstva... 97 Slika 10.3 Nadomjesna krivulja opterećenja za javnu rasvjetu... 97 Slika 10.4 Nadomjesna krivulja potrošnje za poduzetništvo P1 (malo poduzetništvo)... 98 Slika 10.5 Nadomjesna krivulja potrošnje za poduzetništvo P2 (veliko poduzetništvo)... 98 Slika 10.6 Prikaz krivulje većeg potrošača (maksimalne izmjerene snage 213 kw)... 99 V

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Popis tablica Tablica 2.1 Vremenska raspodjela planiranja... 3 Tablica 3.1 Iznosi maksimalnih opterećenja pojnih točaka... 14 Tablica 3.2 Prognoza broja kućanstava [7][8]... 14 Tablica 3.3 Osnovni tehnički parametri TS 110/x kv... 16 Tablica 3.4 Osnovni tehnički parametri transformatora 110/x kv... 16 Tablica 3.5 Podaci o TS 35/x kv... 17 Tablica 3.6 Podaci o transformatorima 35/x kv... 17 Tablica 3.7 Podaci od 35 kv dionicama... 18 Tablica 3.8 Duljina 35 kv mreže po pogonima... 19 Tablica 3.9 Pregled 10(20) kv mreže po pogonima... 20 Tablica 3.10 Pregled broja transformatora 10(20)/0,4 kv... 21 Tablica 3.11 Statistika broja elemenata mreže DP Bjelovar iz NEPLANa... 25 Tablica 4.1 Opterećenja pojnih TS početno stanje... 28 Tablica 4.2 Prikaz razlika u proračunima tokova snaga... 31 Tablica 4.3 Opterećenja 110/x transformatorskih stanica... 33 Tablica 5.1 Rezultati proračuna padova napona za vršno opterećenje DP Bjelovar 2012. godine... 38 Tablica 6.1 Opterećenja transformatorskih stanica 1 razine u slučaju ispada TS 110/35 kv Križevci... 42 Tablica 6.2 Ispad TS 35/ Tkalec rezervni smjerovi napajanja... 48 Tablica 7.1 Predviđanje iznosa vršnih opterećenja stanica 35/x kv (MW)... 59 Tablica 8.1 Jednostavan prikaz Saatijeve skale... 63 Tablica 8.2 Vrijednosti slučajnog indeksa RI... 65 VI

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Tablica 8.3 Pregled karakterističnih cijena opreme i radova... 67 Tablica 8.4 Važnost pripremljenosti elemenata mreže... 70 Tablica 8.5 Prikaz procijenjenih važnosti subkriterija... 74 Tablica 8.6 Težinski udjeli glavnih pokazatelja (kriterija)... 75 Tablica 8.7 Procijenjeni broj kućanstava po zonama... 79 Tablica 8.8 Procijenjeni broj priključaka po zonama... 80 Tablica 8.9 Podaci o SAIDI i SAIFI indeksima... 80 Tablica 8.10 Proračunati pokazatelji stalnosti napajanja kupaca... 81 Tablica 8.11 Pokazatelj broja kupaca na SN... 81 Tablica 8.12 Prikaz tablice za unos vrijednosti svih pokazatelja... 82 Tablica 8.13 Tablica unosa podataka za izračun pokazatelja pripremljenosti mreže... 83 Tablica 9.1 Pregled potrebnih ulaganja u distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar za razdoblje do 2017.... 87 Tablica 9.2 Distribuirani izvori u pogonu na području Elektre Bjelovar... 90 Tablica 9.3 Planirani distribuirani izvori na području Elektre Bjelovar... 91 Tablica 9.4 Podaci o aktivnim mrežama... 93 Tablica 9.5 Sažetak proračuna kratkog spoja... 94 Tablica 10.1 Sažetak proračuna gubitaka na godišnjoj razini... 99 Tablica 10.2 Usporedba ukupnih godišnjih gubitaka... 101 VII

Planiranje razvoja distribucijskih mreža Popis oznaka i kratica AHP CR DP DURN EOTRP HEP LOLP NKO NN NPV ODS ODS OIEKPP OPS RH RI SAIDI SAIFI SDV SN SN TS TS engl. Analytical Hierarchy Process eng. Consistency Ratio Distribucijsko područje Daljinski upravljiva rastavna naprava Elaborat optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrane Hrvatska Elektroprivreda eng. Loss of Load Probability Nadomjesna krivulja opterećenja Niskonaponski(a) eng. Net Present Value Operator distribucijskog sustava Operator distribucijskog sustava Obnovljivi izvori energije, kogeneracija i povlašteni proizvođači Operator prijenosnog sustava Republika Hrvatska eng. Random indeks eng. System Average Interruption Duration Index eng. System Average Interruption Frequency Index sustav daljinskog vođenja Srednjenaponski(a) srednjonaponski(a) Transformatorska stanica transformatorska stanica A t z P tereta N W i raspoloživost vrijeme zastoja snaga tereta broj godina izračunato opterećenje VIII

Planiranje razvoja distribucijskih mreža w i S 2 δ r W f(s) c [A] λ izračunato opterećenje minimizacijska funkcija razlika između n i n-1 iteracije proračuna faktor korelacije srednja vrijednost opterećenja funkcija kojom je opisana skala koeficijent kod geometrijske raspodjele matrica usporedbi maksimalna jedinična vrijednost ts 20 pokazatelj pripremljenosti TS 10/0,4 nv 20 ts 35 ts 110 iskorišt ts 35 pokazatelj pripremljenosti nadzemnih vodova pokazatelj pripremljenosti pokazatelj pripremljenosti 1 mreže pokazatelj pripremljenosti TS 35/ iskorišt kb 35 pokazatelj pripremljenosti 35 kv kabelske mreže iskorišt ts 10 pokazatelj pripremljenosti TS 10/0,4 kv P N Porast nazivna snaga pokazatelj trenda porasta IX

1. Uvod 1. Uvod Elektroenergetski sustav sastoji se od mnogih elemenata sa mnogim specifičnostima i posebnim zahtjevima koji moraju biti ispunjeni tijekom pogona. No istovremeno razvojem društva zahtjevi koji se postavljaju pred elektroenergetsku mrežu u vidu pouzdanosti i sigurnosti opskrbe električnom energijom postojane kvalitete sve su veći. To je razumljivo ako se u obzir uzme činjenica da je električna energija postala nezamjenjiv resurs u svakodnevnom životu i poslovanju. Potrošači, odnosno korisnici, očekuju od mreže da bude pouzdana i da električna energija u svakom trenutku bude dostupna. Cijeli lanac opskrbe krajnjih korisnika mora funkcionirati: od proizvodnje, prijenosa do distribucije. Distribucijska je mreža, kao završna karika u prijenosu el. energije do potrošača vrlo bitna sastavnica sustava. Distribucijski sustav u grubo se sastoji od srednjenaponskih transformatorskih stanica (u Hrvatskoj obuhvaćaju 35 kv naponsku razinu te 10 kv, odnosno 20 kv naponsku razinu), vodova do distribucijskih transformatora te velikog broja izvoda na kojima se u konačnici energija predaje kupcima spuštanjem sa više naponske razine na 0,4 kv naponsku razinu [1]. Funkcionalno gledano zahtijevane funkcije distribucijskih mreža mogu se prikazati i na slijedeći način [1]: Pokriti cijeli teritorij opskrbnog područja, odnosno doprijeti do svih potrošača. Imati mogućnost i dovoljan kapacitet zadovoljiti svako opterećenje, uključujući vršne zahtjeve. Ostvarivati zadovoljavajući kontinuitet opskrbe (pouzdanost i raspoloživost) potrošačima. Osiguravati stabilne naponske prilike pri svim opterećenjima. 1

1. Uvod Kako bi svi zahtjevi bili zadovoljeni potrebno je pažljivo planirati budući razvoj elektroenergetske mreže. Tako je planiranje neizbježan postupak pri izgradnji i održavanju distribucijskih mreža koji obuhvaća pripremu potrebnih podataka i analizu trenutnog stanja mreže, planiranje potrošnje i razvoja te optimalno strukturiranje mreže za sadašnje i buduće potrebe [3]. Ekonomska isplativost planiranja, odnosno planske izgradnje je neupitna jer se pažljivim planiranjem smanjuju gubitci i troškovi pogona te se postiže najbolja iskorištenost postojeće opreme. Razvojem sustava i povećanjem složenosti elektroenergetskih mreža povećao se broj mogućih rješenja koja je potrebno razmotriti pri planiranju. Tako se svi mogući slučajevi koji se tiču geografskih, tehničkih ili ekonomskih aspekata proračunavaju uz pomoć različitih programskih alata i metoda koje koriste računalo. U radu će biti opisani tehnički i ekonomski kriteriji te odgovarajuća metodologija planiranja distribucijske mreže. Težište rada je modeliranje tehničkih značajki i topologije stvarne mreže sa stvarnim podacima. Kroz proces planiranje konkretne mreže biti će obrađen cjeloviti proces planiranja koji se sastoji od mnogih proračuna i analiza: proračun tokova snaga, naponskih prilika, analiza demografskog stanja, predviđanje potrošnje, proračun gubitaka, razmatranje utjecaja distribuiranih izvora, struje kratkog spoja, ekonomska analiza, koristi od prelaska na 20 kv naponski nivo, proračun optimalnog razdvajanja mreže itd. Uz kratko objašnjenje svakoga koraka paralelno će biti izneseno stanje, primijenjena metoda i rezultati za promatranu mrežu. Velik dio proračuna odrađen je na temelju izrađenog modela mreže u programskom alatu NEPLAN te pomoću izrađenih algoritama i tablica u MS Excelu. Također, izrađen je model pomoći u odlučivanju pri prelasku na 20 kv temeljen na AHP (eng. Analytic Hierarchy Process) metodi te je dan pregled i opis same metode. 2

2. Planiranje distribucijskih mreža 2. Planiranje distribucijskih mreža Kako bi se osigurala zadovoljavajuća rezerva i razina kvalitete električne energije u normalnim i poremećenim pogonskim uvjetima potrebno je pažljivo planirati razvoj mreže kako je već spomenutu u uvodu. Postupci planiranja uvelike ovise o prostornom obuhvatu i vremenskom razdoblju planiranja i horizontu promatranja. Prostorni obuhvat može uključivati samo područje jedne transformatorske stanice posljednjeg stupnja transformacije pa sve do cijele mreže hrvatskog ODSa (Operator Distribucijskog sustava). U radu će se promatrati konkretna mreža Distribucijskog područja Bjelovara (Pogon Bjelovar i Pogon Križevci). Jedna od bitnih zadaća postupka planiranja je utvrđivanje vremenskog redoslijeda proširenja i nadogradnje postojećeg sustava. Stoga je vremenski period promatranja bitan i generalno podijeljen na [4]: Tablica 2.1 Vremenska raspodjela planiranja 1. Kratkoročno planiranje obuhvaća razdoblje do tri godine. U pravilu se provodi svake godine s ciljem određivanja objekata čija izgradnja ili zamjena i rekonstrukcija treba odmah započeti. 2. Srednjeročno planiranje obuhvaća razdoblje od tri do deset godina. Cilj srednjeročnog planiranja je određivanje objekata za čiju je izgradnju ili zamjenu i rekonstrukciju potrebno trenutno započeti sve nužne početne aktivnosti poput pribavljanja dozvola, definiranja idejnih rješenja, izrade studija. Srednjeročnim planiranjem se definira željeni pravac razvoja mreže, 3. Dugoročno planiranje obuhvaća razdoblje od 10 do 30 godina i bavi se prepoznavanjem i istraživanjem mogućih slabih točaka u elektroenergetskom sustavu odabirom tehničkih rješenja za njihovo otklanjanje te izradom dugoročnih predviđanja potrošnje električne energije i opterećenja. Ciljevi dugoročnog planiranja očituju se u postavljanju strateških smjernica razvoja mreže s obzirom 3

2. Planiranje distribucijskih mreža na njenu konfiguraciju, razvoju naponskih razina, primjeni novih tehnologija, izgradnji novih vodova na približno određenim trasama te formiranju novih transformatorskih stanica ovisno o porastu opterećenja i određivanju njihove približne lokacije. Ovaj rad će se zadržati na planiranju mreže u vremenskom horizontu od desetak godine. Promatrano razdoblje je dovoljno dugačko da se mogu uključiti svi elementi planiranja a neke metode, poput metode predviđanja potrošnje i demografskog rasta lakše je provesti. 2.1. Distribucijske mreže i njihova struktura Razdjelne mreže čine dio elektroenergetskog sustava koji je u direktnom kontaktu sa potrošačima i koji ih opskrbljuje energijom. U tradicionalnom smislu distribucija predaje energiju u jednome smjeru (Slika 2.1). Proizvodnja Prijenos Distribucija Potrošači Slika 2.1 Topologija tradicionalne elektroenergetske mreže Opskrba se vrši putem transformatorskih stanica zadnjeg stupnja transformacije, naponske razine 10(20)/0,4 kv ili rjeđe za industrijske potrošače direktno sa 10(20) kv. U distribucijske mreže ulaze i pripadni vodovi te srednjenaponske TS 35/x kv. Ovakva raspodjela naponskih razina vrijedi za Hrvatsku. 4

2. Planiranje distribucijskih mreža Srednjenaponske distribucijske mreže mogu se najčešće okarakterizirati kao pogonski otvorene. U normalnom pogonu potrošači se napajaju samo iz jednoga smjera. To se lako može uočiti i na promatranoj mreži o čemu će biti više riječi kasnije. Također, čest je slučaj radijalnog voda prostorno otvorene mreže koji ima mogućnost napajanja samo iz jednoga smjera. To je posebice izraženo u ruralnim područjima gdje je gustoća opterećenja mala i gdje su potrošači razasuti na većoj površini, a upravo se takvim može karakterizirati veliki dio mreže DP Bjelovar. Slika 2.2 Pogonski otvorena prostorno zatvorena distribucijska mreža [5] Prostorno zatvorene a pogonski otvorene mreže imaju mogućnost napajanja svakog potrošača s najmanje dvije strane (Slika 2.2). Dodatni smjer se koristi samo u slučaju prekida napajanja a postiže se određenim brojem preklapanja u mreži. Najčešća je struktura prstenaste ili povezane mreže (Slika 2.3). Slika 2.3 Povezana struktura mreže [5] 5

2. Planiranje distribucijskih mreža Povezana mreža karakteristična je za područja sa dva ili više izvora. Takva definicija se može primijeniti i na promatranu mrežu DP Bjelovar gdje se može primijetiti da vodne ili kabelske trase izlaze iz jedne pojne točke (TS 35/10(20) kv) a ulaze u drugu. Također, na gradskim područjima ovakva struktura je vrlo česta. Naravno da stvarni oblik mreže može odstupati od idealne strukture. Pogonska otvorenost postiže se razdvajanjem na određenome mjestu. Poželjno je da mjesto razdvajanja bude optimalno u vidu minimiziranja gubitaka. 2.1.1. Pojmovi vezani uz distribucijske mreže U ovome radu koristiti će se pojmovi vezani uz planiranje distribucijskih mreža te stoga slijedi popis osnovnih: Točka opterećenja mjesto gdje se može smatrati da postoji određeni iznos koncentriranog opterećenja (potražnja, odnosno vršno opterećenje TS 10(20)/0,4 kv ili SN potrošača); Izvor sinonim za pojnu točku TS 110/x kv te u nekim slučajevima za 35/x kv; Primarna transformacija 110/SN kv skup priključnih vodova nazivnog napona 100 kv i TS 110/35 kv ili 110/10(20) kv: SN mreža - skup vodova nazivnih napona 35 kv, 20 kv i ; Niskonaponska mreža 230/400 V skup vodova nazivnog napona 1kV, razdjelnih ormarića i priključaka te mjernih mjesta potrošača; Vod element što povezuje točke opterećenja i izvore, kabelski ili zračni, sastavljen od vise dionica različitog presjeka ili samo jedne dionice; Čvorište mjesto gdje se sastaju dva ili više voda. Za razliku od točke opterećenja ne mora imati potražnju. Čvorište je nadskup točkama opterećenja; Normalni pogon svi kupci mreže opskrbljeni, naponi se održavaju u rasponu dopuštenog maksimuma i minimuma, opterećenja su manja od nazivnih; 6

2.2. Pitanje planiranja distribucijskih mreža 2. Planiranje distribucijskih mreža Definicija uloge razdjelnih mreža prema [6]: Osnovna uloga distribucijskih mreža je raspodjela energije, koju prime na razini transformacije 110(35)/10(20) kv, krajnjim potrošačima zadovoljavajući tri osnovna kriterija: kvalitetu, raspoloživost i ekonomičnost. Pod kvalitetom električne energije podrazumijeva se održavanje naponske razine u zadovoljavajućim granicama u odnosu na nazivni napon. U širem smislu pod kvalitetom se podrazumijeva i frekvencija i sinusni oblik, odnosno harmonici, ali oni nisu u fokusu promatranja prilikom planiranja. Raspoloživost podrazumijeva da je odnos stvarnog rada oprema i ukupno proteklog vremena vrlo blizak jedinici (2.1): A = t i t z t ukupno 100% (2.1) t i - vrijeme ispravnog rada stroja; t z - vrijeme zastoja; U vremenu deregulacije i uvođenja konkurencije na područje distribucijske djelatnosti ključni parametri postaju troškovi i gubici jer će oni direktno određivati cijenu energije. Planiranje ima jedan od ciljeva smanjiti cijenu pogona, minimizirati iznos potrebnih investicija i smanjiti gubitke. Ekonomski parametri su: Troškovi neisporučene električne energije situacije kada dolazi do prekida opskrbe nije moguće izbjeći. Mjera koja izražava količinu neisporučene energije naziva se LOLP (eng. Loss of Load Probability). Procjenu troškova koje neisporučena energija ima teško je provesti. Procjene troškova neisporučene energije (novčane jedinice/kwh) variraju ovisno o vrsti potrošača. U planiranju predmetne mreže ovaj parametar neće imati zapaženu ulogu. Jedinične cijene opreme - da bi se mogle provesti usporedbe različitih opcija potrebno je procijeniti troškove njihove izgradnje. U planiranju se koriste jedinične cijene opreme koje će biti navedene kasnije. 7

2. Planiranje distribucijskih mreža Odnos dobiti i troškova nakon procjene cijena ulaganja i troškova pogona te ostvarenih dobiti ovaj pokazatelj može biti vrlo koristan podatak prilikom odluke o ulaganjima u mrežu. U ovome radu će se prilikom odlučivanja o prelasku na 20 kv koristiti ovaj omjer. Planiranjem se moraju zadovoljiti i slijedeći uvjeti: Sva čvorišta opterećenja potrebno je opskrbiti zahtijevanom električnom energijom; Uvažavati dozvoljena opterećenja vodova i transformatora u svim pogonskim uvjetima; Ne prekoračiti dozvoljeni pad napona od 10% (prema EN 60160 normi) u normalnom pogonu; Gdje god je moguće omogućiti dvostrano napajanje; Ako je moguće položiti novi kabel u postojeću trasu ili odabrati već postojeću lokaciju za izgradnju nove TS. Planiranje je složen postupak koji obuhvaća mnoga područja: prikupljanje podataka o distribucijskoj mreži, pripremu podataka, proučavanje demografskih značajki, izradu modela mreže, predviđanje potrošnje, proračun naponskih prilika, proračun tokova snaga, proračun sigurnosti (n-1 analiza), proračun kratkog spoja, izračun gubitaka, odluka o prelasku na 20 kv, optimalno strukturiranje mreže. Svaka od ovih točaka obrađena je na primjeru mreže DP Bjelovar. Na dijagramu (Slika 2.4) se može vidjeti tijek kojim su proračuni izvođeni. Detaljniji pregled rezultata svake pojedine analize slijedi u sljedećim poglavljima. 8

2. Planiranje distribucijskih mreža ULAZNI PODACI Podaci za probabilističke analize stalnosti opskrbe: SAIDI SAIFI Uklopna stanja mreže: Normalni pogon Izvanredni pogon Tehnički parametri elemenata distribucijske mreže: NV i KB 35 kv Podaci za proračun kratkog spoja: Snage 3KS na 110 kv sabirnicama pojnih TS Podaci o korisnicima mreže: Kupci na SN OOM svi kupaca iznad 30 kw Klasifikacija OOM (kućanstvo, poduzetništvo, industrija) Dionice NV i KB TS x/ TS 10(20)/0,4 kv Energetski transformatori Sklopni uređaji Zaštitni uređaji Pregled distibuiranih izvora: Instalirani DI Planirani (EOTRP-ovi) Pregledni dokumenti: Postojeće studije i analize Dostupne jednopolne sheme Pregled vlasništva objekata Karte prostornog razmještaja elemenata mreže Ostali dokument: Podaci o opterećenju DP Prostorni planovi Poslovne zone IZRADA MODELA MREŽE Izrada georeferencirane podlog za crtanje topologije mreže Prenošenje svih relevantnih podataka u model mrežeu n NEPLANu Izrada preliminarnih proračuna funkcionalnosti mreže PRORAČUNI I ANALIZE SADAŠNJEG STANJA Proračun padova napona Proračun tokova snaga Proračun kratkog spoja Procjena gubitaka N-1 analiza na 35 kv razini PREDVIĐANJE POTROŠNJE I BUDUĆEG STANJA Predviđanje vršnog opterećenja Predviđanje budućeg stanja mreže Provedba proračuna sa očekivanim podacima za budući period AHP analiza prelaska na 20 kv Proračun optimalnog mjesta razdvajanja mreže IZRAČUN PROCIJENJENIH TROŠKOVA POJEDINIH VARIJANTI Jedinične cijene potrebnih ulaganja Cost/Benefit analiza Procjena koristi od ulaganja (uštede, veća sigurnost, manji gubici...) PRIJEDLOG PLANA RAZVOJA DISTRIBUCIJSKE MREŽA Slika 2.4 Dijagram tijeka izrađenog planiranja distribucijske mreže DP Bjelovar 9

