DUGOROČNI PLAN RAZVOJA
PRENOSNE MREŽE 2014. - 2023.
KNJIGA I
Oktobar 2014.
“Elektroprenos Bosne i Hercegovine” a.d. Banja Luka
78000 Banja Luka, Marije Bursać 7a,
Tel. +387 51 246 500, Fax: +387 51 246 550
Operativna područja:
Banja Luka, Sarajevo, Mostar i Tuzla
IB: 402369530009
MB: 11001416
BR: 08-50.3.-01-4/06
Ministarstvo pravde BiH
Sarajevo
Korisničke banke i brojevi računa
UniCredit Bank a.d. B. Luka 5510010003400849
Raiffeisen Bank
1610450028020039
Sberbank a.d.
5672411000000702
Nova Banka a.d.
5550070151342858
NLB Banka
1320102011989379
SADRŽAJ:
KNJIGA I
1. UVOD ............................................................................................................................................................ 5 2. SADRŽAJ PLANA RAZVOJA PRENOSNE MREŽE............................................................................. 7 3. KARAKTERISTIKE EES BiH ................................................................................................................... 8 3.1. Prenosna mreža BiH .....................................................................................................................................8 3.1.1. Operativno područje Banja Luka ........................................................................................................... 9 3.1.2. Operativno područje Mostar................................................................................................................... 9 3.1.3. Operativno područje Sarajevo.............................................................................................................. 11 3.1.4. Operativno područje Tuzla................................................................................................................... 11 3.2. Proizvodnja i potrošnja električne energije.................................................................................................12 4. KRITERIJI PLANIRANJA ...................................................................................................................... 16 4.1. Principi i tehnički kriteriji planiranja..........................................................................................................16 4.2. Ekonomski kriteriji .....................................................................................................................................20 5. ULAZNI PODACI...................................................................................................................................... 21 5.1. Indikativni plan razvoja proizvodnje ..........................................................................................................21 5.1.1. Novi proizvodni objekti ....................................................................................................................... 21 5.1.2. Prognoza potrošnje............................................................................................................................... 22 5.2. Faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja
i srednje mjesečno opterećenje ...................................................................................................................23 5.3. Podaci dostavljeni od elektroprivreda u BiH i Elektrodistribucije Distrikta Brčko ....................................25 6. GUBICI U PRENOSNOJ MREŽI ............................................................................................................ 26 7. STATISTIKA KVAROVA I VRIJEME ZASTOJA ZBOG KVAROVA I ODRŽAVANJA
DALEKOVODA I MREŽNIH TRANSFORMATORA......................................................................... 28 8. MODEL ZA ANALIZE ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BiH ............................................... 30 8.1. Ulazni podaci za model...............................................................................................................................31 8.1.1. Investicije u toku .................................................................................................................................. 32 8.1.2. Radijalno napojene TS 110/x kV ......................................................................................................... 32 8.1.3. Krute veze ............................................................................................................................................ 33 8.1.4. Objekti van funkcije............................................................................................................................. 34 8.1.5. Rekonstrukcije dalekovoda .................................................................................................................. 35 8.1.6. Novi proizvodni/potrošački objekti...................................................................................................... 35 8.1.6.1. MHE Ustiprača i MHE Dub ........................................................................................................... 35 8.1.6.2. Sistem MHE na Sutjesci ................................................................................................................. 36 8.1.6.3. TE Stanari....................................................................................................................................... 37 8.1.6.4. HE Ulog.......................................................................................................................................... 38 8.1.6.5. HE Vranduk.................................................................................................................................... 38 8.1.6.6. HE Dabar........................................................................................................................................ 39 8.1.6.7. Blok 7 u TE Tuzla .......................................................................................................................... 39 8.1.6.8. HE Ustikolina ................................................................................................................................. 40 8.1.6.9. Blok 8 u TE Kakanj........................................................................................................................ 40 8.1.7. Novi interkonektivni vodovi ................................................................................................................ 41 8.1.8. Nove 110/x kV ..................................................................................................................................... 41 8.1.8.1. TS 110/20/10 kV Živinice (2016. godina)...................................................................................... 43 8.1.8.2. TS 110/x kV Žepče (2015. godina) ................................................................................................ 43 8.1.8.3. TS 110/10(20) kV Čitluk 2 (Međugorje) (2016. godina)................................................................ 44 8.1.8.4. TS 110/10(20) kV Doboj Istok (2016. godina)............................................................................... 44 8.1.8.5. TS 110/20 kV Gradiška 2 (2016. godina)....................................................................................... 45 8.1.8.6. TS 110/20 kV Prnjavor 2 (2016. godina) ....................................................................................... 45 8.1.8.7. TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 (Grbavica) (2016. godina) ............................................................ 46 8.1.8.8. TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 (2016. godina)............................................................................ 47 8.1.8.9. TS 400/110/x kV Sarajevo 10: Izgradnja transformacije 110/10(20)/10 kV (2016. godina).......... 48 8.1.8.10. TS 110/10(20)/10 kV Ilijaš (2016. godina) .................................................................................... 48 8.1.8.11. TS 110/20 kV Kneževo (2016. godina) .......................................................................................... 49 8.1.8.12. TS 110/35/10(20) kV Jelah (2016. godina) .................................................................................... 50 8.1.8.13. TS 110/20 kV Prijedor 6 (2017. godina) ........................................................................................ 50 8.1.8.14. TS 110/x kV Tušanj (2017. godina) ............................................................................................... 50 8.1.8.15. TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 (Vitina) (2017. godina)................................................................... 52 2/122
8.1.8.16. TS 110/35/10(20) kV Željuša (2017. godina)................................................................................. 52 8.1.8.17. TS 110/10(20) kV Banja Luka 10 (2017. godina) .......................................................................... 53 8.1.8.18. TS 110/20 kV Kostajnica (2018. godina) ....................................................................................... 54 8.1.8.19. TS 110/20(10) kV Zenica 5 (2020. godina).................................................................................... 54 8.1.8.20. TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 (2021. godina) .................................................................................. 55 9. ANALIZA TOKOVA SNAGA I NAPONSKIH PRILIKA..................................................................... 56 9.1. Analiza za 2014. godinu .............................................................................................................................56 9.1.1. Normalna hidrologija ........................................................................................................................... 56 9.1.2. Suha hidrologija ................................................................................................................................... 59 9.2. Analiza za 2018. godinu .............................................................................................................................61 9.2.1. Normalna hidrologija ........................................................................................................................... 61 9.2.2. Suha hidrologija ................................................................................................................................... 63 9.3. Analiza za 2023. godinu .............................................................................................................................64 9.3.1. Normalna hidrologija ........................................................................................................................... 64 9.3.1.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ........................................................ 66 9.3.1.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari...................................................................... 67 9.3.2. Suha hidrologija ................................................................................................................................... 68 9.3.2.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ......................................................... 70 9.3.2.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari...................................................................... 70 9.4. Režim minimalnih opterećenja ...................................................................................................................71 10. INTERKONEKCIJE.................................................................................................................................. 78 10.1. Scenarij 1. ................................................................................................................................................78 10.2. Scenarij 2. ................................................................................................................................................79 10.3. Scenarij 3. ................................................................................................................................................80 10.4. Scenarij 4. ................................................................................................................................................81 11. REKONSTRUKCIJE I PROŠIRENJA ELEMENATA PRENOSNOG SISTEMA ............................ 83 11.1. Zamjena energetskih transformatora........................................................................................................83 11.2. Proširenja VN i SN postrojenja................................................................................................................83 11.3. Rekonstrukcije/sanacije ...........................................................................................................................83 11.3.1. Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja ...................................................................................... 84 11.3.2. Rekonstrukcije/sanacije DV................................................................................................................. 84 12. PREGLED NOVIH PRENOSNIH KAPACITETA, REKONSTRUKCIJA I PROŠIRENJA
POSTOJEĆIH SA PROCJENOM POTREBNIH I RASPOLOŽIVIH SREDSTAVA ........................ 85 12.1. Procjena potrebnih sredstava ...................................................................................................................85 12.2. Procjena raspoloživih sredstava .............................................................................................................109 13. PRORAČUN STRUJA KRATKIH SPOJEVA...................................................................................... 111 14. ZAKLJUČAK ........................................................................................................................................... 118 POPIS SKRAĆENICA ..................................................................................................................................... 121 LITERATURA.................................................................................................................................................. 122 KNJIGA II
1. PRILOG 1
1.1. Tehnički podaci o dalekovodima 400 kV, 220 kV i 110 kV koji su u funkciji prenosa električne
energije u BiH..................................................................................................................................................3
2. PRILOG 2
2.1. Dostignuto i prognozirano opterećenje postojećih TS .....................................................................................15
2.2. Dostignuto i prognozirano opterećenje postojećih i novih TS.........................................................................21
2.3. Opterećenja po čvorištima u trenutku dostizanja maksimalnog i
minimalnog opterećenja sistema u 2012. godini..............................................................................................29
2.4. Faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i
srednje mjesečno opterećenje po TS za period 2008. – 2012. godina..............................................................33
3/122
3. PRILOG 3
3.1. Pregled predloženih i odabranih novih 110/x kV ............................................................................................114
3.2. Priključni vod za nove TS 110/x kV................................................................................................................116
3.3. Pregled zahtjeva elektroprivreda u BiH i distribucije Brčko Distrikta ............................................................118
4. PRILOG 4
4.1. Pregled TS sa ugrađenim jednim transformatorom i plan ugradnje drugog transformatora ............................133
4.2. Pregled nekompletnih DV polja 110 kV i plan kompletiranja.........................................................................135
4.3. Pregled jednostrano napojenih TS i plan obezbjeđenja dvostranog napajanja ................................................136
4.4. Pregled objekata van funkcije i plan vraćanja u funkciju ................................................................................137
4.5. Pregled i plan ukidanja krutih veza..................................................................................................................138
5. PRILOG 5
5.1. Statistika zastoja na dalekovodima za period 2009. – 2012. ...........................................................................140
5.2. Statistika zastoja na mrežnim transformatorima za period 2009. – 2012. .......................................................151
6. PRILOG 6
6.1. Analiza tokova snaga i naponskih prilika - šematski prikaz ...........................................................................152
7. PRILOG 7
7.1. Procjena troškova izgradnje DV 400 kV i 220 kV ..........................................................................................222
7.2. Procjena troškova izgradnje/rekonstrukcije DV 110 kV .................................................................................227
7.3. Procjena troškova izgradnje/rekonstrukcije TS ...............................................................................................230
7.4. Procjena troškova polja i pojedinačnih elemenata u TS ..................................................................................233
7.5. Procjena troškova za SN ćelije ........................................................................................................................235
8. PRILOG 8
8.1. Zamjena energetskih transformatora................................................................................................................237
8.2. Proširenja TS – izgradnja novog DV polja ......................................................................................................248
8.3. Rekonstrukcija VN i SN postrojenja u TS.......................................................................................................249
8.4. Rekonstrukcija DV ..........................................................................................................................................254
4/122
1. UVOD
Prema Odluci o izdavanju licence za djelatnost prenosa električne energije (broj licence 0528-12-341-20/12 od 17.01.2013.), Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti
prenosa električne energije tačka 3.23. koji su sastavni dio Licence, Elektroprenos BiH je
zadužen za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže za period od 10 godina, koji
obuhvata i problematiku prekograničnih vodova.
Takođe, prema Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti nezavisnog operatora
sistema tačka 3.21., NOS BiH, u koordinaciji sa Elektroprenosom BiH učestvuje u planiranju
i analizama efekata novih interkonektivnih vodova na regionalnom nivou. Analize se daju u
sklopu Indikativnog plana razvoja proizvodnje (presječna 5-ta i 10-ta godina) i odnose se na
naponski nivo 400 kV i 220 kV. Pri izradi analiza koriste se podaci iz dugoročnog plana
razvoja prijenosne mreže.
Plan se dostavlja NOS BiH na pregled, odobrenje, direktnu reviziju i objavljivanje. NOS BiH
organizuje reviziju Plana, nakon čega ga upućuje DERK-u na odobrenje. Po odobrenju od
strane DERK-a, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže objavljuje NOS BiH. Indikativni
plan razvoja proizvodnje koristi se kao jedna od osnova za izradu dugoročnog plana razvoja
prenosne mreže.
Po MK (maj 2011. godine), tačka 4.2.1., Elektroprenos i NOS BIH su nadležni za izradu
Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže. Tačkom 4.2.3. MK definisan je cilj Dugoročnog
plana razvoja prenosne mreže: „Cilj Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže je da na
osnovu Indikativnog plana razvoja proizvodnje (bilansno uključeni proizvodni kapaciteti) i
drugih relevantnih dokumenata, definiše potrebna pojačanja postojećih i izgradnju novih
objekta prenosne mreže kako bi se pravovremeno pokrenule procedure vezane za njihovo
projektovanje, obezbjeđenje sredstava, izgradnju i puštanje u pogon. Elektroprenos BiH će
prilikom izrade Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže voditi računa i o razvojnim
planovima distributera.“ U tački 4.2.5. MK se navodi: „Elektroprenos BiH izrađuje
Dugoročni plan razvoja prenosne mreže za narednih 10 godina. Aktuelizacija Plana vrši se
svake godine.”, a u tački 4.2.6.: „Elektroprenos BiH je odgovoran za pokretanje postupka
dobijanja saglasnosti ili dozvola koje su potrebne da bi se realizirao planirani razvoj prenosne
mreže.”
Procedura izrade Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže, odobravanje i objavljivanje, te
nosioci aktivnosti, definisani su MK, tačka 4.2. Kodeks planiranja i razvoja prenosne mreže,
Licencom za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije i Licencom za obavljanje
djelatnosti nezavisnog/neovisnog operatora sistema/sustava. U tačkama 4.3.5., 4.3.6., 4.3.7. i
4.3.8. MK se navodi:
„Dugoročni plan razvoja prenosne mreže NOS BiH-u se dostavlja do kraja septembra
odnosno pet mjeseci nakon što Indikativni plan razvoje proizvodnje odobri DERK.”
„Dugoročni plan razvoja prenosne mreže Elektroprenos BiH podnosi NOS BiH-u na pregled,
odobravanje, direktnu reviziju i objavljivanje. Kada NOS BiH osnovano bude smatrao da je
potrebno napraviti određene izmjene, od Elektroprenosa BiH može zatražiti da izmijeni
pojedine elemente Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže.”
„NOS BiH će u roku od mjesec dana po prijemu prijedloga revidovati Dugoročni plan razvoja
prenosne mreže. Stručni savjet za reviziju Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže formira
5/122
NOS BiH. Zavisno od rezultata revizije, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže će se vratiti
Elektroprenosu BiH na doradu ili uputiti DERK-u na odobrenje.”
„NOS BiH će, nakon odobrenja DERK-a, svake godine objavljivati “Dugoročni plan razvoja
prenosne mreže””.
Ulazni podaci na kojima se temelji Dugoročni plan razvoja prenosne mreže su podaci kojima
raspolaže prenosna kompanija (tehnički podaci o prenosnoj mreži, dostignuti nivo opterećenja
po čvorištima 110/x kV, statistika zastoja elemenata prenosne mreže i dr.), podaci koje
Korisnici dostavljaju NOS BiH za potrebe izrade Indikativnog plana razvoja proizvodnje, kao
što su podaci o postojećim i novim proizvodnim objektima, informacije iz planova
distributivnog razvoja o očekivanom porastu operećenja i slično, te prognoza potrošnje
preuzeta iz odobrenog Indikativnog plana razvoja proizvodnje.
Planirani proizvodni objekti koji su uključeni u Plan razvoja su oni proizvodni objekti koji su
bilansno uključeni u odobreni Indikativni plan razvoja proizvodnje (MK tč.4.2.3.), a način
njihovog priključenja na prenosnu mrežu je u skladu sa zaključcima revidovanog Elaborata.
Uvažavajući obavezu ispunjenja kriterija iz MK, evidentno je da u momentu izrade Plana i
dalje postoji niz neizvjesnosti što sa aspekta buduće proizvodnje (imajući u vidu instalisane
kapacitete uvrštene u „Spisak prijavljenih proizvodnih kapaciteta“ u Prilogu 1. IPRP i
dinamiku njihove izgradnje), što sa aspekta buduće potrošnje, a koje direktno utiču na
optimalan razvoj prenosne mreže. Stoga se aktuelizacija Dugoročnog plana razvoja, u skladu
sa MK (tačka 4.2.5.) vrši svake godine.
6/122
2. SADRŽAJ PLANA RAZVOJA PRENOSNE MREŽE
Sadržaj Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže definisan je MK (tačka 4.3.9.) i sa
uključenim aktuelnim i planskim podacima obuhvata:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
j.
Pregled dalekovoda i kablova sa tehničkim podacima,
Maksimalne i minimalne snage proizvodnih jedinica,
Maksimalne i minimalne aktivne i reaktivne snage konzumnih čvorišta,
Način priključka novih proizvodnih i potrošačkih kapaciteta shodno dinamici njihovog
ulaska u pogon,
Procjenu opterećenja elemenata prenosne mreže na bazi procjene istovremenog
maksimalnog i minimalnog opterećenja korisnika prenosne mreže koristeći kriterij
sigurnosti (n-1),
Gubitke u prenosnoj mreži,
Proračun trofaznih i jednofaznih struja kratkih spojeva za svako mrežno čvorište,
Potrebna pojačanja mreže i/ili promjene u topološkoj strukturi prenosne mreže,
Statistiku kvarova i vrijeme zastoja zbog kvarova i održavanja dalekovoda i mrežnih
transformatora u posljednjih pet godina,
Procjenu potrebnih investicija za realizaciju predloženih planova.
U skladu sa Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne
energije, pored sadržaja definisanog MK, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže obuhvata i
problematiku novih prekograničnih vodova (tačka 3.23.), pri čemu se planiranje razvoja
prenosne mreže BiH usklađuje sa drugim mrežama i prenosnim sistemima (tačka 3.22.). NOS
BiH, u koordinaciji sa Elektroprenosom BiH, učestvuje u planiranju i analizama efekata novih
interkonektivnih vodova na regionalnom nivou. Analize se daju u sklopu Indikativnog plana
razvoja proizvodnje (presječna 5-ta i 10-ta godina) i odnose se na naponski nivo 400 kV i 220
kV. Pri izradi analiza koriste se podaci iz dugoročnog plana razvoja prijenosne mreže.
7/122
3. KARAKTERISTIKE EES BiH
3.1. Prenosna mreža BiH
Pregled objekata koje Elektroprenos BiH a.d. Banja Luka koristi u obavljanju djelatnosti
prenosa električne energije dat je u Tabelama 3.1., 3.2., 3.3., 3.4. i 3.5.:
Tabela 3.1. Dalekovodi u vlasništvu Elektroprenosa BiH
Broj
Broj
Dužina
Nazivni napon
dalekovoda interkonekcija
(km)
400 kV
14
4
864,73
220 kV
40
11
1466,10
110 kV
223
23
3829,93
110 kV (kabl)
6
31,78
UKUPNO
283
38
6192,54
Tabela 3.2. Dalekovodi koji nisu u vlasništvu Elektroprenosa BiH,
a u funkciji su prenosa električne energije u BiH
Broj
Broj
Dužina
Nazivni napon
dalekovoda interkonekcija
(km)
220 kV
1
1
12,70
110 kV
3
3
49,19
UKUPNO
4
4
61,89
Nazivi dalekovoda, sa tehničkim podacima, na koje se odnose Tabele 3.1. i 3.2. dati su u
Prilogu 1. Vezano za dalekovode u vlasništvu Elektroprenosa BiH, od 14 dalekovoda 400 kV
jedan je u funkciji po 220 kV naponu. Od ukupno 223 dalekovoda izgrađenih za rad na 110
kV naponu 6 dalekovoda radi na 35 kV naponu, dok se dijelovi 4 dalekovoda 110 kV, koji još
uvijek nisu sanirani nakon ratnih razaranja, koriste za rad na 35 kV naponu.
Tabela 3.3. TS u vlasništvu Elektroprenosa BiH
Vrsta
Broj
trafostanice
trafostanica
TS 400/x kV i RP
9
TS 220/x kV i RP
9
TS 110/x kV i RP
128
TS 35/x kV
5
UKUPNO
146+5
Od ukupno 128 TS 110/x kV osam je u dvovlasništvu od čega su četiri EVP-a.
Tabela 3.4. Transformatori u vlasništvu Elektroprenosa BiH
Prenosni odnos
Broj
Instalisana
transformatora
transformatora
snaga (MVA)
400/220 kV
7
2800
400/110 kV
7
2100
220/110 kV
13
1950
110/x kV
219
5306,5
SN/SN
30
169
Ukupno
277
12475,5
8/122
U tabeli se ne vodi drugi transformator 220/110 kV u RP Trebinje koji je smješten u RP
Trebinje, ali još uvijek nije spreman za pogon (nisu završeni elektromontažni radovi na
izgradnji trafo polja).
Tabela 3.5. Transformatori koji nisu u vlasništvu Elektroprenosa BiH,
a u funkciji su prenosa električne energije
Prenosni odnos
Broj
Instalisana
transformatora
transformatora
snaga (MVA)
220/115 kV
1
150
Ukupno
1
150
Elektroprenos BiH se, teritorijalno i funkcionalno gledano, sastoji od četiri operativna
područja: Banja Luka, Mostar, Sarajevo i Tuzla. U skladu s tim, u nastavku su date
karakteristike prenosne mreže BiH po Operativnim područjima:
3.1.1. Operativno područje Banja Luka
•
Obuhvata područje sjeverozapadne Bosne sa ukupno 37 transformatorskih stanica i
jednim EVP-om u dvojnom vlasništvu.
•
Operativno područje se sastoji od dvije terenske jedinice: Banja Luka i Bihać.
•
Najjača čvorna tačka je TS 400/110 kV Banja Luka 6 sa mrežnim transformatorima
400/110 kV (2x300 MVA) i transformatorima 110/10(20)/10 kV (2x20 MVA).
•
Na ovom području postoji jedan dalekovod 400 kV (DV 400 kV Banja Luka – Tuzla),
koncentracija prenosne mreže 220 kV i 110 kV sa dvije 220 kV interkonektivne veze
prema Hrvatskoj: DV 220 kV Prijedor 2 – Međurić i DV 220 kV Prijedor 2 – Mraclin,
te vezama po 110 kV naponu: DV 110 kV EVP Kulen Vakuf – Gračac (HR) i DV 110
kV Bosansko Grahovo – Knin (HR). Veze prema Hrvatskoj DV 110 kV Banja Luka 6
– Sisak I/II su devastirane u ratu i još uvijek nema planova za vraćanje na prijeratno
stanje. Dio DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak I se koristi za napajanje TS Dubica, dok
se dio DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak II koristi za napajanje TS Prijedor 1 (kruta
veza).
•
U toku je izgradnja transformatorskih stanica TS 110/20/10 kV Banja Luka 9, TS
110/20/10 kV Laktaši 2, TS 110/20/10 kV Šipovo i TS 110/35/10(20) kV Bužim.
•
U toku je izgradnja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina kojom će se riješiti problem
jednostranog napajanja TS Kotor Varoš, odnosno TS Banja Luka 7 i TS Čelinac, ali i
povezati područja Banja Luke i Doboja po 110 kV naponu.
•
Radijalno napojene su TS 110/20 Cazin 2 i TS 110/20/10 kV Novi Grad.
3.1.2. Operativno područje Mostar
•
Obuhvata područje Hercegovine sa ukupno 31 transformatorskom stanicom i jednim
EVP-om u dvojnom vlasništvu.
•
Operativno područje se sastoji od dvije terenske jedinice: Mostar i Trebinje.
•
TS 35/10 kV Buna i TS 35/10 kV Glamoč su u funkciji po 35 kV naponu.
9/122
•
U toku 2011. godine u pogon po 110 kV naponu je puštena TS Kupres, kao i DV 110
kV Bugojno – Kupres. Trenutno se TS Kupres napaja jednostrano. Nakon izgradnje
DV 110 kV Tomislavgrad – Kupres biće obezbijeđeno dvostrano napajanje ove TS.
•
U toku 2012. godine u pogon po 110 kV naponu je puštena TS Rama/Prozor i DV 110
kV Jablanica – Rama/Prozor.
•
U toku 2013. godine pušten je u pogon DV 110 kV Tomislavgrad – Livno. Njegovim
puštanjem u pogon riješen je problem jednostranog napajanja TS Tomislavgrad i TS
Livno.
•
U toku je izgradnja TS 110/35/10(20) kV Mostar 9 (Buna).
•
U toku je izgradnja DV 2x220 kV HE Rama – Posušje, DV 110 kV HE Mostar –
Mostar 1 i DV 110 kV Nevesinje – Gacko.
•
DV 110 kV Tomislavgrad – Rama je pušten u probni rad u toku 2011. godine. Za ovaj
DV još uvijek nije dobijena upotrebna dozvola zbog neriješenih imovinsko – pravnih
odnosa. Njegovim puštanjem u pogon riješiće se problem jednostranog napajanja TS
Rama i TS Jablanica.
•
Prenosna mreža ovog područja pretrpila je velika razaranja i još uvijek su u pogonu
prelazna rješenja napravljena u ratu. Rekonstrukcija nekih ratom oštećenih vodova je u
toku, dok je rekonstrukcija preostalih vodova planirana kroz rješavanje raspleta
vodova na ovom području.
•
Najjače čvorne tačke su TS 400/220/110/35/10 kV Mostar 4 sa mrežnim
transformatorima 400/220 kV (2x400MVA) i 220/110 kV (2x150 MVA), te
transformatorima 110/35/10 kV (2x20 MVA) i RP 400/220/110/35 kV Trebinje sa
mrežnim transformatorima 400/220 kV (400 MVA) i 220/110 kV (150 MVA), te
transformatorima 110/35 kV (2x20 MVA).
•
Koncentracija prenosne mreže 400, 220 i 110 kV sa više interkonektivnih veza prema
Hrvatskoj i Crnoj Gori: DV 400 kV Mostar 4 – Konjsko, DV 400 kV Trebinje –
Podgorica, DV 220 kV Mostar 4 – Zakučac, DV 220 kV Trebinje – Perućica, DV 220
kV Trebinje – Plat (privremena veza za priključenje TS Plat, najduže do završetka
probnog rada G1 u HE Dubrovnik nakon njegove obnove planirane za 2015. godinu).
Veza sa susjednim sistemima po 110 kV naponu ostvarena je preko: DV 110 kV
Grude – Imotski (HR), DV 110 kV Livno – Buško Blato (HR), DV 110 kV Ljubuški –
Vrgorac (HR), DV 110 kV Bileća – Nikšić (CG), DV 110 kV Čapljina – Opuzen
(HR), DV 110 kV Neum – Opuzen (HR), DV 110 kV Neum – Ston (HR), DV 110 kV
RP Trebinje – Komolac (HR) i DV 110 kV RP Trebinje – Nikšić (CG).
•
Na ovom području veoma je razvijena 220 kV mreža kojom su na EES BiH
priključeni veliki proizvodni objekti u dolinama rijeka Neretve i Trebišnjice, te najveći
pojedinačni potrošač električne energije u BiH „Aluminij” d.d. Mostar.
•
Prema dodijeljenim koncesijama, na području Hercegovine očekuje se značajan porast
proizvodnje iz VE, ali i iz mHE.
•
Preostale radijalno napojene TS su: TS 110/10 Nevesinje, TS 110/35/10 kV Stolac, TS
110/20/10 kV Uskoplje/G. Vakuf, TS 110/20/10 kV Kupres i TS 110/35/6 kV Gacko.
•
TS 110/10/10 kV Neum nema direktno napajanje iz EES BiH nego je preko susjednog
sistema Republike Hrvatske (TS Opuzen i TS Ston) uvezana u EES BiH.
10/122
3.1.3. Operativno područje Sarajevo
•
Obuhvata područje Sarajeva, Srednje i Istočne Bosne sa ukupno 42 transformatorske
stanice i dva EVP-a u dvojnom vlasništvu.
•
Operativno područje se sastoji od tri terenske jedinice: Sarajevo, Višegrad i Zenica.
•
TS 35/10 kV Žepče je u funkciji po 35 kV naponu.
•
U toku 2011. godine u pogon je puštena TS Sarajevo 11.
•
U toku je izgradnja TS 110/35/10(20) kV Fojnica i DV 110 kV Visoko – Fojnica.
•
Najjače čvorne tačke su: TS 400/220/110/35/20/10 kV Sarajevo 20 sa mrežnim
transformatorima 400/220 kV (400 MVA) i 400/110 kV (300 MVA), te
transformatorima 110/10/35 kV (20 MVA) i 110/20(10)/10 kV (20 MVA), TS
400/220/110/35/20/10 kV Višegrad sa mrežnim transformatorima 400/220 kV (400
MVA) i 400/110 kV (300 MVA), te transformatorima 110/35/10 kV (20 MVA) i
110/20/10 kV (16 MVA) i TS 400/110 kV Sarajevo 10 sa mrežnim transformatorima
400/110 kV (2x300 MVA).
•
Postoje dvije 220 kV interkonektivne veze: DV 220 kV Višegrad – Vardište (SR) i
DV 220 kV Sarajevo 20 – Piva (CG). Dionica Sarajevo 20 – Buk Bijela dalekovoda
DV 220 kV Sarajevo 20 – Piva, izgrađena je kao 400 kV dalekovod. Prijeratne veze sa
susjednim sistemima po 110 kV naponu DV 110 kV Goražde 1 – Pljevlja (CG) i DV
Višegrad – (HE Potpeć – Pljevlja) (SR) su u funkciji po 35 kV naponu (od Čajniča do
Pljevalja, odnosno od Višegrada do Rudog).
•
Prema dodijeljenim koncesijama, na području ZE – DO Kantona i Istočne Bosne
očekuje se značajan porast proizvodnje iz HE, kao i iz mHE.
•
Završena je rekonstrukcija ratom porušenih 110 kV vodova prema TS Sarajevo 20
izuzev DV 110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 20/I i II. Puštanje pod napon DV 110 kV
Sarajevo 20 – Sarajevo 13/I planira se u 2014. godini, kao i puštanje pod napon DV
110 kV Sarajevo 18 – Sarajevo 20 (potrebna rekonstrukcija polja DV 110 kV Sarajevo
20 u TS Sarajevo 18). Rekonstrukcija DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13/II nije
planirana u ovom planskom periodu jer je bivše DV polje Sarajevo 20/II u TS
Sarajevo 13 zauzeto, a nema prostora za ugradnju još jednog DV polja.
•
Radijalno napojene su TS 110/35/10 kV Kiseljak, TS 110/35/10 kV Vareš i TS
110/35/10 kV Foča. Prije rata je započeta izgradnja DV 110 kV Sarajevo 20 – Foča.
Ovaj dalekovod je izgrađen do Dobrog polja i koristi se za napajanje distributivne
potrošnje po 35 kV naponu.
3.1.4. Operativno područje Tuzla
•
Obuhvata područje sjeveroistočne Bosne sa ukupno 38 transformatorskih stanica.
•
Operativno područje se sastoji od dvije terenske jedinice: Doboj i Tuzla.
•
TS 35/10(20) kV Kerep i TS 35/10 kV Kalesija rade na naponu 35 kV.
•
Najjače čvorne tačke su: TS 400/220/110 kV Tuzla sa mrežnim transformatorima
400/220 kV (2x400MVA) i 220/110 kV (2x150 MVA) i TS 400/110/35 kV Ugljevik
sa jednim mrežnim transformatorom 400/110 kV (300 MVA) i transformatorom
110/35 kV (31,5 MVA).
11/122
•
Koncentracija prenosne mreže 400 kV, 220 kV i 110 kV sa dvije 400 kV
interkonektivne veze: DV 400 kV Ugljevik – Ernestinovo (HR) i DV 400 kV Ugljevik
– Sremska Mitrovica (SR), dvije 220 kV interkonektivne veze: DV 220 kV TE Tuzla
– Đakovo (HR), DV 220 kV Gradačac – Đakovo (HR) i četiri 110 kV veze: DV 110
kV Bosanski Brod – Slavonski Brod, DV 110 kV Orašje – Županja, DV 110 kV Janja
– Lešnica (SR) i DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik (SR).
•
Koncentracija urbano – industrijske potrošnje sa veoma neravnomjernim opterećenjem
čvorišta 110/x kV.
•
Potrebno je riješiti problem napajanja grada Tuzle koji se trenutno napaja iz samo dva
čvorišta, TS Tuzla Centar i TE Tuzla, po 35 kV sa mrežnog transformatora koji se
prvenstveno koristi za napajanje vlastite potrošnje TE. Smanjenoj pozdanosti
snabdijevanja doprinosi i činjenica da je DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare od 2006.
godine van pogona zbog klizišta. Sanacija klizišta i puštanje pod napon ovog
dalekovoda je planirano do kraja 2014. godine.
•
U toku je izgradnja TS 110/10(20) kV Tuzla 3 čijom će se izgradnjom popraviti
napajanje istočnog dijela Tuzle (Slavinovići i Simin Han) i TS Kalesija.
•
U toku je izgradnja DV 110 kV Ugljevik – Brčko 2 (dionica Ugljevik – Blagojevića
Han čiji je završetak planiran za 2015. godinu) čime će se djelimično poboljšati
snabdijevanje područja Bijeljine.
•
Radijalno napojene su: TS 110/35/6 kV Banovići, TS 110/35/10 kV Tešanj i TS
110/35/10 kV Srebrenica.
Na slici 3.4. prikazana je karta EES BiH za 2012. godinu.
3.2.
Proizvodnja i potrošnja električne energije
Prema tački 4.3.9. b) MK, Plan treba da sadrži i podatke o maksimalnim i minimalnim
snagama postojećih proizvodnih jedinica. Ovi podaci preuzeti su iz IPRP i navedeni su u
Tabeli 3.6.. U ovoj tabeli su navedene i godine ulaska/izlaska iz pogona pojedinih blokova
prema dinamici koju su korisnici dostavili NOS BiH.
Tabela 3.6. Maksimalne i minimalne snage postojećih proizvodnih jedinica i godine
izlaska iz pogona/ puštanja u pogon
Red.
br.
Naziv objekta
Postojeći objekti
Hidroelektrane
1.