3.Analiza postojećeg stanja mreže 3. Analiza postojećeg stanja mreže U ovome dijelu rada opisan je prvi dio proračuna koji se provode prilikom planiranja. Nakon općenitog opisa pojedine analize i njezinog značaja za proces planiranje primjena metode i rezultati na promatranoj mreži DP Bjelovar biti će izneseni. 3.1. Općeniti opis mreže Prvi korak u planiranju distribucijskih mreža je analiza općenitog stanja mreže. Za planiranje je bitno sagledati cjelokupnu sliku te uzeti u obzir okolinu prostora za koje se vrši planiranje. Bitno je stoga sakupiti općenite podatke o potrošnji, strukturi potrošnje, površini, stanovništvu i ostalim specifičnostima. Također, korisno je smjestiti distribucijsku mrežu za koju se vrši planiranje u prostorni okvir. U tome segmentu od velike je koristi alat Google Earth koji omogućava vjerni i precizni prikaz topologije mreže ako se zadovolje određeni preduvjeti prije izrade modela. Već sagledavanjem osnovni značajki pojedine mreže mogu se uočiti određene specifičnosti. 3.1.1. Opis mreže i osnovne značajke distribucijskog područja Bjelovar Područje Elektre Bjelovar pretežno se nalazi na području Bjelovarskobilogorske i Koprivničko-križevačke županije (Slika 3.1). Distribucijsko područje Elektre Bjelovar napaja 2 grada, Bjelovar i Križevce te 17 pripadnih općina. Elektra Bjelovar opskrbljuje preko 120.000 (na otprilike 2.000 km 2 ) stanovnika s ukupnom godišnjom potrošnjom od oko 310 GWh, što čini oko 2,2% potrošnje električne energije u Republici Hrvatskoj. Navedeno svrstava Elektru Bjelovar u srednje veliku elektru i po obuhvaćenoj površini i po broju stanovnika koje opskrbljuje električnom energijom i po količini isporučene električne energije. 10

3. Analiza postojećeg stanja mreže Na srednjonaponskoj razini (35kV) energija se isporučuje na ukupno 8 obračunskih mjesta. Na niskom naponu električna energija se isporučuje na 52.273 obračunskih mjernih mjesta, od čega najveći broj u kategoriji kućanstva, a manji u kategoriji poduzetništvo i industrija. Većina kućanstva koristi plavi ili bijeli tarifni model. Slika 3.1 Prikaz područja DP Bjelovar Osnovni smjer napajanja potrošača zasniva se na dvije pojne 110/35 kv transformatorske stanice u kojima se električna energija preuzima od HEP- Operatora prijenosnog sustava. Pojne transformatorske stanice su: TS 110/35 kv Bjelovar na koju je dodatno spojena TS 110/10(20) kv Mlinovac i TS 110/35 kv Križevci. Slika 3.2 daje prostorni prikaz 110 i 35 kv mreže DP Bjelovar. TS 110/35 kv Bjelovar povezana je 1 vodom s TS 110/35 kv Koprivnica. TS 110/35 kv Križevci je također povezana s TS 110/35 kv Koprivnica te sa TS 110/35 kv Dugo Selo. Distribucijsko područje Elektre Bjelovar organizirano je u cjelinama: Pogon Bjelovar i Pogon Križevci. 11

3. Analiza postojećeg stanja mreže Slika 3.2 Prostorni prikaz 35 kv mreže Elektra Bjelovar (crvenom bojom označeni 35 kv vodovi i kabeli pogona Križevci, a plavom pogona Bjelovar) Slika 3.3 Prostorni prikaz na podlozi Google Maps 12

2009/1 2009/3 2009/5 2009/7 2009/9 2009/11 2010/1 2010/3 2010/5 2010/7 2010/9 2010/11 2011/1 2011/3 2011/5 2011/7 2011/9 2011/11 2012/1 2012/3 2012/5 2012/7 2012/9 2012/11 2013/1 Snaga (kw) 3. Analiza postojećeg stanja mreže Pogon Bjelovar sadrži pojnu TS 110/35 kv Bjelovar koja posredstvom TS 110/ Mlinovac, TS 35/ Bjelovar 1, TS 35/ Bjelovar 2 i 35/ Bjelovar 3 električnom energijom napaja šire područje grada te okolne općine preko 35/ Predavac, 35/ Ivanska, 35/ Mišulinovac, 35/ Bulinac, 35/ V. Grđevac. Na području Pogona Bjelovar ukupno se nalazi sedam trafo-stanica 35/, od toga pet (TS Bjelovar 1, TS Bjelovar 2, TS Bjelovar 3, TS Bulinac i TS V. Grđevac) ima mogućnost dvostranog napajanja. Preostale dvije (TS Mišulinovac i TS Ivanska) radijalno su napajane. Pogon Križevci sadrži pojnu transformatorsku stanicu 110/35/ Križevci te sljedeće 35/ transformatorske stanice: Križevci 1, Apatovac, Orehovec, Žabno i Tkalec. Vršna opterećenja pojnih točaka u razdoblju 2009-2012. godine prikazana su na slici ispod (Slika 3.4). Najveće vršno opterećenje ima TS 110/35 kv Bjelovar, dok TS 110/35 kv Križevci i TS Mlinovac imaju značajno manja vršna opterećenja. 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 Bjelovar Križevci Ukupno DP Slika 3.4 Vršna opterećenja pojnih točaka u razdoblju 2009-2012. Godine Maksimalno opterećenja cijeloga područja iznosilo je 60.153 MW na dan 8.11.2010. Neistovremena maksimalna opterećenja po pojedinačnim pogonima: 13

3. Analiza postojećeg stanja mreže Tablica 3.1 Iznosi maksimalnih opterećenja pojnih točaka Pogon Iznos Datum opterećenja Bjelovar 45.2 MW 1.9.2009 Križevci 32.3 MW 8.2.2012 Cijelo DP 60.153 8.11.2010 Kada se u obzir uzme demografsko kretanje stanovništva (Tablica 3.2), koje se može dovesti u korelaciju sa porastom vršnog opterećenja, za očekivati je da se stanje neće značajno promijeniti. Porast opterećenja po kućanstvu vjerojatno će rasti dok se ukupni broj kućanstava smanjuje. Generalno gledajući stagnacija ili blagi porast su razumna procjena budućeg stanja. Tablica 3.2 Prognoza broja kućanstava [7][8] Utvrđeni broj kućanstava popisom stanovništva TREND % 2001. 2011. Bjelovarsko-bilogorska županija 0. Grad Bjelovar 13.691 13.813 1% 1. Općina Ivanska 1.117 961-14% 2. Općina Kapela 1.142 1.025-10% 3. Općina Nova Rača 1.263 1.116-12% 4. Općina Rovišće 1.418 1.389-2% 5. Općina Severin 361 309-14% 6. Općina Šandrovac 662 596-10% 7. Općina Velika Pisanica 747 618-17% 8. Općina Veliki Grđevac 1.157 982-15% 9. Općina Veliko Trojstvo 1.053 994-6% 10. Općina Zrinski Topolovac 283 260-8% UKUPNO 22.894 22.063-10% Koprivničko-križevačka županija 0. Grad Križevci 7.007 6.937-1% 1. Općina Gornja Rijeka 573 503-12% 2. Općina Kalnik 435 388-11% 3. Općina Sveti Ivan Žabno 1.716 1.578-8% 4. Općina Sveti Petar Orehovec 1.288 1.195-7% UKUPNO 11.019 10.061-8% Zagrebačka županija 1. Općina Farkaševac 621 552-11% 2. Općina Preseka 531 439-17% 3. Općina Gradec 1.191 1.147-4% UKUPNO 2.343 2.138-11% 14

3.2. Tehnički podaci o elementima mreže 3. Analiza postojećeg stanja mreže Osnovni tehnički podaci o svim bitnim elementima mreže važan su ulazni podatak. Potpuni skup podataka o vodovima, kabelima, transformatorima i transformatorskim stanicama, sklopnoj i zaštitnoj opremi krucijalan je za planiranje. Proces planiranja ne smije zaobići ovaj korak jer tek kada se potpuni set podataka sakupi proces planiranja može krenuti dalje. Prilikom ovoga koraka postoji potencijalna prepreka nemogućnosti dobavljanja potrebnih podataka o opremi u distribucijskoj mreži od vlasnika (obično je vlasnik određeno distribucijsko područje) te je onda u tom slučaju podatke potrebno procijeniti. Ovaj proces smanjuje točnost planiranja. 3.2.1. Tehnički podaci o vodovima i transformatorskim stanicama DP Bjelovar Prilikom planiranja elektroenergetska mreža 110-35-10(20) kv Elektre Bjelovar promatrala se na tri razine koje se međusobno preklapaju: Prijenosna mreža, tj. vodovi 1 i transformatorske stanice 110/X kv koje napajaju pripadnu 35 kv i/ili distribucijsku mrežu. Budući da 220 i 400 kv mreže nisu od značaja za napajanje konzuma razmatranog područja, izostavljena su iz pobližeg razmatranja. 1 mreža razmatra se isključivo u funkciji napajanja distribucijske mreže; Distribucijska mreža 35 kv, tj. vodovi 35 kv naponske razine i transformatorske stanice 35/10(20) kv koje napajaju 10(20) kv mrežu; Distribucijska mreža 10(20) kv, tj. vodovi 10(20) kv i transformatorske stanice 10(20)/0,4 kv; 3.2.1.1 1 naponska razina Osnovni tehnički podaci 110/X kv transformatorskih stanica, koji su susretni objekti te istovremeno čine i prijenosnu i distribucijsku mrežu za promatranu mrežu, ključnih za napajanje konzuma Elektre Bjelovar dani su tablicama (Tablica 3.3, 15

3. Analiza postojećeg stanja mreže Tablica 3.4). U TS Bjelovar vrši se i transformacija 35 na te je lokacijski združena sa TS 35/10 Bjelovar 1. Tablica 3.3 Osnovni tehnički parametri TS 110/x kv TS Bjelovar (Nove Plavnice) Godina izgradnje 1957 1969 Tip trafostanice Križevci 1980 zidana Mlinovac 1988 zidana Godina i opseg rekonstrukcije zidana -- 2013. Ugradnja novog transformatora snage 40 MVA 2008. nadogradnja 2013. Uvođenje u sustav SDV-a Snaga (MW) 1 x40 1 x 20 1 x 20 1 x 40 2 x 20 Tablica 3.4 Osnovni tehnički parametri transformatora 110/x kv TS Proizvođač Prijenosni omjer Snaga Godina proizvodnje Bjelovar ELTA 110/36,75/10,5 20/20/6,67 1968 (Nove Plavnice) KONČAR 110/36,75/10,5 40/40/13,3 -- Križevci Mlinovac KONČAR 110/36,75/10,5 20/20/6,67 -- KONČAR 110/36,75/10,5 40/40/13,3 2013 KONČAR 110/36,75/10,5 20/20/6,67 1988 KONČAR 110/36,75/10,5 20/20/6,67 1990 Već se uvidom u instaliranu snagu na 1 naponskoj razini može primijetiti da je otprilike 150% veća od maksimalnog vršnog opterećenja distribucijskog područja. Sličan je omjer vršnog opterećenja i instalirane transformacije na 35 kv razini 3.2.1.2 35 kv naponska razina Na području Elektre Bjelovar instalirana su: Pogon Bjelovar - 15 transformatora prijenosnog omjera 35/X kv u 8 transformatorskih stanica, Pogon Križevci - 10 transformatora prijenosnog omjera 35/X kv u 5 transformatorskih stanica. 16

3. Analiza postojećeg stanja mreže Naziv Transformacija Tablica 3.5 Podaci o TS 35/x kv Instalirana Snaga (MVA) Projektirana snaga Godina izgradnje Tip trafostanice Stupanj izolacije Bjelovar 1 TS 35/10(20) kv 2 x 8 2 x 8 1954 Zidana zgrada 20 kv Bjelovar 2 TS 35/10kV 2 x 8 2 x 8 1966 Zidana zgrada Bjelovar 3 TS 35/ 2 x 8 2 x 8 1976 Zidana zgrada 20 kv Mišulinovac TS 35/ 2 x 4 2 x 8 1967 Zidana zgrada V. Grđevac TS 35/ 2 x 4 2 x 8 1966 Zidana zgrada Ivanska TS 35/ 2 x 1 2 x 8 1979 Zidana zgrada Bulinac TS 35/ 2 x 4 2 x 8 1983 Zidana zgrada Predavac TS 35/ 1 x 4 2 x 8 2002 Zidana zgrada 20 kv Križevci 1 TS 35/ 2 x 8 -- 1954 Zidana zgrada 20 KV Žabno TS 35/10(20) kv 1 x 4 1 x 8 -- 1972 Zidana zgrada 20 kv Orehovec TS 35/10(20) kv 2 x 4 -- 1980 Zidana zgrada Tkalec TS 35/ 2 x 4 -- 1982 Zidana zgrada Apatovec TS 35/ 2 x 4 -- 2005 Zidana zgrada 20 kv Naziv Bjelovar 1 Bjelovar 2 Bjelovar 3 Tablica 3.6 Podaci o transformatorima 35/x kv Tip Prijenosni Snaga Godina Grupa Proizvođač transformatora omjer (MVA) proizvodnje spoja Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 2011 Dyn5 Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 2003 Dyn5 Končar 2TBN 8000-38x 35/10,5 8 1979 YNd5 Končar 2TBN 8000-38x 35/10,5 8 1978 Ynd5 Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 1977 Dyn5 Končar 9NTBN 8000-38x 35/10,5 8 1969 Dyn5 Predavac Končar T4000-38 35/10,5 4 1978 YNd5 Ivanska Končar 2TNP 26-35 35/10,5 1 1954 YNd5 Končar TN 1000-38 35/10,5 1 1967 YNd5 Bulinac Končar 2TBN 4000-38/H 35/10,5 4 1982 YNd5 Končar 7TBN 4000-38 35/10,5 4 1975 Dyn5 Veliki Grđevac Mišulinovac Križevci 1 Končar 7TBN 4000-38/E 35/10,5 4 1977 YNd5 Končar 3T 4000-38 35/10,5 4 1971 YNd5 Končar T4000-38 35/10,5 4 1980 YNd5 Končar 2TBN 4000-38 35/10,5 4 1979 YNd5 Končar T 8000-38 35/10,5(21) 8 1962 Yd5 Končar 9NTBN 8000-35/10,5(21) 8 2006 Dyn5 17

3. Analiza postojećeg stanja mreže Orehovec Tkalec Apatovec Žabno Končar 2TBN 4000-38/A 35/10,5 4 1979 YNd5 Končar 2TBN 4000-38/ 35/10,5 4 1979 YNd5 Končar 2TBN 400-38/H 35/10,5 4 1983 YNd5 Končar 3T 4000-38/E 35/10,5 4 1973 Yd5 Končar 9NTBn 4000-38 35/10,5(21) 4 2004 Dyn5 Končar 3TN 4000-38 35/10,5 4 -- YNd5 Končar 3TNp 40-35 35/10,5 4 1977 Yd5 Končar 9NTBN 8000-35/10,5(21) 8 2005 Dyn5 Obzirom na ukupno instalirane transformacije stanje je relativno zadovoljavajuće. Ono što se može izdvojiti je činjenica da je primarna oprema nazivnog napona 35 kv u određenom broju stanica pred kraj životnog vijeka. Oprema u nekim stanicama stara je 40 godina i biti će potrebna njena zamjena i rekonstrukcija. Sve stanice nalaze se u unutar SDV-a (Sustav daljinskog vođenja). Bitan element su i 35 kv vodovi. Dobivanje novih trasa je u današnje vrijeme otežano. A kabele je mnogo lakše položiti u već postojeću trasu. Iz popisa (Tablica 3.7) se može vidjeti da je stanje u 35 kv mreži zadovoljavajuće, ali je potrebna rekonstrukcija nekih vodova koji su na kraju životnog vijeka (Mlinovac Bulinac primjerice). Naziv voda Bjelovar 1 Bjelovar 2 Vrsta KB Tablica 3.7 Podaci od 35 kv dionicama Izveden za napon (kv) 35 35 35 U pogonu pod naponom (kv) 35 35 35 Duljina voda (m) 1640 2215 40 Materijal Presjek (mm 2 ) XHE 49-A Al/Če XHE 49-A 1 x 185 3 x 120 1 x 185 Bjelovar 1 Bjelovar 3 KB 35 35 3100 XHE 49-A 1 x 185 Bjelovar 1 - Predavac KB 35 35 7220 XHE 49-A 1 x 185 Predavac - Žabno KB 35 35 9630 XHE 49-A 1 x 185 Bjelovar 2 Bjelovar 3 KB 35 35 2500 XHP 48 1 x 150 Bjelovar 2 - Mišulinovac DV 35 35 10839 Al/Če 3 x 120 Bjelovar 2 - Bulinac DV 35 35 12332 Al/Če 3 x 120 Bulinac V. Grđevac DV 35 35 10252 Al/Če 3 x 120 18

3. Analiza postojećeg stanja mreže Bjelovar 1 - Ivanska DV 35 35 15113 Al/Če 3 x 120 Orehovec - Apatovec KB 35 35 13200 XHE-49A 1 x 185 Križevci 1 Križevci (Ind. KB 35 35 7000 XHE-49 1 x 185 Zona) Križevci 1 - Žabno DV 35 35 10200 Cu 3 x 50 Križevci 1 Križevci (Spojni) DV 35 35 3030 Al/Če 3 x 150 Križevci - Tkalec DV 35 35 9234 Al/Če 3 x 120 Križevci - Orehovec DV 35 35 8864 Al/Če 3 x 120 Tablica 3.8 Duljina 35 kv mreže po pogonima Tip Svi pogoni Bjelovar Križevci Kabel 44,18 23,98 20,20 Zračni vod 82,07 50,74 31,33 Ukupno 126,25 74,72 51,53 Tablica 3.8 odražava karakteristiku mreže: veće područje je Pogon Bjelovar, te udio mreže u urbanom području (kabelski) i ruralnom (zračni vodovi) slijedi veličinu ruralne ili urbane mreže. 3.2.1.3 10(20) kv naponska razina Mreža na naponskoj razini svojom duljinom mnogostruko nadmašuje duljinu 35 kv mreže jer mora doprijeti do svih potrošača. Tablica 3.9 sadrži pregled 10(20) kv mreže po pogonima. Slika 3.5 prikazuje grubu sliku mreže prema pojnim točkama. Više riječi o izradi modela u NEPLANu biti će u sljedećem poglavlju. Na području Elektre Bjelovar postoji 1075 km 10(20) kv vodova, od čega je približno svega sedmina kabelskih, a ostatak zračnih vodova. Veći dio kabelskih vodova, oko 75%, spremno je za pogon na 20 kv naponskoj razini, dok ostatak čine stariji kabeli. Od starijih kabela prvenstveno treba spomenuti kabele EHP, PP i PHP tipa koje je vjerojatno potrebno zamijeniti prije prelaska na pogonski napon 20 kv. 19

3. Analiza postojećeg stanja mreže Slika 3.5 Prikaz iz NEPLANa 10(20) kv mreže po pojnim točkama: TS 110/35 Bjelovar zeleno, TS 110/10(20 kv Mlinovac crveno, TS 110/35/10(20) Križevci plavo Na cijelom distribucijskom području dominira udio zračnih vodova (Slika 3.6). To pokazuje da je konzum ruralnog područja raspoređen na puno većem području te da je veličina površine gradskog područja relativno mala. Naravno da se to ne odnosi na iznose opterećenja. Tablica 3.9 Pregled 10(20) kv mreže po pogonima Svi pogoni Bjelovar Križevci Kabel 20 kv (km) 108,963 69,875 39,088 Kabel (km) 35,444 25,34 10,104 Kabel ukupno (km) 144,407 95,215 49,192 Kabel udio (%) 13,62% 13,12% 14,13% Zračni vod (km) 929,701 630,684 299,017 Zračni vod udio (%) 86,38% 86,88% 85,87% Ukupno 1074,108 725,899 348,209 20