Trebinje I
2.
Dubrovnik*
3.
Čapljina
4.
Rama
5.
Jablanica
6.
Grabovica
7.
Salakovac
8.
Mostar
9.
Jajce I
10. Bočac
Instalisana
snaga agregata
(MW)
2x54+1x63
2x108
2x220
2x80
6x30
2x57
3x70
3x24
2x30
2x55
Max. snaga na
mreži prenosa
(MW)
171
108
440
160
180
114
210
72
60
110
Godina izlaska iz
pogona/
puštanja u pogon
-
12/122
Red.
br.
Instalisana
snaga agregata
(MW)
Naziv objekta
Postojeći objekti
11. Višegrad
12. Peć – Mlini
13. Mostarsko blato
Termoelektrane
14. Tuzla 2 (G3)
15. Tuzla 3 (G4)
16. Tuzla 4 (G5)
17. Tuzla 5 (G6)
18. Kakanj 3 (G5)
19. Kakanj 4 (G6)
20. Kakanj 5 (G7)
21. Gacko (G1)
22. Ugljevik (G1)
Max. snaga na
mreži prenosa
(MW)
Godina izlaska iz
pogona/
puštanja u pogon
3x105
3x15,3
2x30
315
30,6
60
-
100
200
200
215
110
110
230
300
300
85
175
180
190
95
85
205
276
279
2016.
2019.
2019.
-
* - bilansira se samo G2
Prema IPRP maksimalna snaga na mreži prenosa koja se može angažovati iz proizvodnih
kapaciteta u BiH iznosi: hidroelektrane 2.030,6 MW, termoelektrane 1.560 MW.
Bilans električne energije na prenosnoj mreži (prema podacima Elektroprenosa BiH) za 2012.
godinu, po mjesecima, dat je u Tabeli 3.7.:
Tabela 3.7. Elektroenergetski bilans po mjesecima za 2012.
GWh
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Ukupno
1
Proizvodnja plan
1456,5
1268,8
1387,3
1145,7
1183,7
1025,2
859,5
824,6
845,0
1064,1
1074,7
1250,6
13385,7
2
Proizvodnja ostvarenje
1137,8
1019,3
1079,4
1174,2
1119,2
941,7
858,7
854,6
868,4
943,4
955,9
1281,7
12234,3
3
Prijem iz
drugih EES
537,3
525,9
329,0
241,5
257,1
294,7
400,6
452,7
337,9
360,8
428,8
350,6
4516,9
4
Ukupno
(2+3)
1675,1
1545,2
1408,4
1415,7
1376,3
1236,4
1259,3
1307,3
1206,3
1304,2
1384,7
1632,3
16751,2
5
Potrošnja plan
1119,5
1010,0
1022,8
925,0
910,0
885,9
933,9
943,9
942,6
992,5
1038,7
1133,2
11858,0
6
Potrošnja ostvarenje
1163,3
1136,9
1001,3
939,4
921,1
896,5
952,0
956,9
897,3
965,7
972,8
1115,6
11918,9
7
Isporuka
drugim EES
479,2
376,0
391,5
447,1
435,2
321,1
277,8
325,6
282,3
311,1
391,1
490,4
4528,4
8
Ukupno
(6+7)
1642,5
1512,9
1392,8
1386,5
1356,3
1217,6
1229,8
1282,5
1179,6
1276,8
1363,9
1606,0
16447,3
9
Gubici Plan
35,0
29,0
31,0
27,0
27,0
22,0
26,0
28,0
24,0
27,0
27,0
35,0
338,0
10
Gubici (4-8) Ostvarenje
32,6
32,3
15,6
29,2
20,0
18,8
29,5
24,5
26,8
27,4
20,8
26,3
303,7
13/122
1600,0
1400,0
1200,0
(GWh)
1000,0
800,0
600,0
400,0
200,0
0,0
1
2
3
4
5
6
Proizvodnja - plan
7
8
9
10
11
12
(mjesec)
Proizvodnja - ostvarenje
Slika 3.1. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži za 2012. godinu
1200,0
1000,0
(GWh)
800,0
600,0
400,0
200,0
0,0
1
2
3
4
5
6
Potrošnja - plan
7
8
9
10
11
12
(mjesec)
Potrošnja - ostvarenje
Slika 3.2. Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži za 2012. godinu
1600,0
1400,0
1200,0
(GWh)
1000,0
800,0
600,0
400,0
200,0
0,0
1
2
3
4
5
6
Proizvodnja - ostvarenje
7
8
Potrošnja - ostvarenje
9
10
11
12
(mjesec)
Slika 3.3. Proizvodnja i potrošnja električne energije na prenosnoj mreži za 2012. godinu
14/122
Mraclin
Slavonski Brod
Brod
Celuloza
B.Krupa
8
7
Kerep
Čelinac
Ugljevik
35 kV
35 kV
Janja
Tuzla 5
Žepče
Kalesija
Tuzla 4
35 kV
Glamoč
Kupres
35 kV
11
Rama
Buško Blato
Peruća
Kraljevac
TL 110 (MV) kV
DV 110 (SN) kV
Foča
Gacko
HE Mostarsko Blato
35 kV
Buna
35 kV
Berkovići
Veličani
35 kV
Trebinje
TS SN/x u vlasništvu Elektroprenosa
KARTA ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BiH
2012. GODINA
ELECTRIC POWER FACILITIES OF BiH
2012
Slika 3.4. Karta EES BiH u 2012. godini
15/122
4. KRITERIJI PLANIRANJA
4.1. Principi i tehnički kriteriji planiranja
Minimum kriterija koji moraju biti zadovoljeni prilikom izrade Plana definisani su MK,
Poglavlje 4. Ove kriterije je bilo potrebno razraditi, ali i ustanoviti neke nove koji nisu
obuhvaćeni MK. Osim MK i Uslova za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa
električne energije, kod izrade Plana ispoštovane su i Odluke i zaključci Skupštine akcionara,
UO Kompanije i Uprave Kompanije. Shodno navedenom, Plan je uzeo kao osnovu:
1.
Odluku Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH br.01-SA-581/12 od 03.02.2012. godine
(izvod):
“- Investiranje u prenosnu mrežu na području dva entiteta realizovat će se poštujući
kapital odnos u Kompaniji (paritet: Federacija BiH – 58,89%; Republika Srpska –
41,11%).”
2.
Odluku Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH br. SA-7184/13 od 23.12.2013. godine
(izvod):
“Desetogodišnji plan razvoja prenosne mreže, Plan poslovanja za period 2014. – 2016. sa
planom investicija izraditi i usvojiti poštujući: opšte principe planiranja elektroprenosne
mreže, tehničke kriterije planiranja, a na bazi kapital odnosa i principa usvojenih na
vanrednoj Skupštini akcionara/dioničara Kompanije održanoj 03.02.2012. godine, kao i u
skladu sa Uvjetima licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije i MK.”
3.
Zaključke UO Kompanije od 26.03.2014. godine (izvod):
“- dodati TS 110/35/10 kV Stanari u 2014. godini sa iznosom sredstava 6,0 mil. KM.
- brisati rekonstrukciju postojeće TS 110/35 kV Stanari.”
4.
Zaključke Uprave Kompanije br. 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine (izvod):
“- angažovaće se nezavisna stručna institucija koja će utvrditi najbolje rješenje za lokaciju
transformacije 400/110 kV, sa osvrtom na Stanare, Jelah ili neku drugu lokaciju,
uvažavajući tehno – ekonomske kriterije.
- interkonekcije DV 400 kV Banja Luka – Lika, DV 400 kV Tuzla – Đakovo, DV 2x400
kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja), DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) –
Brezna će biti sadržane u Dugoročnom planu razvoja prenosne mreže.”
Sa aspekta izgradnje interkonektivnih vodova, neophodno je da Elektroprenos BiH i NOS
BiH provedu aktivnosti sa operatorima susjednih sistema po pitanju usaglašavanja
dugoročnih planova razvoja.
5.
Osnova za izradu Plana sa aspekta novih proizvodnih objekata i prognoze potrošnje je
odobreni IPRP. U Planu razvoja planirati priključenje samo onih novih proizvodnih
objekata koji su bilansno uključeni u Indikativni plan razvoja proizvodnje (tačka 4.2.3.
MK).
6.
U Planu se novi proizvodni objekti koji su bilansno uvršteni u IPRP priključuju na način
koji je određen usvojenim Elaboratom pri čemu je neophodno imati jednak pristup
(nediskriminirajući) za sve Korisnike koji se priključuju na prenosnu mrežu.
16/122
7.
Kriterij sigurnosti (n-1)
Kriterij (n-1) je ispunjen ako, nakon jednostrukog ispada jednog od elemenata: voda,
mrežnog transformatora, interkonektivnog voda, kao i generatora priključenog na
prenosnu mrežu (tačka 4.2.12. MK):
- nema trajnog narušavanja graničnih vrijednosti pogonskih veličina u prenosnoj mreži,
- nema prekida snabdijevanja električnom energijom.
Kriterij (n-1) ne primjenjuje se na ispad dvosistemskog ili višesistemskog voda (tačka
4.2.13. MK).
U opštem slučaju, na granici prenosne i distributivne mreže mora biti ispunjen kriterij (n1). U slučaju radijalnog priključka na prenosu mrežu jednim vodom ili jednim
transformatorom 110/x kV, od kriterija (n-1) može se privremeno odstupiti, ako je
osigurano napajanje iz srednjenaponskih mreža u punom iznosu (tačka 4.2.14. MK).
7.1. Za svaku transformatorsku stanicu potrebno je osigurati napajanje iz najmanje dva
čvorišta ili preko dva voda iz jednog dovoljno pouzdanog čvorišta.
Određivanje prioriteta za rješavanje radijalno napojenih TS 110/x kV vrši se na
osnovu:
- dostignutog i prognoziranog opterećenja TS,
- konzuma koji ostaje bez napajanja u slučaju ispada postojećeg voda,
- rezerve po distributivnoj mreži.
7.2. Za transformatorske stanice 110/x kV u koje je ugrađen samo jedan energetski
transformator, potrebno je planirati ugradnju drugog transformatora u onim
objektima u kojima nije obezbijeđena 100% rezerva kroz distributivnu mrežu, osim u
izuzetnim slučajevima (manje od 10% Sn najmanjeg tipskog transformatora 110/x
kV).
Određivanje prioriteta za ugradnju drugog transformatora vrši se na osnovu:
- dostignutog i prognoziranog opterećenja na kraju planskog perioda u TS u
kojoj je planirana ugradnja drugog transformatora,
- nivoa rezervnog napajanja koji je moguće obezbijediti kroz srednjenaponsku
mrežu,
- starosti postojećeg transformatora,
- analize opterećenja postojećeg transformatora.
U transformatorskim stanicama 400/x kV i 220/x kV ugradnja drugog mrežnog
transformatora se vrši na osnovu analiza tokova snaga i naponskih prilika poštujući
ograničenja definisana u tački 8.
8.
Analizom tokova snaga i naponskih prilika za normalno pogonsko stanje i za (n-1)
kriterij sigurnosti provjeravaju se vrijednosti opterećenja elemenata prenosne mreže u
odnosu na utvrđene granične vrijednosti tako da:
• naponi u svim čvorištima ostanu u dozvoljenim granicama:
- u normalnom pogonu:
• za 400 kV mrežu između 380 kV i 420 kV,
17/122
• za 220 kV mrežu između 198 kV i 242 kV,
• za 110 kV mrežu između 99 kV i 121 kV,
- u poremećenom pogonu:
• za 400 kV mrežu između 360 kV i 420 kV,
• za 220 kV mrežu između 187 kV i 245 kV,
• za 110 kV mrežu između 94 kV i 123 kV.
• opterećenje prenosnih vodova i mrežnih transformatora ne smije biti veće od:
- 80% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno instalisane snage
transformatora u normalnom pogonskom stanju,
- 90% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno instalisane snage
transformatora, u slučaju neraspoloživosti bilo kojeg prenosnog elementa (vod,
transformator)
pri čemu se pretpostavlja da su granice dozvoljenog termičkog opterećenja
konstantne neovisno o posmatranom razdoblju u godini (zima, ljeto).
Ako postoji više varijanti koje rješavaju uočene probleme, odabire se rješenje sa
najmanjim troškovima.
Od aktivnosti za rasterećenje opterećenih elemenata se može privremeno odstupiti
ukoliko je u planskom periodu planirana izgradnja objekata koji dovode do njihovog
rasterećenja.
9.
U planskom periodu je potrebno:
- rješiti sve krute veze u sistemu,
- planirati sanaciju i vraćanje u funkciju svih ratom porušenih objekata prenosne mreže,
- izvršiti kompletiranje svih nekompletnih 110 kV dalekovodnih polja.
10. Zamjena energetskih transformatora 110/x kV se planira na osnovu:
- kvara transformatora,
- loših eksploatacionih karakteristika transformatora,
- neodgovarajućeg prenosnog odnosa i/ili grupe spoja transformatora uzimajući u obzir
kriterij (n-1) i paralelan rad međusobno i sa distributivnom mrežom,
- starosti transformatora (40 godina),
- prognoziranog opterećenja TS.
11. Zamjena mrežnih transformatora se planira na osnovu:
- kvara transformatora,
- ispitivanjem utvrđenih loših eksploatacionih karakteristika transformatora.
Ukoliko je u TS istekao životni vijek dva ili više mrežnih transformatora, isti se ne
mijenjaju izuzev ukoliko analize tokova snaga i naponskih prilika za normalno pogonsko
stanje i prema (n-1) kriteriju sigurnosti ukažu na opterećenje iznad utvrđenih graničnih
vrijednosti (tačka 8.), kada se mijenja jedan od transformatora.
Ukoliko je u TS istekao životni vijek samo jednog transformatora isti se ne mijenja bez
obzira na rezultate analiza.
18/122
12. Izgradnja nove TS 110/x kV
Analizom dostignutog i prognoziranog maksimalnog opterećenja postojećih TS 110/x
kV, uz uvažavanje faktora opterećenja TS, u planskom periodu definiše se potreba
povećanja snage transformacije u postojećoj TS ili izgradnja novog 110/x kV čvorišta.
Odluka o izgradnji novog 110/x kV objekta donosi se na osnovu sljedećih kriterija:
- planirano opterećenje nove TS 110/x kV prema prijedlogu nadležne elektroprivrede u
godini njenog puštanja u pogon prelazi 8 MVA za područja gdje nema 110/x kV
trafostanice;
- izmjereno ili planirano vršno opterećenje u postojećoj TS 35/x kV prelazi 8 MVA,
- prognozirano opterećenje postojeće TS 110/x kV prelazi 60% instalisane snage
transformatora,
- udaljenost rastućeg konzuma za čije se potrebe gradi nova TS 110/x kV prelazi 10, 20,
odnosno 35 km u zavisnosti od vrijednosti nazivnog napona srednjenaponskog voda
kojim se taj konzum napaja iz postojeće TS 110/x kV,
- nezadovoljavajućih naponskih prilika u srednjenaponskoj mreži koja se napaja iz
postojeće TS 110/x kV (kvalitet napajanja u skladu sa Opštim uslovima za isporuku i
snabdijevanje električnom energijom),
Prilikom odlučivanja o potrebi izgradnje opredjeljenje se formira na osnovu sagledavanja
više kriterija istovremeno.
13. U novim transformatorskim stanicama 110/x kV potrebno je planirati ugradnju dva
energetska transformatora sa mogućnošću paralelnog rada.
Izuzetak čine TS 110/x kV koje se grade zbog popravljanja naponskih prilika u
distributivnoj mreži.
14. Predmetom Dugoročnog plana su i rekonstrukcije elemenata sistema i to:
- značajne rekonstrukcije dalekovoda,
- značajne rekonstrukcije transformatorskih stanica,
- značajne rekonstrukcije SN postrojenja.
Prijedlozi za rekonstrukciju definišu se na osnovu:
- stanja opreme, odnosno elemenata prenosne mreže,
- životnog vijeka opreme u skladu sa životnim vijekom stalnih sredstava kako je
definisano Planom investicija za 2007. godinu:
• zgrade trafostanica i građevinski dio postrojenja: 50 godina,
• dalekovodi: 45 godina,
• kablovski vodovi: 50 godina,
• MOP 110 kV: 35 godina,
• SN ćelije: 30 godina,
• ostala oprema u postrojenjima: 35 godina,
• oprema za zaštitu i upravljanje: 15 godina,
- neodgovarajućih nazivnih karakteristika primarne opreme sa aspekta zadovoljenja
očekivanih struja kratkog spoja.
19/122
Prilikom planiranja rekonstrukcija TS treba voditi računa da se, ukoliko je moguće, sve
potrebne rekonstrukcije (zamjene opreme) predviđene u planskom periodu u jednoj TS
grupišu u istoj godini.
Osim odluka i kriterija navedenih u tačkama od 1. do 14. poštovani su i sljedeći stavovi:
- Zamjena postojećih sistema obračunskog mjerenja, sistema zaštite i upravljanja – SCADA
sistemi, te telekomunikacionih sistema nije predmet Plana i potrebno ih je planirati u
okviru trogodišnjeg i godišnjeg Plana investicija.
- Plan ugradnje demontiranih transformatora nije predmet Plana. Ugradnja demontiranih
transformatora u TS koje su opremljene samo jednim energetskim transformatorom je
predmet Plana investicija, kao i izgradnja i opremanje pripadajućih polja.
- Okvirna procjena sredstava potrebnih za rekonstrukciju dalekovoda vršiće se na osnovu
prosječnih cijena nabavki ostvarenih u prethodnoj godini, koji će biti dio Plana. Stvarni
iznos sredstava i obim rekonstrukcije će se odrediti nakon izrade odgovarajućih elaborata.
Izrada elaborata će se planirati u okviru godišnjih planova investicija.
4.2. Ekonomski kriteriji
Osnovni kriterij planiranja razvoja prenosne mreže EES BiH je minimizacija ukupnih
(investicionih i eksploatacionih) troškova, uz zadovoljenje zahtjeva sigurnosti funkcija
elektroenergetskog sistema. Dakle, kod planiranja razvoja prenosne mreže neophodna je
primjena kako tehničkih, tako i ekonomskih kriterija, kako bi se postigao tehno – ekonomski
optimum.
20/122
5. ULAZNI PODACI
Osnovni ulazni podaci za izradu Plana su:
- postojeći i planirani novi proizvodni objekti,
- dostignuta i prognozirana potrošnja u EES BiH u planskom periodu,
- dostignuta i prognozirana maksimalna opterećenja čvorišta 110/x kV,
- tehnički podaci o prenosnoj mreži,
- zahtjevi potrošača.
Pored navedenog, kod izrade Plana ispoštovane su i Odluke i zaključci Skupštine akcionara,
UO Kompanije i Uprave Kompanije date u Poglavlju 4.
Dostignuta maksimalna opterećenja po čvorištima 110/x kV su izmjerene vrijednosti, dok je
prognoza neistovremenih maksimalnih opterećenja po čvorištima rađena na osnovu prognoze
koju su dostavili korisnici prenosnog sistema za potrebe izrade IPRP.
Tehnički podaci o elementima EES BiH, korišteni kao ulazni parametar za Plan, su podaci o:
transformatorskim stanicama 110/x kV, 220/x kV i 400/x kV, vodovima naponskog nivoa 110
kV, 220 kV i 400 kV, mrežnim transformatorima i transformatorima 110/x kV.
5.1.
Indikativni plan razvoja proizvodnje
Prema Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije,
Indikativni plan razvoja proizvodnje predstavlja jednu od osnova za izradu Dugoročnog plana
razvoja prenosne mreže. NOS BiH je u aprilu 2013. godine izradio IPRP, koji je odobren
Odlukom Državne regulatorne komisije za električnu energiju (DERK) broj: 05-28-13-3823/12 donesenoj na sjednici održanoj 14.05.2013. godine.
Iz odobrenog IPRP, preuzeti su podaci o postojećim i novim proizvodnim objektima
(bilansiranim), te podaci o dostignutoj i prognoziranoj potrošnji EES BiH za planski period.
5.1.1. Novi proizvodni objekti
Ukupna instalisana snaga novih proizvodnih objekata koji su bilansno uvršteni u Bilans snaga
i energija na prenosnoj mreži za period 2014. – 2023. godina iznosi 1.361,32 MW, a ukupna
godišnja proizvodnja je 7004,6 GWh. Bilansno su uključeni sljedeći proizvodni objekti:
•
•
•
•
TE Stanari, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 2.000.000 MWh,
investitora EFT – Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o.. Priključenje TE Stanari na
prenosnu mrežu predviđeno je za 2016. godinu.
TE Kakanj – blok 8, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 1.652.060 MWh,
investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja bloka 8 u TE Kakanj je 2019.
godina.
TE Tuzla – blok 7, instalisane snage 1x450 MW, godišnje proizvodnje 2.527.230 MWh,
investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja bloka 7 u TE Tuzla je 2018. godina.
HE Ulog, instalisane snage 2x17,22 MW (34,44 MW), godišnje proizvodnje 82.340
MWh, investitora EFT – HE Ulog d.o.o.. Planirano vrijeme priključenja HE Ulog je 2015.
godina.
21/122
•
•
•
•
•
HE Ustikolina, instalisane snage 3x20,16 MW (60,48 MW), godišnje proizvodnje 236.800
MWh, investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja HE Ustikolina je 2018.
godina.
HE Vranduk, instalisane snage 2x9,28 MW + 1x1,07 MW (19,63 MW), godišnje
proizvodnje 96.380 MWh, investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja HE
Vranduk je 2016. godina.
HE Dabar, instalisane snage 3x53,5 MW (160,5 MW), godišnje proizvodnje 251.800
MWh, investitora MH ERS. Planirano vrijeme priključenja HE Dabar je 2016. godina.
Sistem mHE na Sutjesci, instalisane snage 19,15 MW, godišnje proizvodnje 40.550 MWh,
priključenih na RS 20/110 kV Sastavci, investitora Hydroenergy d.o.o. i Drina
Hydroenergy d.o.o. Priključenje rasklopišta Sastavci predviđeno je za 2014. godinu.
mHE Ustiprača i mHE Dub, instalisane snage 2x3,86 MW i 2x4,7MW (ukupno 17,12
MW), godišnje proizvodnje 33,13 GWh i 41,28 GWh, investitora Hidroinvest d.o.o., koji
se priključuju na RS 110 kV Dub. Priključenje rasklopišta Dub je predviđeno za 2014.
godinu.
5.1.2. Prognoza potrošnje
U IPRP su definisana tri scenarija prognoze potrošnje električne energije na prenosnoj mreži
BiH:
1. Prognoza prema aktueliziranom referentnom scenariju iz Indikativnog plana razvoja
proizvodnje 2007. – 2016. – Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji
porast 1,94%),
2. Prognoza prema BDP – Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast
2,54%),
3. Prognoza prema Studiji Energetskog Sektora u BiH – Optimistični scenario – viši
scenario (prosječni godišnji porast 3,4%).
Takođe, dati su i podaci o planiranoj potrošnji kupaca direktno priključenih na prenosnu
mrežu (niži, bazni i viši scenario), te njihove maksimalne snage na mreži za period 2014. –
2023. godina (bazni i viši scenario).
Na osnovu podataka o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV, dostavljenih od
elektroprivrednih kompanija u BiH i Brčko Distrikta, zaključeno je da će distributivna
potrošnja u narednom planskom periodu imati prosječan rast od oko 3,3% u baznom
scenariju.
Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2012. godini dostignuta je 10.02.2012. godine u
18 sati (osamnaesti sat) i iznosila je 2143 MWh/h, što je za oko 9% više od „treće srijede u
januaru“. Kako se vrši procjena potrebne snage konzuma EES BiH na prenosnoj mreži, a ne
ukupna snaga ENTSO-E konzuma, kao startna vrijednost za procjenu korišteno je upravo
postignuto opterećenje od 2143 MW u 2012. godini. Prosječan porast vršne snage konzuma
na prenosnoj mreži, isključujući godine u kojima je zabilježen pad, procijenjen je na 2%
godišnje, dok je rast minimalnog opterećenja na prenosnoj mreži procijenjen na 3%.
U Tabeli 5.1. prikazan je bilans jednovremenih maksimalnih snaga na prenosnoj mreži za
period 2014. – 2023. godina, koji ukazuje na dovoljnu rezervu snage u odnosu na planirani
konzum na prenosnoj mreži.
22/122
Tabela 5.1. Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži za period 2014. – 2023.
2014
Vršna snaga konzuma
na prenosnoj mreži
Potrebna snaga
primarne rezerve
Potrebna snaga
sekundarne rezerve
Potrebna snaga
tercijerne rezerve
UKUPNO
Postojeći + bilansirani
BILANS
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2230
2274
2320
2366
2413
2462
2511
2561
2612
2665
15
15
16
16
16
17
17
17
17
17
64
66
67
68
70
71
73
74
74
74
250
250
300
300
300
300
400
400
400
400
2559
3632
1073
2605
3667
1062
2703
3864
1161
2750
3864
1114
2799
4499
1700
2850
4499
1649
3001
4499
1498
3052
4499
1447
3103
4499
1396
3156
4499
1343
5.2. Faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i
srednje mjesečno opterećenje
U procesu planiranja razvoja elektroenergetskog sistema važnu ulogu igraju dijagrami
opterećenja koji, u zavisnosti od vremenske osnove na kojoj su razmatrani, mogu biti dnevni,
sedmični, mjesečni, godišnji, itd.
U okviru Plana analiza pokazatelja značajnih za ocjenu opravdanosti proširenja postojećih i
izgradnje novih TS rađena je na osnovu podataka o registrovanoj prenesenoj energiji i vršnoj
snazi po TS na mjesečnom nivou:
-
registrovana prenesena aktivna energija u toku mjeseca (kWh)
registrovana prenesena reaktivna energija u toku mjeseca (kVArh)
maksimalno aktivno opterećenje u TS (Pmax) ostvareno u datom mjesecu (MW)
reaktivno opterećenje (Qmax) u momentu Pmax (MVAr)
maksimalno aktivno opterećenje po obračunskom mjernom mjestu (Pmax/OMM)
ostvareno u datom mjesecu (MW)
reaktivno opterećenje po obračunskom mjernom mjestu (Qmax/OMM) u momentu
Pmax/OMM (MVAr)
aktivno opterećenje po obračunskom mjernom mjestu u trenutku Pmax (MW)
Navedeni podaci prate se od januara 2008. godine i na osnovu njih se računaju faktor
mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i srednje mjesečno
opterećenje, koji su po definiciji:
Faktor mjesečnog opterećenja:
m =
m
W pm
m
a m × PpM
TMm =
Vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja:
Srednje mjesečno opterećenje:
m
psr
P
=
W pm
m
PpM
W pm
am
gdje su:
23/122
W pm - prenesena aktivna energija u toku mjeseca (MWh)
m
- maksimalno aktivno mjesečno opterećenje (MW)
PpM
a m - koeficijent koji zavisi od broja sati u mjesecu (672, 696, 720, 744)
Izračunate vrijednosti karakterističnih pokazatelja po mjesecima za: 2008., 2009., 2010.,
2011. i 2012. godinu prikazani su u Prilogu 2.
U 2012. godini, posmatrajući cijelu prenosnu mrežu, moguće je uočiti da se u većini slučajeva
faktor opterećenja TS kreće u intervalu od 0,58 do 0,71 uz relativno male promjene na nivou
određene TS od mjeseca do mjeseca. Nešto veće odstupanje faktora opterećenja TS u
određenom mjesecu je najčešće posljedica privremene promjene uklopnog stanja pri kojem
TS neko kraće vrijeme biva rasterećena ili dodatno opterećena.
Prema kriterijima planiranja koji se koriste prilikom odlučivanja o izgradnji novog 110/x kV
čvorišta ili povećanju snage transformacije postojećeg 110/x kV čvorišta, registrovano vršno
opterećenje postojećih TS 110/x kV igra važnu ulogu. U posmatranom vremenskom periodu
2008. – 2012. bitno je pomenuti sljedeće situacije:
• početak 2009. godine koji je obilježilo smanjenje, odnosno prekid snabdijevanja prirodnim
gasom, što se najvećim dijelom odrazilo na prostor gradske jezgre Sarajeva gdje je
evidentan rast potrošnje u januaru 2009. godine praćen rastom maksimalnog mjesečnog
opterećenja gradskih TS 110/x kV. Uzimajući u obzir da se radilo o kratkotrajnoj
vanrednoj situaciji, ovaj porast opterećenja pojedinih čvorišta nije rezultirao aktivnostima
u smislu povećanja instalisanih kapaciteta ili izgradnje nove TS 110/x kV, ali je ostala
obaveza da se u narednom periodu prate opterećenja ovih TS;
• u februaru 2012. godine veći broj TS zabilježio je maksimalna ostvarena opterećenja koja
su posljedica ekstremnih vremenskih uslova (veliki snijeg, niske temperature), a koji su,
između ostalog, izazvali i havarije na prenosnim dalekovodima. Registrovana vršna
opterećenja su ostvarena uz relativno visok faktor opterećenja (od 0,65 do 0,75). Na
osnovu te činjenice, te uzimajući u obzir podatke o ranije ostvarenim vršnim
opterećenjima, u 46 TS 110/x kV je ostvareno vršno opterećenje TS korigovano podacima
iz 2012. godine. Nova registrovana vršna opterećenja su dalje korištena kao podloga za
prognozu vršnog opterećenja TS do kraja planskog perioda, odnosno ocjenu o potrebi
povećanja instalisane snage transformacije u predmetnoj TS, te potrebu o izgradnji novog
110/x kV čvorišta.
Podaci o ostvarenim vršnim opterećenjima po TS, te mjesečni pokazatelji (faktor opterećenja,
srednje opterećenje i vrijeme iskorištenja vršnog opterećenja) po TS prikupljeni u periodu od
pet godina (2008. – 2012.) čine već solidnu osnovu za procjenu opterećenosti određene TS i
ukazuju na one TS čije pokazatelje treba pažljivije pratiti u narednom periodu. Posmatrajući
podatke o ostvarenom vršnom opterećenju, odnosno porastu vršnog opterećenja u periodu
2008 – 2012 godina zapaža se sljedeće:
• porast vršnog opterećenja je ostvaren u 87 TS 110/x kV i 35/x kV u vlasništvu
Elektroprenosa BiH,
• najveći porast vršnog opterećenja je zabilježen u TS Bijeljina 1 i iznosi 16,18 MW,
odnosno prosječno 9,97% godišnje, a zatim slijede: TS Zenica 1 sa porastom od 5,78 MW,
odnosno prosječno 12,1% godišnje; TS Sarajevo 7 sa porastom od 6,8 MW, odnosno
prosječno 5,19% godišnje; TS Jajce 1 sa porastom od 6,52 MW, odnosno prosječno 5,68%
24/122
godišnje; TS Mostar 7 sa porastom od 6,34 MW, odnosno prosječno 6,14% godišnje; TS
Visoko sa porastom od 5,2 MW, odnosno prosječno 6,44% godišnje, itd.
• za određeni broj TS 110/x kV u cijelom petogodišnjem periodu nije došlo do porasta
vršnog opterećenja, a za neke je, pak, zabilježeni porast vršnog opterećenja znatno manji
od onog prema prognozama elektroprivrednih preduzeća.
Navedeni pokazatelji će i u narednom periodu imati značajnu ulogu u procesu planiranja
razvoja prenosne mreže i služiće kao jedna od osnova za donošenje odluka o potrebi
proširenja i izgradnje novih TS 110/x kV.
5.3. Podaci dostavljeni od elektroprivreda u BiH i Elektrodistribucije Distrikta Brčko
Za potrebe izrade Plana Elektroprenos BiH je, kako bi omogućio ravnopravan tretman, uputio
zahtjev svim elektroprivredama u BiH i Elektrodistribuciji Distrikta Brčko da dostave:
- prijedloge za izgradnju novih TS 110/x kV sa prognoziranim maksimalnim opterećenjem
u razmatranom planskom periodu uz odgovarajuće energetsko obrazloženje kojim se
elaborira potreba njihove izgradnje,
- lokaciju planirane nove TS 110/x kV, kao i
- ostale dokumente i podatke koji se smatraju relevantnim za planiranje izgradnje novih TS
110/x kV.
JP Elektroprivreda BiH je dostavilo prijedloge za izgradnju novih TS 110/x kV u okviru kojih
je, za većinu objekata, data prognoza potrošnje u godini ulaska u pogon nove TS 110/x kV,
mogućnost njihovog rezervnog napajanja kroz distributivnu mrežu, postojeći objekti koji se
rasterećuju (i sa kojom snagom) ulaskom u pogon novih objekata, te obrazloženje za njihovu
izgradnju.
JP Elektroprivreda HZ HB, MH Elektroprivreda RS i Odjeljenje za komunalne poslove
Distrikta Brčko – Pododjeljenje Elektrodistribucija nisu dostavili tražene podatke. Stoga su
prilikom izrade Plana korišteni podaci iz IPRP.
Podaci dostavljeni od JP Elektroprivreda BiH za potrebe izrade Plana su dati u Prilogu 3.
Pregled novih transformatorskih stanica 110/x kV predloženih od elektroprivreda i ED Brčko
za Plan, odnosno IPRP sa podacima o predlagaču, dostignutom i planiranom opterećenju,
kriterijima koje ispunjavaju, odabirom i dinamikom ulaska u pogon, te vrijednosti investicije
za odabrane transformatorske stanice i priključne vodove dat je u Prilogu 3. U okviru
pregleda novih transformatorskih stanica 110/x kV, prema Zaključku UO Kompanije od
26.03.2014. godine, uvrštena je i nova TS 110/x Stanari.
25/122
6. GUBICI U PRENOSNOJ MREŽI
U periodu 2003. – 2012. godina gubici u prenosnoj mreži su se kretali u iznosu od 2,52%
(2012. godine) do 3,6% (2005. godine) ukupne godišnje potrošnje električne energije na
prenosnoj mreži, što se može vidjeti iz Tabele 6.1. i dijagrama na slici 6.1. (podaci iz IPRP).
Tabela 6.1. Ukupna godišnja potrošnja na prenosnoj mreži i gubici na prenosnoj mreži u
periodu 2003. – 2012.
Godina
2003.
Godišnja potrošnja na
9.735,0
prenosnoj mreži [GWh]
Gubici na prenosnoj mreži
294,84
[GWh]
Pumpni rad [GWh]
Ukupna potrošnja na
10.029,8
prenosnoj mreži [GWh]
Gubici na prenosnoj mreži u
3,03
odnosu na potrošnju [%]
2004.
2005.
2006.
2007.
2008.
2009.
2010.
2011.
2012.
10.140,9
10.662,5
10.796,7
10.870,5
11.338,8
10.786,5
11.468,9
11.879,7
11.852,9
321,29
383,71
311,07
312,0
326,5
306,1
337,9
324,17
308,14
2,2
21,4
65,97
12,4
10.462,2
11.046,2
11.107,7
11.194,9
11.665,3
11.092,6
11.809,0
12.225,3
12.227,0
3,17
3,60
2,88
2,87
2,88
2,84
2,95
2,73
2,60
Gubici od 2002. do 2005. godine predstavljaju zbir gubitaka za tri elektroprivrede, dok gubici
od 2006. do 2012. godine predstavljaju stvarno izmjerene gubitke na jedinstvenoj prenosnoj
mreži u BiH.
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
2003.
2004.
2005.
2006.
2007.
Gubici na prenosnoj mreži (GWh)
2008.
2009.
2010.
2011.
2012.
Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (GWh)
Slika 6.1. Ukupna godišnja potrošnja i gubici u prenosnoj mreži u periodu 2003. – 2012.
U Bilansu električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2014. – 2023. godina data je
procjena gubitaka u prenosnoj mreži za posmatrani planski period i to u iznosu od 3% u
odnosu na planiranu proizvodnju na prenosnoj mreži.
U Tabeli 6.2. (u IPRP, Tabela 8.2d. – Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za
period 2014. – 2023. godina) data je prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj
mreži za tri scenarija potrošnje (niži, bazni i viši), a planirana proizvodnja na prenosnoj mreži
26/122
za jedan scenarij, koji pored postojećih proizvodnih objekata uključuje bilansno uvrštene nove
proizvodne objekte. Ovaj scenarij proizvodnje uzima u obzir planirane remonte i dinamiku
izlaska iz pogona postojećih proizvodnih jedinica, kao i dinamiku ulaska u pogon novih
proizvodnih objekata, te ukupne gubitke na prenosnoj mreži u odnosu na planiranu
proizvodnju na prenosnoj mreži.
Tabela 6.2. Planirana proizvodnja na mreži prenosa, prognozirana potrošnja električne
energije i gubici na mreži prenosa za period 2014. – 2023.
Godina
Proizvodnja scenario I
Potrošnja –
scenario 1
Potrošnja –
scenario 2
Potrošnja –
scenario 3
Gubici (3%
proizvodnje)
2014.
2015.
2016.
2017.
2018.
2019.
2020.
2021.
(GWh)
2023.
2022.
14.174,3 14.438,6 15.950,3 16.570,0 17.853,2 19.628,9 19.509,2 19.628,9 19.360,9 19.605,9
12.313
12.551
12.796
13.046
13.300
13.559
13.824
14.093
14.368
14.648
12.490
12.821
13.141
13.470
13.806
14.151
14.505
14.868
15.240
15.621
12.712
13.166
13.615
14.080
14.562
15.061
15.578
16.073
16.584
17.112
425,2
433,2
478,5
497,1
535,6
588,9
585,3
588,9
580,8
588,2
Proizvodnja, potrošnja i gubici na mreži prenosa na osnovu izmjerenih vrijednosti u 2012.
godini dati su u Tabeli 6.3.
Tabela 6.3. Proizvodnja, potrošnja i gubici – ostvarenje na mreži prenosa u 2012. godini
(podaci Elektroprenosa BiH)
GWh
Proizvodnja
Potrošnja
Gubici
Gubici (%)
Ostvarenje u 2012. godini
I
II
III
IV
1.137,8
1.163,3
32,6
1,95
1.019,3
1.136,9
32,3
2,09
1.079,4
1.001,3
15,6
1,11
1.174,2
939,4
29,2
2,06
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
1.119,2 941,7 858,7 854,6 868,4 943,4 955,9
921,1 896,5 952,0 956,9 897,3 965,7 972,8
20,0 18,8 29,5 24,5 26,8 27,4 20,8
1,45 1,52 2,34 1,87 2,22 2,10 1,50
XII
Ukupno
1.281,7
1.115,6
26,3
1,61
12.234,3
11.918,9
303,7
1,82
Na osnovu modela EES BiH, koji je detaljno objašnjen u Poglavlju 8, izvršena je analiza
gubitaka u snazi (MW) u režimu maksimalnog opterećenja EES BiH po naponskim nivoima i
za presječne planske godine. U provedenim analizama gubici mrežnih transformatora 400/220
kV, 400/110 kV i 220/110 kV su uračunati u gubitke u 110 kV mreži EES BiH. Gubici blok
transformatora u elektranama i gubici transformatora 110/x kV nisu uzeti u obzir. U Tabeli
6.4. prezentirani su rezultati analize.
Tabela 6.4. Gubici u snazi (MW) u režimu maksimalnog opterećenja u EES BiH u prenosnoj
mreži po naponskim nivoima i u odnosu na vršno opterećenje EES BiH
Godina
Gubici u 400 kV mreži [MW]
Gubici u 220 kV mreži [MW]
Gubici u 110 kV mreži [MW]
Ukupni gubici u prenosnoj mreži EES BiH [MW]
Vršno opterećenje EES BiH [MW]
Gubici u odnosu na vršno opterećenje EES BiH [%]
2014.
4,08
10,95
22,69
37,72
2230
1,69
2018.
8,36
7,44
21,44
37,24
2413
1,54
2023.
18,03
17,08
36,67
71,78
2665
2,69
27/122
7. STATISTIKA KVAROVA I VRIJEME ZASTOJA ZBOG KVAROVA
ODRŽAVANJA DALEKOVODA I MREŽNIH TRANSFORMATORA
I
U Prilogu 5 dat je tabelarni pregled statističkih podataka o zastojima dalekovoda i mrežnih
transformatora zbog kvarova i održavanja za period 2009. – 2012. godina. Za 2009., 2010. i
2011. godinu su navedeni podaci o ukupnom broju i trajanju zastoja po pojedinim elementima
prenosne mreže, dok su za 2012. godinu, pored ukupnog broja i trajanja zastoja, posebno
prikazani podaci o ukupnom broju i trajanju neplaniranih, te ukupnom broju i trajanju
planiranih zastoja.
Od januara 2008. godine, mjesečni podaci o planiranim i neplaniranim isključenjima
dalekovoda i transformatora vode se na način da se razdvoje aktivni kvarovi, prolazni
kvarovi, prinudna isključenja i planirana isključenja, pojedinačno po broju i trajanju. Ovakav
način evidencije podataka omogućava da se posebno registruju elementi prenosne mreže sa
velikim brojem/trajanjem neplanskih zastoja (aktivni i prolazni kvarovi, te prinudna
isključenja), odnosno planskih isključenja. Na osnovu tih podataka računaju se pouzdanosti,
kako pojedinačnih elemenata, tako sistema u cjelini. Podaci o pouzdanosti zajedno sa
podacima o pogonskoj spremnosti važni su za odluku o revitalizaciji, a posebno za elemente
koji su na granici svog životnog vijeka. Iz razloga preciznijeg praćenja, za sve zastoje bi,
pored broja i trajanja, bilo značajno registrirati razloge koji su doveli do neplanskog, odnosno
planskog zastoja, u smislu da li se radi o unutrašnjim ili vanjskim razlozima. Neplanski zastoji
sa unutrašnjim razlogom nastaju zbog vlastite neispravnosti posmatranog prenosnog
elementa, dok oni sa vanjskim razlogom nastaju zbog djelovanja zaštite ili isklopom. Planska
isključenja sa unutrašnjim razlogom nastaju zbog planskih zahvata na samom prenosnom
elementu, dok ona sa vanjskim razlogom nastaju zbog planskih zahvata izvan posmatranog
elementa. Starost elementa utiče i na neplanske i na planske zastoje, ali samo one sa
unutrašnjim razlogom, dok se vanjski razlozi za prisilne i planirane zastoje elemenata
prenosne mreže događaju neovisno o starosti istih. Ovim podacima se potkrijepljuju
obrazloženja prilikom kandidovanja određenog elementa prenosne mreže za zamjenu/
rekonstrukciju.
U nekim od susjednih prenosnih sistema, gdje se takođe prate i obrađuju navedeni statistički
podaci (prema L[6]), neplanirani zastoji se evidentiraju na način da se po trajanju posebno
posmatraju oni do 200 sati i oni preko 200 sati, te planirani zastoji do 800 sati i preko 800
sati. Posmatrajući na takav način podatke u prenosnoj mreži BiH za 2012. godinu, može se
dati sljedeći pregled:
Tabela 7.1. Pregled neplanskih zastoja po elementima prenosne mreže u 2012. godini
ukupnog trajanja dužeg od 200 h/godišnje
Red.
br.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Element prenosne mreže
(DV/mrežni transformator)
DV 400 kV Banja Luka 6 Tuzla
DV 400 kV Ugljevik Ernestinovo
DV 220 kV HE Rama – RP
Jablanica/I
DV 220 kV HE Rama – RP
Jablanica/II
DV 220 kV Prijedor 2 – Mraclin
DV 220 kV RP Jablanica –
Mostar 3
Neplanski zastoj
Ukupan broj Ukupno trajanje zastoja
zastoja
(> 200 h/godišnje)
31
637,37
14
873,08
2
478,65
6
653,88
6
1095,03
7
352,87
Napomena
19 prinudnih isključenja
ukupnog trajanja 479,67 h
8 prinudnih isključenja
ukupnog trajanja 834,25 h
2 aktivna kvara ukupnog
trajanja 478,65 h
1 aktivni kvar u trajanju od
653,88 h
6 prinudnih isključenja
ukupnog trajanja 1095,03 h
2 aktivna kvara ukupnog
trajanja 352,17 h
28/122
Red.
br.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Element prenosne mreže
(DV/mrežni transformator)
Neplanski zastoj
Ukupan broj Ukupno trajanje zastoja
zastoja
(> 200 h/godišnje)
DV 110 kV Čapljina – Mostar 1
(na dionici DV 110 kV Čapljina
– Stolac koja je u pogonu)
DV 110 kV HE Jablanica –
Mostar 2
DV 110 kV HE Jablanica –
Sarajevo 1/I
DV 110 kV HE Mostar –
Mostar 1/I
DV 110 kV Neum - Opuzen
DV 110 kV Neum - Ston
DV 110 kV Nova Topola Srbac
DV 110 kV Sarajevo 14 – (HE
Jablanica – Sarajevo 1/II)
TR 2 400/110 kV u TS Banja
Luka 6
7
218,10
23
238,95
9
229,32
5
747,17
11
648,83
4
505,77
15
363,18
10
204,27
13
309,48
Napomena
2 aktivna kvara ukupnog
trajanja 209,78 h
6 aktivnih kvarova ukupnog
trajanja 222,05 h
2 aktivna kvara ukupnog
trajanja 744,37 h
2 aktivna kvara ukupnog
trajanja 647,68 h
1 aktivni kvar u trajanju od
505,77 h
13 prinudnih isključenja
ukupnog trajanja 345,87 h
2 aktivna kvara ukupnog
trajanja 173,47 h
11 prinudnih isključenja
ukupnog trajanja 302,95 h
Tabela 7.2. Pregled planskih zastoja po elementima prenosne mreže u 2012. godini
ukupnog trajanja dužeg od 800 h/godišnje
Red.
br.
Element prenosne mreže
(DV/mrežni transformator)
Nije bilo planskih zastoja
elemenata prenosne mreže
ukupnog trajanja dužeg od 800
h/godišnje.
Planski zastoj
Ukupan broj Ukupno trajanje zastoja
zastoja
(> 800 h/godišnje)
-
Napomena
-
U smislu generalne ocjene statističkih podataka za period 2009. – 2012. godina može se uočiti
da je ukupan broj i trajanje zastoja u 2012. godini veći u odnosu na 2011. godinu (za 187,
odnosno za 48,5 sati). U 2012. godini je znatno veći broj i trajanje neplaniranih zastoja,
uzrokovano prvenstveno havarijskim stanjem mreže u februaru 2012. godine. Posebno treba
izdvojiti ispade elementata prenosne mreže koji su doveli do dužeg prekida u snabdijevanju
potrošača električnom energijom, kao što su: pad portala u 110 kV postrojenju u TS Neum u
trajanju od 123,48 sati, pad dva stuba na DV 110 kV Mostar 2 – HE Jablanica zbog kojeg su
bez napajanja ostali potrošači TS Mostar 2 (63,5 sati) i TS Stolac (64,07 sati), prekid faznog
užeta na DV 110 kV Bileća – Gacko zbog čega su bez napajanja ostali potrošači u TS Gacko
(19,73 sati), a koje su uzrokovali ekstremni vremenski uslovi iz februara 2012. godine. Broj i
trajanje planiranih zastoja u 2012. godini je manje u odnosu na 2011. godinu.
29/122
8. MODEL ZA ANALIZE ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BiH
Proizvodni objekti (postojeći i novi) u EES BiH su, za potrebe provedenih analiza,
modelovani u skladu sa IPRP.
Angažman elektrana u modelu za proračun tokova snaga i naponskih prilika za razmatrani
planski period u režimu vršnih opterećenja sa vlažnom hidrologijom je određen na osnovu
iskustvenih podataka iz prošlosti, odnosno primjenjivan je koncept dosad najčešćeg režima
rada proizvodnih kapaciteta u periodu vršnih opterećenja, pri čemu se vodilo računa o
ispunjenju osnovnog postulata o izbalansiranosti ukupne potrošnje i ukupne proizvodnje, pri
tome vodeći računa o proizvodnim jedinicama koje će u planskom periodu biti rekonstruisane
i proizvodnim jedinicama koje će izaći iz pogona (Tabela 3.6.).
Angažman hidroelektrana u analiziranim scenarijima sa suhom hidrologijom je izvršen na
osnovu ostvarenog angažmana iz 2012. godine u trenutku maksimuma potrošnje EE sistema
BiH, a kada je ostvaren jako nizak angažman hidroelektrana. Tada je zbog suhe hidrologije, u
trenutku dostizanja maksimuma potrošnje EES BiH bilo angažovano samo 40 % ukupnih
instalisanih hidrokapaciteta, te je svim presječnim godinama zadržan ovakav angažman
hidroelektrana.
Vezano za rad generatorskih jedinica u induktivnom/kapacitivnom režimu primijenjen je
koncept da je, u cilju održanja profila modula napona po generatorskim čvorištima, režim
rada generatorskih jedinica u skladu sa njihovom pogonskom kartom.
Podaci o ostvarenom maksimumu i prognozi maksimalnog opterećenja na mreži prenosa su
preuzeti iz IPRP. Budući da je u IPRP izvršena prognoza maksimalnog opterećenja samo za
bazni režim, to su za potrebe Plana proračuni izvršeni samo za bazni režim.
Opterećenja čvorišta 110/x kV (MW) su modelovana na 110 kV naponskom nivou. Za
potrebe analize tokova snaga i kratkih spojeva, korišteni su podaci o istovremenom
opterećenju čvorišta 110/x kV u trenutku dostizanja maksimalnog opterećenja EES BiH
10.02.2012. godine u 18 h (osamnaesti sat) (Prilog 2). Prognozirana opterećenja postojećih
čvorišta 110/x kV po presječnim planskim godinama dobijena su na način da je na osnovu
opterećenja po čvorištima, zabilježenih u vrijeme maksimalnog opterećenja EES BiH u
februaru 2012. godine, izvršeno linearno povećanje koristeći prognozu maksimalnog
opterećenja na mreži prenosa iz IPRP.
Prognoza opterećenja novih čvorišta 110/x kV izvršena je tako što je učešće opterećenja
novog čvorišta u maksimalnom opterećenju EES BiH, prognoziranom u IPRP, izračunato na
sljedeći način:
Ρ (i )
p(i) = n v
∑ Ρv ( j )
j
Gdje su:
i – i–to novo čvorište 110/x kV,
p(i) – učešće i–tog novog čvorišta u istovremenom maksimalnom opterećenju EES BiH,
Ρv ( j ) – vršno opterećenje j–tog čvorišta 110/x kV prema prognozi potrošnje,
n – ukupan broj svih čvorišta 110/x kV u EES BiH.
30/122
Na osnovu ovako dobivenog učešća opterećenja novog čvorišta 110/x kV u prognoziranom
maksimalnom istovremenom opterećenju EES BiH u razmatranoj planskoj godini,
opterećenje novog čvorišta se računa na sljedeći način:
Ρ(i ) = (Ρ − Ρdir − Ρg ) ⋅ p(i )
Gdje su:
P(i) – opterećenje i–tog novog čvorišta 110/x kV u (MW),
P – maksimalno opterećenje EES BiH na mreži prenosa u razmatranoj godini prognozirano u
IPRP (2230 MW u 2014. godini, 2413 MW u 2018. godini i 2665 MW u 2023. godini),
Ρdir – ukupno opterećenje svih industrijskih potrošača direktno spojenih na prenosnu mrežu,
Ρg – gubici u prenosnoj mreži.
Ovaj način prognoze potrošnje po čvorištima 110/x kV je korišten kod određivanja potreba
izgradnje novih objekata prenosne mreže primjenom kriterija sigurnosti (n-1) pri čemu su
reaktivna opterećenja u režimu maksimalnih opterećenja uzeta sa faktorom snage 0,95.
Maksimalne snage industrijskih potrošača priključenih direktno na prenosnu mrežu (izuzev
Arcelor Mittal Steel Zenica i Steelmin BH d.o.o. Jajce) preuzete su iz podataka koje su ovi
potrošači dostavili za potrebe izrade IPRP. Opterećenje Arcelor Mittal Steel Zenica preuzeto
je iz podataka koje je korisnik dostavio Elektroprenosu BiH prilikom podnošenja zahtjeva za
povećanje angažovane snage. Opterećenje Steelmin BH d.o.o. Jajce je preuzeto iz Ugovora o
korištenju prenosne mreže koji su ovaj korisnik i Elektroprenos BiH sklopili u toku 2012.
godine. Opterećenje industrijskih potrošača je dato u Tabeli 8..
Tabela 8. Opterećenje industrijskih potrošača
Naziv potrošača
Aluminijski kombinat
Arcelor Mittal Steel Zenica
B.S.I. Jajce
Alumina Zvornik
Cementara Kakanj
Steelmin BH d.o.o. Jajce
Željezara Ilijaš
Ukupno
2014. godina
234
140
27
13
13,3
5,6
432,9
Opterećenje [MW]
2018. godina
234
140
27
13
13,3
60
5,6
492,9
2023. godina
234
140
27
13
13,3
60
5,6
492,9
Režim minimalnih opterećenja određen je na osnovu do sada dostignutih odnosa minimalnih i
maksimalnih opterećenja u EES BiH, koji je za 2014. godinu procijenjen na 0,378, za 2018.
godinu na 0,372, a za 2023. godinu 0,368. Opterećenje industrijskih potrošača direktno
priključenih na prenosnu mrežu za presječne planske godine u režimu minimalnih opterećenja
je modelovano na isti način kao i u režimu maksimalnih opterećenja. Reaktivna opterećenja u
režimu minimalnih opterećenja su modelovana sa faktorom snage 0,9.
8.1. Ulazni podaci za model
Objekti koji su ušli u model formiran za potrebe analiza tokova snaga i naponskih prilika u
normalnom pogonskom stanju, kao i analiza tokova snaga i naponskih prilika uz primjenu (n1) kriterija sigurnosti, su:
31/122
8.1.1. Investicije u toku
Pored postojećih objekata, u model EES BiH uvršteni su novi i rekonstruisani postojeći
objekti koji su odobreni usvojenim Planom investicija za 2006. godinu i Planom investicija za
2007. godinu (maj 2007.), a čija realizacija još uvijek nije završena. Objekti i procjena godine
završetka dati su u Tabeli 8.1. Procjena vremena potrebnog za realizaciju ovih objekata
izvršena je na osnovu Izvještaja o realizaciji investicija za 2012. godinu.
Tabela 8.1. Objekti odobreni usvojenim Planom investicija za 2006. i Planom investicija
za 2007. godinu
Redni
Procjena završetka
Projekat/Objekat
broj
(godina)
1.
TS 110/x kV Šipovo
2014.
2.
TS 110/x kV Laktaši 2
2014.
3.
TS 110/x kV Bužim
2014.
4.
TS 110/x kV Tuzla 3 sa priključnim DV
2014.
5.
TS 400/x kV Trebinje (drugi transformator 220/110 kV)
2014.
6.
DV 110 kV Kotor Varoš-Ukrina
2014.
7.
DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13
2014.
8.
DV 110 kV Tomislavgrad –Rama
2014.
9.
DV 110 kV Tomislavgrad – Livno
2014.
10. DV 110 kV HE Mostar – Mostar 1
2014.
11. TS 110/35/10(20) kV Mostar 9
2015.
12. Ulaz/izlaz na DV 110 kV Mostar 1– Čapljina u TS Mostar 9
2015.
13. TS 110/x kV Kalesija sa priključnim DV
2015.
14. TS 110/x kV Fojnica
2015.
15. DV 110 kV Visoko – Fojnica
2015.
16. DV 2x220 kV Posušje – Rama
2015.
17. DV 110 kV Ugljevik – Brčko 2
2015.
18. DV 110 kV Nevesinje – Gacko
2015.
19. DV 110 kV Mostar 1 – Jablanica (rekonstrukcija)
2015.
20. DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina (rekonstrukcija)
2015.
21. TS 110/x kV B. Luka 9 sa priključnim DV
2016.
8.1.2. Radijalno napojene TS 110/x kV
U okviru dosadašnje konfiguracije prenosne mreže postoji 16 trafostanica 110/x kV radijalno
napojenih po 110 kV naponu. Jedan od kriterija definisanih MK (Poglavlje 4.), koji moraju
biti zadovoljeni kod planiranja razvoja prenosne mreže, je kriterij sigurnosti (n-1). U slučaju
radijalnog priključka transformatorske stanice 110/x kV na prenosnu mrežu jednim vodom,
od kriterija (n-1) može se privremeno odstupiti, ako je osigurano napajanje iz
srednjenaponskih mreža u punom iznosu. Dugoročno gledano, neophodno je osigurati
napajanje iz dva smjera za sve 110/x kV trafostanice, te je u Planu za sve radijalno napojene
transformatorske stanice planirano obezbjeđenje dvostranog napajanja. Za transformatorske
stanice za koje je moguće obezbijediti dvostrano napajanje iz više pravaca analizirane su
moguće varijante i odabrana bolja sa tehničkog i ekonomskog aspekta.
Tako su za obezbjeđenje dvostranog napajanja Banovića razmatrane dvije varijante:
• Varijanta I: izgradnja DV 110 kV Banovići – Zavidovići,
• Varijanta II: izgradnja DV 110 kV Banovići – Lukavac.
Za dvostrano napajanje TS Šipovo i TS Kneževo u okviru analiza su, također, razmatrane
dvije varijante:
32/122
•
•
Varijanta I: Izgradnja DV 110 kV Šipovo – Kneževo.
Varijanta II: izgradnja DV 110 kV Šipovo – Jajce 1 i DV 110 kV Kneževo – HE
Bočac.
Pregled radijalno napojenih TS i analiziranih načina obezbjeđenja dvostranog napajanja
prikazan je u Tabeli 8.2., a odabrani način obezbjeđenja dvostranog napajanja sa potrebnim
sredstvima u Prilogu 4. Prioriteti su određeni na osnovu nivoa konzuma koji ostaje bez
napajanja i vremena potrebnog za realizaciju druge veze.
Tabela 8.2. Radijalno napojene TS
Red.
Naziv TS
Način obezbjeđenja dvostranog napajanja
broj
1. TS Kotor Varoš
DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina
Rekonstrukcija DV polja 110 kV Sarajevo 20 u TS
2. TS Sarajevo 18
Sarajevo 18
3. TS Gacko
DV 110 kV Nevesinje – Gacko
4. TS Nevesinje
5. TS Tešanj
DV 110 kV Jelah – Tešanj
6. TS Kiseljak
DV 110 kV Kiseljak – Fojnica
DV 110 kV Sarajevo 20 – Foča (dionica Miljevina –
7. TS Foča
Foča)
8. TS Uskoplje
DV 110 kV Rama – Uskoplje
DV 110 kV Srebrenica – Vlasenica (dionica
9. TS Srebrenica
Konjević Polje – Srebrenica)
10. TS Cazin 2
DV 110 kV Cazin 1 – Cazin 2/II
DV 110 kV Novi Grad – Banja Luka 6 (dionica od
11. TS Novi Grad
DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak do TS Novi Grad)
12.
TS Kupres
13.
TS Stolac
14.
TS Banovići
15.
TS Šipovo
16.
TS Vareš
DV 110 kV Tomislavgrad – Kupres
Rekonstrukcija DV 110 kV Bileća – Stolac (dionica
Berkovići – Stolac)
DV 110 kV Banovići – Zavidovići ili
DV 110 kV Banovići – Lukavac
DV 110 kV Kneževo – Šipovo ili
DV 110 kV Jajce – Šipovo i DV 110 kV Kneževo –
HE Bočac
DV 110 kV Vareš – Kladanj
Godina
izgradnje
2014.
2014.
2015.
2016.
2016.
2018.
2016.
2016.
2017.
2016.
2016.
2017.
2016.
2016.
2022.
8.1.3. Krute veze
U prenosnoj mreži BiH postoji pet transformatorskih stanica 110/x kV koje su u 110 kV
mrežu uklopljene po sistemu krute veze (T spoj). S obzirom da ovakav način uvezivanja
reducira pouzdanost i sigurnost napajanja potrošača, to je u toku planskog perioda predviđeno
rješavanje svih postojećih krutih veza u sistemu. Za rješavanje krute veze TS Banja Luka 5 na
DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac, razmatrane su dvije varijante:
• Varijanta I: Izgradnja ulaz/izlaz za TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 – HE
Bočac čime se formiraju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 5 i DV 110 kV Banja
Luka 1 – HE Bočac,
• Varijanta II: Prespajanje DV 110 kV HE Jajce 1 – HE Bočac i DV 110 kV Banja Luka 1 –
HE Bočac na ulazu u HE Bočac na način da se formira DV 110 kV HE Jajce 1 – Banja
33/122
Luka 1 (oslobađaju se dva dalekovodna polja 110 kV u HE Bočac), izgradnja DV 110 kV
Banja Luka 5 – HE Bočac.
Pregled objekata sa krutim vezama i analiziranim načinom njihovog rješavanja dat je u Tabeli
8.3., a odabrani način rješavanja krutih veza sa potrebnim sredstvima dat je u Prilogu 4.
Tabela 8.3. Krute veze u sistemu
Red.
Naziv objekta
Kruta veza na
broj
DV 110 kV Banja
1. TS Prijedor 1
Luka 6 – Sisak II
DV 110 kV
2. TS Brčko 2
Gradačac – Derventa
DV 110 kV EVP
Konjic – Hadžići
3. TS Pazarić
DV 110 kV Sarajevo
1 – HE Jablanica/II
4.
TS B. Luka 5
5.
TS Vlasenica
6.
TS Doboj Istok
Način rješavanja
Ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja
Luka 6 – Prijedor 2
DV 110 kV Gradačac – Brčko 2
(dionica KT – TS Gradačac)
Ulaz/izlaz na DV 110 kV EVP
Konjic – Hadžići
DV 110 kV B. Luka 5 – HE
DV 110 kV HE
Bočac (dionica KT do B.Luka 5)
Bočac – Banja Luka 1 ili izgradnja novog DV 110 kV
B. Luka 5 – HE Bočac
DV 110 kV Srebrenica-Vlasenica
DV 110 kV Zvornik
(dionica Konjević Polje –
– Srebrenica
Srebrenica)
DV 110 kV Doboj 1 Ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1
– Gračanica
– Gračanica
Godina
izgradnje
2016.
2015.
2015.
2015.
2016.
2016.
8.1.4. Objekti van funkcije
Iako je prenosna mreža, nakon ratnih dejstava, najvećim dijelom vraćena u funkciju, preostalo
je 12 dalekovoda 110 kV koji još uvijek nisu sanirani, te je u planskom periodu predviđeno
njihovo saniranje i vraćanje u funkciju. U model su uvršteni objekti prikazani u Tabeli 8.4.
Tabela 8.4. Objekti van funkcije
Red.
Naziv objekta
broj
1.
DV 110 kV Tuzla 5 – Zvornik
2.
DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare
3.
DV 110 kV Sarajevo 10 – Sarajevo 7/II
4.
DV 110 kV Sarajevo 10 – Sarajevo 2
5.
DV 2x110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 20
6.
DV 110 kV Sarajevo 18 – Sarajevo 20
7.
DV 110 kV Goražde 1 – Pljevlja
8.
DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2
9.
DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina
10.
DV 110 kV Mostar 2 – Stolac
11.
DV 2x110 kV Mostar 1 – HE Jablanica
12.
DV 110 kV Stolac – Bileća
Godina vraćanja
u funkciju
2015.
2014.
2014.
2014.
2014.
2014.
2014.
2014.
2015.
2015.
2015.
2017.
34/122
8.1.5. Rekonstrukcije dalekovoda
U skladu sa definisanim kriterijima za sanaciju/rekonstrukciju DV u model EES BiH uvršteni
su dalekovodi dati u Tabeli 8.5. pri čemu su navedeni samo oni čiji parametri utiču na
promjene u modelu sa aspekta analize tokova snaga.
Tabela 8.5. Rekonstrukcije DV
Red.
Naziv DV
br.
1. DV 110 kV Mostar 4 – Široki Brijeg
2.
DV 110 kV Široki Brijeg – Grude
3.
DV 110 kV Bugojno – Donji Vakuf
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
DV 110 kV Bijeljina 3 – Brčko 2
DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 6
DV 110 kV Neum – Opuzen
DV 110 kV Neum – Ston
DV 110 kV Čapljina – Opuzen
DV 110 kV Mostar 5 – Mostar 7
DV 110 kV Trebinje – Komolac
DV 110 kV Mostar 6 – Mostar 7
12.
DV 110 kV Grude – Imotski
13.
DV 110 kV Doboj 2 – Doboj 3
Obim rekonstrukcije
zamjena starog užeta (dionica na
kojoj je uže Cu 95 mm2) novim
AlFe 240/40 mm2 užetom
zamjena starog užeta (dionica na
kojoj je uže Cu 120 mm2) novim
AlFe 240/40 mm2 užetom
zamjena starog užeta (dionica na
kojoj je uže AlFe 150/25 mm2)
novim AlFe 240/40 mm2 užetom
Presječna
godina
2014.
2014.
2018.
zamjena starog užeta (dionica na
kojoj je uže Cu 95 mm2) novim
AlFe 240/40 mm2 užetom
zamjena starog užeta AlFe
210/35 mm2 novim AlFe 240/40
mm2 užetom
2018.
2018.
8.1.6. Novi proizvodni/potrošački objekti
U skladu sa tačkom 5.2.1. MK, po kojoj Elektroprenos BiH mora različitim kategorijama
Korisnika obezbijediti mogućnost priključenja na prenosnu mrežu, u model su uvršteni svi
priključni dalekovodi za nove proizvodne objekte koji su bilansirani u IPRP. Način
priključenja proizvodnih objekata definisan je Elaboratom. S obzirom da izgradnje novih
proizvodnih objekata kasne u odnosu na rokove koje su dostavili investitori kod izrade
Elaborata, odnosno rokove definisane izdatim Uslovima za priključak, to postoji razlika
između godina priključenja definisanih Uslovima za priključak i godine u kojoj je određena
elektrana bilansirana u IPRP. U Planu su elektrane angažovane u skladu sa bilansom iz IPRP.
8.1.6.1. MHE Ustiprača i MHE Dub
MHE Ustiprača i MHE Dub, instalisane snage 2x3,86 MW i 2x4,7MW (ukupno 17,12 MW),
godišnje proizvodnje 33,13 GWh i 41,28 GWh, investitora Hidroinvest d.o.o., priključuju se
na rasklopište 10/110 kV Dub. Prema L[15] priključenje rasklopišta 10/110 kV Dub na
prenosnu mrežu izvesti će se po principu ulaz – izlaz DV 2x110 kV na DV 110 kV Višegrad –
Goražde 2, a planirani termin priključenja je 2014. godina. Način uklapanja MHE Dub i MHE
Ustiprača prikazan je na Slici 8.1.
35/122
Slika 8.1. Uklapanje MHE Ustiprača i MHE Dub u EES BiH
8.1.6.2. Sistem MHE na Sutjesci
Sistem MHE na Sutjesci, instalisane snage 19,15 MW, godišnje proizvodnje 40.550 MWh,
investitora Hydroenergy d.o.o. i Drina Hydroenergy d.o.o., priključuje se na rasklopište
20/110 Sastavci. Prema L[14] priključak rasklopišta 20/110 Sastavci na prenosnu mrežu
predviđa se izgradnjom DV 110 kV Sastavci – Gacko, a planirani termin priključenja je 2014.
godina. U IPRP ova elektrana je bilansno uključena u 2015. godini. Način uklapanja sistema
MHE na Sutjesci prikazan je na Slici 8.2.
Slika 8.2. Uklapanje sistema MHE na Sutjesci u EES BiH
36/122
8.1.6.3. TE Stanari
TE Stanari, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 2.000.000 MWh, investitora
EFT – Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., planira se priključiti na prenosnu mrežu 400
kV u 2016. godini.
Za određivanje načina priključenja TE Stanari urađena su dva elaborata koji se razlikuju po
načinu uklapanja:
- „Uklapanje TE Stanari u EES Bosne i Hercegovine“, juli 2008. godine
- „Uklapanje TE Stanari u EES Bosne i Hercegovine“ – dodatna analiza iz oktobra 2010.
godine.