3. Analiza postojećeg stanja mreže Kabel 20 kv 108,9 km 10,2 Kabel 35,4 km 3,3 % Zračni vod 929,7 km 86,5 % Slika 3.6 Tip vodiča (ZV ili KB) mreže 10(20) kv cijelog DP Bjelovar Prosječna snaga 10(20)/0,4 kv transformatora na razini DP-a iznosi 185 kva. Prosječno, u svim pogonima prosječna instalirana snaga predmetnih transformatora je podjednaka. Maksimalno instalirana snaga svih transformatora je 151.730 kva, od čega je 69,15% instalirano u pogonu Bjelovar dok je ostalih 30,85% u pogonu Križevci. Tablica 3.10 Pregled broja transformatora 10(20)/0,4 kv Ukupno Bjelovar Križevci Broj energetskih transformatora 820 567 253 Instalirana snaga (kva) 151.730 104.700 47.030 Prosječna instalirana snaga (kva) 185,0 184,6 185,9 21

broj transformatora Broj TS 3. Analiza postojećeg stanja mreže Starosna struktura transformatora 10(20)/0,4 kv napravljena na temelju dostupnih podataka prikazana je slikom (Slika 3.8). Podaci o godini proizvodnje nedostaju za 36% transformatora. No na temelju podataka koji su dostupni može se vidjeti da je postotno najveća zastupljenost 46% transformatora u starosnoj grupi 30-40 godina, odnosno transformatori izrađeni između 1972. i 1981. 350 300 250 200 150 100 50 0 30 kva 50 kva 100 kva 160 kva 250 kva 400 kva 630 kva Pogon Bjelovar 44 124 203 38 62 37 50 8 Pogon Križevci 6 71 85 24 26 14 22 5 Svi pogoni 50 195 288 62 88 51 72 13 1000 kva Slika 3.7 Pregled broja i instalirane snage transformatora 10(20)/0,4 kv 350 300 250 200 150 100 50 0 0-10 godina stari - 2002. do 2012 10-20 godina stari - 1992. do 2001. 20-30 godina stari - 1982. do 1991. 30-40 godina stari - 1972. do 1981. 40-50 godina stari - 1962. do 1971. 50+ godina stari - 1962. i stariji bez podataka o starosti Svi pogoni 83 34 88 240 58 23 294 Slika 3.8 Starosna struktura transformatora 10(20)/0,4 kv Ovakva starosna struktura ukazuje na to da će u nadolazećim godinama biti potrebne zamjene. U usporedbi sa primjerice izgradnjom i planiranjem stanice 22

3. Analiza postojećeg stanja mreže 110/x kv, manje distribucijske stanice 10/0,4 kv relativno su jednostavne za zamijeniti ali zbog svog velikog broja vrlo bitan čimbenik planiranje distribucijskih mreža. 3.3. Izrada modela mreže U današnje vrijeme kada raste kompleksnost i veličina distribucijskih mreža planiranje bez podrške računalnih alata je gotovo nezamislivo. Korištenje naprednih programskih alata uvelike olakšava proces planiranja. Ako se dovoljno pažnje posveti uređivanju ulaznih podataka, vrijeme uloženo u temeljito modeliranje mreže u nekome od dostupnih programskih alata (PowerWorld, NEPLAN, PSS, Digsilent Powerfactory itd.) vrlo se isplati [9]. Postojanje modela u jednome od alata omogućava mnoge proračune i provjere rezultata dobivenih intuitivnim putem. Nadalje, velika vrijednost takvih modela jest lakoća s kojom se mogu provjeriti različiti scenariji ili različita varijantna rješenja određene mreže. Moderno planiranje podržano programskim alatima omogućuje vrlo detaljnu simulaciju. Početni korak je simulacija sadašnjeg stanja te usporedba rezultata sa dostupnim pogonskim mjerenjima. Ukoliko je model mreže korektno izrađen rezultati se neće mnogo razlikovati. Nakon što se to utvrdi omogućeno je korištenje modela za simuliranje rezultata koji se očekuju u budućim periodima. 3.3.1. Model mreže DP Bjelovar u NEPLANu Prvi korak prilikom kreiranja i crtanja topologije mreže bila je izrada georeferencirane podloge. Iz shema mreže dobivenih od strane Elektre Bjelovar izrađenih u AutoCAD alatu (.dwg format) pročišćeni su podaci i prebačeni u jedan od slojeva (eng. layer) NEPANa u kojem se crtala topologija mreže. To je bilo moguće uraditi jer NEPLAN podržava vektorski format.dxf i prilikom prijenosa moguće je očuvati koordinate. Crtanje na georeferenciranoj podlozi znači da su sve udaljenosti između elemenata proporcionalne stvarnima te da se svi elementi nalaze upravo na onome mjestu gdje se nalaze i u stvarnosti. Topologija mreže crtana na ovaj način ima veću vrijednost jer se može prikazati pomoću nekih od programa za geografski prikaz (primjerice Google Earth) što planeru olakšava 23

3. Analiza postojećeg stanja mreže vizualizaciju. Nadalje, ovakav prikaz je izrazito koristan kada je potrebno planirati nove trase vodova ili nove lokacije transformatorskih stanica. Na primjeru (Slika 3.9) se može vidjeti kako crtana topologija slijedi stvarni razmještaj preciznosti do u desetak metara. Slika 3.9 Prikaz mreže na geografskoj podlozi Cijela mreža crtana je do razine 0,4 kv strane distribucijskih transformatora. Niskonaponski razvodi nisu modelirani već je pretpostavljeno točkasto opterećenje. Cijela mreža sastoji se od preko 5000 elementa (Tablica 3.11). 24

3. Analiza postojećeg stanja mreže Tablica 3.11 Statistika broja elemenata mreže DP Bjelovar iz NEPLANa Vrsta elementa Broj elemenata Vod i kabel 1636 Točka opterećenja 792 Transformator 844 Čvorište 2380 Ukupno 5767 Model je izrađen u više razina. Najvišu razinu predstavlja prijenosna razina do promatranih 1 TS koja je modelirana kao aktivna mreža te nije u detalje promatrana. Postoji detaljan prikaz slijedeće razine, TS 35/x kv ( Slika 3.10), te najniže razine (Slika 3.11). Bjelovar 1 35 35 kv Bjelovar 1 TR1 Bjelovar 1 TR2 DISC-58406 V V Bjelovar 1_1 10 Bjelovar 1_2 10 V V V V V V V V Kapela početak Nove Plavnice početak Ivanska početak Stare Plavnice početak Tehnika početak Bjelovar 1 početak Žabno početak Gudovac početak Stare Plavnice Tehnika Nove Plavnice Lenjinovo naselje Motel Kapela početak Gudovac početak Ivanska početak Slika 3.10 Primjer jednopolne sheme TS 35/10(20) kv 25

3. Analiza postojećeg stanja mreže Hidroregulacija TR Hidroregulacija 10(20)/0,4 250 kva teret Hidroregulacija NN 0,4 kv ESCO TR ESCO 10/0,4 630 kva Bilogorska teret ESCO NN ESCO 0,4 kv TR Bilogorska 10/0,4 400 kva teret Bilogorska NN Bilogorska 0,4 kv MSH Gašpar TR MSH Gašpar 10/0,4 400 kva Slika 3.11 Primjer dijela sheme mreže Model mreže je crtan prema cjelinama distribucijske mreže. Odnosno, korak po korak svi izvodi iz pojnih točaka (TS 110/x kv i TS 35/x kv) su modelirani. Pojednostavljena geometrija mreže prikazana je slikom (Slika 3.12) gdje se može prema bojama razlikovati smjer napajanja pojedinog izvoda iz određene distribucijske stanice. teret MSH Gašpar NN MSH Gašpar 0,4 kv Na dolje prikazanoj topologiji mreže izvršene su daljnje analize i proračuni koji su karakteristični za planiranje distribucijskih mreža. 26

3. Analiza postojećeg stanja mreže Slika 3.12 Pojednostavljena topologija mreže DP Bjelovar sa različito obojanim pojnim točkama na 35 kv naponskoj razini 27

4. Proračun i analiza tokova snage 4. Proračun i analiza tokova snage Na primjeru mreže Distribucijskog područja Bjelovar biti će objašnjena metodologija i tijek proračuna tokova snage u mreži. Opterećenja pojnih točaka kojima je zadano početno stanje sustavu odgovaraju vrijednostima maksimalnih zabilježenih opterećenja u 2012. godini. Snage su izračunate iz dostavljenih podataka izmjerenih struja i napona na razini stanica 35/x kv, odnosno po svakome od transformatora. Tablica 4.1 Opterećenja pojnih TS početno stanje Stanica Snaga [MW] Napomena TS 35/10 Bjelovar 1 TR1 5,99 Transformator 1 vozi kabelsku mrežu TS 35/10 Bjelovar 1 TR2 3,00 Transformator 2 vozi nadzemnu mrežu TS 35/10 Bjelovar 2 TR1 (5,76) TS 35/10 Bjelovar 2 TR2 (5,88) Rezerva TS Mlinovac TS 110/10(20) Mlinovac TR1 12,20 TS 110/10(20) Mlinovac TR2 (10,7) Vozi samo TR1 TS 35/10 Bjelovar 3 TR1 3,70 TS 35/10 Bjelovar 3 TR2 3,75 TS 35/10 Mišulinovac TR1 1,97 TS 35/10 Mišulinovac TR2 1,98 TS 35/10 V. Grđevac TR1 0 TS 35/10 V. Grđevac TR2 1,80 TS 35/10 Ivanska TR1 1,1 TS 35/10 Ivanska TR2 1,27 Voze u paraleli Voze u paraleli Vozi samo TR2 Voze u paraleli TS 35/10 Bulinac TR1 (1,82) TS 35/10 BulinacTR1 2,57 Vozi samo TR2 TS 35/10 Predavac TR1 2,9 Maksimalna snaga kad oko 2,9 jer je i dio voda Kapela prebačen na TS Predavac TS 110/35/10 Križevci 110 TR1 9,15 + 2,01 TS 110/35/10 Križevci 110 TR2 9,1 + 2,01 TS 35/10 V. Križevci 1 TR1 5,99 TS 35/10 V. Križevci 1 TR2 (6,00) Oko 4 MW na strani Vozi samo TR1 TS 35/10 Žabno TR1 - TS 35/10 Žabno TR2 4,439 Vozi samo TR2 TS 35/10 Orehovec TR1 2,96 TS 35/10 Orehovec TR2 (2,59) Vozi samo jedan TR TS 35/10 Tkalec TR1 (1,66) Vozi samo TR1 28

4. Proračun i analiza tokova snage TS 35/10 Tkalec TR2 3 TS 35/10 Apatovac TR1 (1,76) TS 35/10 Apatovac TR2 1,89 Vozi samo TR1 U modelu je inicijalno teret svake transformatorske stanice x/0,4 kv predstavljen njezinom nazivnom snagom jer se pretpostavlja opterećenje stanice proporcionalno snazi same stanice. Svi tereti u modelu imaju pretpostavljen cos(φ) = 0,95. 4.1. Metodologija proračuna Da bi se proveo proračun tokova snaga potrebno je te snage skalirati na vrijednosti koje će odgovarati zadanim vrijednostima (Tablica 4.1) koje predstavljaju neistovremena vršna opterećenja. Princip na kojem se temeljio proračun je slijedeći: Poznata je radna snaga pojne točke(ts 35/x kv) i ona je fiksirana pomoću measurement elementa u NEPLANu; Snage tereta TS x/0,4 kv su podešene na nominalnu snagu transformatora i podložne su skaliranju; Snage većih potrošača (zakupljeno preko 100 kw) i potrošača priključenih na SN podešene su na maksimalni iznos izmjeren u 2012. Snage tereta koji se mogu skalirati određuju se iz izraza: Pri čemu je: P tereta = P TS 35 P fiksni P P tereta (4.1) promjenjivi P tereta nazivna snaga potrošača na promatranom čvorištu; P tereta proračunata snaga potrošača; P TS 35 P fiksni zadana snaga u pojnoj točki; suma fiksnih tereta (veliki potrošači + kupci na SN); P promjenjivi snaga potošača kojima se skalira snaga; 29

4. Proračun i analiza tokova snage Proračun prvo pronalazi sve terete spojene na jednu pojnu točku (npr. TS 35/10 Bjelovar 1), sumira ih te zatim provodi skaliranje na onim čvorištima gdje je dopuštena kako bi zadovoljio opterećenje kojem se prilagođava. Ovakvim proračun dobiva se statična slika mreže prilikom pokrivanja vršnog opterećenja. U obzir se jedino dakle uzima faktor istodobnosti, izračunat na gore prikazan način, koji množi snagu tereta u NEPLANu kako bi namjestio zadanu potrošnju uvažavajući terete koji imaju zadan i fiksan iznos. Na ovaj način dobiva se stanje mreže u kojem dio malih potrošača ima manje pridijeljeno opterećenje a dio veće. No ovo je relativno zadovoljavajući način nadopunjavanja podataka za stanice za koje nije poznat podataka o opterećenju. Tendencija je vođenja mreže pogonska otvorenost. Ovakvih proračunom također se provjerava i ispravnost modela jer je skaliranje moguće samo na radijalno napajanim vodovima. Za sada nisu uvažavane dnevne krivulje potrošnje te vremenska varijabilnost koja je uvažena u kasnijim proračunima energije i gubitaka (Poglavlje 10.1). Nakon provedbe proračuna sa zadanom snagom na razini stanica 35/x kv vrši se proračun sa zadanim snagama na razini izvoda. Na ovoj razini na nekim dijelovima mreže još više do izražaja dolazi činjenica da se radi sa zbrojem neistovremenih vršnih opterećenja. Na taj način vrlo je lako dobiti mnogo veća opterećenja od normalnog pogonskog stanja. Ali planiranje se vrlo često vrši uzimajući u obzir lošije pogonsko stanje jer sustav mora moći izdržati i takve situacije. Tablica 4.2 također pokazuje kako algoritam ne mijenja zadane potrošače (pr. INA kao potrošač na SN priključen na TS 35/ Mišulinovac) koji su izuzeti iz balansiranja snaga. 30

4. Proračun i analiza tokova snage Tablica 4.2 Prikaz razlika u proračunima tokova snaga Stanica Izvod Zadana 35 kv [kw] Zadana [kw] TS 35/10 Mišulinovac Diklenica 600 515 INA-Sekundarne 26 26 INA-otprema 152 152 Veliko Trojstvo 909 944 Šandrovac 302 415 UKUPNO 1989 2052 TS 35/10 Bulinac TR1 V. Pisanica 919 989 Lasovac 311 513 Nova Rača 355 656 Orovac 285 350 Patkovac 701 878 UKUPNO 2571 3386 U konačnici se provodi kombinacija ova dva proračuna (Slika 4.1). No velikom većinom veća opterećenja dobivaju se ako se gleda opterećenje na nižoj razini (razina izvoda). No ne čini se velika razlika ako se za sve stanice opterećenje promatra na razini pojne točke. Primjerice razlika je na razini cijelog sustava 67,4 MW u odnosu na realnijih 61,6 MW što ako se usporedi sa podacima iz tablice (Tablica 3.1) bolje odgovara stvarno izmjerenom maksimumu. Najtočniji proračun sa uključenim dnevnim krivuljama potrošnje proveden je i objašnjen nešto kasnije. Za sada se zaključci mogu donijeti iz statične slike jedne, vjerojatno vrlo nepovoljne, situacije s aspekta vršnog opterećenja. 31

4. Proračun i analiza tokova snage Teret zadan na 35 kv razini (1. varijanta) Skaliranje snaga tereta da zadovolje zadanu snagu u TS 35/ Proračun tokova snaga Kreiranje izvještaja sa određenim snagama po izvodima Teret zadan na razini izvoda (2.varijanta) Skaliranje snaga tereta na zadano opterećenja izvoda Proračun tokova snaga Kreiranje izvještaja sa određenim snagama po izvodima Modificirani proračun Ako su max snage po izvodima u prvoj varijanti veće od onih u drugoj zadržavaju se prvi iznosi Ako su opterećenja veća u 2 varijanti ručno se modificiraju faktori u prvom proračunu Kao rezultat se dobije nešto promijenjena ukupa snaga u stanicama 35/x kv ali koja predstavlja najveće vršno opterećenje Poračun s dnevnim krivuljama potrošnje Vremenska varijabilnost Omogućava proračun godišnje energije i gubitaka Najprecizniji proračun Slika 4.1 Tijek proračuna tokova snage (strujno naponskih prilika) 4.1.1. Tokovi snaga i padovi napona u 35 kv mreži DP Bjelovar U promatranoj mreži svi transformatori primarne transformacije distribucijske mreže 110/x kv imaju mogućnost regulacije napona. Ovo će biti posebno bitno ako će se ovim mehanizmom morati poravnavati varijacije napona tijekom dana u 32

4. Proračun i analiza tokova snage proračunu sa dnevnim krivuljama opterećenja ili u slučaju loših naponskih prilika prilikom ispada nekog sa namjerom ublažavanja posljedica. Inicijalni proračun na temelju kojega su se onda vršile sitne modifikacije na mjestima gdje je programski alat ukazao da bi moglo doći do problema je proveden za nazivni napon niženaponske strane pojnih točaka, 35 kv. Opterećenja transformatorskih stanica TS 110/x prikazana su tablicom (Tablica 4.3). Najopterećenija je stanica Bjelovar 1, no to je situacija maksimalnog vršnog opterećenja. U normalnom pogonu je opterećenje manje. Naziv Instalirana snaga (MVA) Tablica 4.3 Opterećenja 110/x transformatorskih stanica P (MW) Q (MVAr) S (MVA) Opterećenje transf. (%) Paralelan rad Opterećenje TS (%) Bjelovar 2 x 40 33,3 16,0 36,9 92,0 Ne 41 Mlinovac 2 x 20 10,7 4,1 12,1 60,2 Ne 30 Križevci 20 + 40 15,8 7,5 17,4 43,4 Ne 22 Ni na razini 35 kv stanica nema problema sa opterećenjima izuzev u TS 35/10 kv Ivanska gdje je instalirana snaga transformacije 1x2 MW dok je u trenutcima maksimalnog opterećenja preopterećenje iznosa 135,1%. Slika 4.2 prikazuje tokove snaga u 35 kv mreži. Većina vodova je slabo opterećena te stoga nije ni potrebno opterećenja prikazivati tablicom. 33

4. Proračun i analiza tokova snage Orehovec - Apatovec 35 P=1,565 MW Q=-0,338 Mvar Kž - Orehovec 35 P=4,588 MW Q=1,018 Mvar Orehovec 35 35 kv u=97,04 % Apatovac 35 35 kv u=96,72 % Križevci 35 35 kv u=98,16 % Križevci 1 35 35 kv u=97,59 % Križevci - Tkalec 35 P=3,037 MW Q=1,322 Mvar Kž1 - Kž Industrijska zona 35 P=0,000 MW Q=-0,521 Mvar Žabno 35 35 kv u=98,69 % Predavac 35 - žabno 35 P=4,496 MW Q=1,219 Mvar Predavac 35 35 kv u=99,47 % Bj1 35 - Predavac 35 P=7,478 MW Q=1,976 Mvar Bjelovar 1 35 35 kv u=100,40 % Bjelovar 3 35 35 kv u=99,98 % Bjelovar 2 35 35 kv u=99,76 % Bj2 35 - Mišulinovac 35 P=2,124 MW Q=0,922 Mvar Mišulinovac 35 35 kv u=99,00 % Tkalec 35 35 kv u=97,21 % Bjelovar 1 - Bjelovar 2 P=6,538 MW Q=2,814 Mvar Bj2 35 - Bulinac 35 P=4,369 MW Q=1,928 Mvar Bulinac 35 35 kv u=97,97 % Ivanska 35 35 kv u=99,34 % Bulinac - Veliki grđevac 35 P=1,724 MW Q=0,707 Mvar Veliki Grđevac 35 35 kv u=97,38 % Slika 4.2 Tokovi snaga i opterećenja 35 kv vodova za 2012. godinu 4.2. Dopušteno opterećenje transformatora, vodova i kabela Prema preporukama Hrvatske elektroprivrede navedenim u Trogodišnjem planu razvoja distribucijske mreže [10] sažeti su uvjeti i gornje granice dopuštenog opterećenja transformatora u normalnom pogonskom stanju i u n-1 stanju: pri opterećenju od 70% treba početi razmatrati planiranje novih kapaciteta, u normalnom pogonskom stanju dopušteno opterećenje je do 100%, 120% opterećenja je dopušteno u izvanrednom n-1 stanju, ali ne duže od 2 sata. Gornje granice dopuštenog opterećenja vodova i kabela indiciraju slijedeće: 50% opterećenja signalizira potrebu za planiranjem novog voda u normalnom pogonskom stanju, 70% je indikacija za planiranje novog voda u n-1 stanju, 34

4. Proračun i analiza tokova snage 100% nazivne termičke struje u normalnom pogonu je dozovljeno opterećenje. Pri tome treba imati na umu da vremenske prilike jako utječu na gornju granicu dopuštenog opterećenja. Korisno je izdvojiti i podatak da je za vodove i kabele s radijalnim napajanjem dopušteno opterećenje od 70% nazivne termičke struje u normalnom pogonu dok je za one s mogućnošću dvostranog napajanja ta granica 50% za normalni pogon. 35

5. Naponske prilike 5. Naponske prilike Možda najvažniji kriterij i signal (eng. trigger) za nova ulaganja u mreži je zadovoljenje naponskih prilika. Loše naponske prilike u današnje vrijeme kada trošila postaju sve osjetljivija jako utječu na sveukupnu kvalitetu usluge. Stabilnost napona bitna je na svim razinama sustava iako je napon po svojim karakteristikama lokalna veličina koja se mijenja od točke do točke. Upravo je iz toga razloga prilikom planiranja distribucijskih mreža potrebno provesti proračune naponskih prilika do razine koja je što bliža točkama opterećenja, što su u velikoj većini mali potrošači, pogotovo na području DP Bjelovar. Pri ovakvim zadaćama izrazito je koristan model mreže koji se neizbježno izrađuje kao prvi korak planiranja. Naponske prilike se prilikom planiranja proračunavaju za pretpostavljena buduća stanja mreže te se vrlo često koriste kao pokazatelj za potrebu ulaganja u distribucijsku mrežu. 5.1. Dopušteno odstupanje napona Dopuštena odstupanja napona trebaju biti u granicama propisanim standardima (standard EN 50160): napon se u mreži niskog napona treba držati u granicama nazivnog napona ± 10% Osnovna veličina koja se mjeri je efektivna vrijednost napona, dok je interval usrednjavanja 10 minuta a promatrano razdoblje 1 tjedan. Pri tome norma nalaže da 95% 10-minutnih srednjih efektivnih vrijednosti kroz 1 tjedan moram biti između ± 01% (u novijim revizijama +6%, a -10%), dok preostalih 5% vremena napon mora biti u intervalu +10% i -15%. Ovo se odnosi na polagane promjene napona. 5.2. Padovi napona u mreži DP Bjelovar Prikaz proračuna padova napona u mreži Distribucijskog područja Bjelovar usmjeren je ponajviše na naponsku razinu u ovom početnom proračunu. 36

5. Naponske prilike Padovi napona na naponskoj razini 35 kv u promatranoj mreži za izvedeni proračun vršnog opterećenja ne predstavljaju problem u normalnom pogonskom stanju. Sa slike (Slika 4.2) se može vidjeti da su padovi napona daleko iznad margina dopuštenog kretanja napona. Dijelovi rezultata tokova snaga dani su u preglednoj tablici (Tablica 5.1). Pomoću programskog alata MS Excel napravljen je proračun koji na pregledan način pokazuje tokove snaga prema izvodima. Gubici, odnosno snaga gubitaka, se odnose na razliku između dobavljene i isporučene snage. Pad napona po izvodu (ΔU) odnosi se na razliku prema naponu na početku izvoda a ne prema nazivnom 1 p.u. naponu. Također, u tablici su na sažet način obrađene i prikazane stanice sa najmanjim naponom, odnosno najvećim padom napona. Bitno je napomenuti da su rezultati temeljeni na izlazima iz proračuna tokova snaga koji je proveden u NEPLANu. Prikazan je samo dio rezultata proračuna. Tablica prikazuje: TS 35/10 Bjelovar 3 i njezine izvode kao primjer povoljnih naponskih prilika; Dvije stanice napajane iz istoga smjera (TS 110/10(20) Mlinovac): o TS 35/10 kv Bulinac i preko nje napajane o TS 35/ Veliki Grđevac na kojima se može primijetiti kako s udaljenošću od pojne točke naravno naponske prilike postaju nepovoljnije Stanicu TS 35/ Tkalec na čijem izvodu dolazi do značajnijih padova napona. Već ovaj proračun ukazuje na sljedeće: na kraju izvoda Gradec-G. Pavlovec nalazi se relativno veliko opterećenje dok je veliki dio magistralnog voda izveden kao stari 3x25 mm 2 koji je nedovoljnog presjeka; sličan problem javlja se na izvodu Zrinska koji je relativno dugačak te iako je opterećenje dosta malo presjek voda ne zadovoljava. 37

Tkalec Veliki Grđevac Bulinac Bjelovar 3 5.Naponske prilike Tablica 5.1 Rezultati proračuna padova napona za vršno opterećenje DP Bjelovar 2012. godine TS Izvod Pisp [kw] Qisp [kvar] Pdob [kw] Qdob [kvar] Pgub [kw] p% ΔU izvod Napon(u%) Stanica koja ima najmanji napon Elektra 86,36 28,39 87,24 34,46 0,87 1,00-0,95 98,46 NN Elektra Ivanovčanska 1499,29 492,79 1527,73 539,74 28,44 1,86-2,41 97,32 NN Zvjerci - šuma Ivekovićevo naselje 1616,75 531,40 1635,03 630,85 18,28 1,12-1,37 98,03 NN šup Pere Biškupa 1596,02 524,59 1617,70 620,12 21,68 1,34-1,61 97,78 NN Kamenarova Rade Končara 1108,92 364,49 1122,20 336,82 13,27 1,18-1,45 98,00 NN Puričani Rade Končara 2 666,74 219,15 673,49 234,33 6,76 1,00-1,17 98,21 NN Vojnović Sup 805,61 264,79 814,56 303,03 8,95 1,10-1,27 98,16 NN MSH Gašpar Bjelovar 3 ukupno 7379,69 2425,60 7477,95 2699,35 98,25 1,31-2,41 97,32 NN Zvjerci - šuma Bulinac (V. Pisanica) 871,13 286,32 917,96 367,16 46,83 5,10-5,29 95,28 Bačkovica Lasovac 299,74 98,52 310,94 126,98 11,20 3,60-3,05 97,52 Ribnjačka - Šandrovac Nova Rača 346,58 113,91 354,77 148,37 8,19 2,31-1,59 98,98 Sasovac 2 Orovac 277,89 91,34 284,95 118,56 7,06 2,48-1,49 99,07 Kašljavac 2 Patkovac 677,54 222,70 701,38 283,38 23,84 3,40-3,01 97,55 G. Tomaš Bulinac ukupno 2472,88 812,79 2570,00 1044,45 97,12 3,78-5,29 95,28 Bačkovica Barna 218,32 71,76 226,18 91,10 7,86 3,48-2,74 98,12 M. Barna Pavlovac 322,11 105,87 331,67 132,37 9,56 2,88-1,94 98,92 V. Jasenovača Severin 533,27 175,28 557,91 224,60 24,64 4,42-4,41 96,45 N. Ploščica 3 Tio 89,47 29,41 90,61 22,62 1,13 1,25-0,02 100,84 M. Tita Zrinska 468,85 154,10 500,63 198,01 31,78 6,35-7,04 93,82 Topolovica 2 Veliki Grđevac ukupno 1632,02 536,42 1707,00 668,70 74,97 4,39-7,04 93,82 Topolovica 2 Gradec - pavlovec 789,55 259,51 867,44 334,13 77,89 8,98-9,55 92,13 Asfaltna baza 2 Preseka 334,84 110,05 344,80 137,55 9,96 2,89-1,97 98,66 Gornjaki SF Gradec 1280,23 420,79 1360,45 566,50 80,22 5,90-7,20 93,43 Habijanovac Tkalec 82,68 27,17 83,83 33,44 1,15 1,37-1,25 100,56 NN Tkalec 1 38

5. Naponske prilike Vinkovec Zrinščina 330,70 108,70 343,48 135,18 12,78 3,72-3,20 97,43 Zrinščina Tkalec ukupno 2818,00 926,22 3000,00 1206,80 182,00 6,07-9,55 91,08 Asfaltna baza 2 39

L10302, ALFE 3X 25 0,145 km N. Ploščica 3 L17138 Dautan 1, ALFE 3X 35 0,141 km L16187, ALFE 3X 25 0,938 km Sasovac 2 L10315, ALFE 3X 25 1,205 km L17391, ALFE 3X 25 0,339 km L16144, ALFE 3X 25 1,634 km Patkovac L17353, ALFE 3X 50 0,509 km L17143, ALFE 3X 25 0,556 km L17100, ALFE 3X 35 1,54 km L16149, ALFE 3X 25 0,114 km L16030, ALFE 3X 25 0,455 km Sasovac L17181, ALFE 3X 25 1,055 km L16025, ALFE 3X 25 0,824 km St. Rača 3 teret Stara Rača 3 L16068, ALFE 3X 25 0,86 km L17095, ALFE 3X 50 1,207 km Dautan 3 NN Dautan 3 teret Dautan 3 0,4 kv L15977, ALFE 3X 25 0,179 km L15982, ALFE 3X 25 0,22 km TR Dautan 3 10/0,4 100 kva L16020, ALFE 3X 25 0,43 km L10133, ALFE 3X 25 1,19 km Orlovac - Sasovac Severin 1 Poslovna zona L15972, ALFE 3X 25 0,83 km L10310, ALFE 3X 25 2,234 km St. Rača 2 N. Rača - I.V Trnskog Tociljevac L17090 20 kv, XHE 49-A 3X(1X150) 0,4 km L17052 20 kv, XHE 49-A 3X(1X150) 0,35 km otcjep Severin Poslovna Zona L10138 20 kv, XHE 49-A 3X(1X150) 0,09 km Severin 2 Poslovna zona L16981, ALFE 3X 50 0,12 km Serverin - Dautan L15853, ALFE 3X 25 0,225 km L16971, ALFE 3X 25 0,375 km Orlovac L15858, ALFE 3X 25 0,643 km L10125, ALFE 3X 25 0,658 km St. Rača 1 L15815, ALFE 3X 25 1,101 km Fenor spojnica N. Rača - V. Pisanica, ALFE 3X 25 0,235 km N. Rača - Škola N. Rača Farma L15810, ALFE 3X 25 0,309 km L15896, ALFE 3X 25 0,43 km Fenor L13650, ALFE 3X 25 0,181 km L13590, ALFE 3X 25 0,178 km L13785, ALFE 3X 25 1,226 km N. Rača - Sajmište L13552, ALFE 3X 25 0,071 km Patkovac početak, ALFE 3X 50 2,597 km Severin 1 TR Nova Rača - Sajmište 10(20)/0,4 160 kva L13547, ALFE 3X 25 0,314 km L16302, ALFE 3X 25 0,937 km N. Rača - Mlin L13542, ALFE 3X 25 0,064 km L10120, ALFE 3X 25 1,551 km otcjep Severin 1 L15772, ALFE 3X 25 1,124 km L16307, ALFE 3X 25 0,37 km Bulinac 10 Orovac početak, ALFE 3X 70 2,212 km Nova Rača početak, ALFE 3X 25 0,383 km L15729, ALFE 3X 25 0,242 km Orlovac - Sl. Kovačica L10115, ALFE 3X 25 0,246 km L16345, ALFE 3X 25 0,481 km TS 35/10 Bulinac 35 kvts teret Bulinac 2 Bulinac 2 L16350, ALFE 3X 25 1,22 km L13504, ALFE 3X 25 1,924 km Sl. Kovačica - Mlin L10110, ALFE 3X 25 0,589 km Severin 2 L15767, ALFE 3X 25 0,704 km Bulinac 3 - Pal L9985, ALFE 3X 25 0,649 km Dražica - Orlovac Lasovac početak, ALFE 3X 70 1,466 km L9990, ALFE 3X 25 0,193 km L10087, ALFE 3X 25 2,207 km L16388, ALFE 3X 25 0,11 km Velika Pisanica početak, ALFE 3X 50 1,394 km L10092, ALFE 3X 25 0,261 km Dražica Sl. Kovačica L10097, ALFE 3X 25 1,003 km Severin 3 Bulinac 1 L13348, ALFE 3X 25 0,182 km L9980, ALFE 3X 25 0,649 km otcjep Bulinac 1 L9964, ALFE 3X 25 0,752 km otcjep Lasovac Početak Drljanovac 1L13499, ALFE 3X 25 0,107 km L9959, ALFE 3X 25 0,71 km L9969, ALFE 3X 25 0,174 km D. Kovačica - Zračna L14882, ALFE 3X 25 0,753 km L13461, ALFE 3X 25 0,94 km L13364, ALFE 3X 50 1,77 km Drljanovac 2 L13456, ALFE 3X 25 0,92 km L14956, ALFE 3X 25 0,62 km Bedenik 1 L9954, ALFE 3X 25 0,963 km L13384, ALFE 3X 25 0,451 km L14961, ALFE 3X 25 1,472 km L13799, ALFE 3X 50 1,61 km L9835, ALFE 3X 25 0,497 km D. Kovačica L9830, ALFE 3X 25 1,134 km L14999, ALFE 3X 25 0,39 km Bedenik 2 L15004, ALFE 3X 25 0,848 km M. Pisanica Lasovac 1 L13804, ALFE 3X 50 0,371 km Bulinac - Veliki Grđevac L15042, ALFE 3X 25 0,252 km V. Pisanica - Jap. L13852, ALFE 3X 50 0,795 km L14132, ALFE 3X 25 0,679 km L6554, ALFE 3X 50 0,355 km Pavlovac - Dražica 2 Đurinac - V. Pis. L13847, ALFE 3X 25 0,299 km L14016, ALFE 3X 50 0,157 km Đurinac L9820, ALFE 3X 25 1,023 km L9825, ALFE 3X 25 0,497 km L14137, ALFE 3X 25 1,113 km L15047, ALFE 3X 25 0,893 km L6549, ALFE 3X 50 1,037 km L6449, ALFE 3X 50 1,337 km D. Kov. - V.Grđ L6544, ALFE 3X 50 0,454 km Lasovac 2 L14142, ALFE 3X 25 0,461 km L15090, ALFE 3X 25 0,893 km L15085, ALFE 3X 25 0,686 km L14180, ALFE 3X 25 0,2 km L15128, ALFE 3X 25 0,342 km Kukavica L10967, ALFE 3X 25 1,32 km V. Pisanica 1 Bedenik - Lasovac L6444, ALFE 3X 50 1,198 km L14185, ALFE 3X 25 0,86 km L14228, ALFE 3X 25 0,241 km L14190, ALFE 3X 25 1,293 km L10962, ALFE 3X 25 0,1 km Pavlovac - Dražica Babinac 1 L14309, ALFE 3X 25 0,447 km L6415, ALFE 3X 50 0,623 km otcjep VG Ciglana V. Nazora 2 L14266, ALFE 3X 25 1,278 km VG Ciglana V. Nazora d L10957, ALFE 3X 25 1,055 km L14347, ALFE 3X 25 0,72 km Bulinac - Veliki grđevac 35 35 kv, ALFE 3X 120 10,252 km V. Pisanica 2 Severin V.G. početak, ALFE 3X 50 1,198 km L10756, ALFE 3X 25 0,784 km Tio L10669, ALFE 3X 25 0,635 km Babinac 2 Veliki Grđevac 10 L10589 20 kv, XHP 48-A 3X(1X 150) 0,206 km Pavlovac početak, ALFE 3X 25 1,167 km L10462 20 kv, XHP 48-A 3X(1X 150) 1,127 km L14352, ALFE 3X 25 0,751 km teret Pavlovac TS 35/10 Veliki Grdevac 35 kv L10625, ALFE 3X 25 1,465 km Tio početak 20 kv, XHP 48-A 3X(1X 150) 1,001 km L10630, ALFE 3X 25 0,073 km L10751, ALFE 3X 25 0,732 km L10947, ALFE 3X 25 1,031 km L10952, ALFE 3X 25 0,208 km Pavlovac 1 M. Tita otcjep Tio L10708 Vodovod, ALFE 3X 25 0,347 km L14304 20 kv, XHE 49-A 3X(1x185) 1,176 km NN V. Pisanica 3 teret Velika Pisanica 3 0,4 kv Barna početak, ALFE 3X 25 0,795 km L14390, ALFE 3X 25 0,873 km teret Vodovod L11077, ALFE 3X 25 1,044 km V. Pisanica 3 TR Velika PIsanica 3 10/0,4 100 kva Franc. 1 Babinac - Šuma L14395, ALFE 3X 25 1,118 km L11092, ALFE 3X 25 0,596 km Partizanski prelaz L11082, ALFE 3X 25 0,499 km Zrinska početak, ALFE 3X 25 1,74 km Pavlovac prol. L11363, ALFE 3X 25 1,023 km Dalmacija L11401, ALFE 3X 25 0,924 km L14467, ALFE 3X 25 0,573 km Otcjep Franc. 2 L11097, ALFE 3X 25 1,094 km V. Pis. - Škola L12118, ALFE 3X 25 0,222 km Franc. 2 L12156, ALFE 3X 25 1,172 km L14472, ALFE 3X 25 1,263 km L11168, ALFE 3X 25 0,987 km Pavlovac 2 L11411, ALFE 3X 25 4,114 km Franc. 3 L14510, ALFE 3X 25 0,58 km V. Pisanica 4 L12161, ALFE 3X 25 1,172 km L14515, ALFE 3X 25 1,518 km Polum L12199, ALFE 3X 25 1,147 km L11173, ALFE 3X 25 2,533 km L14596, ALFE 3X 25 0,676 km L14558, ALFE 3X 25 0,294 km L14553, ALFE 3X 25 0,883 km G. Kovačica 1 L14601, ALFE 3X 25 0,202 km L12204, ALFE 3X 25 1,162 km V. Pisanica 5 V. Jasenovača L14687, ALFE 3X 25 0,5 km L14606, ALFE 3X 25 1,071 km Bačkovica L14644, ALFE 3X 25 1,891 km G. Kovačica 2 L12242, ALFE 3X 25 0,334 km L14725, ALFE 3X 25 0,659 km L14730, ALFE 3X 25 1,012 km L14768, ALFE 3X 25 0,427 km L14682, ALFE 3X 25 0,575 km Čađavac 2 N. Pisanica 1 L12247, ALFE 3X 25 1,438 km L11454, ALFE 3X 25 0,216 km V. Barna 1 Čađdavac 1 L14806, ALFE 3X 25 0,863 km G. Kovačica 3 L12285, ALFE 3X 25 0,14 km N. Pisanica 2 L11462, ALFE 3X 25 2,036 km L12290, ALFE 3X 25 1,408 km Zrinska - G. Kov. V. Barna 2 L11571, ALFE 3X 25 1,267 km L12457, ALFE 3X 25 0,277 km L12295, ALFE 3X 25 0,282 km L11566, ALFE 3X 25 0,3 km Zrinska brda V. Barna 3 V. Barna - M. Grđevac L11851, ALFE 3X 25 0,202 km L11629, ALFE 3X 25 0,546 km L12300, ALFE 3X 25 1,974 km Zrinska 1 L12608, ALFE 3X 25 1,086 km L12730, ALFE 3X 25 0,765 km L12647, ALFE 3X 25 0,355 km M. Grđevac 1 Zrinska 2 L11634, ALFE 3X 25 1,672 km L12652, ALFE 3X 25 2,241 km L12343, ALFE 3X 25 0,814 km L12691, ALFE 3X 25 0,632 km L12305, ALFE 3X 25 0,3 km L12381, ALFE 3X 25 0,277 km M. Grđevac 2 L12419, ALFE 3X 25 0,916 km V. Barna 4 L11890, ALFE 3X 25 0,023 km L12735, ALFE 3X 25 2,091 km M. Grđ - Topolovica L11639, ALFE 3X 25 1,607 km L12774, ALFE 3X 25 0,501 km Sibenik L11929, ALFE 3X 25 0,721 km V. Barna 5 L12779, ALFE 3X 25 1,985 km L11934, ALFE 3X 25 1,432 km M. Jasenovača L11973, ALFE 3X 25 0,227 km L12818, ALFE 3X 25 0,389 km Ceremušina 1 L12823, ALFE 3X 25 0,62 km L12012, ALFE 3X 25 2,171 km Ceremušina 2 L12862, ALFE 3X 25 1,386 km L12935, ALFE 3X 25 2,016 km Topolovica 2 M. Barna Topolovica 1 L12974, ALFE 3X 25 1,451 km 5.Naponske prilike smjer napajanja TS 10/0,4 Bačkovica 35/10 Bulinac TS 10/0,4 Topolovica TS 35/ V. Grđevac izvod Zrinska Slika 5.1 Prikaz dijela mreže koji prikazuje izvode Zrinska Slika 5.1 prikazuje dio nadzemne mreže koji je daleko od pojne točke a prijenos se obavlja preko vodova nezadovoljavajućeg presjeka. Ovo je čest slučaj u radijalno napajanim ruralnim mrežama poput ovog prikazanog dijela mreže DP Bjelovar te su prikazane naponske prilike indikator da će u budućnosti s porastom opterećenja ova mjesta u mreži zahtijevati ulaganja kako bi se zadovoljili uvjeti kvalitete. 40