Prema Studiji iz jula 2008. godine uklapanje TE Stanari u EES BiH predviđeno je tako da se
generator instalisane snage 420 MW uklapa na TS 400/110 kV Stanari, a koja bi se u EES
BiH uklopila na sljedeći način:
- Izgradnjom priključnih vodova po principu ulaz/izlaz na DV 400 kV B.Luka – Tuzla,
- Izgradnjom priključnih vodova po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Stanari – Ukrina,
- Izgradnjom DV 110 kV Stanari – Doboj 3,
- Izgradnjom DV 110 kV Stanari – Prnjavor.
Prema Dodatnoj analizi iz oktobra 2010. godine priključenje TE Stanari (330 MW)
predviđeno je po principu ulaz/izlaz izgradnjom priključnih dalekovoda 400 kV na DV 400
kV Banja Luka – Tuzla. Dakle, prema provedenim analizama ne postoje tehnički razlozi koji
bi za uklapanje TE Stanari u EES BiH iziskivali izgradnju transformacije 400/110 kV u
neposrednoj blizini TE Stanari, niti navedenih 110 kV dalekovoda.
Kako niti jedna od navedenih Studija nije analizirala priključenje TE Stanari sa stvarnom
instalisanom snagom od 300 MW, rješenje priključka je preuzeto iz Dodatne analize iz
oktobra 2010. godine jer je isto rezultat analize priključenja TE Stanari sa snagom koja je
približna stvarnoj instalisanoj snazi i ne zahtijeva stvaranje tehničkih uslova u mreži, čime su
ukupne investicije manje. Način uklapanja TE Stanari prikazan je na Slici 8.3.
Slika 8.3. Uklapanje TE Stanari u EES BiH
37/122
8.1.6.4. HE Ulog
HE Ulog, instalisane snage 2x17,22 MW (34,44 MW), godišnje proizvodnje 82.340 MWh,
investitora EFT – HE Ulog d.o.o., priključuje se na 110 kV mrežu u 2015. godini. Prema
L[10] uklapanje HE Ulog predviđeno je po principu ulaz/izlaz na budući DV 110 kV
Nevesinje – Gacko. Način uklapanja HE Ulog prikazan je na Slici 8.4.
Slika 8.4. Uklapanje HE Ulog u EES BiH
8.1.6.5. HE Vranduk
HE Vranduk, instalisane snage 2x9,28 MW + 1x1,07 MW (19,63 MW), godišnje proizvodnje
96.380 MWh, investitora JP EP BiH, prema L[12] priključuje se na 110 kV prenosnu mrežu
po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići (Žepče). Prema izdatim Uslovima
za priključak na prenosnu mrežu, planirano je priključenje 2014. godine, a u IPRP ova
elektrana je bilansno uključena u 2016. godini. Način uklapanja HE Vranduk prikazan je na
Slici 8.5.
Slika 8.5. Uklapanje HE Vranduk u EES BiH
38/122
8.1.6.6. HE Dabar
HE Dabar, instalisane snage 3x53,5 MW (160,5 MW), godišnje proizvodnje 251.800 MWh,
investitora MH ERS, prema L[13] priključuje se na 220 kV prenosnu mrežu po principu
ulaz/izlaz na DV 220 kV Mostar 3 – Trebinje/II. Prema izdatim Uslovima za priključak na
prenosnu mrežu, planirano je priključenje 2016. godine, a u IPRP ova elektrana je bilansno
uključena u 2018. godini. Način uklapanja HE Dabar prikazan je na Slici 8.6.
Slika 8.6. Uklapanje HE Dabar u EES BiH
8.1.6.7. Blok 7 u TE Tuzla
TE Tuzla – blok 7, instalisane snage 1x450 MW, godišnje proizvodnje 2.527.230 MWh,
investitora JP EP BiH, planira se priključiti na prenosnu mrežu 400 kV u 2018. godini. Prema
L[9] uklapanje bloka 7 u TE Tuzla na prenosnu mrežu 400 kV predviđeno je direktnom
vezom na sabirnice 400 kV u TS Tuzla. Prilikom izdavanja Uslova za priključak investitor se
izjasnio da prihvata priključenje direktno na TS 400/220/110 Tuzla 4 sa jednim
jednosistemskim 400 kV dalekovodom. Način uklapanja bloka 7 u TE Tuzla prikazan je na
Slici 8.7.
Slika 8.7. Priključenje bloka 7 TE Tuzla EES BiH
39/122
8.1.6.8. HE Ustikolina
HE Ustikolina, instalisane snage 3x20,16 MW (60,48 MW), godišnje proizvodnje 236.800
MWh, investitora JP EP BiH, prema L[11] priključuje se na 110 kV mrežu po principu
ulaz/izlaz na DV 110 kV Foča – Goražde 1, a planirani termin priključenja je 2016. godina. U
IPRP HE Ustikolina je bilansno uključena u 2018. godini. Uslovi za priključak HE Ustikolina
na prenosnu mrežu još uvijek nisu izdati jer investitor nije dostavio Urbanističku saglasnost
za izgradnju elektrane. Način uklapanja HE Ustikolina prikazan je na Slici 8.8.
Slika 8.8. Priključenje HE Ustikolina u EES BiH
8.1.6.9. Blok 8 u TE Kakanj
TE Kakanj – blok 8, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 1.652.060 MWh,
investitora JP EP BiH, planira se priključiti na prenosnu mrežu 400 kV u 2019. godini. Prema
L[8] uklapanje bloka 8 u TE Kakanj predviđeno je po principu ulaz/izlaz na DV 400 kV
Sarajevo 10 – Tuzla, te prelaskom sadašnjih sabirnica i postojećeg bloka 7 sa 220 kV na 400
kV. Način uklapanja bloka 8 u TE Kakanj prikazan je na Slici 8.9.
Slika 8.9. Priključenje bloka 8 TE Kakanj u EES BiH
40/122
Korisnici čije je priključenje predviđeno u planskom periodu sa načinom i godinom
priključenja/bilansiranja dati su u Tabeli 8.6..
Tabela 8.6. Novi proizvodni/potrošački objekti
Red.
broj
Proizvodni/potrošački
objekat
1.
RS Dub
2.
HE Vranduk
3.
4.
RS Sastavci
HE Ulog
5.
HE Dabar
6.
TE Stanari
7.
8.
9.
10.
TE Stanari – vlastita
potrošnja
HE Ustikolina
TE Tuzla, blok 7
TE Kakanj, blok 8
Godina
priključenja/
bilansiranja
Način priključenja
ulaz/izlaz na DV 110 kV Višegrad –
Goražde 2
ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 1 –
Zavidovići (Žepče)
DV 110 kV RS Sastavci – Gacko
ulaz/izlaz na DV 110 kV Nevesinje – Gacko
ulaz/izlaz na DV 220 kV Mostar 3 – RP
Trebinje/II
ulaz/izlaz na DV 400 kV Banja Luka 6 –
Tuzla
ulaz/izlaz na DV 110 kV Stanari – Ukrina
ulaz/izlaz na DV 110 kV Goražde 1 – Foča
DV 400 kV Tuzla – TE Tuzla (G7)
ulaz/izlaz na DV 400 kV Sarajevo 10–Tuzla
2014./2014.
2014./2016.
2014./2015.
2015./2015.
2016./2018.
2016./2016.
2016./2016.
2016./2018.
2018./2018.
2019./2019.
8.1.7. Novi interkonektivni vodovi
Prema Zaključku Uprave Kompanije br. 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine, u Plan su
uvršteni novi interkonektivni vodovi dati u Tabeli 8.7.
Tabela 8.7. Novi interkonektivni vodovi
Red.
Naziv objekta
broj
1.
DV 400 kV Banja Luka 6 – Lika
2.
DV 400 kV Tuzla – Đakovo*
DV 2x400 kV Višegrad – Vardište (B.Bašta –
3.
Pljevlja)**
4.
DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna**
Godina puštanja
u pogon
2020.
2023.
2023.
2023.
*Potrebno je sa NOS BiH usaglasiti izgradnju DV 400 kV Tuzla – Đakovo, a zatim povesti aktivnosti oko
usaglašavanja planova razvoja sa HOPS-om.
**Konačna odluka o izgradnji ovih interkonekcija će se donijeti nakon završetka izrade Studije izvodljivosti:
400 kV Interconnection Serbia-Montenegro-BiH.
8.1.8. Nove 110/x kV
Polazeći od odredbi MK i Uslova za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa
električne energije da Elektroprenos, kod izrade Dugoročnog plana razvoja, treba „voditi
računa i o razvojnim planovima distributera“, ustanovljeni su kriteriji u okviru Poglavlja 4. na
osnovu kojih je procijenjena potreba i opravdanost izgradnje objekata predloženih od strane
elektroprivrednih preduzeća u BiH. Od predloženih 57 novih TS 110/x kV u Plan je uvršteno
28.
Nove transformatorske stanice 110/x kV sa načinom priključenja, te planiranom dinamikom
izgradnje date su u Tabeli br. 8.8.
41/122
Tabela 8.8. Nove TS 110/x kV
Red.
Naziv objekta
br.
Način priključenja
ulaz/izlaz na DV 110 kV Tuzla Centar –
Lopare
ulaz/izlaz na DV 110 kV Bosanska Krupa –
2. TS 110/x kV Bužim*
Vrnograč
3. TS 110/x kV Kalesija*
ulaz/izlaz na DV 110 kV Tuzla 5 – Zvornik
TS 110/x kV Banja
ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 2 –
4.
Luka 9*
Banja Luka 5
ulaz/izlaz na DV 110 kV Laktaši – Nova
5. TS 110/x kV Laktaši 2*
Topola
ulaz/izlaz na DV 110 kV Mostar 1 –
6. TS 110/x kV Mostar 9*
Čapljina
7. TS 110/x kV Šipovo*
DV 110 kV Mrkonjić Grad – Šipovo
8. TS 110/x kV Fojnica*
DV 110 kV Visoko – Fojnica
9. TS 110/x kV Žepče
ulaz/izlaz DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići
10. TS 110/x Čitluk 2
ulaz/izlaz DV 110 kV Čitluk – Ljubuški
ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1 –
11. TS 110/x kV Doboj Istok
Gračanica
ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 6 –
12. TS 110/x kV Gradiška 2
Gradiška
ulaz/izlaz na DV 110 kV Prnjavor –
13. TS 110/x kV Prnjavor 2
Derventa
ulaz/izlaz na KV 110 kV Sarajevo 7 –
14. TS 110/x kV Sarajevo 12
Sarajevo 13
ulaz/izlaz na DV 110 kV TE Tuzla –
15. TS 110/x kV Lukavac 2
Lukavac
16. TS 110/x kV Ilijaš
TS 400/110/x kV
ugradnja transformacije 110/x kV u TS
17.
Sarajevo 10
400/110 kV Sarajevo 10
18. TS 110/x kV Živinice
ulaz/izlaz na DV 110 kV Tuzla 4 – Đurđevik
19. TS 110/x kV Kneževo
DV 110 kV Kotor Varoš – Kneževo
20. TS 110/x kV Jelah
ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1 – Teslić
izgradnja DV 110 kV HAK – Tušanj i KV
21. TS 110/x kV Tušanj
110 kV Tuzla 3 – Tušanj
ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 6 –
22. TS 110/x kV Prijedor 6
Sisak (1)
DV 110 kV Grude – Ljubuški 2 i DV 110 kV
23. TS 110/x kV Ljubuški 2
Ljubuški – Ljubuški 2
ulaz/izlaz na DV 110 kV HE Jablanica –
24. TS 110/x kV Željuša
Mostar 1
TS 110/x kV Banja Luka KV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 –
25.
10
Banja Luka 3
ulaz/izlaz na DV 110 kV Novi Grad – Banja
26. TS 110/x kV Kostajnica
Luka 6
ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 2 –
27. TS 110/x kV Zenica 5
Busovača
28. TS 110/x kV Bijeljina 5
DV 110 kV Bijeljina 3 – Bijeljina 5
* - započete investicije
1.
TS 110/x kV Tuzla 3*
Godina
izgradnje
2014.
2014.
2015.
2016.
2014.
2015.
2014.
2015.
2015.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2016.
2017.
2017.
2017.
2017.
2017.
2018.
2020.
2021.
42/122
Pored navedenih novih TS 110/x kV u Plan je, u skladu sa Zaključkom UO Kompanije od
26.03.2014. godine, uvrštena i nova TS 110/x kV Stanari.
U nastavku su data obrazloženja o potrebi izgradnje novih TS 110/x kV u skladu sa
kriterijima:
8.1.8.1. TS 110/20/10 kV Živinice (2016. godina)
Područje PJD Živinice napaja se iz četiri transformatorske stanice: TS 35/10 kV Živinice I,
TS 35/10 kV Živinice II, TS 35/10 kV Ljubače i TS 35/10 kV Dubrave. Konzum ovog
područja čine 22.800 domaćinstava i 1.775 kupaca iz kategorije ostala potrošnja. Zabilježeno
vršno opterećenje PJD Živinice iznosi 26,6 MW, što je više od 60 % instalisane snage tipske
trafostanice za područja sa jednom TS 110/x kV.
U posljednih nekoliko godina vidljiv je stalni rast potrošnje na ovom području, pogotovo dio
konzuma koji se napaja iz TS 35/10 kV Živinice I i TS 35/10 kV Živinice II. Maksimalno
izmjereno opterećenje ovih transformatorskih stanica iznosi 11 MW i 10 MW respektivno. TS
35/10 kV Živinice I napajaju se iz TS 110/35/6 kV Tuzla 5 čije maksimalno opterećenje
iznosi 31,82 MW, a TS 35/10 kV Živinice II iz TS 110/35/6 kV Đurđevik čije maksimalno
opterećenje iznosi 22,96 MW.
S obzirom na dostignute nivoe opterećenja po TS 35/10 kV (iznad 8 MVA), što je najveća
snaga tipske transformatorske jedinice u distributivnim TS, ukupno opterećenje područja
preko 60% instalisane snage tipske trafostanice za područja sa jednom TS 110/x kV, te
prognozirani porast potrošnje konzuma opštine Živinice, nameće se potreba izgradnje nove
TS 110/35/10(20) kV. U prilog potrebi izgradnje nove TS ide i činjenica da u dijelu konzuma
koji se napaja iz TS Živinice II preko 10 kV odvoda Kovači, Toplice, Kuljani vladaju loše
naponske prilike.
Prema prijedlogu JP EP BiH, lokacija buduće TS 110/35/10(20) kV Živinice bila bi na
lokaciji postojeće TS 35/10 kV Živinice II. U 2016. godini, kada se planira ulazak u pogon
nove TS, njeno opterećenje bi, prema prognozi JP EP BiH iznosilo 13 MW. Izgradnjom ove
TS i optimizacijom uklopnog stanja distributivne mreže rasteretile bi se i TS 110/35/6 kV
Đurđevik sa cca. 11 MW i TS 110/35/6 kV Tuzla 5 sa cca. 2 MW. Uvođenjem transformacije
110/20/10 kV omogućilo bi se prelazak na 20 kV nivo i rješavanje loših naponskih prilika.
Uklapanje TS 110/35/10(20) kV Živinice planirano je po principu ulaz – izlaz na DV 110 kV
Đurđevik – Tuzla. Dužina priključnog dalekovoda iznosi cca 2x1,8 km.
8.1.8.2. TS 110/x kV Žepče (2015. godina)
Konzum Žepča se napaja iz TS 35/10 kV Žepče, koja se u normalnom uklopnom stanju
napaja iz TS Zavidovići preko 35 kV dalekovoda dužine 8,1 km, vodiča AlFe 50 mm2. Prije
rata postojao je još jedan DV 35 kV Zavidovići – Žepče, ali je isti potpuno uništen i nakon
rata nije saniran.
Registrovana vršna snaga TS 35/10 kV Žepče iznosi 8,51 MW, sa daljnjom tendencijom rasta.
Početkom 2006. godine u TS 35/10 kV Žepče je ugrađena treća jedinica od 4 MVA kao
privremeno rješenje do izgradnje 110/x kV transformacije.
43/122
S obzirom na: dostignuti nivo opterećenja TS 35/10 kV (iznad 8 MVA, što je najveća snaga
tipske transformatorske jedinice u distributivnim TS), prognozirani porast potrošnje konzuma,
velike padove napona, značajne gubitke električne energije, odstupanja kvaliteta električne
energije od propisanih granica, kao i preopterećenje jedinog napojnog voda 35 kV, nameće se
potreba izgradnje nove TS 110/35/10(20) kV. Planirana izgradnja TS 110/x kV je na lokaciji
postojeće 35/10 kV Žepče. Izgradnjom TS 110/x kV će se pored zadovoljenja sadašnje i
prognozirane buduće potrošnje, kao i povećanja sigurnosti u napajanju konzuma, smanjiti i
gubici u distributivnoj mreži.
Uklapanje TS 110/x kV Žepče planirano je po principu ulaz – izlaz (cca 2x1,1 km) na DV 110
kV Zenica 1 – Zavidovići.
8.1.8.3. TS 110/10(20) kV Čitluk 2 (Međugorje) (2016. godina)
Distributivna mreža na području Međugorja napaja se iz TS 110/20/10 kV Čitluk. Vršno
opterećenje TS 110/20/10 kV Čitluk iznosi 22,66 MW što iznosi cca. 60% instalisane snage
transformatorske stanice. Na kraju planskog perioda prognozirano opterećenje bi iznosilo
74,15% instalisane snage transformacije u TS Čitluk (više od 60% instalisane snage
transformacije za vangradske stanice), odnosno pri ispadu jednog transformatora ne bi se
mogao obezbijediti kriterij sigurnosti (n-1) na granici sa distributivnom mrežom. Zbog
navedenog planirana je izgradnja nove TS 110/10(20) kV Čitluk 2, čije bi opterećenje, prema
prognozi EP HZ HB, iznosilo 14,8 MW u godini njenog ulaska u pogon koje je predviđeno za
2016. godinu. Nova TS Čitluk 2 će rasteretiti postojeću TS Čitluk i služiti za napajanje novih
potrošača (s obzirom da je iz JP EP HZ HB upućeno više zahtjeva za priključenje potrošača u
industrijskoj zoni Ljubuški – Čitluk), te za zadovoljenje rastućih potreba postojećeg konzuma.
Nova TS 110/10(20) kV Čitluk 2 će se u EES BiH uvezati po 110 kV naponu i to po principu
ulaz – izlaz (cca 2x0,5 km) na DV 110 kV Čitluk – Ljubuški.
8.1.8.4. TS 110/10(20) kV Doboj Istok (2016. godina)
Područje Općine Doboj Istok se napajalo iz TS 110/35/10 kV Gračanica (vršno opterećenje
22,93 MW) preko dva 10 kV odvoda Klokotnica i Brijesnica. Opterećenje 10 kV odvoda
Klokotnica u 2008. godini iznosilo je cca 1,5 MW, a 10 kV odvoda Brijesnica cca 2,3 MW,
što ukupno iznosi cca 3,8 MW. Sa odvoda 10 kV Klokotnica dužine 22,8 km napaja se veći
broj TS 10/0,4 kV sa maksimalno zabilježenim padom napona 7,9% na 10 kV strani. Sa
odvoda 10 kV Brijesnica dužine 10,2 km napaja se veći broj TS 10/0,4 kV na kojima naponi
sabirnica prelaze propisano odstupanje, a maksimalni zabilježeni pad napona iznosi 11,1% na
10 kV strani. Prema važećim Opštim uslovima za isporuku električne energije dozvoljeni pad
napona na 10 kV iznosi ±10%.
Osim toga, Općina Doboj Istok se obratila ED Tuzla sa zvaničnim zahtjevom za obezbjeđenje
dodatnih 2,5 MW za napajanje planirane nove industrijske zone. S obzirom da postojeći
dalekovodi Klokotnica i Brijesnica imaju ograničen prenos snage i nezadovoljavajuće
naponske prilike, buduće potrošače nije moguće napojiti preko navedenih dalekovoda. Na
području Općine Doboj Istok u toku je intenzivna izgradnja novih poslovnih i stambenih
objekata, te se očekuje značajan porast potrošnje u narednom periodu.
Loše naponske prilike na ovom području moguće je privremeno riješiti prelaskom na 20 kV
napon. Međutim, trend porasta konzuma pokazuje da bi se za par godina ponovo pojavili isti
problemi sa naponskim prilikama.
44/122
Kao dugoročno rješenje navedenih problema nameće se izgradnja nove TS 110/10(20) kV
Doboj Istok čije će ukupno opterećenje u godini ulaska u pogon (2016. godina) iznositi 4,61
MW.
Nova TS 110/10(20) kV Doboj Istok biće priključena na 110 kV prenosnu mrežu po principu
ulaz – izlaz na DV 110 kV Gračanica – Doboj 1.
S obzirom na nezadovoljavajuće naponske prilike i nemogućnost priključenja novih potrošača
na području općine Doboj Istok, JP EP BiH je, kao privremeno rješenje do izgradnje nove TS
110/10(20) kV Doboj Istok, kupila mobilnu TS 110/10(20) kV, a Elektroprenos BiH je dao
odobrenje za njeno priključenje na 110 kV mrežu krutom vezom na DV 110 kV Gračanica –
Doboj. Mobilna TS je u pogonu od oktobra 2012. godine i njeno sadašnje opterećenje je 4,26
MW.
8.1.8.5. TS 110/20 kV Gradiška 2 (2016. godina)
Područje G. Podgradci, Berek i Trebovljani se trenutno napajaju iz TS 110/20/10 kV
Gradiška, čije zabilježeno vršno opterećenje iznosi 21,97 MW. Prema prognozi nadležnog
elektroprivrednog preduzeća opterećenje TS Gradiška će na kraju planskog perioda iznositi
oko 62,66% instalisane snage transformacije u TS.
Urbanističkim planovima planirano je značajno povećanje industrijske potrošnje i povećanje
konzuma široke potrošnje na području G. Podgradci, Berek i Trebovljani. S obzirom na
lokaciju budućih potrošača, koji su izmješteni u odnosu na lokaciju TS Gradiška, prema
podacima EP RS, ne bi imalo tehno-ekonomsku opravdanost ove potrošače napojiti iz TS
Gradiška jer bi to stvaralo velike padove napona i gubitke u distributivnoj mreži. Iz tog
razloga planirana je nova TS 110/20 kV Gradiška 2 čija lokacija je smještena u centar novog
konzuma, na prostoru između prenosnih TS Gradiška sa jedne i TS Kozarska Dubica sa druge
strane, koje su međusobno udaljene oko 40 km. Prostoru na kojem je planirana izgradnja nove
transformatorske stanice gravitira oko 20% stanovništva opštine Gradiška sa većim naseljima
Podgradci, Orahova i Vrbaška.
U godini ulaska u pogon (2016. godina) planirano opterećenje nove TS 110/20 kV Gradiška 2
bi, prema prognozi EP RS, iznosilo 8,7 MW i u tom iznosu bi rasteretila postojeću
transformatorsku stanicu.
TS 110/20 kV Gradiška 2 će se u 110 kV mrežu uklopiti po principu ulaz – izlaz na DV 110
kV Banja Luka 6 – Gradiška (cca 2x0,1 km).
8.1.8.6. TS 110/20 kV Prnjavor 2 (2016. godina)
Uže područje Vijaka trenutno se napaja iz TS 110/20/10 kV Prnjavor čije zabilježeno vršno
opterećenje iznosi 21,77 MW. Prema prognozi nadležnog elektroprivrednog preduzeća
opterećenje ove TS će u 2017. godini iznositi oko 60,5% instalisane snage transformatora.
Urbanističkim planovima za period do 2020. godine na području Prnjavora planirano je
značajno povećanje industrijske potrošnje i povećanje konzuma široke potrošnje posebno na
području Vijaka. S obzirom na dislokaciju budućih potrošača u odnosu na postojeću TS
Prnjavor, ugradnja nove transformacije ili povećanje instalisane snage transformatora, prema
podacima EP RS, ne bi imalo tehno-ekonomsku opravdanost jer bi to značilo duge
distributivne vodove, padove napona i gubitke u distributivnoj mreži. Stoga je planirana nova
45/122
TS 110/20 kV Prnjavor 2 čija lokacija bi bila na području Vijaka, u centru konzuma planirane
potrošnje.
Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Prnjavor 2 bi, prema prognozi EP RS, u godini
ulaska u pogon (2016. godina) iznosilo 8,7 MW i u tom bi iznosu bila rasterećena TS
Prnjavor.
TS 110/20 kV Prnjavor 2 u 110 kV mrežu će se uvezati po principu ulaz – izlaz na DV 110
kV Prnjavor – Derventa (cca 2x0,1 km). Regulacionim planom auto-puta Banja Luka – Doboj
predviđeno je izmještanje DV 110 kV Prnjavor – Derventa i njegovo svođenje na lokaciju
buduće TS Prnjavor 2.
8.1.8.7. TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 (Grbavica) (2016. godina)
TS 35/10 kV Grbavica, instalisane snage 4x8 MVA, prije rata je napajala konzum naselja
Grbavica i Hrasno čije je vršno opterećenje iznosilo 22 MW. Trenutno TS 35/10 kV Grbavica
radi kao 10 kV rasklopište, a konzum prijeratne TS 35/10 kV Grbavica preuzele su TS 110/10
kV Sarajevo 13, TS 110/10 kV Sarajevo 7 i TS 110/10 kV Sarajevo 14. Ostvareno vršno
opterećenje TS Sarajevo 7 je 37,09 MW, TS Sarajevo 13 je 27,3 MW, a TS Sarajevo 14 je
37,48 MW. Rasklopište Grbavica trenutno ima 18 odlaznih 10 kV ćelija i sve su iskorištene.
Napajanje konzuma ovog područja iz susjednih TS 110/10 kV podrazumijeva duge SN
odvode sa velikim brojem distributivnih TS, te je sigurnost napajanja nedopustivo niska jer
svaki prekid u napajanju podrazumijeva i dugotrajne beznaponske pauze kod velikog broja
potrošača. Osim toga, konzum se napaja preko rezervnih 10(20) kV kablova tipa NKBA
presjeka 70 mm2 i 95 mm2, te su pojedine dionice često preopterećene, što uz starosnu dob i
evidentan veliki broj kvarova dodatno smanjuje pouzdanost u napajanju na ovom području.
Aktuelno vršno opterećenje konzumnog područja koje gravitira prijeratnoj TS 35/10 kV
Grbavica iznosi 12 MW s tendencijom rasta za postojeće kupce u iznosu od 3,5% godišnje
(prema prognozi ED Sarajevo).
S obzirom da je u toku izgradnja novih konzularnih predstavništava i ambasada, poslovnotehničkih zgrada, obnavljanje stambenih objekata i izgradnja novih, to je prema Regulacionim
planovima Kantona Sarajevo neophodno obezbijediti dodatnih 14 MW za napajanje novih
potrošača. Na ovom području ED Sarajevo planira izgradnju šest novih RP sa ukupnom
instalisanom snagom TS 10(20)/0,4 kV od 56 MVA.
Uzimajući u obzir nivo konzuma (sadašnji i prognozirani), dužine i stanje 10 kV odvoda,
potrebne odlaze za priključenje novih potrošača, planirana je izgradnja nove TS 110/10(20)
kV Sarajevo 12 koja bi se u EES uklopila po principu ulaz – izlaz na K.V. 110 kV Sarajevo
13 – Sarajevo 7 koji prolazi u neposrednoj blizini lokacije buduće TS. Prognozirana vršna
opterećenja TS Sarajevo 7, TS Sarajevo 13 i TS Sarajevo 14, koje bi se rasteretile izgradnjom
TS 110/10(20) kV Sarajevo 12, za krajnju godinu planskog perioda iznose: 55,93 MW za TS
Sarajevo 7, što je 93,45% postojeće instalisane snage energetskih transformatora (više od 80%
instalisane snage transformacije, što je kriterij za gradske TS); 31,12 MW za TS Sarajevo 13,
što je 52% postojeće instalisane snage energetskih transformatora i 48,87 MW za TS Sarajevo
14, što je 81,65% instalisane snage energetskih transformatora (više od 80% instalisane snage
transformacije, što je kriterij za gradske TS). U 2016. godini kada se planira puštanje u pogon
TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 (2x40 MVA) prognozirano vršno opterećenje TS Sarajevo 7
iznosiće 43,66 MW što je 72,94% trenutno instalisane snage energetskih transformatora, a za
TS Sarajevo 14 će iznositi 39,5 MW što je 66% instalisane snage energetskih transformatora.
46/122
Vršno opterećenje nove TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 bi, prema prognozi EP BiH, iznosilo
25 MW u trenutku njenog ulaska u pogon koji je predviđen za 2016. godinu. Nova TS
110/10(20) kV Sarajevo 12 će rasteretiti TS Sarajevo 13, TS Sarajevo 14 i TS Sarajevo 7 sa
oko 18 MW. Pored postojećih 18 ćelija na osnovu novih regulacionih planova potrebno je
ugraditi još 7 novih ćelija.
S obzirom na dostignuti nivo opterećenja i veliki broj zahtjeva za priključenje novih
potrošača na području Grbavice i Hrasnog, JP EP BiH je, kao privremeno rješenje do
izgradnje nove TS 110/10(20) kV Sarajevo 12, kupila mobilnu TS 110/10(20) kV, a
Elektroprenos BiH je dao odobrenje za njeno priključenje na 110 kV mrežu po principu ulaz –
izlaz na KV 110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 7. Planirana godina ulaska u pogon mobilne TS je
2014. godina.
8.1.8.8. TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 (2016. godina)
Centralni dio gradske zone i dio industrijske zone koji se razvija prema općini Tuzla napaja se
iz TS 35/10 kV Lukavac II, instalisane snage 1x8 MVA. Sadašnje vršno opterećenje
konzuma, u normalnom uklopnom stanju, iznosi 5,7 MVA što je 71% nazivne snage
transformatora 35/10 kV, 8 MVA. Takođe, preko 10 kV odvoda iz ove TS su ostvarene veze
sa konzumom TS 35/10 kV Modrac i TS 35/10 kV Delića Potok, koje služe za njihovo
rezervno napajanje.
Dva značajna kupca na 35 kV naponu, sa aspekta angažovane snage i potrošnje električne
energije na ovom području su Fabrika cementa Lukavac i Fabrika sode. Fabrika cementa
Lukavac se napaja iz TS 35/6 kV Fabrika cementa Lukavac, instalisane snage 2x12,5 MVA,
čije je dostignuto vršno opterećenje bilo 11 MW u 2011. godini, a napaja se iz TS 110/35/10
kV Lukavac. Fabrika sode Lukavac napaja se iz TS 110/35 kV Lukavac 35 kV vodom koji
ide do TS 35/6 kV Fabrika sode Lukavac. Dostignuto vršno opterećenje Fabrike sode u 2011.
godini je 5 MW. Za slučaj havarijskih stanja ovi kupci nemaju mogućnost rezervnog
napajanja, iako postoji veza po 35 kV naponu ove TS i sabirnica 35 kV u TE Tuzla, ali
ograničenje u snazi koju je moguće angažovati preko TM1 110/35/10 kV u TE Tuzla ne
dozvoljava rezervno napajanje. Naime, opterećenje konzuma zapadnog dijela Tuzle, te
općina Lukavac i Živinice koji se napajaju sa 35 kV sabirnica u TE Tuzla iznosi cca 30 MW,
koliko je upravo i ograničenje u snazi koju je moguće angažovati preko transformatora TM1
110/35/10 kV, 40 MVA u TE Tuzla.
Ostvareno vršno opterećenje TS 110/35/10 kV Lukavac je 39,31 MW, dok bi prognozirano
vršno opterećenje na kraju planskog perioda iznosilo 59,12 MW, odnosno 87,04% ukupne
trenutno instalisane snage u TS 110/35 kV Lukavac.
Na navedenom području očekuje se značajan porast potrošnje električne energije prvenstveno
iz razloga intenzivirane izgradnje i širenja grada Lukavca prema Tuzli, planirane izgradnje
industrijske zone na ulazu grada koja zahtjeva novih cca 4 MW, te očekivanog razvoja
tehnologije uz povećanje snage za cca 4 MW za Fabriku cementa Lukavac i Fabriku sode.
Za obezbjeđenje kvalitetnog i sigurnijeg snabdijevanja električnom energijom, te zadovoljenje
rastuće potrošnje postojećih i novih potrošača, predviđena je izgradnja TS 110/35/10(20) kV
Lukavac 2 na mjestu sadašanje TS 35/10 kV Lukavac II koja je i u ranijim planovima
Elektroprenosa planirana kao TS 110/35/10 kV, ali je u svojoj prvoj fazi izgrađena kao TS
35/10 kV. Ukupno opterećenje nove TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 bi, prema prognozi JP
EP BiH, iznosilo 26,52 MW u trenutku ulaska u pogon koji je predviđen za 2016. godinu.
Izgradnjom TS Lukavac 2 djelimično će se rasteretiti TS Lukavac (cca 13 MW). U 2016.
47/122
godini, kada je planirana izgradnja TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2, opterećenje TS 110/35
kV Lukavac iznosiće 46,10 MW, odnosno 64,48% ukupne trenutno instalisane snage.
Uklapanje TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 planirano je po principu ulaz – izlaz (cca 2x2 km)
na DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac/I.
8.1.8.9. TS 400/110/x kV Sarajevo 10: Izgradnja transformacije 110/10(20)/10 kV
(2016. godina)
Prigradska zona na sjeverozapadnom prilazu Sarajevu, područje Reljeva i Rajlovca sa
okolinom, napaja se iz TS 35/10 kV Rajlovac (1x8MVA). TS 35/10 kV Rajlovac se napaja iz
TS Sarajevo 1 preko 35 kV dalekovoda, dužine 8,7 km, izvedenog AlFe vodičima različitog
presjeka (od 50 mm2 do 120 mm2). Maksimalno ostvareno opterećenje TS 35/10 kV Rajlovac
iznosi 6 MW. Vršno opterećenje TS Sarajevo 1 iznosi 23,13 MW, dok bi u krajnjoj godini
planskog perioda opterećenje TS Sarajevo 1 iznosilo 33,18 MW što je 82,95% buduće
instalisane snage transformatora u TS Sarajevo 1 (2x20 MVA).
Prema planovima Zavoda za planiranje razvoja Kantona Sarajevo na području između TS
Sarajevo 1 i TS Rajlovac u planu je razvoj stambenih kvartova i industrije. Na ovom području
ED Sarajevo planira izgradnju devet novih TS 10(20)/0,4 kV sa ukupnom instalisanom
snagom od 65 MVA. Da bi se obezbijedilo pouzdano snabdijevanje električnom energijom
potrošača u zoni Reljevo – Rajlovac, te područja Dobroševići, Ahatovići, Mihaljevići, Bojnik
i Krivoglavci, neophodna je izgradnja nove transformacije 110/10(20)/10 kV u krugu
postojeće TS 400/110 kV Sarajevo 10.
Ukupno opterećenje nove transformacije 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS 400/110 kV
Sarajevo 10 bi, prema podacima EP BiH, iznosilo 15,3 MW u trenutku njenog ulaska u pogon
2016. godine. Za ovaj iznos će nova TS 110/10(20)/10 kV Sarajevo 10 će rasteretiti TS
Sarajevo 1 i TS Sarajevo 8.
Iz nove TS 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS Sarajevo 10 planirano je u konačnoj fazi
pet 10 kV kablovskih veza prema TS 110/10 kV Sarajevo 8 i tri 10 kV kablovske veze prema
TS Sarajevo 4. Takođe, predviđeno je i uspostavljanje šest 20 kV kablovskih veza, četiri
prema TS Sarajevo 1 i dvije prema području Semizovca i to za TS 110/10(20)/20 kV Ilijaš i
TS 35/20 kV Nišići. Na taj način ova TS bi obezbijedila rezervno ili osnovno napajanje za
potrošače Centra Vogošće, Semizovca, Svraka i Nišića koji se napajaju iz TS 110/10 kV
Sarajevo 4 i potrošača prema Ilijašu koji se napajaju električnom energijom iz TS 35/10 kV
Ilijaš. Nakon što se polože četiri kabla 20 kV ova TS bi trebala imati rezervu u napajanju iz
TS Sarajevo 1 (nakon uvođenja 20 kV napona u ovoj TS).
Imajući u vidu i ekonomski aspekt, odnosno upoređujući troškove izgradnje novog 110 kV
objekta i transformacije 110/20/10 kV u postojećoj TS, kao rješenje nameće se izgradnja
transformacije 110/10(20)/10 kV u TS 400/110 kV Sarajevo 10. S obzirom da će nova
transformacija biti locirana bliže centru potrošnje smanjili bi se gubici i padovi napona na
distributivnoj mreži.
8.1.8.10. TS 110/10(20)/10 kV Ilijaš (2016. godina)
Šire područje općine Ilijaš napaja se električnom energijom iz TS 35/10 kV Ilijaš, 2x8 MVA
koja je u distributivni sistem uvezana 35 kV dalekovodima iz pravca Blažuja i Breze, odakle
je obezbijeđeno osnovno napajanje ove TS. Instalisana oprema u TS 35/10 kV Ilijaš starija je
48/122
od trideset godina, što utiče na smanjenje pouzdanosti i sigurnosti u isporuci električne
energije potrošačima. Poseban problem u napajanju predstavljaju napojni dalekovodi 35 kV,
koji dodatno pogoršavaju pokazatelje sigurnosti i pouzdanosti. Minimalno rezervno napajanje
postoji preko dva 10 kV dalekovoda iz pravca Visokog i Breze i jednog 10 kV dalekovoda iz
pravca Semizovca. Maksimalno ostvareno vršno opterećenje TS 35/10 kV Ilijaš iznosi 7 MW.
Na području Ilijaša očekuje se razvoj industrije posebno na lokaciji Željezare Ilijaš što će za
posljedicu imati porast konzuma i porast vršnog opterećenja. Prema regulacionim planovima
Kantona Sarajevo neophodno je obezbijediti novih 9 MW za buduće kupce na tom području
dok za postojeće kupce ED Sarajevo predviđa godišnji rast potrošnje od 3,5%, tako da bi
ukupno vršno opterećenje na 10(20) kV naponu bilo 20 – 22 MW. Evidentno je da TS 35/10
kV Ilijaš neće moći podmiriti rastuće potrebe konzuma. Kao rješenje nameće se izgradnja
nove transformacije 110/10(20)/10 kV i SN postrojenja u krugu postojeće TS 110/20 kV
Željezara Ilijaš čije trenutno opterećenje iznosi oko 5,66 MW (industrijska zona Željezare).
Dopisom od 24.01.2014. godine Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije
obratilo se Elektroprenosu BiH sa zahtjevom da se preduzmu neophodne aktivnosti s ciljem
rješavanja problema napajanja električnom energijom Općine Ilijaš u što kraćem roku,
odnosno da se sagleda mogućnost da se projekat izgradnje nove TS Ilijaš uključi u Plan
investicija Elektroprenosa BiH kao jedan od prioritetnih.
Rješenje izgradnje nove TS 110/10(20)/10 kV Ilijaš u krugu postojeće TS Željezara Ilijaš
odabrano je upoređujući vrijednost potrebne investicije u tri slučaja: da se 110 kV napon na
ovom području obezbjeđuje izgradnjom nove TS 110/x kV na novoj lokaciji, izgradnjom
transformacije 110/x kV u krugu postojeće TS 35/10 kV Ilijaš ili izgradnjom nove
transformacije 110/10(20)/10 kV i SN postrojenja u krugu postojeće TS 110/20 kV Željezara
Ilijaš.
Ukupno opterećenje nove transformacije 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS 110/20 kV
Željezara Ilijaš bi iznosilo 14,85 MW u trenutku ulaska u pogon koji je predviđen za 2016.
godinu. Za toliko će se rasteretiti TS Breza, čije bi prognozirano opterećenje u 2016. godini
iznosilo 19,20 MW, odnosno 96% trenutno instalisane snage energetskog transformatora.
8.1.8.11. TS 110/20 kV Kneževo (2016. godina)
Područje Kneževa se trenutno napaja iz TS Kotor Varoš 20 kV dalekovodom dužine 17 km
(AlFe 50 mm2). Rezervno napajanje ovog područja ostvaruje se iz TS Banja Luka 5 20 kV
dalekovodom dužine 40 km sa užetom AlFe 50 mm2, na kojem postoji i dionica sa AlFe 35
mm2. Dalekovod iz pravca Kotor Varoši je bivši 35 kV dalekovod koji ima nepovoljnu trasu
koja prolazi kroz planinske predjele. Predviđena nova TS 110/20 kV Kneževo bi služila za
poboljšanje naponskih prilika na području Kneževa i zadovoljenje potreba povećanog
konzuma.
Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Kneževo bi iznosilo 4 MW u trenutku njenog ulaska
u pogon 2016. godine. Ova TS bi u trenutku ulaska u pogon rasteretila TS Kotor Varoš čije
maksimalno zabilježeno opterećenje iznosi 11,73 MW dok bi njeno opterećenje, prema
prognozi potrošnje, u 2016. godini iznosilo 12,64 MW.
Nova TS 110/20 kV Kneževo će, s obzirom da se gradi zbog loših naponskih prilika, biti
izgrađena sa jednim transformatorom 110/x kV, a u EES BiH e se uvezati izgradnjom DV 110
49/122
kV Kotor Varoš – Kneževo (cca 17 km) dok će se dvostrano napajanje ove TS riješiti
izgradnjom DV 110 kV Šipovo – Kneževo (cca 33 km).
8.1.8.12. TS 110/35/10(20) kV Jelah (2016. godina)
Područje Jelaha napaja se iz TS 110/35/10 kV Tešanj preko TS 35/10 kV Jelah (2x8 MVA)
koja je jedna od najstarijih TS na ovoj regiji. TS 35/10 kV Jelah napaja cjelokupan konzum u
dolini rijeke Usore sa dvanaest 10 kV izlaza, odnosno 105 TS 10/0,4 kV ukupne instalisane
snage 19,7 MVA. Zabilježeno maksimalno opterećenje TS 35/10 kV Jelah iznosi, prema
posljednjim podacima preko 11 MVA. Konzum je u stalnoj ekspanziji jer se godišnje u
prosjeku gradi 7-10 novih TS 10(20)/0,4 kV, a takođe se očekuje i intenzivniji razvoj općine
Usora. Na području Jelaha su uspostavljene tri industrijske zone sa intenzivnom izgradnjom.
Izgradnjom TS 110/35/10(20) kV Jelah obezbijediće se napajanje rastućeg konzuma Jelaha,
Usore i Matuzića, te na taj način i rasterećenje TS 110/35/10 kV Tešanj. Dosadašnje
ostvareno vršno opterećenje TS Tešanj iznosi oko 18,4 MW što je 93,95% trenutno
instalisane snage u TS Tešanj.
Ukupno opterećenje nove TS 110/35/10(20) kV Jelah će u trenutku njenog ulaska u pogon,
koji je predviđen za 2016. godinu, iznositi 14,85 MW i rasteretiće TS Tešanj i TS Maglaj.
Nova TS 110/35/10(20) kV Jelah će se u EES BiH uvezati po principu ulaz/izlaz na DV 110
kV Doboj 1 – Teslić (cca 0,7 km) i izgradnjom DV 110 kV Jelah – Tešanj (cca 5 km), čime će
se obezbjediti dvostrano napajanje TS 110/35/10 kV Tešanj.
8.1.8.13. TS 110/20 kV Prijedor 6 (2017. godina)
Područje Kozarca i dijela Podkozarja trenutno se napaja iz TS Prijedor 1 i TS Prijedor 3.
Vršno opterećenje TS Prijedor 1 iznosi 29,71 MW dok vršno opterećenje TS Prijedor 3 iznosi
17,56 MW. Prognozirano opterećenje TS Prijedor 1 u 2017. godini iznosit će 32,04 MW što
je 84,32% trenutno instalisanog kapaciteta u TS, a prognozirano opterećenje TS Prijedor 3
iznosit će 18,86 MW. Zbog porasta potrošnje postojećih i najavljenih novih potrošača,
poboljšanja sigurnosti i pouzdanosti napajanja, planirana je izgradnja nove TS 110/20 kV
Prijedor 6. S obzirom na dislociranost novih potrošača na području Kozarca i dijela
Podkozarja u odnosu na postojeća čvorišta 110/x kV, prema zahtjevu Elektrokrajine,
predviđena je izgradnja nove TS 110/20 kV Prijedor 6 u centru nove potrošnje na lokalitetu
Kozarca.
Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Prijedor 6 bi, prema podacima EP RS, iznosilo 9,50
MW u trenutku njenog ulaska u pogon koji je predviđen za 2017. godinu. Pored preuzimanja
novog konzuma, ova TS će u godini ulaska u pogon preuzeti i dio konzuma TS Prijedor 1 i
TS Prijedor 3.
Nova TS 110/20 kV Prijedor 6 će se u 110 kV prenosnu prežu uklopiti po principu ulaz –
izlaz (cca 2x1,5 km) na DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak (1).
8.1.8.14. TS 110/x kV Tušanj (2017. godina)
Napajanje užeg područja grada Tuzle vrši se iz samo jedne transformatorske stanice TS
110/35/10 kV Tuzla Centar budući da TS 110/10(20) kV Tuzla 3 još uvijek nije puštena u
pogon. Nova TS 110/10(20) kV Tuzla 3 bi trebala da preuzme snabdijevanje konzuma
istočnog dijela grada (Slavinovića i Siminog Hana), dok se zapadni, industrijski dio, grada
50/122
napaja 35 kV vodovima iz TE Tuzla. Pored toga, dio konzuma šireg područja grada Tuzle se
napaja i iz TS 110/35/6 kV Tuzla 5.
Međutim, stavljanjem van funkcije generatora G1 i G2 u TE Tuzla smanjena je raspoloživa
snaga na 35 kV sabirnicama za 32 MW, a potom za još dodatnih 10 MVA sa transformatora
TM1 110/35 kV, 40 MVA budući da je oprema u trafo polju dimenzionisana na samo 30
MVA.
Od 2006. godine najavljeno je smanjenje raspoložive snage za još 10 MW, kako bi se
zadovoljile dodatne, povećane, potrebe vlastite potrošnje TE Tuzla. Trenutno opterećenje
transformatora TM1 u TE Tuzla iznosi oko 30 MW, te će se dodatnih 10 MW za potrebe
distributivne potrošnje, morati obezbijediti iz TS Tuzla Centar čije vršno opterećenje iznosi
49,27 MW (što je 64,83% instalisane snage energetskih transformatora). Ovim uklopnim
stanjem bi se već loše snabdijevanje potrošača na području gradske jezgre Tuzle još više
pogoršalo. Analize provedene od strane ED Tuzla su pokazale da bi u slučaju ozbiljnog kvara
u TS Tuzla Centar trebalo uvesti redukciju potrošnje u gradu Tuzli. Takođe iz TE Tuzla je
najavljeno dalje umanjenje raspoložive snage sa 35 kV sabirnica u TE Tuzla čime se situacija
usložnjava.
Dio konzuma industrijskih potrošača koji se napaja iz TE Tuzla se napaja preko sedam 35 kV
kablova koji prolaze u neposrednoj blizini (cca 700 m) sadašnje TS HAK. TS 110/35/6 kV
HAK služi isključivo za napajanje kompleksa HAK-a čije vršno opterećenje iznosi 1,22 MW.
Stoga se kao najjednostavnije rješenje nameće izgradnja 35 kV postrojenja u TS HAK i
uvođenje svih sedam 35 kV kablova iz TE Tuzla u ovu TS čime bi bilo izbjegnuto dalje
terećenje TS Tuzla Centar za dodatnih 10 MVA.
Međutim, problem opterećenja Tuzle Centar i dalje ostaje. Stoga je za rasterećenje TS Tuzla
Centar, zadovoljenje potreba rastućeg konzuma, te obezbjeđenje rezervnog napajanja za
gradske TS 35/10 kV koje se izvorno napajaju iz TS Tuzla Centar, planirana izgradnja nove
TS 110/x kV Tušanj. Prognozirano opterećenje TS Tuzla Centar u 2017. godini, kada se
planira puštanje u pogon nove TS 110/x kV Tušanj, bi iznosilo 58,23 MW što je 76,62%
instalisane snage energetskih transformatora, a na kraju planskog perioda 75,01 MW, odnosno
98,7% instalisane snage energetskih transformatora.
Nova TS se planira na prostoru sadašnje TS 35/6 kV Rudnik soli „Tušanj” (ili na prostoru
pored ove TS) koju je nakon gašenja Rudnika soli „Tušanj” kupila JP EP BiH – ED Tuzla. TS
35/6 kV Tušanj direktno je vezana na trafostanice 35/10 kV koje se napajaju iz TS 110/35/10
kV Tuzla Centar (Tuzla I, Tuzla II, Tuzla III i Tuzla IV). Prema planovima JP EP BiH iz nove
TS 110/x kV bi se napajale TS 35/10 kV Tuzla III (vršno opterećenje 9,5 MW), Tuzla IV i
Tetima. Ukupno opterećenje nove TS 110/x kV Tušanj bi, prema prognozi EP BiH, iznosilo
14,42 MW u trenutku njenog ulaska u pogon koji je predviđen za 2017. godinu, a u istom
iznosu bi se rasteretila TS Tuzla Centar.
S obzirom da je lokacija nove TS u užoj gradskoj jezgri to je prije određivanja načina
priključenja na 110 kV mrežu izvršen pregled mogućih trasa priključnih dalekovoda, te je na
osnovu toga planirano priključenje TS 110/x kV Tušanj na prenosnu mrežu izgradnjom DV
110 kV HAK – Tušanj i KV 110 kV Tušanj – Tuzla 3.
51/122
8.1.8.15. TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 (Vitina) (2017. godina)
Vršno opterećenje konzuma TS Ljubuški iznosi 26,04 MW, a prognozirano opterećenje na
kraju planskog perioda iznositi će 32,37 MW, što predstavlja više od 85,18% instalisane
snage ugrađenih transformatora. Osim toga, na području opštine Ljubuški intenzivirani su
radovi na uvođenju 20 kV naponskog nivoa što zahtjeva novu izvornu tačku 110/20 kV.
Stoga je planirana izgradnja nove TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 (Vitina) koja bi, pored
obezbjeđenja 20 kV napona, služila za rasterećenje postojeće TS 110/35/10 kV Ljubuški i
napajanje konzuma na području Vitine (potez Ljubuški – Grude).
Ukupno opterećenje nove TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 bi iznosilo 13,52 MW u 2017. godini,
kada je planiran njen ulazak u pogon, za koliko će se rasteretiti postojeća TS Ljubuški.
Nova TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 će se uvezati u EES BiH izgradnjom DV 110 kV
Ljubuški – Ljubuški 2 (cca 7 km) i DV 110 kV Ljubuški 2 – Grude (cca 17 km).
8.1.8.16. TS 110/35/10(20) kV Željuša (2017. godina)
Konzumno područje jugoistoka, starog grada i dio konzuma sjevera Grada Mostara napajaju
se iz samo jedne izvorne tačke TS 110/35/10 kV Mostar 2. Dio konzuma na sjevernom dijelu
Mostara koji obuhvata područje Bijelog polja napaja se po 35 kV naponu iz TS Mostar 2,
preko TS 35/10 kV Zalik, TS 35/10 kV Vrapčići iz TS 35/10 kV Bijelo Polje (Željuša).
Dužina 35 kV veze od TS 110/35/10 kV Mostar 2 do TS 35/10 kV Željuša iznosi 16,47 km.
Rezervno napajanje konzuma ovog područja, kao i područja Grabovice, Drežnice i Salakovca,
obezbijeđeno je iz TS 35/10 kV Padina (koja je u vlasništvu HE na Neretvi), preko TS 35/10
kV Grabovica i TS 35/10 kV Salakovac. S obzirom da se radi o dugoj vezi (preko 25 km po
35 kV naponu), dolazi do značajnijih padova napona kod krajnjih kupaca na 10 kV u slučaju
neraspoloživosti osnovnog napajanja iz TS Mostar 2, što smanjuje pouzdanost napajanja
potrošača. Ovo je nepouzdan način napajanja i sa aspekta HE s obzirom da smetnje u
distributivnoj mreži mogu prouzrokovati poremećaje u radu HE. Područje Drežnice na kojem
se u pogonu nalazi 19 stubnih stanica napojeno je samo jednom 10 kV vezom koja prolazi
preko nepristupačnog terena, te sa aspekta pouzdanosti i kvaliteta napajanja električnom
energijom ovo područje predstavlja najveći problem.
Maksimalno zabilježeno opterećenje TS 110/35/10 kV Mostar 2 iznosi 26,99 MW. S obzirom
da u TS Mostar 2 ima samo jedan energetski transformator sa 35 kV naponom, to u slučaju
neraspoloživosti ovog transformatora veći dio konzuma ostaje bez napajanja.
Na osnovu navedenog može se zaključiti da je područje sjevernog dijela Grada Mostara slabo
povezano na distributivnom naponskom nivou na osnovu čega i proizlazi veliki stepen
nepouzdanosti i nezadovoljavajući kvalitet u napajanju kupaca pomenutog područja.
Osim toga, pored nagle ekspanzije izgradnje objekata iz kategorije domaćinstva na sjevernom
području Mostara planirana je i revitalizacija objekata bivše pamučne industrije sa ukupnom
snagom u transformaciji od 10,5 MVA, izgradnja izletišta Rujište, izgradnja rekreacionog
centra Drežanka u Drežnici, te brz razvoj male privrede. Prema regulacionom planu
predviđene su poslovne zone na 4 lokaliteta.
Uvažavajući planirani razvoj sjevernog dijela Mostara i gore opisane probleme u napajanju
potrošača, kao potreba se nameće izgradnja nove izvorne tačke TS 110/x kV. Na osnovu
52/122
predviđenih lokaliteta novih potrošača optimalna lokacija nove TS 110 kV bila bi na području
Željuše, na lokalitetu pored postojeće TS 35/10(20) kV Željuša gdje već postoji zemljište za
izgradnju nove TS.
Ukupno opterećenje nove TS 110/35/10(20) kV Željuša bi, u trenutku njenog ulaska u pogon
2017. godine, iznosilo 13 MW.
Uklapanje ove TS planirano je po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1
pri čemu dužina priključnog voda iznosi cca 350 m.
8.1.8.17. TS 110/10(20) kV Banja Luka 10 (2017. godina)
Područje centralnog gradskog jezgra Grada Banja Luka se trenutno napaja iz TS Banja Luka
1, TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3. Karakteristično za ove tri TS da su sve tri izuzetno
visoko opterećene. Njihovo do sada izmjereno vršno opterećenje iznosi: TS Banja Luka 1 –
43,83 MW, TS Banja Luka 2 – 48,06 MW i TS Banja Luka 3 – 49,14 MW. Prema prognozi
vršno opterećenje postojećih potrošača će u 2023. godini iznositi: TS Banja Luka 1 – 51,34
MW, TS Banja Luka 2 – 59,12 MW i TS Banja Luka 3 – 60,08 MW. Ove TS se napajaju iz
110 kV mreže iz TS 400/110/35/10 kV Banja Luka 6 putem DV 2x110 kV Banja Luka 1 –
Banja Luka 6, kao i iz pravca HE Bočac i HE Jajce 1.
Izgradnjom TS Banja Luka 9, čija je izgradnja u toku, doći će rasterećenja ove tri TS.
Međutim, prema usvojenim regulacionim planovima previđen je porast instalisane snage
transformacije 10(20)/0,4 kV na prostoru koje pokrivaju TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3 i
to: RP "Centar Aleja" (27,7 MVA), RP "Nova Varoš" (21,2 MVA), RP "Ul. Jovana Dučića"
(10,8 MVA), RP "Centar" (27,4 MVA) i RP "Jug 7" (29,7 MVA).
Izgradnja TS 110/x Banja Luka 10 na lokaciji planiranoj Prostornim planom Grada Banja
Luka do 2030. godine (2013. nacrt) u centru grada (na prostoru između TS Banja Luka 1, TS
Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3) imaće vrlo značajan efekat u prelasku gradske mreže u
pogon po naponu 20 kV budući da će biti locirana u blizini novog kablovskog kanala sa
infrastrukturom 20 kV. Na taj način značajno će se ubrzati i olakšati prelazak novoizgrađene
infrastrukture na napajanje po naponskom nivou 20 kV. Takođe, TS Banja Luka 10 će
rasteretiti TS Banja Luka 1 (potrošnju na 10 kV) za oko 4 MW, TS Banja Luka 2 za oko 14
MW i TS Banja Luka 3 za oko 10 MW, te će preuzeti napajanje većeg dijela novoizgrađenih
objekata u centralnoj gradskoj zoni, tako da će opterećenje TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka
3 pri kraju planskog perioda iznositi oko 50% instalisane snage. Rasterećenjem TS Banja
Luka 1 i TS Banja Luka 2 dolazi i do rasterećenja DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I
i DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/II.
Pored toga, način uklapanja TS Banja Luka 10 u 110 kV mrežu značajno doprinosi
rasterećenju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I. Naime, uklapanje TS Banja Luka 10
na način da se izgrade KV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3
– Banja Luka 10 dovodi do toga da se praktično formira još jedna veza iz TS Banja Luka 6
prema TS Banja Luka 1 i TS Banja Luka 2 čime se dodatno rasterećuju postojeći dalekovodi
na ovom potezu.
Izgradnja TS 110/x kV Banja Luka 10 planirana u 2017. godini, pri čemu se ona uklapa u 110
kV mrežu izgradnjom KV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3
– Banja Luka 10.
53/122
8.1.8.18. TS 110/20 kV Kostajnica (2018. godina)
Područje Kostajnice se prije rata napajalo iz TS 110/x kV Hrvatska Kostajnica dok je
rezervno napajanje bilo obezbijeđeno iz TS 110/20/10 kV Novi Grad putem 20 kV
dalekovoda dužine 25 km. Nakon rata rezervno napajanje iz Novog Grada postaje glavno
napajanje, a izgrađena je i druga veza 20 kV duga 29 km iz TS 110/20/10 kV Kozarska
Dubica. Budući da su obje veze, prema području Kostajnice, na 20 kV naponu izuzetno duge,
veliki su padovi napona, odnosno ne osigurava se neophodan kvalitet i pouzdanost u
napajanju potrošača područja Kostajnice, te je za njihovo napajanje planirana izgradnja nove
TS 110/20 kV Kostajnica.
Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Kostajnica bi, prema prognozi EP RS, u godini
ulaska u pogon (2018. godina) iznosilo 7,41 MW. Ova TS bi preuzela dio konzuma TS Novi
Grad i TS Kozarska Dubica.
Nova TS 110/20 kV Kostajnica uklopiće se u 110 kV mrežu sa jedne strane na DV 110 Banja
Luka 6 – Sisak 1 koji je nakon ratnog razaranja saniran do lokaliteta Knežica, a sa druge
strane izgradnjom novog DV 110 kV Kostajnica – Novi Grad u dužini od 25 km koji bi služio
za obezbjeđenje dvostranog napajanja za TS Novi Grad i TS Kostajnica.
8.1.8.19. TS 110/20(10) kV Zenica 5 (2020. godina)
Distributivni konzum šireg područja grada Zenice napaja se iz tri TS 110/x kV: TS 110/35 kV
Zenica 1, instalisane snage 1x31,5 MVA, 1x20 MVA i jedan distributivni transformator 35/10
kV, 8 MVA kojim se obezbjeđuje napajanje potrošača na 10 kV naponu; TS 110/35/20/10 kV
Zenica 3 instalisane snage 1x40 MVA i 1x20 MVA; TS 110/35/20 kV Zenica 4 instalisane
snage 1x40 MVA. Prognozirano opterećenje TS Zenica 3, prema prognozi koju je dalo EP
BiH, u krajnjoj godini planskog perioda iznosiće 62,27 MW što premašuje instalisanu snagu
transformacije u TS Zenica 3. Iz tog razloga, te zbog loših eksploatacionih karakteristika
transformatora T1 20 MVA, planirana je zamjena oba energetska transformatora u TS Zenica
3 sa dva energetska transformatora 40 MVA. I nakon zamjene oba transformatora,
prognozirano opterećenje TS Zenica 3 u krajnjoj godini planskog perioda iznosiće 82,5%
instalisane snage transformacije. Stoga je potrebno planirati izgradnju nove TS 110/x kV koja
bi rasteretila postojeću TS Zenica 3.
TS Zenica 1 i TS Zenica 4 ne mogu preuzeti dio opterećenja TS Zenica 3 zbog dislociranosti
konzuma koji se napaja iz TS Zenica 3 u odnosu na TS Zenica 1 i TS Zenica 4 jer su iste
locirane sa druge strane rijeke Bosne.
Prema prijedlogu EP BiH, lokacija nove TS 110/20(10) kV Zenica 5 je u blizini lokacije
tunela Vijenac i mogućeg novog proizvodnog kapaciteta RMU Kakanj i RMU Zenica na
ovom području. Prognozirano opterećenje TS Zenica 5 u 2020. godini, kada se planira njeno
puštanje u pogon, iznosi 15,91 MW i rasteretiće TS Zenica 3 za isti iznos.
Uklapanje TS Zenica 5 planirano je po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 2 –
Busovača pri čemu dužina priključnog voda iznosi cca 650 m.
54/122
8.1.8.20. TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 (2021. godina)
Distributivni konzum područja Bijeljine se napaja iz dvije TS 110/x kV: TS 110/35/10 kV
Bijeljina 1, instalisane snage 3x20 MVA i TS 110/35/10 kV Bijeljina 3, instalisane snage
1x40 MVA i 1x20 MVA. Na području Bijeljine postoji i TS 110/20 kV Bijeljina 2 instalisane
snage 2x12,5 MVA, ali ona trenutno nije iskorištena za napajanje distributivnih potrošača
(ostvareno vršno opterećenje iznosi 0,48 MW), ali se planirana njeno korištenje u ovu svrhu.
Dostignuto vršno opterećenje TS Bijeljina 3 iznosi 28,56 MW, a prognozirano opterećenje u
krajnjoj godini planskog perioda iznosi 35,46 MW. S obzirom da prilikom ispada
transformatora 40 MVA više od 17 MVA potrošnje ostaje bez napajanja, a da TS Bijeljina 1 i
TS Bijeljina 3 mogu međusobno obezbijediti rezervu u napajanju od cca 8 MW, planirana je
zamjena transformatora 20 MVA u TS Bijeljina 3 transformatorom 40 MVA.
Dostignuto vršno opterećenje TS Bijeljina 1 iznosi 51,15 MW, što je 89,7 % postojeće
instalisane snage energetskih transformatora u TS Bijeljina 1. Zbog starosti i loših
eksploatacionih karakteristika, kao i zbog porasta opterećenja ove TS, planirano je da se sva
tri transformatora 20 MVA zamjene i umjesto njih ugrade dva transformatora od 40 MVA,
čime bi se ukupna snaga transformacije u ovoj TS povećala na 80 MVA. U krajnjoj godini
planskog perioda prognozirano opterećenje TS Bijeljina 1 iznosiće 61,82 MW, odnosno
81,34% instalisane snage novih transformatora (80 MVA). Kako bi se rasteretila TS Bijeljina
1 potrebno je planirati izgradnju nove TS 110/x kV na području Bijeljine.
Nova TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 bi napajala naselja “Knez Ivo od Semberije”, “Slobomir” i
sjeverni dio grada Bijeljine. Izgradnja ovih naselja predviđena je prostornim, urbanističkim i
regulacionim planom opštine Bijeljina, a za njihovo napajanje predviđena je ukupna
instalisana snaga TS 10/0,4 kV od 38 MVA.
Izgradnja nove TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 planirana je za 2021. godinu, a prognozirano
opterećenje nove TS bi u toj godini iznosilo 8,7 MW za koliko će se rasteretiti TS Bijeljina 1.
Nova TS Bijeljina 5 će se u EES uklopiti dalekovodom 110 kV dužine cca 8,5 km na TS
Bijeljina 3.
55/122
9. ANALIZA TOKOVA SNAGA I NAPONSKIH PRILIKA
Analize prenosne mreže koje se sprovode u cilju zadovoljenja zahtjeva postavljenih MK su:
- analiza tokova snaga i naponskih prilika u normalnom pogonskom stanju,
- analiza tokova snaga i naponskih prilika uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti.
Na osnovu rezultata analiza donosi se odluka o potrebnim pojačanjima prenosne mreže, tako
da se pri normalnom pogonskom stanju i uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti primjenjuju
tehnički kriteriji definisani u Poglavlju 4..
Ove analize su, za režim maksimalnog opterećenja, provedene za normalnu i suhu hidrologiju
za presječne godine 2014., 2018. i 2023. U uslovima normalne hidrologije zadržan je
angažman elektrana koji odgovara angažmanu u trenutku maksimuma sistema u 2012. godini.
Karakteristično za suhu hidrologiju je smanjen angažman hidroelektrana, a povećan
angažman termoelektrana priključenih na prenosnu mrežu. Angažman hidroelektrana je
izvršen na osnovu ostvarenog angažmana iz 2012. godine u trenutku maksimuma potrošnje
EES BiH, a kada je ostvaren jako nizak angažman hidroelektrana. Tada je zbog suhe
hidrologije, u trenutku dostizanja maksimuma potrošnje EES BiH bilo angažovano samo 40%
ukupnih instalisanih hidrokapaciteta. U svim presječnim godinama, u scenariju suhe
hidrologije, zadržan je angažman hidroelektrana na nivou cca. 40% ukupnih instalisanih
hidrokapaciteta.
Za režim minimalnog opterećenja analize su provedene za normalnu hidrologiju za presječne
godine 2014., 2018. i 2023.
Za potrebe proračuna tokova snaga i naponskih prilika korišten je programski paket PSS/E.
U skladu sa usvojenim kriterijima planiranja, rezultati analize tokova snaga za (n-1) kriterij
sigurnosti odvojeno su prikazani za elemente prenosne mreže opterećene preko 90% i one
koji su opterećeni između 80% i 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča,
odnosno nazivne snage transformatora. Pored toga, prikazani su i rezultati naponskih prilika
na sabirnicama za (n-1) kriterij sigurnosti.
Kod predlaganja izgradnje novih objekata 110 kV pretpostavljeno je da je za izgradnju novog
objekta potrebno tri godine, te je u skladu sa tom pretpostavkom data i dinamika realizacije.
Šematski prikazi rezultata provedenih analiza dati su u Prilogu 6.
9.1. Analiza za 2014. godinu
9.1.1. Normalna hidrologija
Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za
sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2014.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
2559.0
476.2
0.0
0.0
0.0
0.0
2230.0
733.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
945.7
43.6
482.2
285.4
206.7
285.4
206.7
0.0
COLUMN
TOTALS
2559.0
476.2
0.0
0.0
0.0
0.0
2230.0
733.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
945.7
43.6
482.2
285.4
206.7
285.4
206.7
0.0
56/122
Tabela 9.1. Angažman elektrana
Termoelektrane
Tuzla
Kakanj
Ugljevik
Gacko
Ukupno
Hidroelektrane
Višegrad
Salakovac
Trebinje
Rama
Bočac
Grabovica
Dubrovnik
Jablanica
Mostar
Jajce 1
Mostarsko blato
Mlini
Jajce 2
Dub i Ustiprača
Ukupno
P
[MW]
512
276
230
210
1228
Q
[MVAr]
156
-18
5
44
187
P
[MW]
240
174
162
120
110
100
100
100
60
52
50
28
27
8
1331
Q
[MVAr]
55
46
30
39
12
28
27
23
7
9
0
6
7
0
289
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje mreže, prema rezultatima analize, svi naponi u
mreži su u dozvoljenim granicama.
Elementi sistema opterećeni preko 80% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja
vodiča, odnosno nazivne snage transformatora su:
•
DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi – 89,6%
Do ovakvog opterećenja, u režimu maksimalnih opterećenja, dolazi zbog činjenice da se dio
110 kV mreže Crne Gore napaja preko ovog dalekovoda (sa vodičima AlFe 150/25 mm2)
izgrađenog 1969. godine. Pored visokog opterećenja u normalnom uklopnom stanju
opterećenje ovog dalekovoda prelazi 90% (ali ne prelazi 100% dozvoljenog termičkog
opterećenja) i u slučaju ispada: DV 400 kV Trebinje – Podgorica, DV 400 kV Trebinje –
Gacko, DV 220 kV Trebinje – Perućica, DV 110 kV Trebinje – Trebinje 1, DV 110 kV
Trebinje 1 – Bileća, DV 110 kV Bileća – Nikšić i TR 400/220 kV u RP Trebinju.