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) 6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) Sigurnost elektroenergetskog sustava odnosi se na sposobnost sustava da izdrži nepredviđene smetnje te da se posljedice tih smetnji u najmanjoj mjeri odraze na kvalitetu električne energije isporučivane potrošačima. Analiza sigurnosti koja će se ovdje promatrati spada u statičku sigurnost, odnosno neće se promatrati dinamičke promjene između dva stanja. Prilikom planiranja distribucijskih mreža planer mora odrediti najbolji način kako bi povećao sigurnost sustava. Naravno, uz uvažavanje cijena planiranih objekata. Za pogon je vrlo važno imati dostupan alternativni smjer napajanja. Analiza ispada jednog elementa mreže, odnosno n-1 analiza, provodi se u svrhu određivanja nužnih sklopnih radnji za očuvanje što većeg broja potrošača na elektroenergetskoj mreži. Kod n-1 analize promatra se normalno stanje mreži na kojoj se dogodi neki slučajni događaj. Nakon ispada promatra se stacionarno stanje i kontrolira preopterećenost vodova i naponi u čvorištima. Ako su za svaki ispad svi parametri unutar zadanih granica kažemo da sustav zadovoljava n-1 kriterij sigurnosti. U Mrežnim pravilima postoje propisani kriteriji analize kojih se treba pridržavati prilikom planiranja pogona. Mreža je modelirana s uklopnim stanjem svojstvenim za redovan pogon mreže. U slučaju neplaniranog ispada elementa mreže (transformatorske stanice ili dalekovoda) potrebno je uklopiti određene vodove kako bi se zadržalo napajanje što većeg broja potrošača. Specifičnost promatrane mreže je što nema generatora za koje bi se mogao promatrati ispad. Također utjecaj okolnih područja nije detaljno modeliran te je samo pretpostavljen. Proračuni se uobičajeno provede za slučaj maksimalnog opterećenja. U slučaju promatrane mreže to su maksimalna opterećenja 35/ transformatorskih stanica. Sljedeći proračuni obuhvaćaju sljedeće scenarije: ispad 1 dalekovoda, ispad TS 110/X kv, 41

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) ispad 35 kv voda, ispad TS 35/. Ispad TS 110/35 kv Križevci: U slučaju ispada pojne točke TS 110/35 kv Križevci Pogon Križevci se napaja iz smjera Pogona Bjelovar preko 35 kv vodova iz TS 110/35 Bjelovar. TS 110/10(20) Mlinovac iako naponske 1 razine ne može pomoći u ovome slučaju jer je i ona napajana preko TS Bjelovar. Tablica 6.1 Opterećenja transformatorskih stanica 1 razine u slučaju ispada TS Naziv TS Križevci Instalirana snaga (MVA) 1 x 40 1 x 20 110/35 kv Križevci P (kw) Q (kvar) S (kva) Ispad Opterećenje transf. (%) Paralelan rad Bjelovar 2 x 40 59148 29415 66058 83% DA Mlinovac 2 x 20 Napajan preko Bjelovara Vršno opterećenje cijelog sustava od 56724,23 kw i 18644,29 kvar pokrije se samo iz TS 110/35 Bjelovar. Uklapa se 35 kv vod Žabno-Križevci 1. Dio snage može se dovesti iz drugog područja (Elektra Zagreb) preko TS 35/10 Vrbovec i dalje preko TS 35/ Tkalec, ali ako je moguće sve bi zahtjeve trebalo pokriti preko elemenata mreže u promatranom Distribucijskom području Bjelovar. Naponi u mreži 35 kv su izvan dopuštenih granica. Napon na sabirnicama Apatovca je 84,39%, Križevaca 1 86,71%, Tkaleca 84,97%. Regulacijom napona na TS 110/35 kv Bjelovar na +5% na 35 kv strani stanje se popravlja te problem s naponom ostaje na sabirnicama TS 35/10 Apatovec 89,83% i TS 35/10 Tkalec 90,37%. Postoji preopterećenje voda, odnosno kabela Bjelovar 1-Predavac od 101,4 % jer se preko njega prenosi 22,9 MW i 8,8 MVAr snage (Slika 6.1). 42

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) U mreži postoje mjesta gdje napon odstupa više do 10% no u ovome trenutku neće se detaljnije analizirati situacija u mreži. Također, bitno je napomenuti da bi se u stvarnosti stanice koje su najudaljenije od pojne točke TS Bjelovar dijelom napajale iz smjera drugog područja preko TS 35/ Vrbovec. Jednako tako za sada se pretpostavilo da nije bilo ispomoći kroz mrežu. Iako bi to, globalno gledano, imalo manji utjecaj smanjilo bi broj mjesta u NN mreži sa padom napona iznad 10%. Mora se spomenuti da postoji i određena rezerva koja se može prenijeti kroz mrežu što u ovome trenutku nije posebno razmatrano jer je stanje donekle zadovoljavajuće već sklopnim radnjama na 35 kv naponskoj razini. Orehovec - Apatovec 35 P=1,488 MW Q=-0,235 Mvar Orehovec 35 35 kv u=90,17 % Kž - Orehovec 35 P=4,519 MW Q=1,155 Mvar Apatovac 35 35 kv u=89,83 % Križevci 35 35 kv u=91,39 % Križevci 1 35 35 kv u=92,00 % Križevci - Tkalec 35 P=3,041 MW Q=1,334 Mvar Kž1 - Kž Industrijska zona 35 P=0,000 MW Q=-0,451 Mvar Žabno 35 35 kv u=98,21 % Predavac 35 - žabno 35 P=19,431 MW Q=7,499 Mvar Predavac 35 35 kv u=101,59 % Bj1 35 - Predavac 35 P=22,924 MW Q=8,568 Mvar Bjelovar 1 35 35 kv u=104,46 % 101,3 Bjelovar 3 35 35 kv u=104,07 % Bjelovar 2 35 35 kv u=103,85 % Bj2 35 - Mišulinovac 35 P=2,123 MW Q=0,923 Mvar Mišulinovac 35 35 kv u=103,11 % Tkalec 35 35 kv u=90,37 % Bjelovar 1 - Bjelovar 2 P=6,529 MW Q=2,798 Mvar Ivanska 35 35 kv u=103,45 % Bj2 35 - Bulinac 35 P=4,363 MW Q=1,921 Mvar Bulinac 35 35 kv u=102,13 % Bulinac - Veliki grđevac 35 P=1,723 MW Q=0,707 Mvar Veliki Grđevac 35 35 kv u=101,56 % Slika 6.1 35 kv mreža nakon ispada TS 110/35 Križevci Ispad TS 35/ Apatovac Ispadom radijalno napajane stanice Apatovac nema mogućnosti napajanja potrošača na tom području preko 35 kv mreže. Dio potrošača se može napojiti preko mreže. Vršno opterećenje potrošača pojnog područja Apatovec je 43

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) 1,77 MW. Veću snagu je teško prenijeti preko mreže s dostupnim presjecima no u promatranom dijelu mreže opterećenje je relativno malo. Spojem izvoda Glogovnica (Apatovac) Potočec (Križevci 1) te Kalnik(Apatovac) Dedina (Orehovec) mogu se napojiti potrošači uz skoro zadovoljenje naponskih prilika u svim dijelovima. Magistralni vod od 50 kvadrata koji povezuje mreže u ovome slučaju skoro dostaje. Za potrošače je i dalje vrijedio faktor istodobnosti 1. Smanjenjem faktora istodobnosti na 0,8 nestaje problem smanjenja napona na najudaljenijim dijelovima od alternativne pojne točke. Ispad 35 kv voda Orehovec - Apatovec Slična situacija kao prethodni slučaj ispada TS 35/ Apatovac. Ponovno je potrošače moguće napojiti preko mreže. Samo najudaljeniji potrošači imaju pad napona veći od 10% i to oko 89% nazivnog napona. Sa slike (Slika 6.2) crvenom bojom se vidi s kojeg izvoda iz drugih pojnim 35 kv stanica se napajaju potrošači. 44

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) TS 35/10 Apatovec Spoj Kalnik - Dedina Spoj Glogovnica - Potočec TS 35/10 Orehovec Spoj Guščer. Podg-Greberan. TS 110/35/10 Križevci TS 35/10 Križevci 1 Slika 6.2 Prikaz mreže za slučaj ispada TS Apatovec ili voda Orehovec - Aptovec Ispad 35 kv voda Križevci-Orehovec Ispadom jedinog pojnog 35 kv voda radijalno napajane stanice Orehovec preko koje se dalje radijalno napaja TS Apatovec predstavlja ozbiljan problem za pogon. Napajanje preko 35 KV mreže postaje nedostupno za veliko područje. Ukupno opterećenje potrošača koja ostaje nepokriveno je otprilike 4,9 MW. Jedini smjerovi napajanja postaju vodovi mreže. I to gore spomenuta spojnica Glogovnica (Apatovac) Potočec (Križevci 1) te Guščerovec (Orehovec) Podgajec-Greberanec (Križevci) (Slika 6.2). U cijelom dijelu 35 kv mreže (područje TS Aptovac i Orehovec) nema nikakvih tokova snaga te se dobiva 45

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) situacija koja nikako nije održiva gdje jako velik udio potrošača ima nezadovoljavajuće naponske prilike. Prilikom proračuna u NEPLANu u odnosu na početno stanja, iz balansiranja su izuzeta trošila koja se nalaze na izvodima iz TS 35/10 Apatovac i Orehovec. Na taj način je osigurano da će opterećenje ostati isto kao i u slučaju normalnog pogonskog stanja za normalno opterećenje. Smanjenjem faktora istodobnosti stanje je još uvijek nezadovoljavajuće. To sve može ukazivati na potrebu pojačanja veza kroz mrežu što komplicira topologiju mreže i pogon te dimenzioniranje zaštite. Opcija je i izgradnja alternativnog smjera napajanja na naponskoj razini 35 kv što se u vidu općeg planiranja prelaska na pogon 20 kv pokušava izbjeći. Ispad TS 35/ Orehovec U slučaju ispada transformatorske stanice Orehovec potrošači se mogu napojiti preko TS 35/10 Apatovec i dijelom iz TS 110/35 Križevci. Na slici (Slika 6.3) područje koje je napajano iz TS 35/ Apatovec prikazano je crvenom, a iz TS 110/35 Križevci plavom. 46

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) Napajano iz smjera TS 35/10 Apatovac TS 35/10 Apatovac TS 35/10 Orehovec Napajano iz smjera TS 110/35 Križevci TS 35/10 Križevci Slika 6.3 Stanje mrežu u slučaju ispada TS 35/ Orehovec Opterećenja magistralnog voda iz TS Križevci je 95% (označen plavom strelicom na Slika 6.3) a voda iz TS Apatovac je 40% jer je to novi XHE 49 kabel preko kojega se prenosi oko 2,2 MW. Ispad 35 kv voda Križevci-Križevci 1 ili 35 kv voda Križevci-Križevci 1 ind zona Ispad jednoga od ova dva voda ne predstavlja problem u pogonu jer su ova dva voda paralelna i spajaju TS 110(35) kv Križevci i TS 35/10(20) kv Križevci 1. U normalnom pogonu kabelski vod industrijska zona nije u upotrebi i služi kao rezerva. Svejedno se razmatralo i stanje kada se sva energija prenosi preko njega a ne preko uobičajenog puta preko 35 kv ALFE 3X 150 mm 2 voda Križevci- Križevci 1. 47

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) Ispad 35 kv voda Križevci 1 - Žabno Ispad ovoga voda ne predstavlja problem jer se alternativnim putem napajanja iz Bjelovara (preko TS 35/10(20) kv Predavac) mogu napojiti svi potrošači uz zadržavanje naponskih prilika u dozvoljenim granicama. U ovome dijelu rada razmatra se kao primjer n-1 analize Pogon Križevci. TS 35/ Žabno u normalnom pogonu je napajana od strane Bjelovara stoga analiza njenog ispada neće biti prikazana ovdje. Ispad 35 kv voda Križevci Tkalec Ovaj vod je jedni koja spaja radijalno napajanu TS 35/ Tkalec stoga je u slučaju njegovog ispada potrebno koristiti rezerve smjerove napajanja: izvod Križevačka Poljanka iz TS 35/ Križevci 1 (, ALFE 3X 25mm 2 ), izvod Veliki Raven iz TS 110/35/ Križevci (, ALFE 3X 25 mm 2 ). Ukupno vršno opterećenje koje se u normalnom pogonu pokriva iz TS 35/10 kv Tkalec je iznosa 3 MW. Rezervni putevi napajanja nisu zadovoljavajući stoga se javljaju veliki padovi napona zbog povećanih tokova snaga alternativnim smjerovima napajanja te se na magistralnom vodu javljaju preopterećenja vodova manjeg presjeka (Tablica 6.2). Tablica 6.2 Ispad TS 35/ Tkalec rezervni smjerovi napajanja Stanica van pogona TS 35/10 Tkalec Ispomoć iz stanice Opterećenje TS (%) Izvod P izvoda (MW) Opterećenje dijela izvoda % TS 110/35/10 Križevci TR1 47,69 % Veliki Raven 2,790 114,11 TS 35/10 Križevci 1 TR1 104,5% K. Poljanka 1,918 126,30 48

NN Prikraj Veliki Raven početak Brckovčina NN Bojnikovec 2 NN Veliki Raven - pilana NN Pavlovec - Doljanec NN Beketinec Bojnikovec 2 B-44486 Veliki Raven 1 Farma Dubovec Veliki Revan 2 B-44498 Sudovec B-44480 B-40517 B-40514 NN Repinec B-40508 Repinec B-40526 Gornji Repinec NN Kalinski - Gradečki Gradec- Gradec 1 B-40544 Gradečki Pavlovec B-40550 G. Potočec Gradec-G.Pavlovec 6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) Može se vidjeti da se kroz promatrani dio mreže se ne može prenijeti tolika snaga. Iako se regulacija transformatora podesi na najveći stupanj svejedno su neizbježni veliki padovi napona (ispod crvene linije od ±10% Un - Slika 6.4): 120 100 80 60 40 20 0 Pad napona na izvodu Veliki Raven Slika 6.4 Pad napona od početka prema kraju izvoda Veliki Raven (uključujući sada napajani Grade-G. Pavlovec) Ispad TS 35/ Tkalec Slučaj je vrlo sličan prethodnome (ispad 35 kv voda Križevci-Tkalec) sa istim problemima te neće biti posebno opisivan. Ispad TS 35/10(20) kv Križevci 1 TS Križevci 1 je u normalnom pogonu opterećena sa vršnom snagom od otprilike 5,5 MW. Jednim dijelom napaja gradsko područje (Slika 6.5) gdje postoji mnogo veza sa susjednom stanicom unutar gradskog područja TS 110/35/ Križevci 1. Povezivanjem izvoda u slučaju izvanrednog pogona komplicira se topologija i zatvaraju se neke petlje i mijenjaju tokovi snaga. Bilo bi potrebno pronaći optimalnu topologiju za taj izvanredni pogon u vidu spajanja mreže na optimalnom mjestu uz uvažavanje gubitaka i kompleksnosti postavljanja zaštite i 49

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) sklopne opreme. To prelazi okvire ovoga rada i za sada će se pretpostaviti omogućavanje prijenosa u mreži na svim dostupnim mjestima gradske mreže (označena crveno na Slika 6.5). Slika 6.5 Dio mreže napajan iz TS 35/ Križevci 1 u normalnom pogonu TS 35/10(20) kv drugim dijelom napaja radijalne vodove Carevdar, Križevačka Poljanka, Potočec i Voj. Kloštar. Veza u nadzemnom dijelu mreže može se ostvariti spajanjem izvoda: Glogovnica (Apatovac) Potočec (Križevci1), Spajanjem sekcija sabirnice Javor Cubinec, SF Gradec-Cugovec (Tkalec) - Križ. Poljanka (Križevci1), U slučaju ovih mnogostrukih veza kroz mrežu zadovoljavajući su padovi napona a transformatorske stanice preko kojih se dobavlja energija nisu 50

6. Analiza sigurnosti ( n-1 ) preopterećene (najvećim dijelom preuzima TS 110/35/ Križevci sa ukupnim instaliranim kapacitetom od 60 MVA kojoj se postotno opterećenje poveća svega 12,5 % na ukupnih 38,43%). 51

7. Metode predviđanja promjene opterećenja 7. Metode predviđanja promjene opterećenja Za uspješno planiranje predviđanje opterećenja ima vrlo velik značaj. Pri planiranju distribucijskih mreža ovaj korak je nezaobilazan i može biti odlučujući faktor pri postavljanju smjernica budućeg razvoja. Istovremeno uz sadržavanje vrlo velikog značaja za budući razvoj mreže proces predviđanja opterećenja može imati vrlo velike neodređenosti, pogotovo ako se vrši predviđanje za duži vremenski period. Proces planiranja uvelike ovisi o kvaliteti ulaznih podataka te o točnosti pretpostavki koje planer donosi. Stoga je točno predvidjeti buduće opterećenje vrlo je teško u nekim situacijama. 7.1. Kratki pregled metoda za predviđanje opterećenja Postoji određeni broj metoda za predviđanje opterećenja i potrošnje električne energije koje se mogu klasificirati na nekoliko načina. Prema načinu analize podataka iz prošlosti metode je moguće podijeliti na [11]: neanalitičke, analitičke. Kod neanalitičkih metoda računala se koriste samo za pohranu podataka i prikaz intuitivno stvorenih predviđanja. Zasnivaju se na provođenju pojedinačnih analiza i ispitivanja raznih kategorija potrošača. Jednako tako ovakve metode temelje se na mišljenjima stručnjaka i njihovim procjenama. S druge strane kod analitičkih metoda zakonitosti promjene opterećenja matematički se modeliraju i generiraju se varijantna rješenja. Pri tome se polazi od pretpostavke da će se budući razvoj odvijati po istom zakonu kao i u prošlosti. Ovisno o funkcijskoj zavisnosti opterećenja o nekom faktoru metode se mogu podijeliti na: nezavisne, zavisne. 52

7. Metode predviđanja promjene opterećenja Nezavisne metode isključivo na temelju podataka o ostvarenom opterećenju u prošlosti prognoziraju vrijednosti opterećenja u budućnosti. Zavisne metode predviđanja određuju buduće opterećenje u ovisnosti o jednome ili više faktora (BDP primjerice). 7.2. Parametarske metode Parametarske metode nezavisne su metode koje se temelje na povezivanju poznatih podataka iz prošlosti pomoću različitih matematičkih modela. Najkorištenije parametarske metode su: metode trenda, ekonometrijska metoda. 7.2.1. Metode trenda Metode trenda spadaju među najjednostavnije analitičke, nezavisne metode za predviđanje potrošnje električne energije. Opterećenje u budućnosti određuje se kao funkcija vremena. Najčešće se buduća kretanja predviđaju temeljem ostvarenih vršnih godišnjih opterećenja ili na razini potrošnje električne energije na razini manjih područja. Radi se ekstrapolacija povijesnih podataka o opterećenju. Proces se opisuje matematičkom funkcijom kojom se pokušava prikazati obrazac kretanja opterećenja u prošlosti. Za ekstrapolaciju se najčešće od svih statističkih pristupa koristi metoda udaljenosti najmanjih kvadrata. 7.2.2. Ekonometrijska metoda Ekonometrijska metoda pripada zavisnim metodama. Pomoću ove metode stvara se model koji povezuje opterećenja sa ekonomskim i demografskim faktorima poput nataliteta, klimatskih promjena, BDP-a itd. Izbor utjecajnih varijabli ovisi o točnosti dostupnih podataka i o pronalasku njihove povezanosti sa potrošnjom električne energije. 53

7. Metode predviđanja promjene opterećenja 7.3. Predviđanje potrošnje distribucijskog područja Bjelovar Na temelju dostavljenih podataka o prošlom opterećenju izrađen je u MS Excelu proračun predviđanja opterećenja. Korišten je podatak o vršnom opterećenju TS 35/. Proračun budućeg opterećenja napravljen je pomoću nekoliko metoda: linearni zakon porasta: logistička krivulja: w i (t) = a t + b (7.1) w i (t) = Gompertzov zakon porasta: logaritamska krivulja kvadratna krivulja: eksponencijalni zakon porasta: W Z 1 e b a t (7.2) w i (t) = W Z e b at (7.3) w i (t) = b + a log (t) (7.4) w i (t) = a t 2 + b t + c (7.5) w i (t) = e a t+b (7.6) Prvi korak bio je pronaći funkciju koja najbolje odgovara skupu ulaznih podataka. Pri svakom korištenom matematičkom zakonu nastoji se postići što bolja prilagodba funkcije podacima iz prošlosti. To se postiže mijenjanjem konstanti matematičke funkcije. Konstante se određuju uz uvjet postizanja minimalne vrijednosti zbroja kvadrata između opterećenja prema odabranoj matematičkoj funkciji i ostvarenog opterećenja u nizu godina u prošlosti prema formuli (7.7). 54

7. Metode predviđanja promjene opterećenja S 2 = 1 N (W N i=1 i w i ) 2 S 2 min (7.7) gdje je: W i - opterećenje prema odabranom matematičkom zakonu w i - ostvareno opterećenje prema podacima u prošlosti N - broj godina Na primjeru Gopertzovog zakona objasnit će se način na koji se provodi predviđanje opterećenja. Postupak je sličan za ostale metode. Specifičnost Gompertzovog zakona porasta je oblik slova S, odnosno može se podijeliti u faze polaganog rasta, brzog rasta i zasićenja. Opći oblik je dan formulom (7.3). Ta formula se prilagođava na oblik pogodniji za provedbu proračuna. Prvo se početna formula logaritmira pa se nakon toga razdvaja izraz pod logaritmom i dolazi do slijedećeg izraza: w i ln (ln ( )) = ln b t ln a W zasićenja (7.8) Budući da su vrijednosti wi (i = 1,...N) poznate, a nepoznati su parametri a i b, u svrhu minimizacije funkcije S 2 uzima se da je S 2 funkcija nepoznatih parametara funkcije wi(t) tj. traži se globalni minimum funkcije oblika S 2 (a,b,c...) (formula (7.7)). Dakle radi se o problemu određivanja ekstrema diferencijabilne realne funkcije više varijabli. Kako su jedine kritične točke takve funkcije stacionarne točke, mogući koeficijenti a,b,c... dobiju se rješavanjem sustava: S 2 = 0 S2 a = S2 b = S2 c = = 0 (7.9) Odnosno derivacijom tražene funkcije po svim parametrima (7.10): R = { 1 N (ln (ln N (W zasićenja )) (ln b + t ln a)) 2 t=1 } = 0 W t (7.10) Te izjednačavanja s nulom: 55

7. Metode predviđanja promjene opterećenja R a = 2 (ln (ln (W zasićenja W t )) (ln b + t ln a)) ( t a ) = 0 R b = 2 (ln (ln (W zasićenja W t )) (ln b + t ln a)) ( 1 a ) = 0 (7.11) Nakon uvođenja supstitucija: S 1 = N S 2 = N t=1 t (7.12) S 3 = N ln (ln ( W zasićenja t=1 )) S W 4 = t ln (ln ( W zasićenja )) (7.13) t W t dobiva se sustav jednadžbi koje se može matrično prikazati i jednostavno riješiti te dobiti iznose parametara a i b: [ S 2 S 1 ln a ] [ S 1 S 3 ln b ] = [S 4 ] S 3 (7.14) Iznos zasićenja dosta mijenja oblik krivulje. Točan postupak nalaženja zasićenja nalaže da se u prvoj iteraciji parametri a1, b1 odrede uz pretpostavljeni WZ1 te se potom u slijedećoj iteraciji određuje Wz2 > Wz1 i sukladni parametri a2, b2. Wz rotira oko točne vrijednosti dok se ne postigne uvjet točnosti kojeg planer sam postavlja (7.15): W Zn+1 W Zn 1 W Zn 1 δ (7.15) U izrađenom proračunu se zasićenje određivalo kao otprilike 120% do 130% instalirane snage transformacije što je za većinu stanica predstavljalo povećanje za otprilike 1 MW u odnosu na instaliranu snagu. Primjer izgleda izračuna za TS 35/10 Orehovec dan je na slici (Slika 7.1) sa koje se vidi kako ulazni podaci koji nemaju određenu pravilnost u zadanim godinama nemaju konstruiranu krivulju koja dobro odgovara (relativno mala korelacija). 56

7. Metode predviđanja promjene opterećenja Slika 7.1 Primjer proračuna jednom od metoda trenda Pokazatelj koliko dobro se konstruirana krivulja slaže sa poznatim podacima zove se korelacija. Indeks korelacija računa se prema formuli (7.16): r = 1 N 1=1 (W i w i ) 2 N 1=1(W i W ) 2 (7.16) gdje je W i - ostvareno opterećenje transformatorske stanice u godini t (t=1:n) w i W - - iznos opterećenja prema matematičkom modelu u godini t prosječno opterećenje kroz N godina u prošlosti koje se računa prema izrazu (7.17): N W = 1 N W i i=1 (7.17) 57

7. Metode predviđanja promjene opterećenja Vrijednost indeksa korelacije r uvijek je manja od 1, a što mu je vrijednost veća to znači da je bolja korelacija između stvarnih i modelom dobivenih vrijednosti. Brojnik u izrazu (7.16) predstavlja srednju kvadratnu pogrešku ako se podijeli sa brojem poznatih podataka. Usporedba između metoda temeljila se na korelaciji i srednjoj kvadratnoj pogrešci. Pri tome je važno napomenuti da je uz čisto matematički izračunate pokazatelje u obzir uzeta i preporuka o rastu potrošnje na distribucijskom području [12]-[15] te su rezultati modificirani sukladno tome. Na slici (Slika 7.2) se vidi tablica koja rangira dane metode prema indeksu korelacije i srednjoj kvadratnoj pogrešci. Slika 7.2 Usporedba metoda predviđanja i izračun korelacija u programskom alatu Excel Rezultati predviđanja porasta opterećenja na razini pojnih točaka 35/x kv izrađeni su kako je već spomenuto temeljem poznatih podataka o vršnoj snazi. Dostupnost preciznih podataka o ukupno isporučenoj energiji također može pomoći prilikom planiranja buduće potrošnje te je prilikom planiranja svakako korisno izraditi obje projekcije i kombinirati rezultate. Rezultati predviđanja pomoću odabrane metode trenda za svaku od stanica prikazani su tablicom (Tablica 7.1). Za svako od predviđanja iz grafa (Slika 7.3) se može vidjeti projekcija za jako dugi period, ali jednako tako nije teško uočiti nepravilnosti u poznatim podacima što može biti čest slučaj sa vršnom snagom. No s druge strane, sustav mora biti planiran da izdrži i to nepovoljno stanje. Jednako tako u slučaju da metode daju zapažen pad preferira se uzeti barem blagi porast ili stagnaciju kako bi se izbjegla eventualna pogreška predviđanjem pada 58

Opterećenje (kw) 7. Metode predviđanja promjene opterećenja opterećenja jer su ulazni podaci nedovoljno precizni. A planiranje s blagim porastom u tom slučaju može ostvariti malu rezervu. 4000 3500 3000 2500 Linearna - TS 35/10 Predavac Predvideno opterećenje zadano opterećenje 3072,974545 3177,992727 3388,029091 2000 1500 1000 500 Godina 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Slika 7.3 Prikaz predviđanja linearnom krivuljom za TS 35/ Predavac Tablica 7.1 Predviđanje iznosa vršnih opterećenja stanica 35/x kv (MW) TS 35/x kv 2011 2012 2017 2022 trend komentar Bjelovar 1 11,2 11,6 12,6 12,8 5,6% Bjelovar 3 8,8 8,8 9,6 9,8 2,7% Mlinovac 14,8 15,2 16,6 17,2 3,6% Opterećenje 2007. godine 15,8 MW, dok je 2012 svega 10,2 realnije je pretpostaviti razinu opterećenja iz 2007. Mišulinovac 4,0 3,9 4,0 4,0 - Sve metode trenda predviđaju pad pretpostavljena stagnacija Bjelovar 2 11,6 11,9 13,2 13,8 2,46% - služi kao rezerva TS 110/10 Mlinovac V. Grđevac 2,2 2,3 2,4 2,6 4,80% Ivanska 2,3 2,3 2,5 2,6 1,25% Bulinac 3,2 3,2 3,6 3,7 3,25% Predavac 2,9 2,9 3,1 3,2 0,82% Križevci 1 6,0 5,8 6,8 7,2 - Uvrštena u SDV tek 2010 te nema dovoljno podataka rast od 20% ukupno pretpostavljen Žabno 4,2 4,2 4,2 4,2 - Pretpostavljena stagnacija Orehovec 2,8 2,8 2,8 2,8 - Pretpostavljena stagnacija Tkalec 3,0 3,1 3,3 3,4 1,09% Apatovec 1,6 1,6 1,7 1,9 1,42% 59

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Razvitak distribucijskih mreža prema nazivnom naponu 20 kv tema je mnogih studija koje su pokazale kako takva tranzicija ima određene prednosti. Strateški razlozi teže k tome da se u konačnici preskoči jedna transformacija u 110-35-10-0,4 kv sustavu te da se prijeđe na 110-20-0,4 kv sustav. Osim smanjenja broja transformacija ovakva tranzicija ima za cilj smanjiti gubitke, smanjiti zauzetost lokacija zemljišta trasama dalekovoda i transformatorskim stanicama te popraviti naponske prilike. Uvaženo je mišljenje kako prijelaz dijelova distribucijske mreže na 20 kv dovodi do sanacije naponskim okolnosti u srednjenaponskoj mreži. S obzirom na to da perspektiva prelaska na 20 kv u nekom dugoročnom planiranju ne bi smjela biti upitna svaki proces planiranja mora razmotriti i tu mogućnost. Uz uvažavanje raznolikog dosega dosadašnje izgradnje mreže u smislu uvođenja 20 kv napona dosta je teško donijeti odluku o tome gdje je opravdanije i potrebnije ulagati. Postavljanje kriterija koji pomažu donijeti takvu odluku u centru su procesa donošenja odluke o prelasku na 20 kv naponsku razinu. Kada se u obzir uzmu svi aspekti koji utječu na donošenje odluke kao najbolji izbor njihove obrade i pomoći pri odlučivanju nameće se korištenje neke od multikriterijskih metoda. 8.1. Analitički hijerarhijski postupak (AHP) AHP metoda (eng. Analytic Hierarchy Process) služi za analizu kompleksnih odluka na temelju kombinacije ocjena koristi, troškova i rizika. U odlučivanju se uvažava i kvalitativna i kvantitativna strana odluke. Njezin začetnik je Thomas Saaty koji je smatrao da je međusobna usporedba svih parova članova vrlo korisna prilikom odabira najbolje alternative te da se usporedba treba temeljiti na tri osnovne pretpostavke [16]: 60

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 1. Prednost određenih alternativa ovisi o posebnim kriterijima koji se mogu izraziti neovisno i prikazati u obliku numeričkih pokazatelja. 2. Pokazatelj određenog kriterija može se izračunati iz podkriterija. To znači da se kriteriji mogu postaviti kao hijerarhija, a pokazatelj ne na svakoj razini hijerarhije može izračunati kao težinski zbroj pokazatelja nižih razina. 3. Odgovarajući pokazatelji mogu se na danoj razini izračunati samo iz usporedbe po parovima pojednih alternativa. 8.1.1. Opis AHP metode Kratki opis osnovnih koraka metode može se prikazati dijagramom (Slika 8.1) 1. Strukturiranje danog problema u hijerarhijski model 2. Izrada usporedbi parova kriterija i matrice odluka 3. Izračun lokalnih prioriteta kriterija i provjera konzistentnosti usporedbi 4. Agregacija prioriteta kriterija i izračun konačnih globalnih prioriteta alternativa Slika 8.1 Osnovni koraci AHP metode Korak 1: Strukturiranje i razbijanje problema u hijerarhijsku strukturu Ovo je vrlo bitno prilikom odlučivanja. Dobrim postavljanjem problema povećava se točnost analize i konačne odluke. Svaki stupanj unutar hijerarhije predstavlja jednu razinu donošenja odluke. Na vrhu hijerarhije nalazi se cilj donošenja odluke. Razinu ispod nalaze se kriteriji i podkriteriji. Dok se na posljednjoj razini nalaze alternative (Slika 8.2). 61

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Kriterij 1 Subkriterij 1 Cilj... Kriterij n Subkriterij 1...... Subkriterij n Subkriterij n Alternativa 1 Alternativa 2... Alternativa n Slika 8.2 Prikaz hijerarhije Korak 2: Uspoređivanje parova elemenata na jednoj razini u odnosu na element u nadređenoj razini. Primjerice prvo se vrše usporedbe važnosti kriterija u odnosu na cilj, nakon toga se određuju važnosti subkriterija u odnosu na nadređeni kriterij. Na taj način dobiva se matrica relativnih važnosti. Matrica odluka o relativnoj važnosti kriterija temelji se na nekoj od skala. Skala koja se najčešće upotrebljava je Saatijeva skala (Tablica 8.1). I(s) + 1 s s 0 f(s) = { 1 s < s 1 I(s) 0 (8.1) Pri čemu su: I(s) - indeks usporedbe (primjerice u Saatijevoj indeksu idu od -9 do 9); s 0 - usporedba jednake važnosti (koja ima vrijednost 1 u promatranoj skali) Postoje još različite skale poput geometrijske: f(s) = ( c) I(s) c ε [2,4] (8.2) 62

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv ili različitih konstruiranih skala (pr. Salo-Hamalainen skala). No ustaljeno je mišljenje da se najmanje može pogriješiti izborom Saatijeve skale, iako u određenim primjenama druge skale mogu dati bolje rezultate [17]. Tablica 8.1 Jednostavan prikaz Saatijeve skale Vrijednost Definicija 1 Jednaka važnost 3 Slaba prevaga (jednog prema drugom) 5 Veća važnost 7 Izrazita prevaga 9 Apsolutna važnost 2, 4, 6, 8 Međuvrijednosti važnosti Na taj način dobivaju se matrice relativnih važnosti (matrica usporedbi) u kojoj se uspoređuju redak i stupac (8.3) Pri tome vrijedi: a 11 a 12 a 13 [A] = [ a 21 a 31 a 22 a 32 a 23 ] a 33 (8.3) a ij > 0; a ji = 1 a ij ; a ii = 1 i = 1.. broj kriterija (8.4) Dakle vrijednosti u donjoj trokutastoj matrici su recipročne vrijednosti napravljene usporedbi u gornjoj trokutastoj matrici. Izračun prioriteta pojedinog kriterija u odnosu na konačni cilj najčešće se vrši aproksimacijom metode jediničnog vektora (eng. Eigenvector). Za točan proračun jediničnog vektora potrebno je riješiti slijedeću jednadžbu: [A] p = λ p (8.5) 63

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Pri tome je: [A] p λ - matrica usporedbi - vektor karakterističnih vrijednosti - maksimalna jedinična vrijednost Maksimalna jedinična vrijednost λ dobiva se iz jednadžbe: det (λ[i] [A]) = 0 (8.6) Vektor jediničnih je ustvari predstavlja vektor prioriteta kriterija. Dobivanje jediničnog vektora nije skroz jednostavan proces i nije ga jednostavno primijeniti u nekome od korištenih alata (MS Excel primjerice). Mnogo je jednostavnije, a ne unosi se prevelika pogreška, iskoristiti aproksimacijski postupak koji će biti ovdje opisan: 1) U početnom koraku se kvadrira matrica kojoj se traži vektor karakterističnih vrijednosti povezan sa maksimalnom jediničnom vrijednošću; 2) Nakon toga se vrši normalizacija, odnosno proračun prve vrijednosti eigenvektora: prvo se računa zbroj svakog retka; nakon toga se radi izračun zbroja stupaca; zbroj retka se dijeli sa zbrojem svih redaka; 3) Postupak se ponavlja dok pogreška δ ne bude zadovoljavajuća. Pogreška se izračunava kao razlika u vrijednosti svakog elementa vektora težina između dviju iteracija. Aproksimacijski postupak je napravljen pomoću Excela i nalazi se na na priloženome CD-u. Korak 3: Konzistentnost odluka i lokalni prioriteti Kada je dobiven vektor prioriteta svih kriterija potrebno je provjeriti koliko su usporedbe koje su dovele do njega bile konzistentne. Važno je napomenuti da ovaj pokazatelj ne pokazuje koliko je neka odluka u stvarnosti točna, već samo koliko su odluke bile dosljedne za sve parove usporedbi. 64

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Vektor konzistencije dobiva se množenjem matrice usporedbi ([A]) sa vektorom težinskih udjela weights vector (vektor prioriteta) kriterija [18]: a 11 a 12 a 13 [A] [W] = [ a 21 a 31 a 22 a 32 a 23 ] [ a 33 W 11 W 12 cv 11 cv 12 Aproksimacija maksimalne jedinične vrijednosti dobiva se: ] = [ ] (8.7) W 13 cv 13 λ = n i=1 cv ij j (8.8) Indeks konzistentnosti (CI eng. Consistency Index) dobiva se slijedećom usporedbom: CI = λ n n 1 (8.9) Ovdje n predstavlja maksimalnu jediničnu vrijednost savršeno konzistentne matrice koja je u tom slučaju jednaka rangu matrice za pozitivnu i recipročnu matricu (n u stvarnosti predstavlja broj kriterija). U konačnici omjer konzistencije (CR eng. Consistency ratio) iznosi: CR = CI RI (8.10) RI (eng. Random Index) je srednja vrijednost CI izračunata za matrice usporedbi različitih dimenzija. Inicijalni izračun ovoga indeksa koji je Saaty izračunao danas se vrlo često modificira. U literaturi se može pronaći precizniji proračun sa mnogo više varijacija i veći broj matrica [18]. Vrijednosti slučajnog indeksa RI ovisno o redu matrice (n) prikazani su tablicom (Tablica 8.2). Tablica 8.2 Vrijednosti slučajnog indeksa RI n 1 2 3 4 5 6 7 8 9 RI 0,0000 0,0000 0,5245 0,8815 1,1150 1,2479 1,3417 1,4056 1,4499 65

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Za sve procjene koje imaju CR < 0,1 odnosno pogrešku manju od 10%, kaže se da su dovoljno konzistentne. Iako ovo ne mora biti odlučujući čimbenik. Sada je potrebno proračunati prioritete svakoga od kriterija u odnosu na alternative. Ponovno se koristi metoda eigenvektora te je korisno ponovno provjeriti konzistentnost odluke iako se na ovom stupnju hijerarhije puno manja pogreška može unijeti. Ponovno je vrijednosti u matrici usporedbi moguće donijeti kombinacijom kvalitativnih i kvantitativnih metoda. kriterij A B C A 1 1/4 1/2 B 4 1 3 C 2 1/3 1 Slika 8.3 Primjer matrice usporedbi alternativa A,B,C u odnosu na kriterij Korak 4: Agregacija lokalnih prioriteta i stvaranje rang liste alternativa Nakon što je napravljen proračun lokalnih prioriteta za sve kriterije zbrajaju se ostvarene vrijednosti za svaku od alternativa. Opisno napisano postupak izgleda: konačni prioritet alterntive (8.11) = ( Lokalni prioritet alternative A u odnosu na kriterij Ci i lokalni priorit kriterija Ci u odnosu na cilj) 8.1.2. Kombinacija AHP metoda i metode Korist/Trošak Jednokriterijske metode, poput metode sadašnje vrijednosti (NPV eng. Net Present Value) daju jedan broj kao konačni rezultat koji je vrlo usporediv sa ostalima. I kod AHP metode mogu se procijeniti tehnički parametri, no u izrađenom modelu nigdje nije uključen kriterij troškova. Stoga je od velike koristi AHP metodu kombinirati sa Cost/Benefit metodom pri čemu je izlaz iz AHP metode ukupna korist koja se ostvaruje. Trošak se proračunava zasebno te se sukladno omjeru koristi i troškova daje konačna preporuka o odluci i redoslijedu prelaska na 20 kv. 66

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 8.2. Troškovi prijelaza na 20 kv i karakteristične cijene opreme Troškovi prijelaza moraju se odrediti za sve razine distribucijske mreže i to na način da budu usporedivi. Stoga se koriste karakteristični troškovi za sve značajne elemente mreže (Tablica 8.3). Jednostavnosti radi u modelu i ovome radu koristili su se karakteristični troškovi, odnosno grube procjene, koji se mogu pronaći u [10]. Bitno je napomenuti da su ovi troškovi možda različiti od realnih ali za analizu je najvažnije da se pretpostave da su isti za sva područja kako bi rezultati bili usporedivi. Tablica 8.3 Pregled karakterističnih cijena opreme i radova Naziv objekta Iznos [kn] Komentar Nova TS 110/20 kv 16.800.000 Rekonstrukcija TS 1 Rekonstrukcija postrojenja 35 KV na 20 kv, zamjena spojnih i vodnih polja, transformatora, zaštite, mjerenja... Rekonstrukcija TS 35/ 4.800.000 Rekonstrukcija postrojenja na 20 kv, zamjena spojnih i vodnih polja, transformatora, zaštite, mjerenja... Rekonstrukcija vodova na 20 Zamjena izolatora, rastavnih naprava 31.000/km kv te po potrebi konzola stupova Rekonstrukcija kabela na 20 KV 320.000/km Zamjena kabela Rekonstrukcija TS 10/0,4 kv - Stupna 45.000 Ugradnja srednjenaponskog postrojenja za 20 kv i zamjena tr. - Kućica(Tornjić) 52.000 Ugradnja srednjenaponskog postrojenja za 20 kv i zamjena tr. - Kabelska 145.000 Ugradnja srednjenaponskog postrojenja za 20 kv i zamjena tr. Nova TS 10/0,4 120,000 Nova transformatorska stanica 67

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 8.3. AHP model primijenjen na distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar Izrađeni je AHP model primjenjiv za pomoć pri donošenju odluka o prelasku na 20 kv. Rezultati izrađenog modela biti će iskorišteni pri donošenju odluka u planiranju distribucijske mreže Elektre Bjelovar. Najzahtjevniji dio AHP metode je dobro strukturiranje problema i odabir pravih težinskih udjela odabranih kriterija. Stoga je bitno napomenuti da su rezultati dobiveni ovim modelom ipak samo podrška odlučivanju i ne treba ih uzimati kao jedini faktor pri odluci jer bi se drugačijim modelom i udjelima dobili drugačiji rezultati. No svejedno, podaci čijom detaljnom obradom se dolazi do ulaznih podataka za AHP model su točni, a njihova interpretacija važnosti kroz AHP model ipak daje neke dobre rezultate i dosta dobro indicira ono što možda nije na prvi pogled vidljivo iz ulaznih podataka. Struktura izgrađenog modela prikazana je dijagramom (Slika 8.4). Cilj Pripremljenost Iskorištenost Trend porasta vršnog opterećenja Naponska prilike Stalnost napajanja kupaca Sekundarni TS 10/0,4 kv NV KB 10/0,4 kv TS 35/x kv TS 110/x kv Iskorištenost 35 kv mreže TS 35/x kv VOD 35/x kv Iskorištenost 10 kv mreže TS 10/0,4 kv SAIDI SAIFI kupci 20 kv u okruženju Potencijal za ostale nakon prelaska VOD 10/0,4 kv ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 Slika 8.4 Hijerarhija izrađenog modela redoslijeda prijelaza na 20 kv AHP modeli razlikuju se prema načinu normalizacije vrijednosti. Postoje dva ustaljena načina: tzv. idealni i distribuirani. U distribuiranom načinu normiranja sve se svodi na vrijednost u odnosu na zbroj svih. U idealnom načinu normiranje se 68