Takođe, visoko opterećenje ovog voda je poznato u praksi i rješava se odgovarajućim
dispečerskim akcijama DC-a NOS BiH.
Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u
tabelama u nastavku.
Tabela 9.2. (n-1) kriterij sigurnosti - elementi sistema opterećeni između 80% i 90%
vrijednosti termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk
DV 110 kV Neum – Ston
82,9
DV 110 kV B. Luka 1 – HE Bočac
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
80,4
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II
80,2
57/122
Tabela 9.3. (n-1) kriterij sigurnosti - elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti
termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
104,1
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/I
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II
97,7
TR 1 220/110 kV Zenica 2
TR 2 220/110 kV Zenica 2
96,5
TR 2 220/110 kV Zenica 2
TR 1 220/110 kV Zenica 2
93,1
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/I
92,6
DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk
DV 110 kV Čapljina – Opuzen
92,2
Tabela 9.4. (n-1) kriterij sigurnosti - sabirnice na kojima je napon izvan dozvoljenih granica
Sabirnica na kojoj je napon izvan
Ispad grane
p.u.
dozvoljenih granica
TS Čitluk 110 kV
0,835
TS Ljubuški 110 kV
0,840
DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk
TS Stolac 110 kV
0,856
TS Čapljina 110 kV
0,861
Uočena opterećenja elemenata sistema iznad 90% vrijednosti nazivne snage transformatora,
odnosno dopuštenog termičkog opterećenja vodiča se smanjuju na vrijednosti manje od 90%
termičkog opterećenja, dok se vrijednosti napona izvan dozvoljenih granica vraćaju u granice
dozvoljenih naponskih odstupanja definisanih MK na sljedeći način:
1. DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi:
Izgradnjom novog DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi sa provodnikom AlFe presjeka
240/40 mm2 po trasi postojećeg dalekovoda (postojeći dalekovod AlFe 150/25 mm2).
Međutim, zbog planirane izgradnje u EES Crne Gore kojim se rješavaju problemi vezani
za napajanje TS Herceg Novi iz EES Crne Gore, u analizama provedenim u 2023. godini,
pokazuje se da nije potrebno vršiti izgradnju novog DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi
na trasi postojećeg dalekovoda u razmatranom planskom periodu.
2. Na potezu Čitluk – Ljubuški – Čapljina – Stolac – Opuzen – Neum – Ston:
•
•
•
rekonstrukcijom DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2,
rekonstrukcijom i vraćanjem u projektovano stanje DV 110 kV Mostar 2 – Stolac,
rekonstrukcijom i vraćanjem u projektovano stanje DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina.
Navedeno područje se trenutno gotovo u potpunosti napaja iz samo jedne čvorne tačke
(TS 400/220/110/x kV Mostar 4) preko DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk. Trenutno se
dionica DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina na potezu TS Mostar 1 – TS Mostar 2 koristi za
napajanje TS Mostar 2, dok je prijeratni DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 van funkcije.
Pored toga, dionica DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina na potezu Buna – TS Čapljina i
dionica DV 110 kV Mostar 2 – Stolac na potezu Buna – TS Stolac koriste za napajanje
TS Stolac (kao DV 110 kV Čapljina – Stolac). Dakle, iako je razmatrano područje preko
110 kV mreže povezano sa sistemom susjedne Hrvatske, ono je pri tome dosta udaljeno
od čvornih tačaka iz kojih se može napojiti prilikom ispada DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk.
Nakon rekonstrukcije prijeratnog DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 stvorili bi se uslovi za
oslobađanje dijela DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina, koji se trenutno koristi za vezu TS
Mostar 1 – Mostar 2. Ovim bi, uz rekonstrukciju DV 110 kV Mostar 2 – Stolac, bili
stvoreni uslovi za vraćanje u projektovano stanje DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina čime bi
58/122
se u potpunosti otklonili problemi na ovom području (ispad DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk
više ne bi predstavljao problem).
Dinamika vraćanja u pogon prethodno navedenih, ratom porušenih, dalekovoda potrebnih
za rješavanje problema na potezu Čitluk – Ljubuški – Čapljina – Stolac – Opuzen –
Neum – Ston je data u Tabeli 8.4. Objekti van funkcije.
3. DV 110 kV DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I:
Prema kriterijima za izgradnju novih TS 110/x kV u 2017. godini potrebno je izgraditi TS
Banja Luka 10, kojom se rasterećuju TS Banja Luka 1 i TS Banja Luka 2, a čiji način
uklapanja (izgradnja KV 110 KV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka
3 – Banja Luka 10) pozitivno utiče na rasterećenje dalekovoda na potezu TS Banja Luka 6
– TS Banja Luka 1. Analize za 2018. i 2023. godinu u uslovima normalne hidrologije
pokazuju da nakon izgradnje TS 110/x kV Banja Luka 10, KV 110 KV Banja Luka 2 –
Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10 više ne dolazi do opterećenja
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja.
4. Analize u presječnim godinama su pokazale da je odgovarajuće rješenje, za rješavanje
problema sa opterećenjem DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac/I, DV 110 kV TE Tuzla –
Lukavac/II, kao i TR 1 220/110 kV, 150 MVA i TR 2 220/110 kV, 150 MVA u TS
220/110 kV Zenica 2, izgradnja TS 400/110 kV na širem području Doboja. Međutim, na
osnovu analiza provedenih za presječne 2018. i 2023. godinu moguće je zaključiti da je
izgradnju TS 400/110 kV na širem području Doboja moguće prolongirati za period iza
2018. godine iz sljedećih razloga:
•
•
•
Prema kriterijima za obezbjeđenje dvostranog napajanja za radijalno napojene TS, u
cilju ispunjenja (n-1) sigurnosnog kriterija, potrebno je u 2016. godini obezbijediti
dvostrano napajanje za TS Banovići (izgradnjom ili DV 110 kV Banovići – Zavidovići
ili DV 110 kV Banovići – Lukavac) koje pozitivno utiče na rasterećenje dalekovoda
na potezu TE Tuzla – TS Lukavac i transformatora u TS Zenica 2. Analize za 2018.
godinu pokazuju da nakon izgradnje DV 110 kV Banovići – Zavidovići nema
elemenata prenosne mreže na području Tuzle i Zenice opterećenih preko 90%
dozvoljenog termičkog opterećenja.
Analize za 2023. godinu pokazuju da sa porastom opterećenja TS na širem području
Tuzle ponovo dolazi do preopterećenja DV na potezu TE Tuzla – TS Lukavac, ali i do
pojave novih elemenata prenosne mreže opterećenih preko 90% dozvoljenog temičkog
opterećenja kao što su: DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik, transformator 220/110 kV,
150 MVA u TE Tuzla i transformator 220/110 kV, 150 MVA u TS Gradačac. Stoga je
izgradnja transformacije 400/110 kV na širem području Doboja neophodna u periodu
nakon 2018. godine.
Analize za 2023. godinu u uslovima normalne hidrologije pokazuju da na području
Banja Luke dolazi do povećanja opterećenja transformatora 400/110 kV, 300 MVA u
TS Banja Luka 6, ali ona ne prelaze 90% dozvoljenog termičkog opterećenja (88,7 % i
89,4 %). U slučaju da do 2023. godine ne bude izgrađena transformacija 400/110 kV
na širem području Doboja opterećenje ovih transformatora će preći 90% nazivne snage
transformatora u periodu nakon 2023. godine.
9.1.2. Suha hidrologija
Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za
sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
59/122
ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM (SUHA HIDROLOGIJA)
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2014.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
2255.0
576.5
0.0
0.0
0.0
0.0
2230.0
733.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
971.7
39.9
450.8
-14.9
364.5
-14.9
364.5
0.0
COLUMN
TOTALS
2255.0
576.5
0.0
0.0
0.0
0.0
2230.0
733.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
971.7
39.9
450.8
-14.9
364.5
-14.9
364.5
0.0
Tabela 9.5. Angažman elektrana
Termoelektrane
Tuzla
Kakanj
Ugljevik
Gacko
Ukupno
Hidroelektrane
Višegrad
Čapljina
Dubrovnik
Salakovac
Jablanica
Rama
Grabovica
Trebinje
Bočac
Jajce 2
Mostar
Ukupno
P
[MW]
522
370
280
230
1402
Q
[MVAr]
204
46
48
34
332
P
[MW]
160
150
100
91
78
64
55
54
50
27
24
853
Q
[MVAr]
38
42
25
22
20
19
14
25
23
7
9
244
Rezultati analiza u režimu suhe hidrologije su slični rezultatima za režim normalne
hidrologije. Prilikom analiza uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti dolazi do dodatnog
povećanja opterećenja elemenata prenosne mreže koji su u režimu normalne hidrologije
opterećeni iznad 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne
snage transformatora. Takođe, prilikom ispada DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk naponi na
potezu Čitluk – Ljubuški – Čapljina – Stolac padaju ispod vrijednosti dozvoljenih MK
(vrijednosti napona odgovaraju vrijednostima zabilježenim u režimu normalne hidrologije).
Pored toga, javljaju se dva nova elementa koji se opterećuju iznad 90% dozvoljenog
termičkog opterećenja pri primjeni (n-1) kriterija sigurnosti i to:
•
•
DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/II koji se prilikom ispada DV 110 kV Banja
Luka 1 – Banja Luka 6/I optereti preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča,
ali ne prelazi 100%,
DV 110 kV Cementara – TE Kakanj koji se prilikom ispada DV 110 kV TE Kakanj –
Zenica 1 optereti preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, ali ne prelazi
100%,
Povećano opterećenje DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/II prilikom ispada DV 110
kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I se eliminiše izgradnjom TS 110/x kV Banja Luka 10 i
njenim načinom uklapanja koje je planirano za 2017. godinu.
60/122
Analize provedene za presječnu 2023. godinu pokazuju da je ostala uočena opterećenja u
režimu suhe hidrologije za 2014. godinu moguće eliminisati na isti način kao i u slučaju
režima sa normalnom hidrologijom uz rekonstrukciju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka
6/I na način da se izvrši ugradnja vodiča veće prenosne moći.
9.2. Analiza za 2018. godinu
9.2.1. Normalna hidrologija
Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za
sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2018.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
2799.0
524.5
0.0
0.0
0.0
0.0
2413.0
793.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
941.8
43.6
495.1
342.4
178.1
342.4
178.1
0.0
COLUMN
TOTALS
2799.0
524.5
0.0
0.0
0.0
0.0
2413.0
793.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
941.8
43.6
495.1
342.4
178.1
342.4
178.1
0.0
Tabela 9.6. Angažman elektrana
P
Termoelektrane
[MW]
Tuzla
638
Kakanj
296
Ugljevik
270
Stanari
260
Gacko
210
Ukupno
1674
Q
[MVAr]
-32
158
25
9
65
225
P
[MW]
160
128
120
110
110
104
100
60
52
40
30
30
28
27
10
9
7
1125
Q
[MVAr]
63
38
33
40
18
34
26
13
14
2
2
-1
8
6
4
-1
1
300
Hidroelektrane
Višegrad
Rama
Trebinje
Bočac
Dabar
Salakovac
Jablanica
Mostar
Jajce 1
Ustikolina
Mostarsko blato
Ulog
Mlini
Jajce 2
Sastavci
Vranduk
Dub i Ustiprača
Ukupno
Budući da je rješavanje antenske veze TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 – HE
Bočac, te dvostrano napajanje TS Šipovo i TS Kneževo moguće realizovati na dva različita
načina, oba su razmatrana u okviru analiza:
61/122
•
Varijanta I: Izgradnja ulaz/izlaz za TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 –
HE Bočac čime se formiraju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 5 i DV 110 kV
Banja Luka 5 – HE Bočac, te izgradnja DV 110 kV Šipovo – Kneževo.
•
Varijanta II: Prespajanje DV 110 kV HE Jajce 1 – HE Bočac i DV 110 kV Banja Luka
1 – HE Bočac na ulazu u HE Bočac na način da se formira DV 110 kV HE Jajce 1 –
Banja Luka 1 (oslobađaju se dva dalekovodna polja 110 kV u HE Bočac), izgradnja
DV 110 kV Banja Luka 5 – HE Bočac i DV 110 kV Šipovo – Jajce 1.
Drugi način predstavlja prijedlog kojim u planskom periodu nije riješeno dvostrano napajanje
TS Kneževo, ali je to planirano da se izvrši izgradnjom DV 110 kV Kneževo – HE Bočac u
periodu nakon perioda obuhvaćenog ovim Planom.
Budući da su analize pokazale da su obje varijante praktično jednake kada su u pitanju
proračuni tokova snaga i naponskih prilika, izabrana je Varijanta I kao značajno jeftinija u
odnosu na Varijantu II.
U cilju obezbjeđenja dvostranog napajanja TS Banovići razmatrana je izgradnja DV 110 kV
Banovići – Zavidovići ili DV 110 kV Banovići – Lukavac (dužina oba dalekovoda iznosi oko
25 km). Rezultati provedenih analiza pokazuju da se izgradnjom oba dalekovoda značajno
smanjuju opterećenja na području Tuzle. Međutim, izgradnjom DV 110 kV Banovići –
Lukavac ne eliminišu se opterećenja transformatora 220/110 kV, 150 MVA u TS Zenica 2,
koji su i dalje opterećeni preko 90 % dozvoljenog termičkog opterećenja u slučaju ispada
jednog od transformatora. Stoga je u Plan uvrštena izgradnja DV 110 kV Banovići –
Zavidovići u 2016. godini.
Već izgrađeni DV 2x220 kV Rama – Posušje uklopljen je u EES BiH na način da je sa jedne
strane otvoren DV 220 kV Mostar 4 – Zakučac, a sa druge strane DV 220 kV HE Rama – RP
Jablanica/I. Ovim se formiraju nove veze: DV 220 kV HE Rama – Mostar 4 i DV 220 kV RP
Jablanica – HE Zakučac.
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje mreže, prema rezultatima analize, svi naponi u
mreži su u dozvoljenim granicama.
Nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja
vodiča, odnosno nazivne snage transformatora.
Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti su pokazali da
nema nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 90% vrijednosti termičkog
opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora, a opterećenja između 80% i 90%
prikazana su u Tabeli 9.7..
Tabela 9.7. (n-1) kriterij sigurnosti - elementi sistema opterećeni između 80% i 90%
vrijednosti termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
TR 1 220/110 kV Zenica 2
TR 2 220/110 kV Zenica 2
89,4
TR 2 220/110 kV Zenica 2
TR 1 220/110 kV Zenica 2
89,4
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla
86,8
DV 400 kV Trebinje – Lastva
DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi
84,9
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
84,5
62/122
Ispad grane
TR 400/110 kV Ugljevik
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla
TR 2 400/110 kV Banja Luka 6
TR 1 400/110 kV Banja Luka 6
TR 1 220/110 kV Tuzla
TR 2 220/110 kV Tuzla
Opterećenje grane
TR 220/110 kV TE Tuzla
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
TR 1 400/110 kV Banja Luka 6
TR 2 400/110 kV Banja Luka 6
TR 220/110 kV TE Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
Sn(%)
83,1
82,8
82,4
81,8
81,7
81,7
9.2.2. Suha hidrologija
Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za
sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM (SUHA HIDROLOGIJA)
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2018.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
2561.0
543.3
0.0
0.0
0.0
0.0
2413.0
793.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
935.3
45.5
505.4
102.5
180.0
102.5
180.0
0.0
COLUMN
TOTALS
2561.0
543.3
0.0
0.0
0.0
0.0
2413.0
793.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
935.3
45.5
505.4
102.5
180.0
102.5
180.0
0.0
Tabela 9.8. Angažman elektrana
Termoelektrane
Tuzla
Kakanj
Stanari
Ugljevik
Gacko
Ukupno
Hidroelektrane
Višegrad
Dubrovnik
Salakovac
Jablanica
Rama
Trebinje
Bočac
Jajce 2
Mostar
Ustikolina
Ukupno
P
[MW]
812
352
260
240
236
1900
Q
[MVAr]
45
121
17
24
76
283
P
[MW]
160
100
91
75
64
54
50
27
20
20
661
Q
[MVAr]
65
33
41
28
27
22
25
9
8
2
260
Za slučaj normalne hidrologije pri normalnom angažmanu hidroelektrana i uvrštenim
pojačanjima prenosne mreže u presječnoj 2018. godini nisu uočena opterećenja preko 90%
vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora.
Međutim, rezultati analize za slučaj suhe hidrologije ukazuju da se kod primjene (n-1)
kriterija sigurnosti ponovo opterećuju neki od elemenata prenosne mreže iznad 90%, što je
prikazano u Tabeli 9.9..
63/122
Tabela 9.9. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti
dozvoljenog termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
107,0
DV 110 kV B. Luka 4 – B. Luka 6
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
95,1
TR 2 220/110 kV Zenica 2
TR 1 220/110 kV Zenica 2
91,1
TR 1 220/110 kV Zenica 2
TR 2 220/110 kV Zenica 2
91,0
TR 2 400/110 kV Banja Luka 6
TR 1 400/110 kV Banja Luka 6
90,9
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla
90,7
TR 1 400/110 kV Banja Luka 6
TR 2 400/110 kV Banja Luka 6
90,3
DV 110 kV B. Luka 3 – B. Luka 4
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
90,3
Analize provedene za presječnu 2023. godinu pokazuju da je opterećenja na području Banja
Luke, Tuzle i Zenice u režimu suhe hidrologije za 2018. godinu moguće eliminisati na isti
način kao i u slučaju režima sa normalnom hidrologijom uz rekonstrukciju DV 110 kV Banja
Luka 1 – Banja Luka 6/I na način da se izvrši ugradnja vodiča veće prenosne moći.
9.3. Analiza za 2023. godinu
9.3.1. Normalna hidrologija
Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za
sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
PLAN RAZVOJA PRENOSNE
FROM
GENEX-- AREA --X RATION
MREZE 2014.-2023. GODINA-2023.GODINA
------AT AREA BUSES------TO
FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
3156.0
796.2
0.0
0.0
0.0
0.0
2665.0
875.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
968.1
78.6
770.8
412.4
117.5
412.4
117.5
0.0
COLUMN
TOTALS
3156.0
796.2
0.0
0.0
0.0
0.0
2665.0
875.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
968.1
78.6
770.8
412.4
117.5
412.4
117.
0.0
Tabela 9.10. Angažman elektrana
Termoelektrane
Tuzla
Kakanj
Stanari
Ugljevik
Gacko
Ukupno
Hidroelektrane
Višegrad
Rama
Trebinje
Bočac
Dabar
Salakovac
Dubrovnik
Jablanica
Grabovica
P
[MW]
640
466
260
256
210
1832
Q
[MVAr]
143
71
11
17
70
312
P
[MW]
160
128
120
110
110
104
100
100
100
Q
[MVAr]
86
56
43
50
8
52
38
42
44
64/122
Hidroelektrane
Mostar
Jajce 1
Ustikolina
Mostarsko blato
Ulog
Mlini
Jajce 2
Vranduk
Sastavci
Dub i Ustiprača
Ukupno
P
[MW]
60
52
40
30
30
28
27
9
8
8
1324
Q
[MVAr]
24
26
-4
6
0
0
9
2
4
-2
484
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje mreže, prema rezultatima analize, svi naponi u
mreži su u dozvoljenim granicama.
Nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja
vodiča, odnosno nazivne snage transformatora.
Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u
tabelama u nastavku.
Tabela 9.11. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni između 80% i 90%
vrijednosti termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
TR 220/110 kV Gradačac
89,8
TR 2 400/110 kV B. Luka 6
TR 1 400/110 kV B. Luka 6
89,4
TR 220/110 kV Gradačac
TR 220/110 kV TE Tuzla
89,1
DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
88,9
TR 1 400/110 kV B. Luka 6
TR 2 400/110 kV B. Luka 6
88,7
TR 3 220/110 kV Tuzla
TR 4 220/110 kV Tuzla
88,4
TR 4 220/110 kV Tuzla
TR 3 220/110 kV Tuzla
88,4
DV 110 kV TE Kakanj – Zenica 1
DV 110 kV Cementara – TE Kakanj
87,6
TR 1 400/110 kV Sarajevo 10
TR 400/110 kV Sarajevo 20
87,3
DV 110 kV HAK – TE Tuzla
87,3
TR 3 220/110 kV Tuzla
87,0
TR 220/110 kV TE Tuzla
TR 4 220/110 kV Tuzla
87,0
DV 110 kV HAK – Tuzla
85,2
TR 220/110 kV Gradačac
82,6
TR 220/110 kV Gradačac
87,1
DV 400 kV TE Stanari – Banja Luka 6 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
85,1
TR 220/110 kV TE Tuzla
81,9
DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik
84,7
TR 400/110 kV Ugljevik
TR 3 220/110 kV Tuzla
84,6
TR 4 220/110 kV Tuzla
84,6
DV 110 kV HAK – Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
83,7
DV 110 kV HAK – TE Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
83,1
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
83,0
DV 400 kV Tuzla – Ugljevik
TR 400/110 kV Ugljevik
82,9
65/122
Ispad grane
DV 110 kV Brčko 2 – Bijeljina 3
DV 110 kV Modriča – Gradačac
DV 110 kV Lukavac – Srebrenik
DV 400 kV TE Stanari – Tuzla
DV 110 kV Janja – Lešnica
TR 2 220/110 kV Zenica 2
TR 1 220/110 kV Zenica 2
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3
DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik
DV 110 kV Maglaj – Zavidovići
Opterećenje grane
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Brčko 1 – Brčko 2
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
TR 220/110 kV Gradačac
TR 220/110 kV Gradačac
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik
DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik
TR 1 220/110 kV Zenica 2
TR 2 220/110 kV Zenica 2
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
DV 110 kV Lukavac – Lukavac 2
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
TR 220/110 kV Gradačac
TR 220/110 kV TE Tuzla
TR 220/110 kV Gradačac
Sn(%)
82,7
82,7
81,6
82,5
80,1
82,3
80,7
82,1
80,1
82,0
81,9
81,5
81,4
80,0
81,1
81,1
80,3
Tabela 9.12. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti
termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II
107,9
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
102,9
DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
99,5
TR 220/110 kV Gradačac
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
99,4
TR 220/110 kV TE Tuzla
97,4
TR 400/110 kV Ugljevik
TR 220/110 kV Gradačac
91,6
DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
96,4
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 2
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
95,2
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
94,3
TR 3 220/110 kV Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
93,3
TR 4 220/110 kV Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
93,3
DV 110 kV Lukavac – Lukavac 2
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II
91,3
Rezultati analiza za presječnu 2023. godinu pokazuju da se na širem području Tuzle javljaju
preopterećenja i opterećenja elemenata prenosne mreže preko 90% dozvoljenog termičkog
opterećenja. Kako je ranije istaknuto ove probleme u mreži je moguće riješiti izgradnjom TS
400/110 kV na širem području Doboja, koja pored navedenog pozitivno utiče i na smanjenje
gubitaka u 110 kV mreži jer je područje Doboja dosta udaljeno od postojećih TS 400/110 kV i
TS 220/110 kV. U cilju eliminisanja uočenih problema u mreži razmatrana je izgradnja
transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah i izgradnja transformacije 400/110
kV na lokaciji TE Stanari.
9.3.1.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah
U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na
lokaciji TS 110/x kV Jelah koja je u EES BiH uklopljena na sljedeći način:
66/122
•
•
po principu ulaz/izlaz na DV 400 kV Tuzla – TE Stanari,
izgradnjom DV 110 kV Doboj 1 – Jelah.
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti su pokazali da
nema nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 90% vrijednosti termičkog
opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora, a opterećenja između 80% i 90%
prikazana su u Tabeli 9.13..
Tabela 9.13. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni između 80% i 90%
vrijednosti termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6
DV 110 kV Teslić – Jelah
84,9
DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
84,5
TR 220/110 kV Gradačac
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
84,5
DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
84,3
TR 1 400/110 kV Sarajevo 10
TR 400/110 kV Sarajevo 20
84,1
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 2
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
83,2
DV 400 kV Tuzla – Jelah
TR 220/110 kV Gradačac
81,3
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
80,2
TR 400/110 kV Ugljevik
TR 220/110 kV Gradačac
80,1
Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x
kV Jelah i njenim navedenim načinom uklapanja uklanjaju sva uočena opterećenja na širem
području Tuzle.
9.3.1.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari
U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na
lokaciji TE Stanari koja je u EES BiH uklopljena na sljedeći način:
•
•
•
na 400 kV sabirnice TE Stanari po principu produženih sabirnica,
izgradnjom DV 110 kV Stanari – Prnjavor 2,
izgradnjom DV 110 kV Stanari – Doboj 3.
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u
tabelama u nastavku.
Tabela 9.14. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni između 80% i 90%
vrijednosti termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla
87,1
TR 1 400/110 kV Sarajevo 10
TR 400/110 kV Sarajevo 20
84,8
67/122
Ispad grane
TR 400/110 kV Ugljevik
DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik
DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla
DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla
TR 220/110 kV Gradačac
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 2
DV 110 kV TE Kakanj – Zenica 1
TR 3 220/110 kV Tuzla
TR 4 220/110 kV Tuzla
DV 400 kV Stanari – Tuzla
DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3
Opterećenje grane
TR 220/110 kV TE Tuzla
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
DV 110 kV Cementara – TE Kakanj
TR 220/110 kV TE Tuzla
TR 220/110 kV TE Tuzla
TR 220/110 kV Gradačac
DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik
Tabela 9.15. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi opterećeni preko 90% vrijednosti
termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6
DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina
Sn(%)
84,7
84,1
83,3
83,0
83,0
83,0
82,1
82,2
82,2
80,4
80,1
Sn(%)
92,3
Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari
i njenim navedenim načinom uklapanja uklanjaju sva uočena opterećenja na širem području
Tuzle. Javlja se dodatno opterećenje DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina (preko 90%
dozvoljenog termičkog opterećenja) prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6.
Međutim, analize pokazuju da u slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš –
Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema
dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH..
Iako su analize za 2023. godinu pokazale da se sva uočena opterećenja elemenata prenosne
mreže eliminišu ili izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ili
izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari niti jedna od ove dvije
transformacije nije uvrštena u Plan. Naime, Zaključak Uprave Kompanije broj: 01-2210/2014
od 26.03.2014. godine je: „angažovaće se nezavisna stručna institucija koja će utvrditi
najbolje rješenje za lokaciju transformacije 400/110 kV, sa osvrtom na Stanare, Jelah ili neku
drugu lokaciju, uvažavajući tehno – ekonomske kriterije“.
9.3.2. Suha hidrologija
Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za
sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM (SUHA HIDROLOGIJA)
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2023.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
2572.9
719.1
0.0
0.0
0.0
0.0
2665.0
875.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
958.0
74.9
743.4
-167.0
57.8
-167.0
57.8
0.0
COLUMN
TOTALS
2572.9
719.1
0.0
0.0
0.0
0.0
2665.0
875.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
958.0
74.9
743.4
-167.0
57.8
-167.0
57.8
0.0
68/122
Tabela 9.16. Angažman elektrana
P
Q
Termoelektrane
[MW] [MVAr]
Tuzla
640
155
Kakanj
465
91
Stanari
260
15
Ugljevik
250
19
Gacko
231
90
Ukupno
1846
370
Hidroelektrane
Višegrad
Dubrovnik
Salakovac
Jablanica
Rama
Trebinje
Bočac
Grabovica
Jajce 2
Mostar
Ustikolina
Ukupno
P
[MW]
160
100
90
75
66
60
55
54
27
20
20
727
Q
[MVAr]
89
47
61
44
26
15
17
20
13
13
3
349
Prilikom analiza uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti u režimu suhe hidrologije dolazi do
povećanja opterećenja prenosne mreže na području Tuzle koji su u režimu normalne
hidrologije opterećeni iznad 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča,
odnosno nazivne snage transformatora. Takođe, opterećenje elemenata prenosnog sistema na
području Banja Luke (DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I i transformatori 400/110
kV u TS Banja Luka 6) koji su u režimu normalne hidrologije bili opterećeni ispod 90%
vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora,
se značajno povećava (iznad 100%). Pored toga, javljaju se tri nova elementa koji se
opterećuju iznad 90% dozvoljenog termičkog opterećenja:
•
•
•
Transformatori 220/110 kV u TS Mostar 4 (108,1%), pri čemu se jedan od ova dva
transformatora preopterećava prilikom ispada drugog transformatora.
Transformator 400/110 kV u TS Ugljevik koji se opterećava sa 90,6% prilikom ispada DV
400 kV Tuzla – Ugljevik.
DV 110 kV Cementara – TE Kakanj koji se opterećava sa 93,2% prilikom ispada DV 110
kV TE Kakanj – Zenica 1.
Značajan porast opterećenja elemenata prenosnog sistema na području Mostara i Banja Luke
u režimu suhe hidrologije je uzrokovan smanjenim angažmanom hidroelektrana u 110 kV
mreži iz kojih se ova područja napajaju.
U cilju provjere mogućnosti eliminisanja uočenih problema u mreži u režimu suhe hidrologije
razmatrana je izgradnja transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah i izgradnja
transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari.
69/122
9.3.2.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah
U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na
lokaciji TS 110/x kV Jelah koja je u EES BiH uklopljena na način definisan u Poglavlju
9.3.1.1..
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja pri
analizi tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u Tabeli 9.17..
Tabela 9.17. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti
dozvoljenog termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
TR 2 220/110 kV Mostar 4
TR 1 220/110 kV Mostar 4
107,7
TR 1 220/110 kV Mostar 4
TR 2 220/110 kV Mostar 4
107,7
TR1 400/110 kV Sarajevo 10
TR 400/110 kV Sarajevo 20
94,7
DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I
91,9
Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x
kV Jelah rješavaju sva uočena opterećenja elemenata prenosnog sistema u režimu suhe
hidrologije osim transformatora 220/110 kV u TS Mostar 4, transformatora 400/110 kV u TS
Sarajevo 20 i DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I.
9.3.2.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom
transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari
U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na
lokaciji TE Stanari koja je u EES BiH uklopljena na način definisan u Poglavlju 9.3.1.2..
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja pri
analizi tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u Tabeli 9.18..
Tabela 9.18. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti
dozvoljenog termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
TR 2 220/110 kV Mostar 4
TR 1 220/110 kV Mostar 4
107,7
TR 1 220/110 kV Mostar 4
TR 2 220/110 kV Mostar 4
107,7
DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6
DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina
99,4
TR1 400/110 kV Sarajevo 10
TR 400/110 kV Sarajevo 20
95,4
Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari
rješavaju sva uočena opterećenja elemenata prenosnog sistema u režimu suhe hidrologije
osim transformatora 220/110 kV u TS Mostar 4 i transformatora 400/110 kV u TS Sarajevo
70/122
20. Kao i u slučaju normalne hidrologije javlja se dodatno opterećenje DV 110 kV Kotor
Varoš – Ukrina prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6.
Uočena opterećenja u režimu suhe hidrologije, koja nisu eliminisana izgradnjom TS 400/110
kV na širem području Doboja, se mogu riješiti:
•
•
•
•
Opterećenje transformatora 220/110 kV u TS Mostar 4 se rješava ugradnjom trećeg
transformatora 220/110 kV. Ovaj transformator bi u normalnom režimu služio kao
rezerva, a u režimu suhe hidrologije moraju biti u pogonu sva tri transformatora.
Opterećenje transformatora 400/110 kV u TS Sarajevo 20, zbog ispada transformatora
400/110 kV u TS Sarajevo 10, se rješava puštanjem u pogon drugog transformatora
(nakon ispada transformatora koji je bio u pogonu) u TS Sarajevo 10.
Opterećenje DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I se rješava povećanjem prenosne
moći ovog dalekovoda (ugradnjom vodiča AlFe 240/40 mm2 ili ugradnjom provodnika
BTAL Al-Fe 150/25).
U slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100%
dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih
opterećenja elemenata prenosne mreže BiH.
Iako su analize za 2023. godinu i u režimu suhe hidrologije pokazale da se većina uočenih
opterećenja elemenata prenosnog sistema eliminišu ili izgradnjom transformacije 400/110 kV
na lokaciji TS 110/x kV Jelah ili izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE
Stanari, niti jedna od ove dvije transformacije nije uvrštena u Plan, a u skladu sa Zaključkom
Uprave Kompanije broj: 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine.
9.4.
Režim minimalnih opterećenja
Analize za režim minimalnih opterećenja se provode kako bi se utvrdile naponske prilike u
EES koje su u uskoj vezi sa reaktivnom energijom koja protiče kroz elemente prenosnog
sistema. U elektroenergetskim sistemima u kojima ne postoji dovoljno mogućnosti za
regulaciju napona i reaktivne snage pri određenim pogonskim stanjima mogu se javiti
slučajevi odstupanja napona od granica definisanih MK.
U okviru Plana, analize za 2014., 2018. i 2023. godinu su provedene na modelu EES BiH za
normalnu hidrologiju u kojem su opterećenja i proizvodnja prilagođeni režimu minimalnog
opterećenja EES BiH. Modeli susjednih sistema za 2014. i 2018. godinu su preuzeti iz SECI
modela za režim minimalnih opterećenja za 2015. godinu, a za 2023. godinu iz SECI modela
za 2020. godinu.