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv vrši dijeljenjem sa najvećom od svih vrijednosti svih vrijednosti. Potonja metoda pokazuje bolje rezultate u više slučajeva i manje je osjetljiva na dodavanje novi instanci. Stoga se taj način koristio pri izračunu udjela subkriterija. S druge strane distribuirani način je bolji prilikom određivanja redoslijeda jedinstvenih alternativa, stoga se koristi prilikom određivanja težina glavnih kriterija [19]. 8.3.1. Pregled korištenih pokazatelja 8.3.1.1 Pokazatelji pripremljenosti distribucijske mreže Transformatorske stanice 10(20)/0,4 kv udio stanica sa SN stranom konstruiranom za 20 kv napon i sa 10(20)/0,4 kv transformatorom: ts 20 = broj stanica sa 20 kv izolacijom ukupni broj TS 10(20)/0,4 (8.12) Nadzemni vodovi 20 kv: udio vodova izgrađenih ili rekonstruiranih za pogon na 20 kv naponu: nv 20 = duljina vodova rekonstruiranih za 20 kv ukupna duljina vodova (8.13) Kabeli 20 kv: udio kabela spremnih za pogon na 20 kv: kb 20 = duljina kabela rekonstruiranih za 20 kv ukupna duljina kabela (8.14) Transformacije 35/10(20) kv: udio TS 35/10(20) kv spremnih za 20 kv pogonski napon: ts 35 = broj stanica 35 na sa 20 kv spremnih za 20 kv ukupni broj TS 35/x (8.15) Transformacije 110/10(20) kv: TS naponske razine 1 spremne na pogon na 20 kv na niženaponskoj strani: ts 110 = broj stanica 110 na spremnih za 20 kv ukupni broj TS 110/x (8.16) U ukupnom pokazatelju iskorištenosti distribucijske mreže pojedini pokazatelji imaju različite važnosti koji se procjenjuju. 69

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv pripremljenost = s 1 s uk ts 20 + s 2 s uk nv 20 + s 3 s uk kb 20 + s 4 s uk ts 35 + s 5 s uk ts 110 (8.17) s uk - zbroj svih težinskih ocjena Prema procijenjenoj važnosti i dodijeljenom koeficijentu Saatijeve skale dobivaju se normirani koeficijenti svakog subkriterija (Tablica 8.4) Tablica 8.4 Važnost pripremljenosti elemenata mreže Pokazatelj priremljenosti Važnost Koeficijent važnosti Normirani koeficijent ts 20 Izrazito važno 9 0,28 nv 20 Relativno manja 3 0,09 važnost kb 20 Malo veća važnost 7 0,22 ts 35 Malo manja važnost 5 0,16 ts 110 Vrlo važno 8 0,25 8.3.1.2 Iskorištenost distribucijske mreže Prosječna iskorištenost transformatorske stanice 35/10(20) kv opterećenje stanica na 35 kv razini: iskorišt ts 35 = n i=1 S vršno opt 35 kv stanica n i=1 S instalirani kapacitet u 35 kv razini (8.18) Prosječna iskorištenost transformatorske stanice 110/10(20) kv opterećenje stanica na 1 razini: iskorišt ts 110 = n i=1 S vršno opt 1 stanica n i=1 S instalirani kapacitet u 1 razini (8.19) Prosječna iskorištenost kabela 35 kv mreže - srednja vrijednost opterećenja kabela: 70

naponska razina 8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 1 iskorišt kb 35 = n i=1 Opterećenje kabela i ukupni broj kabela (8.20) Prosječna iskorištenost vodova 35 kv mreže: 2 iskorišt nv 35 = n i=1 Opterećenje kabela i ukupni broj vodova (8.21) Prosječno vršno opterećenje transformatorske stanice 10(20)/0,4 kv: iskorišt ts 10 = n i=1 Opterećenje TS 10/0,4 ukupni broj TS 10/0,4 (8.22) Prosječna iskorištenost vodova i kabela mreže: n iskorišt nv 10 = i=1 Opterećenje voda ukupni broj vodova (8.23) Za mrežu koja je svojom dužinom najveća postoji mogućnost da se kao pokazatelj uzme umnožak prosječne snage koja se prenosi vodom u svakom trenutku i prosječne duljine voda. Također, nešto različiti rezultati se dobivaju ako se za račun uzmu rezultati statične slike mreže pri vršnom opterećenju i mreže sa unesenim krivuljama opterećenja gdje se doista dobiva prosječno godišnje opterećenje jedinica mreže iz kojega se onda izračuna prosjek svih jedinica određenog tipa. Pitanje koje se pri planiranju opet postavlja je da li uzeti vrijednosti pri nepovoljnom slučaju ili pri prosječnom i očekivanom slučaju. Odgovor je često onaj prvi, stoga je i u ovome radu uzeto vršno opterećenje jedinca. 8.3.1.3 Pokazatelji naponskih prilika Udio kupaca sa neurednim naponom: naponske prilike = procijenji broj kupaca sa neurednim naponom u zoni procijenjeni ukupni broj kupaca (8.24) 1 Vrijednosti opterećenja uzimaju se iz proračuna u NEPLANu 2 Vrijednosti opterećenja uzimaju se iz proračuna u NEPLANu 71

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 8.3.1.4 Trend porasta vršnog opterećenja Trend porast izračunat je nakon što se pomoću metode najmanjih kvadrata pronašla metoda trenda kojom se predvidilo vršno opterećenje u budućnosti (Poglavlje 7). Za mnoge slučajeve rezultati su vrlo bliski rezultatima koji bi se dobili korištenjem regresijskog pravca. Trend se računao na razini pojnih točaka 35 kv mreže. Trend porasta potrošnje određuje se iz slijedećeg izraza: Pri čemu je: porast = 100% ( n 1 P N P 1 1) (8.25) n P N P 1 -broj godina promatranja, -vršno opterećenje zadnje godine promatranja određeno uz pomoće metode tranda, -potrošnja prve godine određene uz pomoć metode trenda. 8.3.1.5 Stalnost napajanja kupaca Za ovaj kriterij uzima se direktno iznos SAIDI (eng. System Average Interuption Duration Index) i SAIFI (eng. System Average Interuption Frequency Index) indeksa na razini. Ovdje je poželjno imati što manji iznos stoga se sve normira u odnosu na minimalnu vrijednost. Odnosno zona sa najmanjim trajanjem prekida dobiva relativni težinski faktor 1 tako što se minimum svih faktora dijeli sa faktorom određene zone. 8.3.1.6 Sekundarni pokazatelji Postojanje 20 kv mreže u okruženju: postotni udio mreže u pogonu na 20 kv u okolnim područjima okruženje = okolne 20 kv sva okolna područja (8.26) Udio kupaca na SN razini: 72

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Uzima se kao broj kupaca na 10 odnosno 20 kv razini. Poboljšanje mogućnosti prelaska ostalih područja: Pokazatelj kojeg je teško skroz točno procijeniti, ali koga se u ovome radu pokušalo opisati kako bi se u razmatranje uzelo poboljšanje uvjeta za prelazak na 20 kv u slučaju postojanja mreže u okolici za slučaj prelaska određene zone. Ovo također pokazuje važnost etapnosti pri prelasku na 20 kv. Uzima se kao procijenjeni broj područja na koje će imati pozitivan utjecaj prelazak na 20 kv promatrane zone. 8.3.2. Težinski udjeli subkriterija Prilikom izrade AHP modela najveća pažnja mora se posvetiti odabiru važnosti pojedinih kriterija i subkriterija. Na razini subkriterija greška koja se unosi može biti manja, ali svejedno značajna. Ponovno je bitno naglasiti da su težinski faktori koji se unose odraz razmišljanja i iskustva planera. Prikaz važnosti pojedinih kriterija prikazan je u tablici (Tablica 8.5). Ono što se ne vidi iz donje tablice je način na koji se pripremljenost TS 10(20)/0,4 računa. U modelu se razlikuje pripremljenost u vodu broja transformatora i pripremljenost u vidu instalirane snage transformacije po izvodima u pojedinoj zoni. Pri tome se veću važnost (0,65 od 1) procjenjuje da ima broj pripremljenih transformatora za prelazak na 20 kv. Model ima mogućnost dodavanja novih kriterija po potrebi a težinski omjeri mogu se u slučaju drugačijih preporuka lako mijenjati. 73

Ocjena važnosti Relativna važnost subkriterija 8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Tablica 8.5 Prikaz procijenjenih važnosti subkriterija OCJENE VAŽNOSTI SUBKRITERIJA PRIPREMLJENOST MREŽE Pripremljenost TS 10(20)/0,4 kv 9 0,28 Pripremljenost NV 10(20) kv 3 0,09 Pripremljenost KV 10(20) kv 7 0,22 Pripremljenost TS 35/10(20) kv 5 0,16 Pripremljenost TS 110/10(20) kv 8 0,25 32 ISKORIŠTENOST MREŽE Iskorištenost TS 35/10(20) kv 7 0,11 Iskorištenost TS 110/10(20) kv 9 0,14 Iskorištenost NV 35 kv 5 0,08 Iskorištenost KB 35 kv 5 0,08 0,4 26 Iskorištenost TS 10/0,4 kv 6 0,24 iskorištenost vodova 9 0,36 0,6 15 1,00 NAPONSKE PRILIKE Padovi napona kod kupaca 9 1,00 9 TREND PORASTA VRŠNOG OPTEREĆENJA Porast vršnog opterećenja 9 1,00 9 KUPCI - STALNOST NAPAJANJA SAIDI 6 0,40 SAIFI 9 0,60 15 SEKUNDARNI POKAZATELJI Postojanje mreže 20 kv u okruženju 5 0,24 Kupci na 20 kv 9 0,43 Potencijal za ostala područja nakon prelaska 7 0,33 21 8.3.3. Težinski udjeli glavnih pokazatelja Hijerarhijska struktura je organizirana tako da se ipak najviše pažnje pridaje kriterijima najviše razine. Preporuke za organizaciju kriterija nalažu da je korisno 74

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv pokazatelje koji imaju zapaženu važnost izdvojiti u viši stupanje hijerarhije jer se u nekome od stabala subkriterija može izgubiti njihova važnost [20]. Jednako tako preporuka je da se u prvoj razini ne koristi više od 7 kriterija, a poželjno je imati 3 do 4. Težinski udjeli, odnosno važnosti pojedinog kriterija proizlaze iz matrica usporedbi. Pri tome se za svaki od kriterija postavlja pitanja: Koliko je pripremljenost mreže važnija/manje važna od zadovoljstva kupaca? S obzirom da je pripremljenost mreže kapitalno najintenzivniji dio prelaska na 20 kv, a ujedno i vjerojatno najzahtjevniji, prema Saatijevoj skali, tom kriteriju bi se u odnosu na zadovoljstvo kupaca pridijelila izrazita prevaga, što povlači ocjenu 5 iz korištene skale (Tablica 8.1). Svi parovi usporedbi upisuju se u matricu, dok se u donji dio upisuju recipročne vrijednosti. Također, bitno je primijetiti da su važni međusobni omjeri a ne toliko apsolutna ocjena, stoga nije čudno ako se skala do 9 ne iskoristi kada se raspodjela može napraviti do primjerice 5 ili 7. Kriteriji PripremljenosIskorištenosNaponska ptrend porazadovoljstsekundarn / / / / Pripremljenost mreže 1,00 1,00 2,00 2,00 4,00 7,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Iskorištenost 1,00 1,00 2,00 2,00 3,00 5,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Naponska prilike 0,50 0,50 1,00 0,50 2,00 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Trend porasta 0,50 0,50 2,00 1,00 2,00 2,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Zadovoljstvo kupaca 0,25 0,33 0,50 0,50 1,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Sekundarni kriteriji 0,14 0,20 0,33 0,50 1,00 1,00 0,00 0,00 0,00 0,00 / 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 / 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 / 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 / 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Slika 8.5 Matrica usporedba glavnih kriterija Primjenom metode eigenvektora dobiva se vektor prioriteta. Težinski kriteriji prikazani su u postotnom obliku u tablici (Tablica 8.6). Tablica 8.6 Težinski udjeli glavnih pokazatelja (kriterija) KRITERIJ Težina Rang 1 Pripremljenost mreže 30,4% 1 2 Iskorištenost 27,2% 2 3 Naponska prilike 13,5% 4 4 Trend porasta 15,9% 3 5 Zadovoljstvo kupaca 7,2% 5 6 Sekundarni kriteriji 5,7% 6 75

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Konzistentnost procjene je 19%. Taj broj je već od preporučenih 10%, no svejedno nije preporučljivo mijenjati ocjene kako bi se namjestio indeks konzistencije. Stoga će se rezultati prikazati sa danim raspodjelama jer u konačnici konzistentnost ne utječe na točnost krajnjih rezultata, već je samo indikator kolika je dosljednost u ocjenama. Pri tome je moguće napraviti realne procjene po matematičkom modelu izračuna konzistentnosti koje ne upadaju u općenito prihvatljivu marginu od 10% [21]. 8.3.4. Podjela na zone Za uspješnu primjenu AHP metode bilo je potrebno podijeliti područje distribucijske mreže Bjelovara na smislene cjeline. Svi elementi jedne cjeline razmatraju se istovremeno i poželjno je da imaju slične tehničke i geografske značajke. U te svrhe mreža je podijeljena na sljedeće cjeline: ZONA 1 - obuhvaća područje napajano iz: o TS 35/10 Bulinac; o TS 35/10 Veliki Grđevac; o TS 35/ Ivanska; o TS 35/10(20) kv Predavac; o TS 35/ Mišulinovac; ZONA 2 obuhvaća gradsko područje Grada Bjelovara napajano iz: o TS 35/10(20) kv Bjelovar 1; o TS 35/10(20) kv Bjelovar 3; o TS 35/10(20) kv Bjelovar 2; o TS 110/10(20) kv Mlinovac; ZONA 3 obuhvaća gradsko područje Križevaca napajano iz: o TS 110/35/ Križevci; o TS 35/10(20) kv Križevci 1; ZONA 4 obuhvaća ruralno područje napajano iz: o TS 35/ Tkalec; o TS 35/10(20) kv Žabno; 76

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv o TS 35/ Orehovec; o TS 35/10(20) kv Apatovac; Ono što se odmah nameće je izbor zona prema točki napajanja u 1 mreži. To, iako bi možda bio najlogičniji pristup u uvjetima kada se razmatra samo jedno distribucijsko područje, nije dovoljno demonstrativno jer je teže pokazati metodu na samo dva područja. Stoga se pribjeglo podjeli kakva je gore navedena gdje se osim točke napajanja uvažava i geografska i funkcionalna sličnost mreže. Primjerice ZONA 4, iako okružuje gradsko područje ZONE 3, razlikuje se po izričito radijalnom i ruralnom karakteru te je stoga izdvojena jer je količina pripreme i zahtjevnost u toj zoni različita od one u pretežito gradskoj zoni. Također jednostavnosti radi nije se dijelilo u različite zone unutar iste trafostanice. To bi za posljedicu imalo komplikacije prilikom prelaska u vidu međutransformacije 35/20 kv pa se za sada podjela zadržala na ovoj jednostavnijoj varijanti podjele. U detaljnijim analizama ova mogućnost je sasvim realna i opravdana. 8.3.5. Vrijednosti pokazatelja Vrijednosti svih pokazatelja prikazani su tablicom u koju se unose podaci za proračun unutar AHP modela (Tablica 8.12). Ulazni podaci koji su se koristili su: Pripremljenost mreže: o Ukupni broj transformatora x/0,4 kv, o Broj transformatora 10(20) kv i njihova instalirana snaga, o Instalirana snaga transformacije 10(20)/ 0,4 i 10/0,4 kv, o Ukupna duljina nadzemnih vodova, o Duljina nadzemnih vodova spremenih za 20 kv pogonski napon, o Broj TS 35 kv naponske razine spremnih za pogon na 20 kv, o Ukupan broj TS 35/, o Broj stanica naponske razine 1 spremnih za prelazak na 20 kv. 77

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Iskorištenost mreže: o Vršno opterećenje stanica i vodova na 35 kv naponskoj razini; o Zbroj maksimalnih mogućih instaliranih snaga u TS 35/10(20) kv; o Srednje opterećenje kabela i nadzemnih vodova 35 kv naponske razine; o Srednje opterećenje mreže. Trend porasta: o Izračunati trend porasta svih pojnih točaka na 35 kv naponskoj razini. Naponske prilike: o Procijenjeni broj kupaca sa problemima s naponom; o Procijenjeni broj kupaca u promatranoj zoni. Stalnost napajanja kupaca: o Dostupni podaci o SAIDI i SAIFI indeksima dostavljeni od strane Elektre Bjelovar modificirani za promatrane zone. Sekundarni pokazatelji: o Broj područja u okruženju na 20 kv pogonskom naponu, o Broj kupaca izravno na SN, na 10 odnosno 20 kv, o Poboljšanje mogućnosti prelaska ostalih područja nakon prelaska na 20 kv promatrane zone. Duljina vodova mreže spremih za pogon na naponu 20 kv procjenjuje se na temelju ukupnih podataka prema pogonima Bjelovar i Križevci s obzirom na to da ne postoje podaci manje rezolucije. Za opterećenje mreže rezultati koji se dobivaju usporedbom vršnih opterećenja sa instaliranim, odnosno trenutnih opterećenja sa dopuštenim kod vodova i kabela, gotovo su identični opterećenjima koja se dobivaju proračunom iz NEPLANA. Procijenjeni ukupni broj kupaca se vršio na slijedeći način: 78

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 1) Iz tablice sa brojem kućanstava (Tablica 3.2) općine su otprilike podijeljene prema pripadnosti određenoj zoni (Tablica 8.7). 2) Ukupni broj priključaka doveden je u vezu sa ukupnim brojem kućanstava. Ovakva procjena nije skroz precizna, ali u nedostupnosti podatka o broju priključaka po 35 kv pojnoj točki ovo može biti zadovoljavajuće. Također, bitno je napomenuti da je udio stanica koje se klasificiraju kao industrija/poduzetništvo dosta malen te su kućanstva dominantna brojem priključaka. Pri tome je bitan broj priključaka a ne snaga jer se procjenjuje udio kupaca sa nezadovoljavajućim naponskim prilikama. 3) Broj kućanstava po zoni pomnožen sa faktorom 1,53 (Ukupno kućanstava 34.262 u odnosu na ukupan broj priključaka 52.200) - Tablica 8.8 Tablica 8.7 Procijenjeni broj kućanstava po zonama Utvrđeni broj kućanstava popisom stanovništva 2011. ZONA Bjelovarsko-bilogorska županija 0. Grad Bjelovar 13.813 2. 1. Općina Ivanska 961 1. 2. Općina Kapela 1.025 2. 3. Općina Nova Rača 1.116 1. 4. Općina Rovišće 1.389 1. 5. Općina Severin 309 1. 6. Općina Šandrovac 596 1. 7. Općina Velika Pisanica 618 1. 8. Općina Veliki Grđevac 982 1. 9. Općina Veliko Trojstvo 994 1. 10. Općina Zrinski Topolovac 260 1. UKUPNO 22.063 Koprivničko-križevačka županija 0. Grad Križevci 6.937 3. 1. Općina Gornja Rijeka 503 4. 2. Općina Kalnik 388 4. 3. Općina Sveti Ivan Žabno 1.578 4. 4. Općina Sveti Petar Orehovec 1.195 4. UKUPNO 10.061 Zagrebačka županija 1. Općina Farkaševac 552 4. 2. Općina Preseka 439 4. 3. Općina Gradec 1.147 4. UKUPNO 2.138 79

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Tablica 8.8 Procijenjeni broj priključaka po zonama Procijenjeni broj priključaka po zonama ZONA 1 11052 ZONA 2 22702 ZONA 3 10613 ZONA 4 8052 Svako mjesto gdje je proračun u NEPLANu ukazivao na problem s naponom je posebno razmatrano. Stanica i čvorište gdje je napon bio van propisanih granica je razmatrana i gledala se instalirana snaga, postotak snage rezerviran za rasvjetu i poduzetništvo, geografska lokacija i procjena tipa kućanstva. S obzirom na relativno malen broj takvih mjesta ovakav pristup može funkcionirati. SAIDI i SAIFI indeksi su na sličan način pretpostavljeni. Dostupni su podaci za tri pogonska područja, odnosno ureda: Križevce, Bjelovar šire područje, sam grad Bjelovar i Veliki Grđevac (Tablica 8.9). Kombinacijom ta tri poznata podatka, na temelju procijenjenog udjela zone u nekom području proračunati su za sva područja. Primjerice na području ZONE 1, poznat je podatak za pogonski ured V. Grđevac koji pokriva pola područja te zone. Druga polovica spada pod Pogon Bjelovar. Traženi indeks je aritmetička sredina ta dva pokazatelja (Tablica 8.10). Za ZONU 4 je pretpostavljeno da ima nešto lošije pokazatelje od ZONE 3 (radijalnost napajanja i veća površina ruralne mreže), pri čemu ta dva pokazatelja skupa u prosjeku daju navedeni podatak za Pogon Križevce. Tablica 8.9 Podaci o SAIDI i SAIFI indeksima Zona SAIDI (sat/god) SAIFI(broj/god) Pogon Bjelovar 2,388 1,66 Sjedište 2,423 1,54 Pogonski Ured V. Grđevac 6,736 2,33 Pogon Križevci 2,334 1,84 80

8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Tablica 8.10 Proračunati pokazatelji stalnosti napajanja kupaca Zona SAIDI (sat/god) SAIFI(broj/god) ZONA 1 4,56 1,99 ZONA 2 2,42 1,54 ZONA 3 2,00 1,70 ZONA 4 2,668 1,98 Broj područja u okruženju kao pokazatelj je nakon izrade modela ispao jednak za sva područja, odnosno da u okruženju nema direktno u pogonu dijelova na 20 kv naponu. To se također uklapa u jednu od premisa planiranja dane mreže gdje se okolna mreža pokušava minimalno prikazivati i gledati će se kada god mogu interakcije unutar DP Bjelovar. Broj kupaca na SN je vrlo malen te je stoga taj broj direktno uzet i uključen u proračune i to na način da se izračunala prosječna maksimalna ostvarena snaga svih SN kupaca (405 kw), te je ukupna snaga kupaca na SN naponu pojedine zone podijeljen sa prosječnom. Broj se nije zaokruživao jer je ipak samo pokazatelj, iako je jasno da broj kupaca mora biti cjelobrojan broj (Tablica 8.11). Pokazatelj se mogao i izračunati sa zakupljenom snagom. Tablica 8.11 Pokazatelj broja kupaca na SN Zona Ukupna snaga [kw] Aproksimirani broj kupaca ZONA 1 157+27+312 1,23 ZONA 2 205+51+3336+259 9,51 ZONA 3 738 1,83 ZONA 4 852+1064 4,73 81

Tablica 8.12 Prikaz tablice za unos vrijednosti svih pokazatelja 8.Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 PRIPREMLJENOST MREŽE TS 10/0,4 kv, kom 43 63 24 33 TS 10(20)/0,4 kv, kom 278 207 122 206 NV, km 74,646 0 30,707 38,187 NV 10(20) kv, km 217,29 159,395 85,012 253,652 KB, km 0,092 25,248 10,104 0 KB 10(20) kv, km 8,281 54,644 24,387 19,563 TS 35/10, kom 5 4 1 4 TS 35/10(20), kom 1 4 2 2 TS 110/10, kom 0 1 1 0 TS 110/10(20), kom 0 1 0 0 TS 110/20, kom 0 0 0 0 ISKORIŠTENOST MREŽE Svrš TS35/SN, MW (zbroj vršnih opterećenja TS 35/10(20) kv) 12,77 13,4 21 11,41 Smax-inst TS35/SN, MW (zbroj maksimalnih mogućih instaliranih snaga TS 35/10(20) kv) 30 32 52 36 Svrš TS110/SN, MW (zbroj vršnih opterećenja TS 110/SN) 12,7 44,55 15,84 11,41 Smax-inst TS110/SN, MW (zbroj instaliranih snaga TS 110/SN) 40 100 60 40 Svrš NV35, MW (zbroj vršnih opterećenja NV 35 kv u redovnom pogonu) --> prosječno opt iz NEPLANa 18,1 33,76 14,2 19,53 Idop NV35, A (zbroj dopuštenih opterećenja NV 35 kv u redovnom pogonu) 1380 345 631,00 690 Svrš KB35, MW (zbroj vršnih opterećenja KB 35 kv u redovnom pogonu) -->prosječno opt iz NEPLANa 32,72 22,82 0 7,43 Idop KB35, A (zbroj dopuštenih opterećenja KB 35 kv u redovnom pogonu) 770 1620 385 385 Zbroj neistodobnih vršnih opterećenje izvoda 10(20) kv, MW 14,62 42,64 18,08 14,68 Srednje opterećenja vodova 10(20) kv u normalnom pogonu 6 14 17 5 TREND Trend potrošnje prošlih 10 godina 0,62 1,34 2,02 3,59 NAPONSKE PRILIKE Procijenjeni broj kupaca s neurednim naponom 100 1 1 1 Ukupni broj kupaca 11052 22702 10613 8052 KUPCI - STALNOST NAPAJANJA SAIDI (sat/god) 4,560 2,420 2,000 2,668 SAIFI (br/god) 1,99 1,54 1,70 1,98 SEKUNDARNI POKAZATELJI Postojanje mreže 20 kv u okruženju, % (udio mreže u pogonu na 20 kv u okolnim područjima) 0 0 0 0 Broj kupaca na 10(20) kv 1,23 9,51 1,83 4,73 Poboljšanje mogućnosti prelaska ostalih područja, broj okolnih područja 2 1 1 2 82

Pripremljenost mreže Iskorištenost Naponska prilike Trend porasta Zadovoljstvo kupaca Sekundarni kriteriji 8.Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Tablica 8.13 Tablica unosa podataka za izračun pokazatelja pripremljenosti mreže ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 / / / PRIPREMLJENOST MREŽE Težina: TS 10/0,4 kv, kom 43 63 24 33 Broj 0,65 TS 10(20)/0,4 kv, kom 278 207 122 206 Snaga 0,35 Sinst TS SN/0,4 kv, kw 5700 22190 7990 8480 Sinst TS 10(20)/0,4 kv, kw 27500 663300 28550 26320 broj 0,866044 0,766667 0,835616 0,861925 snaga 4,824561 29,89184 3,573217 3,103774 2,251525 10,96048 1,793776 1,646572 Pripremljenost TS 10(20)/0,4 kv 0,205422 1 0,163659 0,150228 Tek nakon unosa svih podataka može se pristupiti pregledu rezultata. 8.4. Rezultati AHP metode za prelazak na 20 kv Elektre Bjelovar (Slika 8.6). Matrica sa konačnim težinskim udjelima svih kriterija prikazana je slikom ZONA 1 0,154623 0,196043 0,134992 0,027502 0,048959 0,015564 ZONA 2 0,304171 0,271905 0,000657 0,059439 0,071215 0,057482 ZONA 3 0,156209 0,215002 0,001406 0,089603 0,072206 0,014571 ZONA 4 0,164915 0,142551 0,001853 0,159244 0,05866 0,03512 Slika 8.6 Konačna matrica težinskih udjela Grafički prikaz nalazi se na sljedećoj slici (Slika 8.7). 83

/ UKUPNO 8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Udjeli pojedinog kriterija u ukupnoj koristi od prelaska na 20 kv,19604,15462,27190,30417,21500,14255,15621,16492 ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 Pripremljenost mreže Iskorištenost Naponska prilike Trend porasta Zadovoljstvo kupaca Sekundarni kriteriji Slika 8.7 Grafički prikaz konačne raspodjele vrijednosti kriterija Kada se zbroje vrijednosti svakog pokazatelja za svaku od zona dobiva se ukupni poredak zona prikazan slikom (Slika 8.8). ZONA 1 0,577683 2 ZONA 2 0,764869 1 ZONA 3 0,548996 4 ZONA 4 0,562343 3 / Slika 8.8 Konačni redoslijed prelaska na 20 kv pogonski napon Ako se izlaz iz AHP metode interpretira kao ukupna korist od prelaska za pojedinu zonu može se napraviti jednostavna korist/trošak analiza. Procijenjeni troškovi prelaska na 20 kv odnose se na zamjenu preostalih transformatora i vodova s jedinicama napravljenim za 20 kv pogonski napon. 84

TROŠKOVI Korist / Trošak 8. Donošenje odluke o prijelazu na 20 kv Slika 8.9 Prikaz rezultata usporedbe koristi i troškova Iz rezultata analize može se vidjeti da bi najveću korist od prelaska na 20 kv pogonski napon imala ZONA 2. To područje ima nabolje pripremljenu mrežu za prelazak na 20 kv pogonski napon. Preostale 3 zone imaju podjednake rezultate ukupne koristi od prelaska. ZONA 1 0,3 1,925611 4 ZONA 2 0,34 2,249616 3 ZONA 3 0,12 4,574966 1 ZONA 4 0,24 2,343096 2 Ako se gleda usporedba koristi i troškova, najbolji omjer ima ZONA 3. Takav rezultat se dobiva jer je u toj zoni najmanji broj TS te su dobro pripremljene za prelazak na 20 kv što smanjuje ukupne troškove. 85

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine 9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine Na temelju do sada napravljenih proračuna poput analize sigurnosti n-1, naponskih prilika i tokova snaga sadašnjeg stanja mogu se donijeti prijedlozi za neke manje i jednostavnije investicije. Nakon proračuna tokova snaga i naponskih prilika za proračunati predviđeni porast (Poglavlje 7.3) može se izraditi grubi plan razvoja mreže DP Bjelovar za sljedeće nekoliko-godišnje razdoblje. Pri svakom planiranju distribucijskih mreže treba razdijeli radove koje je moguće uz uključenu pripremu izvršiti u kraćem razdoblju od radova čija priprema duže traje. Nakon provedbe proračuna naponskih prilika i tokova snaga uz projicirani porast vršne snage može se sa današnjeg gledišta donijeti prijedlog minimalnog skupa investicija u distribucijsku mrežu. Naravno da su u ovome radu nisu razmatrali svi aspekti (primjerice planiranje sustava uzemljenja) i da postoji još radova koji bi bili potrebni a na koje se neće osvrnuti. Cijeli proračun i tablice strujno-naponskih prilika neće se eksplicitno ponovno navoditi iz razloga što je uz projicirani blagi porast opterećenja promjena u mreži relativno malena. Dolazi do blagih odstupanja napona na dijelovima mreže napajanim iz TS 35/10 KV Mišulinovac i TS 35/ V. Grđevac te preopterećenja nekoliko elemenata mreže, prvenstveno transformatora u stanici TS 35/ Ivanska. Prijedlozi za investicije za poboljšanje stanja dane su u tablici ispod (Tablica 9.1). Pregled troškova iz tablice (Tablica 9.1) bi prije ozbiljnijeg razmatranja trebalo revidirati i točnije procijeniti. 86

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine Tablica 9.1 Pregled potrebnih ulaganja u distribucijsku mrežu Elektre Bjelovar za razdoblje do 2017. Opis radova Rekonstrukcija stare stanice Bjelovar 3 izgrađene 1972 godine. Potrebna nova vodna polja, mjerna polja, zaštita, priprema temelja, uljne jame... Rekonstrukcijom predviđena zamjena opreme 20 kv opremom. Transformatori su novi (2005.) i zadovoljavajuće snage 2x8 MVA Razlog: Starost opreme Rekonstrukcija temelja i vodnih polja stanice 35/10(20) kv Žabno koja je inicijalno izgrađena kao privremena stanica. Razlog: Relativno loše stanje građevinske opreme i same konstrukcije transformatorske stanice Razmotriti ugradnju paralelnog transformatora u TS 35/10(20) kv Predavac. Trenutno je samo jedan transformator od 4 MVA. Razlog: Stanica se nalazi između dva pogonska područja i povećala bi se pogonska rezerva i sigurnost ugradnjom paralelne transformacije. Rekonstrukcija vodova uz prilagodbu za 20 kv napon izvod Žabno- Brezovljani (TS Žabno), Šimljanica i Samarica (TS 35/10 Ivanska), Dvorište (TS Žabno). Razlog: Kraj životnog vijeka drvenih stupova. Smanjenje padova napona. Revitalizacija nadzemnog dalekovoda Gradec-Gradečki Pavlovec sa vodom većeg presjeka (barem AlFe 50) uz zamjenu izolacije i stupova (cca 200 stupova i 15 km) Razlog: Poboljšanje naponskih prilika Revitalizacija nadzemnog dalekovoda Zrinska (TS 35/ V. Grđevac) sa vodom većeg presjeka (barem AlFe 50) uz zamjenu izolacije i stupova (cca 300 stupova i 25 km) Razlog: Poboljšanje naponskih prilika Rekonstrukcija stanice TS 35/ Ivanska. Zamjena postojećih transformatora (2 x 1 MVA) sa transformatorima većeg kapaciteta. Razlog: Preopterećenje postojećih kapaciteta pri vršnom opterećenju već bazne godine (TR2-108% TR1-123%) Dodavanje paralelnog transformatora u TS 10/0,4 kv Kaufland. Rekonstrukcija trenutne stanice i ugradnja još jednog 250 kva transformatora. Razlog: Preopterećenje postojećih kapaciteta pri vršnom opterećenju (105%) Rekonstrukcija vodova izvoda Diklenica (TS 35/10 Mišulinovac) vodom većeg presjeka uz zamjenu stupova i izolatora uz prilagodbu za pogon na 20 kv (cca 20 km) Razlog: Poboljšanje naponskih prilika Predviđeni troškovi (kn) 5.000.000 4.000.000 700.000 700.000 3.500.000 7.700.000 7.000.000 200.000 4.000.000 87

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine Opis radova Zamjena transformatora 1 u TS B35/10(20) kv Bjelovar 1 sa transformatorima većeg kapaciteta. Razlog: Granično opterećenje od 99% u vršnom trenutku Rekonstrukcija dijela izvoda Velika Pisanica (Ts 35/ Bulinac) od stanice V. Pisanica. Postavljanje 10 km voda većeg presjeka Razlog: Poboljšanje naponskih prilika Opcionalno - Troškovi potpunije pripreme ZONE 3 iz APH analize na 20 kv. Zona 3: 12.000.000 UKUPNO PETOGODIŠNJE RAZDOBLJE 2012. do 2017. (bez AHP): Predviđeni troškovi (kn) 700.000 700.000 12.000.000 34.200.000 Pri tome je vrlo važno spomenuti da je rješenje alternativnog smjera napajanja stanica koje ne zadovoljavaju n-1 kriterij i to prvenstveno, TS 35/ Mišulinovac, TS 35/ Ivanska te TS 35/10 Apatovac i TS 35/ Orehovec, vrlo skupo i komplicirano za izvesti u postojećoj topologiji mreže i uz uvažavanje geografskih udaljenosti i reljefa. Rješenje za Ivansku u vidu prelaska na 20 kv je pretvaranje stanice u TS 110/20 kv jer je u blizini 1 dalekovod Ivanić Grad- Bjelovar, no to je rješenje za dano opterećenje u toj točki (2,5 MW) neopravdano. Slična je situacija za TS 35/10 Mišulinovac i TS 110/20 kv Mlinovac u blizini. Za alternativni smjer napajanja stanica Apatovec i Orehovec može se predložiti povezivanje sa 35 kv dalekovodom s distribucijskim područjem Koprivnice. No to bi zahtijevalo novi koridor dalekovoda duljine otprilike 20 km (Slika 9.1). 88

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine Slika 9.1 Aproksimirana udaljenost do TS 35/ Apatovac do Koprivnice Još jedan od problema koji nemaju neko jednostavno ekonomski opravdano rješenje je izgradnja alternativnog smjera napajanje TS 110/10(20) kv Mlinovac. Ova oba gornja problema zahtijevala bi velike rekonstrukcije mreže i izgradnju niza stanica 1 naponske razine uz pripadne dalekovode što je za postojeću potrošnju nepotrebno jer je sadašnja 35 kv mreža ipak velikim dijelom zadovoljavajuća. Ipak izgradnja alternativnog smjera napajanja TS Mlinovac ima veći prioritet zbog važnosti potrošača napajanih preko te pojne točke. 9.1. Dodatak distribuiranih izvora Na području promatrane mreže nema niti jednog generatora zapažene snage. U pogonu je od nedavno bioplinsko postrojenje BPE Gradec snage 1 MW 89

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine te nekoliko solarnih elektrana zanemarive ukupno instalirane snage od 3 kw (Tablica 9.2). Tablica 9.2 Distribuirani izvori u pogonu na području Elektre Bjelovar Elektrana Energent Lokacija Snaga (kw) Status Solarna elektrana Insolar 1 sunce Veliki Grđevac 0.999 U pogonu Solarna elektrana Chcuda BS 1076.5 sunce Bjelovar 1.000 U pogonu Microstar sunce Bjelovar 1.000 U pogonu Bioplinsko postrojenje Gradec bioplin Gradec 1000 U pogonu Za kratkoročni plan promjena u mreži posebno će se razmotriti uključivanje nekih distribuiranih izvora za koje postoje razrađeni projekti. Njihov utjecaj je u usporedbi sa porastom opterećenja veći, ali je jednako tako nesigurnost njihove izgradnje u današnjim uvjetima je poprilična. Ovdje je jako bitno napomenuti da svi podaci potrebni za analizu utjecaja obnovljivih izvora nisu bili dostupni, poput minimalnog opterećenja mreže koja je u trenutnim uvjetima vrlo bitan podatak. To se donekle može zamijeniti proračunom sa dnevnim krivuljama ali za točniji proračun bi bilo potrebno baratati točnijim podacima. Analiza u ovome dijelu rada za primarni cilj ima demonstrirati proračun kratkospojnih prilika kao jedan od aspekata planiranja. Kao što je već bilo spomenuto u distribucijskom području apsolutno siromašnim generacijom kratkospojne prilike ne mijenjaju se zapaženo samo porastom opterećenja i minimalnim promjenama topologije. Zapaženi utjecaj na ograničeni broj sabirnica ima dodatak obnovljivih izvora. Za potrebe ovoga rada odabrano je nekoliko najizglednijih projekata za koje je vjerojatno da će se realizirati u sljedeće 3 godine. Potpuni popis iz Registar projekata i postrojenja za korištenje obnovljivih izvora energije i kogeneracije te povlaštenih proizvođača (Registar OIEKPP) nalazi se u tablici (Tablica 9.3) a njihov razmještaj prikazan je slikom (Slika 9.2) [23]. 90

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine Tablica 9.3 Planirani distribuirani izvori na području Elektre Bjelovar Elektrana Energent Lokacija Snaga (MW) Vrsta rješenja Bioplinsko postrojenje Gradec bioplin Gradec 1.000 U pogonu* Fotonaponska elektrana Euro sunce Križevci 0.030 - Elektrana na bioplin Trema bioplin Sveti Ivan Žabno 1.000 Prethodno energetsko odobrenje Bioplin Rovišće bioplin Rovišće 0.990 Energetsko odobrenje Bioenergana Bjelovar 1 biomasa Bjelovar 1.000 - Geotermalna elektrana Marija 1 geotermalna Bjelovar 4.710 - Sunčana elektrana Feks 1 sunce Severin 0.030 - Sunčana elektrana Feks 2 sunce Bjelovar 0.030 - Sunčana elektrana Feks 3 sunce Severin 0.030 - Bioplinsko postrojenje Bioenergie Weller bioplin Veliki Grđevac 1.000 - Bioplinska Elektrana Organica Kalnik 1 Bioplin Kalnik 0.999 EOTRP** Bioplinska Elektrana Organica Kalnik 2 Bioplin Kalnik 0.999 EOTRP** Bioplinska elektrana Orehovec Bioplin Orehovec 0.999 EOTRP** Sunčana elektrana Orehovec sunce Orehovec 0.999 EOTRP** Sunčana elektrana Gregurovec Sunce Orehovec 0.999 EOTRP** Ukupno planirano: 9.820 MW + 4.995** 15 MW *Bioplinsko postrojenje Gradec je u pogonu iako je prema podacima iz Registara još uvijek u grupi planirano. ** Postoje Elaborati optimalnog tehničkog rješenja priključenja elektrana ali se predmetne elektrane ne nalaze na popisu MINGORP. 91

9. Plan razvoja mreže DP Bjelovar do 2017. godine Slika 9.2 Prikaz planiranih postrojenja na području Elektre Bjelovar (plava granica) Odabrano je nekoliko projekata za koje je vjerojatnije da će se realizirati. Promjene koje oni unose u mrežu u vidu naponskih prilika prikazane su u nastavku dok je proračun kratkog spoja prikazan u slijedećem poglavlju 9.2. U uvjetima maksimalnog opterećenja te uz pretpostavku da elektrane koje su napravljene za rad na nazivnoj snazi, bioplinske elektrane i elektrana na biomasu, rade na svojoj nazivnoj snazi uvjeti u mreži se malo popravljaju s aspekta poboljšanja naponskih prilika. I to samo lokalno s utjecajem na nekoliko susjednih čvorišta. Za dvije predložene solarne elektrana mišljenje je da neće biti realizirane u sljedećem trogodišnjem razdoblju. Također u uvjetima proračuna sa maksimalnom snagom i bez točnog podatka o minimalnom opterećenju mreže teško je odrediti utjecaj solarne elektrane. 92