Analiza za minimalni režim 2014. godine je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih
jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MINIMALNI REZIM
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2014.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
1194.0
-301.4
0.0
0.0
0.0
0.0
844.0
333.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
995.7
26.9
247.8
323.1
113.4
323.1
113.4
0.0
COLUMN
TOTALS
1194.0
-301.4
0.0
0.0
0.0
0.0
844.0
333.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
995.7
26.9
247.8
323.1
113.4
323.1
113.4
0.0
71/122
Tabela 9.19. Angažman elektrana 2014. godina
P
Q
Termoelektrane
[MW] [MVAr]
Ugljevik
200
0
Gacko
190
-54
Kakanj
180
-54
Tuzla
170
-27
Ukupno
740
-135
Hidroelektrane
Višegrad
Bočac
Jablanica
Dubrovnik
Trebinje
Jajce 2
Ukupno
P
[MW]
210
86
60
60
30
8
454
Q
[MVAr]
-73
-16
-36
-25
-18
2
-166
Rezultati analiza za režim minimalnih opterećenja su pokazali da u 2014. godini postoji
problem sa visokim naponima čije vrijednosti u 400 kV mreži prelaze i 430 kV. Ovo je prije
svega uzrokovano malim opterećenjima u EES BiH što se najviše oslikava u 400 kV mreži,
ali i neželjenim tokovima reaktivne energije iz EES Hrvatske uzrokovanih visokim naponima
u ovom sistemu, te činjenicom da su u EES BiH na 400 kV nivo priključena samo tri
proizvodna objekta (TE Ugljevik, TE Gacko i HE Višegrad), koja radom u kapacitivnom
režimu mogu uticati na smanjenje napona u 400 kV mreži. Treba napomenuti da TE Ugljevik
ne dozvoljava rad u poduzbuđenom režimu zbog ograničenja na limiteru uzbude.
Ovako visoke napone moguće je smanjiti ukoliko proizvodni objekti u BiH rade unutar svojih
tehničkih mogućnosti odnosno u kapacitivnom režimu. Međutim, prema odluci DERK-a
pomoćna usluga Q/U regulacije u BiH izvodi se bez finansijske naknade, što je uzrok slabe
motivacije proizvođača (elektrana, generatora) za pružanje te vrste pomoćne usluge, što u
konačnici dovodi do pogoršanja problematike pojave visokih napona u prenosnoj mreži BiH.
U cilju pronalaženja načina za snižavanja zabilježenih visokih napona u provedenim
analizama za 2014. godinu su, pored omogućavanja rada proizvodnih jedinica u kapacitivnom
režimu (osim TE Ugljevik), izvršene i promjene položaja regulacionih preklopki energetskih
transformatora.
Rezultati provedenih analiza (Prilog 6.) su pokazali da se samo promjenom položaja
regulacionih preklopki mrežnih transformatora i dovođenjem proizvodnih jedinica u
kapacitivni režim rada ne rješava problem sa visokim naponima u 2014. godini. Budući da za
prvu plansku godinu nije moguće izvršiti ugradnju opreme kojom će se naponi svesti na
prihvatljiv nivo moguće je primijeniti samo kratkoročne mjere. Stoga je analizirana situacija
isključenja podoptrećenih vodova koji proizvode reaktivnu energiju i interkonektivnih vodova
kojima se reaktivna energija injektira u EES BiH. Proračuni su pokazali da se isključenjem
DV 400 kV Ugljevik – Ernestinovo ili DV 400 kV Banja Luka – Tuzla naponi dovode u
granice definisane MK (Prilog 6.). Inače, isključenje podopterećenih vodova u EES BiH koji
u režimu minimalnih opterećenja generišu reaktivnu snagu je trenutno uobičajena praksa u
EES BiH što se radi u koordinaciji sa susjednim sistemima.
72/122
Analiza za minimalni režim 2018. godine je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih
jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MINIMALNII REZIM
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2018.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
1200.0
-346.9
0.0
0.0
0.0
0.0
900.0
355.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
984.0
23.3
224.0
276.6
57.7
276.6
57.7
0.0
COLUMN
TOTALS
1200.0
-346.9
0.0
0.0
0.0
0.0
900.0
355.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
984.0
23.3
224.0
276.6
57.7
276.6
57.7
0.0
Tabela 9.20. Angažman elektrana 2018. godina
P
Q
Termoelektrane
[MW] [MVAr]
Tuzla
210
-86
Ugljevik
200
0
Gacko
190
-56
Kakanj
190
-43
Stanari
140
-98
Ukupno
930
-283
Hidroelektrane
Višegrad
Jablanica
Bočac
Trebinje
Ustikolina
Jajce 2
Ulog
Ukupno
P
[MW]
140
40
35
30
12
8
5
270
Q
[MVAr]
-49
-17
-4
8
-1
1
-2
-64
Rezultati analiza provedenih za minimalni režim za 2018. godinu pokazuju da i dalje postoje
problemi sa visokim naponima u EES BiH koji više nisu toliko izraženi kao u analizama za
2014. godinu. Razlog za ovo je: povećanje potrošnje u minimalnom režimu, ulazak u pogon
novih proizvodnih objekata priključenih na 400 kV naponski nivo (TE Stanari i TE Tuzla
blok 7) sa mogućnošću rada u kapacitivnom režimu.
Analiza za minimalni režim 2023. godine je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih
jedinica i opterećenje na mreži prenosa:
ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM - MINIMALNI REZIM
PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2023.GODINA
FROM ------AT AREA BUSES------TO
GENE- FROM IND
TO IND
TO
TO BUS GNE BUS
X-- AREA --X RATION GENERATN
MOTORS
LOAD
SHUNT DEVICES
AREA TOTALS
IN MW/MVAR
TO LINE
FROM
SHUNT CHARGING
TO
LOSSES
-NET INTERCHANGETO TIE TO TIES DESIRED
LINES + LOADS NET INT
13
BIH
1471.0
-119.0
0.0
0.0
0.0
0.0
981.0
394.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1004.3
46.3
406.8
443.7
83.8
443.7
83.8
0.0
COLUMN
TOTALS
1471.0
-119.0
0.0
0.0
0.0
0.0
981.0
394.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1004.3
46.3
406.8
443.7
83.8
443.7
83.8
0.0
73/122
Tabela 9.21. Angažman elektrana 2023. godina
P
Q
Termoelektrane
[MW] [MVAr]
Kakanj
400
-17
Tuzla
200
-46
Ugljevik
200
5
Gacko
200
-3
Stanari
150
-52
Ukupno
1150
-113
Hidroelektrane
Višegrad
Dubrovnik
Bočac
Dabar
Trebinje
Jablanica
Jajce 1
Mostar
Ustikolina
Ukupno
P
[MW]
80
60
40
40
30
30
19
14
8
321
Q
[MVAr]
-19
4
-10
3
1
9
8
3
-4
-5
Rezultati analiza provedenih za minimalni režim za 2023. godinu ne ukazuju na probleme sa
visokim naponima. Razlog za ovo je: povećanje potrošnje u minimalnom režimu, ulazak u
pogon novih proizvodnih objekata priključenih na 400 kV naponski nivo (TE Kakanj blok 8 i
prelazak bloka 7 u TE Kakanj na 400 kV) sa mogućnošću rada u kapacitivnom režimu.
S obzirom da su visoki naponi aktuelni problem u EES BiH, to je NOS BiH 2011. godine
pokrenuo izradu Studije „Tehno-ekonomski aspekti regulacije napona kao pomoćne
(sistemske) usluge – identifikacija i sanacija nedozvoljenih napona na prenosnoj mreži BiH“.
U ovoj Studiji (L[16]) analizirana je problematika pojave previsokih napona u prenosnoj
mreži BiH, kao dio sveobuhvatne analize mogućnosti regulacije napona i reaktivne snage u
BiH, te su predložene određene aktivnosti i mjere za sniženje visokih napona.
U Tabeli 9.22. su date vrijednosti napona koje prelaze granice definisane MK, registrovane
tokom 2011. godine u pojedinim karakterističnim čvorištima u EES BiH, te njihovo trajanje,
preuzete iz L[16].
Tabela 9.22. Maksimalno zabilježeni napon i trajanje napona iznad dozvoljene vrijednosti
TS
Mostar 4
Tuzla 4
Sabirnice
Maksimalno
zabilježeni
napon (kV)
400 kV
220 kV
110 kV
400 kV
220 kV
110 kV
433,74
246,24
123,37
429,39
245,84
117,77
Broj sati iznad dozvoljene
vrijednosti (h)
normalan
poremećen
pogon
pogon
2099
2099
311
22
221
8
1479
1479
404
5
0
0
Udio vremena iznad
dozvoljene vrijednosti (%)
normalan
poremećen
pogon
pogon
24
24
4
0
3
0
17
17
5
0
0
0
74/122
TS
Sarajevo 20
Trebinje
Višegrad
Banja
Luka 6
Ugljevik
Sarajevo 10
Prijedor 2
TE Tuzla
Gradačac
RP
Jablanica
RP Kakanj
Mostar 3
Broj sati iznad dozvoljene
vrijednosti (h)
normalan
poremećen
pogon
pogon
1088
1088
1232
83
47
0
459
459
119
6
117
8
1
1
0
0
11
0
221
221
0
0
0
0
0
0
1002
1002
100
0
2540
940
4
0
56
41
0
0
11
11
Udio vremena iznad
dozvoljene vrijednosti (%)
normalan
poremećen
pogon
pogon
12
12
14
1
1
0
5
5
1
0
1
0
0
0
0
0
0
0
3
3
0
0
0
0
0
0
11
11
1
0
29
11
0
0
1
1
0
0
0
0
Sabirnice
Maksimalno
zabilježeni
napon (kV)
400 kV
220 kV
110 kV
400 kV
220 kV
110 kV
400 kV
220 kV
110 kV
400 kV
110 kV
400 kV
110 kV
400 kV
110 kV
220 kV
110 kV
220 kV
110 kV
220 kV
430,46
248,58
122,88
429,32
245,42
124,28
423,82
241,95
121,89
426,34
120,34
418,15
120,14
431,25
123,04
251,2
121,74
252,83
117,41
243,96
220 kV
247,63
1203
59
14
1
220 kV
220 kV
245,29
245,08
431
150
4
5
5
2
0
0
Iz tabele 9.22. vidljivo je da su sa aspekta pojave visokih napona najviše ugrožene 400 kV
sabirnice TS Mostar 4, TS Tuzla 4, TS Sarajevo 10 i Sarajevo 20, te 220 kV sabirnice TS
Sarajevo 20 i TS Prijedor 2. Evidentno je i da su često ugrožena rubna čvorišta prenosne
mreže prema susjednim sistemima (Mostar 4, Sarajevo 20, Prijedor 2) što znači da uzrok
problema djelimično dolazi iz susjednih EES (Hrvatska, Crna Gora), odnosno da se
eventualno širi u susjedne sisteme. Budući da rubna čvorišta prema EES Srbije nisu ugrožena
(Ugljevik, Višegrad) moguće je pretpostaviti da EES Srbije ne doprinosi pogoršanju naponske
situacije u prenosnoj mreži BiH (L[16]).
Prema L[16] uzroci pojave visokih napona u prenosnoj mreži BiH su sljedeći:
1. slabo opterećeni 400 kV vodovi u razdobljima niskog opterećenja konzuma,
2. povremena niska potrošnja reaktivne snage konzuma u BiH gledano sa 110 kV mreže
(situacije niskog radnog opterećenja ali povećane reaktivne snage potrošnje koje nastupaju
ljeti, značajnijim korištenjem klima uređaja dovode do nižih napona u mreži),
3. neredoviti i rijedak rad generatora u BiH u kapacitivnom dijelu pogonskog dijagrama,
posebno rijedak rad CHE Čapljina u kompenzatorskom režimu,
4. uobičajeno blokirani položaji preklopki regulacijskih transformatora,
5. nepodešavanja prenosnog omjera transformatora koji imaju mogućnost promjene istog u
beznaponskom stanju,
6. nepovoljan uticaj susjednih EES Hrvatske i Crne Gore, posebno EES Hrvatske gdje
naponi na južnom kraku 400 kV mreže gotovo polovicu vremena godišnje prelaze
maksimalno dozvoljenu gornju granicu (TS Konjsko),
75/122
7. općenito nedovoljne mogućnosti Q/U regulacije na 400 kV naponskoj razini.
Kao kratkoročne, srednjoročne i dugoročne mjere za trajno rješavanja problematike visokih
napona u L[16] je predloženo:
•
•
Uvođenje naknade generatorima za pružanje usluge Q/U regulacije, uz odobrenje DERKa, omogućilo bi tehno-ekonomski održivu opciju rješavanja svih problema povezanih s
naponsko-reaktivnim prilikama u BiH (visoki naponi, te eventualno sistematski niski
naponi u budućnosti, minimiziranje gubitaka, povećanje prenosne moći, minimiziranje
tokova reaktivne snage interkonektivnim vodovima i dr.).
Izgradnjom kompenzacijskog postrojenja 150 Mvar priključenog na 400 kV mrežu u TS
Mostar 4, te u slučaju odabira mehanički uklopive prigušnice eventualno i dodatne
izgradnje takvog postrojenja snage 100 Mvar priključenog na 400 kV ili 110 kV sabirnice
TS Tuzla 4, NOS BiH bi bio u stanju u potpunosti sanirati naponske prilike u BiH bez
obzira na motiviranost generatora za rad u poduzbudi, te bez obzira na ostvarenje ostalih
uticajnih faktora u budućnosti (porast konzuma, tranzita mrežom, izgradnja TE
priključenih na 400 kV mrežu, izgradnja prigušnica u Hrvatskoj, i dr.).
Provedena ekonomska analiza u L[16] ukazala je na prednost ugradnje kompenzacijskog
postrojenja u odnosu na plaćanje pomoćne usluge kompenzacije reaktivne snage i sinhrone
kompenzacije.
Zaključak do kojeg se došlo u L[16] glasi:
„Ukoliko se NOS BiH odluči predložiti Elektroprijenos BiH, uz suglasnost DERK-a, izgradnju
kompenzacijskog postrojenja, potrebno je donijeti odluku o tipu postrojenja i lokaciji istog.
Po kriteriju manjih troškova prednost se može dati ugradnji prigušnice snage 150 Mvar, po
mogućnosti izvedbe u najmanje tri modula po 50 Mvar radi omogućavanja diskretne
regulacije, direktno ili preko transformatora priključene na 400 kV mrežu, na lokaciji TS
Mostar 4. NOS BiH treba dodatno studijski ispitati ostale aspekte pogona kompenzacijskog
postrojenja i njegovog utjecaja na sustav, kao što su prijelazne pojave pri sklopnim
operacijama, harmonici i utjecaj na dinamičku stabilnost sustava, te odrediti tip
kompenzacijskog postrojenja između mehanički uklopive prigušnice kao jeftinijeg rješenja, ili
tiristorski upravljive prigušnice odnosno statičkog Var kompenzatora kao nešto skupljeg, ali
tehnički boljeg rješenja. U slučaju da se nadležne institucije odluče za ugradnju prigušnice,
potrebno je dodatno razmotriti potrebu, te odlučiti o eventualnoj ugradnji i druge prigušnice
snage 100 Mvar, priključene na 400 kV ili 110 kV mrežu na sjeveru zemlje (TS Tuzla 4).
Autori predlažu da NOS BiH pokrene raspravu o načinu rješavanja problematike visokih
napona u prijenosnoj mreži, prvenstveno s Elektroprijenos BiH i DERK, te da se odluči o načinu
sanacije naponskih prilika između dvije predložene mjere, odnosno kombinacijom tih mjera.
Autori smatraju da se problematika pojave visokih napona u prijenosnoj mreži BiH može
značajno ublažiti izgradnjom jednog kompenzacijskog postrojenja snage 150 Mvar na lokaciji
TS Mostar 4 (priključak na 400 kV naponsku razinu), odnosno u potpunosti riješiti
izgradnjom i drugog takvog postrojenja snage 100 Mvar na lokaciji TS Tuzla 4 (priključak na
400 kV ili 110 kV naponsku razinu), te da bi Elektroprijenos BiH, na prijedlog NOS BiH te uz
suglasnost DERK-a, trebao uvrstiti izgradnju tog postrojenja u plan razvoja prijenosne
mreže, a DERK bi trebao odobriti investiciju u kompenzacijsko postrojenje/postrojenja kroz
povećanje tarife za prijenos.“
Na slici 9.1. prikazana je konačna karta EES BiH za 2023. godinu.
76/122
Mraclin
Kostajnica
Slavonski Brod 2
Gradiška 2
Bužim
Brod
Celuloza
Laktaši 2
Lika
Cementara
Prijedor
8
TE Stanari
7
10
9
Ugljevik
Doboj istok
Čelinac
Janja
Jelah
Tušanj
1
Kneževo
Tuzla 3
2
Žepče
Tuzla 5
Kalesija
Tuzla 4
HE Vranduk
Šipovo
Živinice
Sjever
Jug
TE Kakanj
Fojnica
Kupres
G. Vakuf
11
12
Rama
mHE Dub,
mHE Ustiprača
Buško Blato
- Planirani za izgradnju
B. Bašta
Pljevlja
RS Dub
Peruća
HE Ustikolina
Kraljevac
HE Ulog
Foča
Sistem mHE na Sutjesci
RS Sastavci
Željuša
Ljubuški 2
New substation
Nove trafostanice
Čitluk 2
Brezna
9
HE M. Blato
Gacko
Vrgorac
HE Dabar
Trebinje
Slika 9.1. Karta EES BiH za 2023. godinu
77/122
10. INTERKONEKCIJE
Na osnovu Zaključka sa 5. sjednice Uprave Kompanije održane 26.03.2014. godine u model
prenosne mreže za 2023. godinu uvršteni su sljedeći interkonektivni dalekovodi:
•
•
•
•
DV 400 kV Banja Luka – Lika,
DV 400 kV Tuzla – Đakovo,
DV 400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja),
DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna.
DV 400 kV Banja Luka – Lika uvršten je u desetogodišnje planove ENTSO-E: TYNDP 2012
i TYNDP 2014. Pored toga, NOS BiH je u okviru PECI projekata kandidovao DV 400 kV
Banja Luka – Lika, DV 400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja) i DV 400 kV
Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna. Konačna odluka o izgradnji interkonekcija između Srbije,
Crne Gore i Bosne i Hercegovine će se donijeti nakon završetka izrade Studije izvodljivosti:
“400 kV Interconnection Serbia-Montenegro-BiH”. Izgradnju DV 400 kV Tuzla – Đakovo
potrebno je usaglasiti sa NOS BiH, a zatim povesti aktivnosti oko usaglašavanja planova
razvoja sa HOPS-om.
U model BiH za 2023. godinu je uvrštena i izgradnja TS 400/110 kV na širem području
Doboja jer se njenom izgradnjom rješavaju problemi uočeni u analizama za 2023. godinu u
režimu normalne hidrologije. Modeli zemalja iz okruženja preuzeti su iz SECI modela za
2020. godinu.
U cilju definisanja scenarija i pravaca razmjene električne energije između BiH i susjednih
sistema korišteni su rezulatati studije „Uncertainties in the SEE transmission network and
evaluation of risk for future infrastructure investments“, čiji su autori Energetski institut
Hrvoje Požar i EKC i „Indikativni plan razvoja proizvodnje 2014. – 2023. godina“. Prema
baznim scenarijima iz Studije očekivani uvoznici su Italija, Albanija, Grčka, Hrvatska,
Makedonija i Srbija, dok su očekivani izvoznici Bugarska i Rumunija.
Analize u okviru Plana su provedene za presječnu 2023. godinu, a analizirana su tri scenarija
izvoza iz BiH i jedan scenarij uvoza.
Analize za scenarije izvoza u dva slučaja su provedene za pretpostavljeni maksimalni
angažman postojećih i novih proizvodnih jedinica u 2023. godini. Uzimajući u obzir
proizvodnju, potrošnju i rezervu definisane u IPRP, te gubitke u prenosnoj mreži, određen je
raspoloživi višak električne energije koji iznosi 1300 MW. Treći scenario izvoza je preuzet iz
IPRP, a prema kojem BiH izvozi 750 MW.
Analize za scenarij uvoza su provedene na osnovu IPRP, prema kojem BiH uvozi 167 MW.
Angažman proizvodnih objekata je izvršen za slučaj suhe hidrologije, a na osnovu ostvarenog
angažmana od 10.02.2012. godine kada je BiH zbog loših hidroloških uslova uvozila 320
MW.
10.1. Scenarij 1.
Izvoz 1300 MW iz BiH prema:
−
−
−
Hrvatskoj – 1040 MW,
Srbiji – 156 MW,
Crnoj Gori – 104 MW.
78/122
Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na sljedećoj slici:
Slika 10.1. Prekogranični tokovi – Scenarij 1. (2023. godina)
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti daje sljedeće rezultate:
Tabela 10.1. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% dozvoljenog
termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
T2 220/110 kV; 150 MVA u
T1 220/110 kV; 150 MVA u Mostaru 4
94,2
Mostaru 4
T1 220/110 kV; 150 MVA u
T2 220/110 kV; 150 MVA u Mostaru 4
94,2
Mostaru 4
Pored navedenog u Tabeli 10.1. rezultati analiza pokazuju da se, prilikom ispada DV 400 kV
Stanari – Banja Luka 6, javlja i opterećenje iznad 90% DV 110 kV Teslić – Jelah ili DV 110
kV Kotor Varoš – Ukrina u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV. U slučaju povećanja
opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog
opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne
mreže BiH.
10.2. Scenarij 2.
Izvoz 1300 MW iz BiH prema:
−
−
−
Italiji – 1000 MW (HVDC kabl iz Crne Gore – TS 400/x kV Lastva koja se uklapa na
postojeći DV 400 kV Trebinje – Podgorica),
Crnoj Gori – 120 MW,
Albaniji –180 MW.
Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na sljedećoj slici:
79/122
Slika 10.2. Prekogranični tokovi – Scenarij 2. (2023. godina)
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Rezultati analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti pokazuju da se, prilikom ispada DV 400
kV Stanari – Banja Luka 6, javlja i opterećenje iznad 90% DV 110 kV Teslić – Jelah ili DV
110 kV Kotor Varoš – Ukrina u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV. U slučaju povećanja
opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog
opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne
mreže BiH.
10.3. Scenarij 3.
Izvoz 750 MW iz BiH prema:
−
−
−
Hrvatskoj – 600 MW,
Srbiji – 90 MW,
Crnoj Gori – 60 MW.
Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na slici 10.3..
Slika 10.3. Prekogranični tokovi – Scenarij 3. (2023. godina)
80/122
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Rezultati analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti pokazuju da u slučaju kada je TS
400/110 kV na lokaciji Jelah nema opterećenja elemenata prenosne mreže većih od 90%
dozvoljenog termičkog opterećenja.
U slučaju kada je TS 400/110 kV na lokaciji TE Stanari javlja se opterećenje preko 90%
dozvoljenog termičkog opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina prilikom ispada DV
400 kV Stanari – Banja Luka 6. U slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš –
Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema
dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH.
10.4. Scenarij 4.
U ovom scenariju razmatran je EES BiH u uslovima loših hidroloških prilika, pri čemu je
predviđeno (na osnovu IPRP) da BiH uvozi 167 MW. Za analize je korišten isti model
susjednih sistema kao u scenarijima izvoza pri normaloj hidrologiji, dok je za područje BiH
pojačan angažman TE, a smanjen angažman HE na osnovu angažmana koji je ostvaren
10.02.2012. godine kada je, zbog loših hidroloških uslova, BiH uvozila 320 MW.
Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na sljedećoj slici:
Slika 10.4. Prekogranični tokovi – Scenarij 4. (2023. godina)
Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i
nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja.
Analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti daje sljedeće rezultate:
Tabela 10.2. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% dozvoljenog
termičkog opterećenja
Ispad grane
Opterećenje grane
Sn(%)
T2 220/110 kV; 150 MVA u
T1 220/110 kV; 150 MVA u TS Mostar 4
107,6
TS Mostar 4
T1 220/110 kV; 150 MVA u
T2 220/110 kV; 150 MVA u TS Mostar 4
107,6
TS Mostar 4
T1 400/110 kV; 300 MVA u
T 400/110 kV; 300 MVA u
94,7
TS Sarajevo 10
TS Sarajevo 20
81/122
Pored navedenog u Tabeli 10.2. rezultati analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti pokazuju
da se u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV javlja opterećenje preko 90% dozvoljenog
termičkog opterećenja:
•
•
DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I prilikom ispada 110 kV Banja Luka 1 – Banja
Luka 6/II, što se rješava povećanjem prenosne moći ovog dalekovoda, ili
DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6. U
slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog
termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata
prenosne mreže BiH.
Na osnovu provedenih analiza za sva četiri scenarija možemo zaključiti:
•
•
u slučaju izvoza električne energije iz BiH zbog povećanog angažmana proizvodnih
objekata pri ispadu DV 400 kV TE Stanari – Banja Luka 6 dolazi do povećanja
opterećenja DV 110 kV Jelah – Teslić ili DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina u zavisnosti
od lokacije TS 400/110 kV.
u slučaju uvoza električne energije u BiH dolazi do pogoršanja prilika u mreži pri primjeni
n-1 kriterija sigurnosti. Uvrštavanjem pojačanja prenosne mreže BiH, koja su predložena
u Poglavlju 9.3.2. Suha hidrologija.
82/122
11. REKONSTRUKCIJE I PROŠIRENJA ELEMENATA PRENOSNOG SISTEMA
Pored izgradnje novih elemenata prenosnog sistema, Plan obuhvata:
-
zamjenu energetskog transformatora kao najskupljeg elementa postrojenja i sa najdužim
vremenom isporuke,
proširenja VN i SN postrojenja,
značajne rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja u transformatorskim stanicama,
značajne rekonstrukcije/sanacije dalekovoda.
11.1. Zamjena energetskih transformatora
Obzirom da su energetski transformatori najskuplji element u transformatorskim stanicama to
je njihova zamjena razmatrana odvojeno od zamjene ostale opreme. Odabir transformatora
koji će u razmatranom planskom periodu biti zamijenjen, izvršen je na osnovu kriterija
definisanih u Poglavlju 4.
Pregled transformatora predloženih i odabranih za zamjenu, korištenih kriterija i potrebnih
sredstava dat je u Prilogu 8.
11.2. Proširenja VN i SN postrojenja
Proširenje VN postrojenja podrazumijeva:
- izgradnju novog DV polja radi potrebe priključenja novog dalekovoda kojim se
obezbjeđuje bilo dvostrano napajanje TS 110/x kV, ukidanje antenske veze, priključenje
nove 110/x kV ili priključenje novog korisnika na prenosnu mrežu. Pregled TS u kojima je
u ovom Planskom periodu potrebno izgraditi novo DV polje sa dinamikom realizacije i
potrebnim sredstvima dat je u Prilogu 8.
- ugradnju drugog transformatora sa pripadajućim poljima u TS 110/x kV predstavlja
zadovoljenje kriterija (n-1) na granici prenosne i distributivne mreže na način kako je
opisano u Poglavlju 4. U transformatorskim stanicama 400/x kV i 220/x kV potreba
ugradnje drugog mrežnog transformatora je određena provjerom u odnosu na granične
vrijednosti pogonskih veličina u prenosnoj mreži u normalnom režimu rada i uz primjenu
(n-1) sigurnosnog kriterija.
Pregled TS u kojima je u ovom planskom periodu planirana ugradnja drugog
transformatora sa kriterijima koji opredjeljuju njihovu ugradnju i prioritete ugradnje,
dinamikom realizacije i potrebnim sredstvima dat je u Prilogu 4.
11.3. Rekonstrukcije/sanacije
Tokom eksploatacije objekti prenosnog sistema, odnosno njihova oprema stare, te svaki
element ima svoj očekivani životni vijek. S obzirom da tokom procesa starenja oprema
postepeno gubi svoje karakteristike, to se broj i trajanje kvarova povećava. Na ovaj način
proces starenja opreme i postrojenja ima značajan uticaj na rad elektroenergetskog sistema.
Nepouzdana i starija postrojenja mogu ugroziti rad cjelokupnog sistema.Takođe, zbog porasta
nivoa struja kratkog spoja vremenom je potrebno zamjeniti dio opreme (ili postrojenja) čije
nazivne karakteristike sa aspekta zadovoljenja očekivanih struja kratkog spoja nisu
odgovarajuće.
83/122
11.3.1. Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja
U 22 transformatorske stanice 110/x kV izgrađena su nekompletna dalekovodna polja. Zbog
postizanja selektivnosti rada zaštita, a time i povećanja pouzdanosti i sigurnosti rada sistema u
okviru rekonstrukcija TS, pored zamjene opreme, predviđeno je i kompletiranje svih takvih
polja. Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja planirane su prema prijedlozima
nadležnih operativnih područja.
Tabela rekonstrukcija VN i SN postrojenja sa dinamikom i potrebnim sredstvima za
realizaciju data je u Prilogu 8, a u Prilogu 4 je dat pregled nekompletnih polja.
11.3.2. Rekonstrukcije/sanacije DV
Rekonstrukcije/sanacije dalekovoda planirane su prema:
• prijedlozima nadležnih operativnih područja,
• rezultatima analiza tokova snaga i naponskih prilika za normalan režim rada i uz primjenu
(n-1) kriterija sigurnosti koji su ukazali na potrebu povećanja prenosne moći dalekovoda
kako bi se otklonila uočena zagušenja u mreži,
• statistici kvarova i vremenu zastoja zbog kvarova.
Tabela rekonstrukcija DV sa dinamikom i potrebnim sredstvima za realizaciju data je u
Prilogu 8.
84/122
12. PREGLED NOVIH PRENOSNIH KAPACITETA, REKONSTRUKCIJA I
PROŠIRENJA POSTOJEĆIH SA PROCJENOM POTREBNIH I RASPOLOŽIVIH
SREDSTAVA
12.1. Procjena potrebnih sredstava
Procjena potrebnih sredstava za investicije data je Tabelama 12.1. i 12.2.. Za ocjenu
vrijednosti investicija korištene su jedinične cijene date u Prilogu 7.
Iz navedenih tabela se vidi da, u skladu sa MK, Uvjetima za korištenje licence, zaključcima
vanredne Skupštine akcionara/dioničara Kompanije održane 03.02.2012. godine, Odlukom
Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH od 23.12.2013. godine, zaključcima UO Kompanije
od 26.03.2014. godine i zaključkom Uprave Kompanije od 26.03.2014. godine, potrebna
sredstva iznose 787,84 mil. KM, pri čemu je odnos ulaganja FBiH : RS = 58,89% : 41,11%
(Tabela 12.1.).
Tabela 12.1. Procjena potrebnih sredstava za investicije za Dugoročni plan razvoja prenosne mreže
za period 2014. – 2023. godina
Red.
br.
I
II
III
IV
V
Projekat/Objekat
IZGRADNJA NOVIH OBJEKATA
PROŠIRENJA TRANSFORMATORSKIH STANICA
REKONSTRUKCIJA/SANACIJA
ZAMJENA TRANSFORMATORA
INTERKONEKCIJE
Sredstva (I+II+III+IV+V)
Ukupno
(mil.
KM)
F BiH
224,37
61,50
305,18
70,72
126,07
787,84
128,40
35,37
207,19
43,73
49,28
463,97
RS
F BiH
mil. KM
95,97
26,13
97,99
26,99
76,79
323,87
RS
%
57,23
57,51
67,89
61,84
39,09
58,89
42,77
42,49
32,11
38,16
60,91
41,11
Pojedinačni projekti sa vrijednošću investicije i dinamikom izgradnje dati su u Tabeli 12.2.
85/122
Tabela 12.2. Investicije po pojedinačnim projektima i dinamika izgradnje
Red.
br.
I
I-1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
IZGRADNJA NOVIH OBJEKATA
Transformatorske stanice
TS 110/x kV Tuzla 3, 2x20
TS 110/x kV Bužim, 2x20 MVA
TS 110/x kV Laktaši 2, 2x20 MVA
TS 110/x kV Šipovo, 2x20 MVA
TS 110/x kV Stanari(2)
TS 110/x kV Kalesija, 2x20 MVA
TS 110/x kV Mostar 9, 2x20 MVA
TS 110/x kV Fojnica, 2x20 MVA
TS 110/x kV Žepče, 2x20 MVA
TS 110/35/10(20) kV Jelah
TS 110/x kV Banja Luka 9 sa priključnim DV
TS 110/x Čitluk 2, 2x20 MVA
TS 110/x kV Doboj Istok, 2x20 MVA
TS 110/x kV Gradiška 2, 2x20 MVA
TS 110/x kV Prnjavor 2, 2x20 MVA
TS 110/x kV Sarajevo 12, 2x40 MVA
TS 110/x kV Lukavac 2, 2x40 MVA
TS 110/x kV Ilijaš, 2x20 MVA
TS 400/110/x kV Sarajevo 10, 2x31,5 MVA
TS 110/x kV Kneževo, 2x20 MVA
TS 110/x kV Živinice, 2x20 MVA
TS 110/x kV Tušanj, 2x40 MVA
TS 110/x kV Prijedor 6, 2x20 MVA
2014
23,46
17,99
0,95
1,85
4,94
4,25
6,00
2015
32,08
16,73
2016
93,16
62,51
2017
48,19
33,24
4,70
3,53
4,50
4,00
6,09
4,07
4,90
3,98
4,81
5,19
9,10
6,11
4,46
4,75
3,35
5,70
6,11
4,09
2018
9,34
4,09
2019
0,00
0,00
2020
5,44
5,29
2021
6,11
4,56
2022
6,59
0,00
2023
0,00
0,00
Ukupno
(mil.
KM)
224,37
144,41
0,95
1,85
4,94
4,25
6,00
4,70
3,53
4,50
4,00
6,09
4,07
4,90
3,98
4,81
5,19
9,10
6,11
4,46
4,75
3,35
5,70
6,11
4,09
86/122
Red.
br.
24
25
26
27
28
29
I-2
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
Projekat/Objekat
2014
TS 110/x kV Ljubuški 2, 2x20 MVA
TS 110/x kV Željuša, 2x20 MVA
TS 110/x kV Kostajnica, 2x20 MVA
TS 110/x kV Banja Luka 10
TS 110/x kV Zenica 5
TS 110/x kV Bijeljina 5
Dalekovodi
DV 110 kV Tuzla Centar - Lopare (ulaz - izlaz za TS
Tuzla 3)
DV 110 kV Višegrad - Goražde 2 (ulaz-izlaz za RS Dub)(1)
DV 110 kV Kotor Varoš - Ukrina
DV 110 kV Laktaši - Nova Topola (ulaz - izlaz za TS
Laktaši 2)
DV 110 kV Banja Luka 6 - Prijedor 2 (svođenje u TS
Prijedor 1)
DV 110 kV Tomislavgrad - Livno
DV 110 kV Tomislavgrad - Rama
DV 110 kV HE Mostar - Mostar 1
DV 110 kV Zenica 1 - Žepče (ulaz-izlaz za HE Vranduk)(1)
DV 110 kV EVP Konjic - Hadžići (ulaz - izlaz za TS
Pazarić)
DV 110 kV Gradačac - Brčko 2 (dionica Gradačac antenska veza na DV 110 kV Gradačac - Derventa)
DV 110 kV Nevesinje - Gacko
DV 110 kV Nevesinje - Gacko (ulaz - izlaz za HE Ulog)(1)
DV 110 kV Gacko - RS Sastavci(1)
DV 2x220 kV Rama - Posušje - uvođenje u EES BiH
2023
Ukupno
(mil.
KM)
0,00
5,29
5,70
4,09
12,05
5,29
4,56
79,96
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
2015
2016
2017
5,29
5,70
2018
2019
2020
2021
2022
4,09
12,05
5,29
5,47
15,35
30,65
14,95
5,25
0,00
0,15
4,56
1,55
6,59
0,19
0,19
0,04
4,37
0,04
4,37
0,01
0,01
0,10
0,20
0,30
0,40
0,23
0,10
0,20
0,30
0,40
0,23
0,15
0,15
0,96
0,96
6,20
4,77
2,79
0,13
6,20
4,77
2,79
0,13
87/122
Red.
br.
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
DV 110 kV Visoko-Fojnica
DV 110 kV Mostar 1 - Čapljina (svođenje u TS Mostar 9)
DV 110 kV Tuzla 5 - Zvornik (ulaz - izlaz za TS Kalesija)
DV 110 kV Ugljevik - Brčko 2 (dionica Ugljevik Blagojevića Han)
DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići (ulaz – izlaz za TS
Žepče)
DV 110 kV Banja Luka 5 - HE Bočac (dionica od KT na
DV 110 kV HE Bočac – B. Luka 1 do TS B. Luka 5)
KV 110 kV Sarajevo 7 - Sarajevo 13 (ulaz - izlaz za TS
Sarajevo 12)
DV 110 kV Kiseljak – Fojnica
DV 110 kV Doboj 1 – Teslić (ulaz – izlaz za TS Jelah)
DV 110 kV Jelah – Tešanj
DV 110 kV Čitluk – Ljubuški (ulaz – izlaz za TS Čitluk 2)
DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica (ulaz – izlaz za TS Doboj
Istok)
DV 110 kV Banja Luka 6 – Gradiška (ulaz – izlaz za TS
Gradiška 2)
DV 110 kV Prnjavor – Derventa (ulaz – izlaz za TS
Prnjavor 2)
DV 110 kV Rama – G. Vakuf (Uskoplje)
DV 110 kV Srebrenica – Vlasenica (dionica Konjević
Polje – Srebrenica)
DV 110 kV Tomislavgrad - Kupres
DV 400 kV Banja Luka 6 – Tuzla (ulaz - izlaz za TE
Stanari)(1)
DV 110 kV Stanari – Ukrina (ulaz - izlaz za VP za TE
Stanari)(1)
2015
3,40
0,55
0,13
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
3,40
0,55
0,13
2,95
2,95
0,55
0,55
0,33
0,33
0,40
0,40
3,14
0,16
0,78
0,16
3,14
0,16
0,78
0,16
0,05
0,05
0,10
0,10
0,01
0,01
2,60
2,60
2,96
2,96
3,77
3,77
1,06
1,06
0,35
0,35
88/122
Red.
br.
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
DV 110 kV Banja Luka 6 – Novi Grad (dionica od
postojećeg DV 110 kV Banja Luka 6 - Sisak do Novog
Grada)
DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac (ulaz - izlaz za TS
Lukavac 2)
DV 110 kV Tuzla 4 - Đurđevik (ulaz - izlaz za TS
Živinice)
DV 110 kV Kotor Varoš – Kneževo
DV 110 kV Kneževo – Šipovo
DV 110 kV Hak – Tušanj i KV Tušanj - Tuzla 3
DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak (1) (ulaz – izlaz za TS
2015
2016
2017
2019
2020
2021
2022
2023
3,91
3,91
0,46
0,46
0,41
0,41
2,64
5,12
2,64
5,12
6,17
0,12
1,50
3,72
0,08
6,17
0,12
1,50
3,72
0,08
DV 110 kV Cazin 1 - Cazin 2/ II
DV 110 kV Grude – Ljubuški 2 - Ljubuški
DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1 (ulaz - izlaz u TS
Ž 110 kV Sarajevo 20 - Foča (3 km na DV Sarajevo 20 DV
Bogatići i dionica od 15 km Miljevina - Foča)
DV 400 kV Tuzla – TE Tuzla - blok 7(1)
DV 110 kV Goražde 1 – Foča (ulaz - izlaz za HE
Ustikolina)(1)
DV 220 kV Mostar 3 – Trebinje/2 (ulaz - izlaz za HE
Dabar)(1)
DV 110 kV B. Luka 6 - Novi Grad (ulaz - izlaz za TS
Kostajnica)
DV 110 kV Banovići - Zavidovići
KV 110 kV B. Luka 2 - B. Luka 10 - B. Luka 3
DV 400 kV Sarajevo 10 – Tuzla (ulaz - izlaz za TE Kakanj
- blok 8)(1)
2018
Ukupno
(mil.
KM)
4,10
4,10
3,19
3,19
0,13
0,13
8,58
8,58
1,15
1,15
3,88
3,88
3,36
3,36
12,74
12,74
89/122
Red.
br.
82
83
84
II
II-1
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
DV 110 kV Zenica 2 - Busovača (ulaz – izlaz za TS
Zenica 5)
DV 110 kV Bijeljina 3 - Bijeljina 5
DV 110 kV Vareš - Kladanj
PROŠIRENJA TRANSFORMATORSKIH STANICA
Ugradnja drugog energetskog transformatora
TS 110/20 kV Prnjavor; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Kiseljak; 20 MVA
TS 110/10/35 kV Teslić; 40 MVA
TS 110/20/10 kV Prijedor 3; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Maglaj; 40 MVA
TS 110/35/10 kV Zvornik; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Srbac; 20 MVA
TS 400/110/35 kV Ugljevik; 31,5 MVA;
TS 110/20/10 kV Busovača; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Uskoplje; 20 MVA
TS 110/10 kV Neum; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Ključ; 20 MVA
TS 110/10 kV Nevesinje; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Bosanski Petrovac; 20 MVA
TS 110/10/35 kV Tešanj; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Cazin 1; 40 MVA
TS 110/20/10 kV Nova Topola; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Vlasenica; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Bihać 2; 20 MVA
TS 110/10/35 kV Trebinje 1; 20 MVA
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
0,15
0,15
1,55
7,15
5,41
1,27
1,40
0,34
1,29
1,11
12,64
9,53
9,04
5,24
5,58
2,54
4,60
3,81
1,29
1,29
7,68
7,68
2,56
2,56
1,50
1,27
1,29
1,35
1,27
1,27
1,27
1,27
1,29
1,29
1,29
1,27
1,29
1,27
1,29
Ukupno
(mil.
KM)
6,59
3,86
3,10
7,10
2,79
1,55
6,59
61,5
43,95
1,27
1,40
0,34
1,29
1,11
1,50
1,27
1,29
1,35
1,27
1,27
1,27
1,27
1,29
1,29
1,29
1,27
1,29
1,27
1,29
90/122
Red.
br.
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
II-2
119
II-3
120
121
122
123
124
125
126
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Stolac; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Cazin 2; 20 MVA
TS 110/20 kV Ukrina; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Drvar; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Vareš; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Novi Grad; 20 MVA
TS 110/35/20 kV Zenica 4; 40 MVA
TS 110/10/35 kV Sokolac; 20 MVA
TS 110/35/10 kV Sarajevo 18; 31,5 MVA
TS 110/20 kV Banja Luka 5; 20 MVA
TS 110/20/10 kV Hadžići; 31,5 MVA
TS 110/35/10 kV Doboj 3; 20 MVA
TS 110/36,75/10,5 kV Janja; 20 MVA
TS 110/35/6 kV Hak
Ugradnja mrežnih transformatora
TS 400/220/110 kV Mostar 4 - ugradnja TR 220/110 kV
Izgradnja novog DV polja
TS 110/35/10 kV Ljubuški - Polje DV 110 kV Vrgorac
TS 110/20 kV Kotor Varoš - DV polje 110 kV Ukrina
TS 110/20 kV Ukrina - DV polje 110 kV Kotor Varoš
TS 110/35/6 kV Gacko - DV polje 110 kV RS Sastavci(1)
TS 110/35/10 kV Visoko - DV polje 110 kV Fojnica
TS 110/35/10 kV Zvornik - DV polje 110 kV Tuzla 5
(Kalesija)
TS 110/20/10 kV Mrkonjić Grad - DV polje 110 kV
Šipovo
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
1,29
0,38
0,38
1,29
1,27
1,27
1,29
1,50
1,27
1,85
1,50
1,60
1,27
1,27
1,29
1,29
1,10
4,31
4,31
13,24
0,22
0,38
0,38
0,38
0,38
0,40
0,40
1,27
1,27
1,29
1,50
1,27
1,85
1,50
1,60
1,27
1,27
1,29
1,29
0,00
0,00
1,10
0,00
1,74
0,22
0,38
0,38
3,11
3,80
0,38
Ukupno
(mil.
KM)
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3,04
0,79
0,00
0,00
0,00
0,76
4,31
4,31
0,00
0,38
91/122
Red.
br.
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/20/10 kV Banja Luka 5 - DV polje 110 kV HE
Bočac
TS 110/35/10 kV Foča - DV polje 110 kV Sarajevo 20
TS 400/220/110/35/10 kV Sarajevo 20 - DV polje 110 kV
Foča
TS 110/20/10 kV Prijedor 1 - DV polje 110 kV Prijedor 2
TS 110/35/10 kV Pazarić - DV polje 110 kV Hadžići
TS 110/35/10 kV Pazarić - DV polje 110 kV EVP Konjic
TS 110/35/10 kV Kiseljak - DV polje 110 kV Fojnica
TS 110/35/6 kV Gacko - DV polje 110 kV Nevesinje
TS 110/10 kV Nevesinje - DV polje 110 kV Gacko
TS 110/20/10 kV Kupres - DV polje 110 kV Tomislavgrad
TS 110/20/10 kV G. Vakuf (Uskoplje) - DV polje 110 kV
Rama
TS 110/35/10 Srebrenica - DV polje 110 kV Vlasenica
TS 220/110/35/10 kV Gradačac - DV polje 110 kV Brčko 2
TS 110/20/10 kV Novi Grad - DV polje 110 kV B.Luka 6
TS 110/35/6 kV Hak - KV polje 110 kV Tušanj
TS 110/20/10 kV Tuzla 3 - KV polje 110 kV Tušanj
TS 110/35/10 kV Cazin 1 - DV polje 110 kV Cazin 2/II
TS 110/20/10 kV Cazin 2 - DV polje 110 kV Cazin 1/II
TS 110/20 kV Kotor Varoš - DV polje 110 kV Kneževo
TS 110/20 kV Šipovo - DV polje 110 kV Kneževo
TS 110/35/10 kV Tešanj - DV polje 110 kV Jelah
TS 110/35/10 kV Ljubuški - DV polje 110 kV Ljubuški 2
TS 110/35/10 kV Grude - DV polje 110 kV Ljubuški 2
TS 400/220/110 kV Tuzla 4-DV polje za TE Tuzla blok 7(1)
TS 110/35/6 kV Banovići - DV polje 110 kV Zavidovići
2015
2016
2017
2018
0,39
2019
2020
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
0,39
0,38
0,38
0,41
0,41
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,40
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,40
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
1,20
0,38
0,38
0,38
0,38
0,40
0,38
0,40
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
1,20
0,38
92/122
Red.
br.
152
153
154
155
156
III
III-1
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Zavidovići - DV polje 110 kV Banovići
TS 110/10 kV B. Luka 2 - KV polje 110 kV B. Luka 10
TS 110/20/10 kV B. Luka 3 - KV polje 110 kV B. Luka 10
TS 110/35/10 kV Kladanj - DV polje 110 kV Vareš
TS 110/35/10 kV Vareš - DV polje 110 kV Kladanj
REKONSTRUKCIJA/SANACIJA
Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja
RS 110 kV Mostar 1; rekonstrukcija VN i SN postrojenja
EVP Blažuj; rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35 kV Zenica 1; rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35/10 kV Sarajevo 1; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Sarajevo 2; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Banja Luka 4; rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Kozarska Dubica; rekonstrukcija VN i
SN postrojenja, kompletiranje DV 110 kV polja Prijedor 3
i B. Luka 6
TS 110/35/10 kV Tuzla Centar; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35 kV Zvornik;rekonstrukcija VN i SN postrojenja
TS 110/20/10 kV Mrkonjić Grad; rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Prijedor 3; rekonstrukcija VN
postrojenja i kompletiranje DV polja Dubica i Prijedor 2
TS 110/20 kV Laktaši; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja, kompletiranje DV polja Banja Luka 8
2015
2016
0,38
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
0,38
0,38
111,16
72,57
1,20
0,81
0,73
101,42
43,16
21,04
13,54
26,05
18,49
12,17
10,58
4,66
1,56
13,50
13,45
6,11
3,52
0,38
0,38
4,53
2,27
4,54
2,83
Ukupno
(mil.
KM)
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
305,18
181,97
1,20
0,81
0,73
1,21
1,21
0,83
0,83
1,02
1,02
3,16
3,16
1,60
2,00
3,60
2,48
2,48
0,74
0,74
1,02
1,02
2,41
2,41
93/122
Red.
br.
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/20/10 kV Prnjavor; rekonstrukcija VN postrojenja,
kompletiranje DV polja Derventa i Ukrina
TS 110/10 kV Sarajevo 15; kompletiranje DV polja 110
kV Sarajevo 14 i Sarajevo 20 i izgradnja MP,
rekonstrukcija SN
TS 110/35/10 Kladanj; kompletiranje DV polja 110 kV
Đurđevik i rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35/10 kV Lopare; rekonstrukcija VN postrojenja,
kompletiranje DV polja 110 kV Ugljevik
TS 110/35/10 kV Sarajevo 18; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/6 kV Tuzla 5; rekonstrukcija DV polja 110 kV
Zvornik (Kalesija) i SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Jablanica; kompletiranje DV polja 110
kV HE Jablanica, rekonstrukcija VN i SN postrojenja
TS 110/10 kV Sarajevo 14; rekonstrukcija MOP-a 110 kV
i SN postrojenja
TS 110/35/20/10 kV Zenica 3; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Bugojno; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Novi Grad; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja, kompletiranje DV 110 kV polja Prijedor 2
TS 110/10 kV Sarajevo 5; rekonstrukcija MOP-a 110 kV i
SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Busovača; rekonstrukcija SN postrojenja
TS 400/110 kV Sarajevo 10; rekonstrukcija VN
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1,08
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
1,08
0,86
1,54
2,40
0,16
0,77
0,93
0,38
1,46
1,84
1,20
0,40
1,00
2,20
0,60
1,00
0,50
1,08
1,58
3,79
3,79
1,68
1,36
0,80
3,04
1,02
1,82
1,92
1,92
3,57
3,57
1,88
0,28
1,88
1,60
1,32
94/122
Red.
br.
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
TS 110/20/10 kV Banja Luka 3- rekonstrukcija VN
TS 110/35 kV Lukavac; rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35/10/6 kV Brod; rekonstrukcija VN i SN
TS 110/35/10 kV Derventa; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Konjic; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Bijeljina 1; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Srebrenik; rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Mostar 2; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Teslić; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 400/220/110 kV Tuzla; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Modriča; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Kiseljak; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja, kompletiranje DV polja Sarajevo 10
TS 110/35/10 kV Pazarić; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Bileća; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Stolac; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Foča; kompletiranje DV polja 110 kV
Goražde 1, rekonstrukcija VN i SN postrojenja
2014
1,50
2015
2016
2017
2018
2020
2021
2022
2023
1,46
2,80
1,50
1,46
2,80
5,16
5,16
1,70
1,70
2,20
2,20
1,52
1,52
2,15
2,15
3,00
3,00
6,05
6,05
1,80
1,80
0,50
0,97
2019
Ukupno
(mil.
KM)
0,37
1,17
2,04
1,40
2,37
1,60
1,60
0,40
1,05
0,80
0,81
1,45
0,37
1,98
95/122
Red.
br.
199
200
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
TS 110/20 kV Kotor Varoš; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja i kompletiranje DV 110 kV polja Čelinac
TS 110/10 kV Nevesinje; kompletiranje DV polja 110 kV
Mostar 2, rekonstrukcija VN i SN postrojenja
2014
2015
0,38
1,27
0,60
0,38
2016
0,38
202
TS 110/35/10 kV Rama; kompletiranje DV polja 110 kV
G.Vakuf (Uskoplje), rekonstrukcija SN postrojenja
0,38
203
TS 110/35/10 kV Doboj 2; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
204
TS 110/35/10 kV Pale; rekonstrukcija VN i SN postrojenja
205
TS 110/35/10 kV Vareš; rekonstrukcija VN i SN
207
208
209
210
211
212
TS 110/10 kV Sarajevo 8; kompletiranje DV polja 110 kV
Sarajevo 10/I i II, rekonstrukcija SN postrojenja
2019
2020
2021
2022
0,75
TS 110/20/10 kV G. Vakuf (Uskoplje); kompletiranje DV
polja 110 kV Bugojno, rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Tešanj; kompletiranje DV polja 110 kV
Maglaj
TS 110/35/20 kV Zenica 4; kompletiranje DV polja 110
kV Sjever i Jug, izgradnja MP, proširenje SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Vlasenica; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Vitez; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/6 kV Banovići; kompletiranje DV polja 110 kV
Tuzla
TS 110/20 kV Ukrina; rekonstrukcija VN i SN postrojenja
2018
1,73
0,70
1,08
1,25
1,63
2,32
2,32
1,55
0,83
1,55
0,50
0,37
0,38
0,80
2023
1,65
201
206
2017
Ukupno
(mil.
KM)
0,80
1,70
0,38
0,06
1,66
1,50
1,65
1,15
3,15
1,32
2,47
0,38
0,38
1,77
1,77
1,43
0,73
2,16
96/122
Red.
br.
213
214
215
216
217
218
219
220
221
222
223
224
225
226
227
228
229
230
231
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 400/110/35/6,3 kV Gacko - rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 400/220/110/35/10 kV Mostar 4 - rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 400/220/110/35 kV Trebinje- rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 400/220/110/35/10(20) kV Višegrad - rekonstrukcija
VN (110 kV) i SN postrojenja
TS 220/110 kV Zenica 2 - rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35/10(20) kV Banja Luka 1 - rekonstrukcija SN
postrojenja
TS 110/35/10(20) kV Breza - proširenje SN postrojenja
TS 110/35/10/6 kV Cementara; proširenje SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Čapljina - rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/10 kV Čitluk - rekonstrukcija VN i SN postrojenja
TS 110/20 kV Donji Vakuf; rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/35/6 kV Đurđevik; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
EVP 110/25 kV Dobrinje; rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35/10 kV Goražde 1; proširenje SN postrojenja
TS 110/20/10 kV Gradiška - rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Grude - rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Livno - rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Ljubuški - rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Mostar 5 - rekonstrukcija SN postrojenja
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
0,60
0,60
0,15
0,15
0,82
0,82
0,61
0,70
1,31
0,76
0,76
1,41
1,41
0,74
0,88
0,74
0,78
0,60
1,15
0,88
3,60
3,60
0,78
0,60
0,45
0,70
0,81
0,31
1,33
0,81
0,31
1,33
1,35
1,35
0,70
1,35
1,37
2,05
1,37
1,65
1,65
97/122
Red.
br.
232
233
234
235
236
237
238
239
240
241
242
243
244
245
246
247
248
249
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Mostar 6 - rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Mostar 7; kompletiranje DV polja
Mostar 5 i Mostar 6, rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Novi Travnik; rekonstrukcija SN
postrojenja
TS 110/10 kV Neum - rekonstrukcija VN i SN postrojenja
TS 110/35/6 kV HAK- rekonstrukcija VN i SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Posušje - rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Prijedor 1 - rekonstrukcija SN
postrojenja
TS 110/10 kV Široki Brijeg - rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Šamac; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/10 kV Sarajevo 4; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/10 kV Sarajevo 7; rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/10 kV Sarajevo 13 - rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Sokolac; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20 kV Srbac - rekonstrukcija VN i SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Tomislavgrad - rekonstrukcija VN
postrojenja
TS 11035/10 kV Travnik 1; proširenje SN postrojenja
TS 110/20/10 Travnik 2; rekonstrukcija SN postrojenja
TS 110/35/10 kV Trebinje 1 -rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1,50
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
1,50
0,76
0,85
1,61
0,51
0,51
0,45
1,66
0,65
1,10
1,66
0,96
0,96
0,89
0,89
0,60
0,80
1,23
1,23
0,70
1,21
1,91
1,37
1,44
0,82
1,37
1,44
0,82
1,49
1,49
0,45
0,45
0,20
0,89
2,00
1,40
0,20
0,89
2,00
98/122
Red.
br.
250
251
252
253
254
255
256
257
258
259
260
261
262
263
264
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Visoko; rekonstrukcija i proširenje SN
postrojenja
TS 110/20/6 kV Prijedor 5; rekonstrukcija VN postrojenja
TS 110/35/10 kV Jajce 1; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja i izgradnja nove komandno-pogonske zgrade
TS 110/35/10 kV Cazin 1; rekonstrukcija 110 kV i 35 kV
postrojenja
TS 110/20/10 kV Sanski Most; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja, sanacija kom.pogonske zgrade i platoa TS
TS 110/20/10 kV Bihać 2; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Drvar; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja, sanacija građevinskih objekata
TS 110/20/10 kV Ključ; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Bos. Petrovac; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 220/110/35/10 kV Bihać 1; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Velika Kladuša; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/35/10 kV Bos. Krupa; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja
TS 110/20/10 kV Cazin 2; rekonstrukcija VN i SN
postrojenja, kompletiranje DV polja Cazin 1
EVP (RP) 110/25 kV Kulen Vakuf; rekonstrukcija 110 kV
postrojenja
TS 110/35/10 kV Vrnograč; rekonstrukcija 110 kV
postrojenja
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2,60
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
1,47
1,47
1,51
1,51
1,47
1,47
1,99
2,60
1,66
1,99
1,77
1,77
2,38
2,38
1,14
1,14
0,85
0,85
2,74
2,74
1,76
1,76
0,86
0,86
1,81
1,81
0,54
0,54
1,17
1,17
99/122
Red.
br.
265
266
267
268
III-2
269
270
271
272
273
274
275
276
277
278
279
280
281
282
283
284
285
286
287
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Bos. Grahovo; rekonstrukcija 110 kV
postrojenja
TS 110/35/10 kV Zavidovići; rekonstrukcija SN
postrojenja
TS 35/10 kV Žepče; rekonstrukcija i proširenja SN
postrojenja
RP 220 kV Kakanj; rekonstrukcija 220 kV postrojenja
Rekonstrukcije/sanacije dalekovoda
DV 110 kV Sarajevo 1 - Sarajevo 10
DV 110 kV Široki Brijeg – Grude (1955)
DV 220 kV Višegrad – Vardište (1994)
DV 110 kV Sarajevo 1 – Jablanica II i III (1955/57/97)
DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac I (1955/67)
DV 110 Travnik 1 – Zenica 1 (1955/71/2002)
DV 110 kV Mostar 4 – Široki Brijeg (1955/88/99)
DV 110 kV Doboj 1 – Doboj 2 (1956/75/80)
DV 110 kV Sarajevo 1 – Ilijaš (1957)
DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 (1957)
DV 110 kV HE Bočac - HE Jajce (1957/81)
DV 220 kV Mostar 3 – Mostar 4 (1965/77)
DV 110 kV Donji Vakuf – Bugojno (1965/85/96)
DV 220 kV RP Kakanj – HE Salakovac (1965/2001)
DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13 (1970/86)
DV 400 kV Sarajevo 20 – Buk Bijela (1976)
DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare (1956/77/88) - sanacija
klizišta
DV 110 kV Lukavac – Gračanica (1955/76/86/98)
DV 110 kV Tuzla Centar – Tuzla 5 (1956/77/88)
2023
Ukupno
(mil.
KM)
0,82
0,82
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
38,59
0,50
1,24
0,31
3,00
0,82
1,00
1,26
0,36
0,75
0,46
0,90
0,37
0,82
7,50
0,45
1,86
2015
58,26
2016
7,50
0,06
2018
2019
2020
2021
2022
1,44
1,44
0,89
0,89
7,56
1,59
3,10
0,05
2,59
2,26
1,20
1,71
1,20
123,21
0,50
1,24
0,31
3,00
0,82
1,00
1,26
0,36
0,75
0,46
0,90
0,37
0,82
7,50
0,45
1,86
0,06
1,29
0,09
2017
1,29
0,09
100/122
Red.
br.
288
289
290
291
292
293
294
295
296
297
298
299
300
301
302
303
304
305
306
307
308
309
310
311
312
313
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
DV 110 kV Lukavac – Srebrenik (1960)
DV 110 kV Visoko – Vareš (1979)
DV 110 kV Sarajevo 10 - Kiseljak
DV 110 kV Sarajevo 2 – Sarajevo 10 (1954)
DV 110 kV Hadžići – EVP Konjic (1954/70/81)
DV 110 kV EVP Dobrinje – TE Kakanj (1954/71)
DV 110 kV Zenica 1 – Željezara Sjever (1955/76/2005)
DV 110 kV Zenica 2 – Cementara Kakanj (1958/71/76)
DV 110 kV TS Cementara Kakanj – TE Kakanj
(1958/71/76/2005)
DV 110 kV Goražde 1 – Pljevlja (1960)
DV 110 kV Jajce – Donji Vakuf (1965/85)
DV 220 kV RP Kakanj – RP Jablanica (1968)
DV 110 kV Grude – Imotski (1955)
DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 6 (1955/79/95)
DV 110 kV Tuzla 5 – Zvornik (1956/77/88)
DV 110 kV Bileća – Nikšić (CG) (1957)
DV 110 kV Mostar 2 – Stolac (1957/80)
DV 110 kV Bileća –Stolac (1957/80/2000)
DV 220 kV Mostar 4 – Zakučac (HR) (1958/65/77/2007)
DV 110 kV Mostar 1 –Čapljina (1960)
DV 110 kV Neum – Opuzen (HR) (1960/79/2006)
DV 110 kV Neum – Ston (HR) (1976)
DV 110 kV Čapljina – Opuzen (HR) (1960/2006)
DV 220 kV RP Mostar 3 – RP Trebinje/1 (1965)
DV 220 kV Trebinje – HE Perućica (1965)
DV 220 kV HE Salakovac – RP Mostar 3 (1965/80/2005)
2014
0,28
0,43
0,36
0,81
1,21
0,50
0,23
1,06
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
0,28
0,43
0,36
0,81
1,21
0,50
0,23
1,06
0,30
0,30
1,90
1,60
4,20
1,90
1,60
4,20
4,00
0,54
3,00
0,41
0,56
2,51
2,86
4,00
0,34
0,42
0,39
5,60
1,95
2,00
4,00
0,54
3,00
0,41
0,56
2,51
2,86
4,00
0,34
0,42
0,39
5,60
1,95
2,00
101/122
Red.
br.
314
315
316
317
318
319
320
321
322
323
324
325
326
327
328
329
330
331
332
333
334
335
336
337
338
339
340
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
DV 220 kV RP Trebinje – HE Trebinje 1 (1965/2002)
DV 220 kV RP Mostar 3 – RP Trebinje/2 (1967/2007)
DV 220 kV RP Mostar 3 – RP Jablanica (1968)
DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi (CG) (1969)
DV 110 kV Bijeljina 3 – Brčko 2 (1972/88/2000)
DV 110 kV Mostar 5 – Mostar 7 (1979)
DV 110 kV Mostar 6 – Mostar 7 (1979)
DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1 (I/II)
DV 110 kV Srebrenik - Brčko 1 (2002)
DV 110 kV Vlasenica - Kladanj (2004)
DV 220 kV HE Rama – RP Jablanica I/II (1969)
DV 110 kV Bugojno – Uskoplje/Gornji Vakuf (1985)
DV 220 kV RP Kakanj – Tuzla (1962/77)
DV 110 kV Tuzla 4 - Banovići (1983)
DV110 kV Banja Luka 1 - Banja Luka 6/II (1957/80)
DV 110 kV Banja Luka 6 - Prijedor 2 (1962/71/08)
DV 110 kV Bosanska Krupa - Prijedor 2 (1968/78/98)
DV 110 kV EVP Konjic - Konjic (1954/70)
DV 110 kV Doboj 2 – Doboj 3 (Osječani)
DV 110 kV Zenica 1 – Zenica 2 (1958/71)
DV 110 kV RP Trebinje - Komolac (HR) (1969/2006)
DV 110 kV Bugojno – Kupres (1985)
DV 110 kV Zavidovići – Maglaj (1955/71)
DV 110 kV Modriča - Odžak (1982)
DV 110 kV Šamac - Odžak (1982)
DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica (1955/76/86)
DV 110 kV Gračanica – Lukavac (1955/76/86/98)
2015
1,48
5,60
3,20
1,85
2,28
0,43
1,60
4,14
0,37
0,27
1,38
2016
2017
2018
2019
2020
2021
0,37
7,58
0,20
1,50
3,10
1,52
0,28
0,84
0,22
0,69
0,38
0,61
0,42
0,34
0,91
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
1,48
5,60
3,20
1,85
2,28
0,43
1,60
4,14
0,37
0,27
1,38
0,37
7,58
0,20
1,50
3,10
1,52
0,28
0,84
0,22
0,69
0,38
0,61
0,42
0,34
0,91
0,00
102/122
Red.
br.
341
342
343
344
345
346
347
348
349
350
351
352
353
354
355
356
357
358
359
360
361
362
363
364
365
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
DV 110 kV Željezara Sjever – Zenica 4 (1955/76/2001/05)
DV 2x110 kV Banja Luka 6 - Sisak
DV 220 kV RP Kakanj – TE Kakanj V (1971)
DV 220 kV TE Kakanj V – Zenica 2 (1971)
DV 220 kV Prijedor 2 - Kakanj (1969)
DV 220 kV Prijedor 2 - Mraclin (1966/68/77/04)
DV 220 kV Prijedor 2 - Međurić (1969)
DV 110 kV Maglaj – Doboj 1 (1955/71/97)
DV 220 kV RP Kakanj – TE Kakanj (trafo) (1962)
DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac II (1972/2002)
DV 110 kV Zenica 4 - Željezara Jug (1955/76/01)
DV 110 kV Prijedor 2 - Sanski Most (1957/80/00)
DV 110 kV Zenica 2 - Zenica Jug (1976)
DV 110 kV Zenica 2 - Zenica Sjever (1976)
DV 220 kV Mostar 3 - Mostar 4 II (1976)
DV 110 kV Čitluk - Ljubuški (1976)
DV 110 kV Cazin 1 – Cazin 2/I
DV 110 kV Bos. Petrovac - Drvar
DV 110 kV Drvar - L. Dugo Polje
DV 110 kV L. Dugo Polje – Bos. Grahovo
DV 110 kV Prijedor 1 - Prijedor 2 (1971)
DV 110 kV Čapljina - Ljubuški (1977)
DV 110 kV Mostar 4 - HE Mostarsko Blato - Mostar 5
(1978/2010)
DV 110 kV Mostar 1 - Mostar 4 (1977)
DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I (1962/1980)
2015
2016
2017
0,23
2018
2019
2020
2021
2022
2023
3,20
1,27
2,13
1,25
1,00
0,81
0,74
0,85
0,05
0,60
0,43
0,38
0,69
0,19
0,63
0,28
0,48
0,73
Ukupno
(mil.
KM)
0,23
3,20
1,27
2,13
2,25
0,00
0,00
0,81
0,74
0,85
0,05
0,00
0,60
0,43
0,38
0,69
0,19
0,63
0,28
0,48
0,00
0,73
0,21
0,21
0,50
0,50
0,50
0,50
103/122
Red.
br.
Projekat/Objekat
IV
366
ZAMJENA TRANSFORMATORA
TS 220/110 kV Zenica 2 - Starost T1 220/110 kV (1968)
367
TS 400/110 kV Sarajevo 10 – Starost T2 400/110/31,5 kV,
300 MVA (1978)
368
369
370
371
372
373
374
375
376
377
378
379
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
TS 400/110/35/10 kV Banja Luka 6 - kvar T4, starost T1
400/110 kV, 300 MVA (1979) i analiza (n-1)
TS 110/10 kV Banja Luka 2 - Starost T1 i povećanje snage
na 40 MVA
TS 110/35/10 kV Novi Travnik - Starost transformatora
T2 20 MVA (1956) i neodgovarajući prenosni odnos
TS 110/35/10 kV Tuzla Centar - Kvar T1 40 MVA (1982)
TS 110/10 kV Sarajevo 13 - Kvar T1 110/10/10 kV, 31,5
MVA (1982) i povećanje snage na 40 MVA
TS 110/20/10 kV Prijedor 1 - Loše eksploatacione
karakteristike T2 110/20/10 kV, 20 MVA (1984) i
povećanje snage na 40 MVA
TS 110/35/10/6 kV Brod - Kvar T 110/10/6,3 kV, (1973)
TS 110/35/10 kV Bijeljina 1-Starost T1, povećanje snage
T1 i T2
TS 110/35/10 kV Mostar 6 - Povećanje snage na 40 MVA,
Zamjena T1 110/35/10 kV, 20 MVA (1995) i T2
110/35/10 kV, 20 MVA (1997)
TS 110/35/10 kV Mostar 7 - Povećanje snage na 40 MVA,
Zamjena T1 110/35/10 kV, 20 MVA (1997) i T2
110/35/10 kV, 20 MVA (2004)
TS 110/35/10 kV Bijeljina 3 - Zamjena transformatora T1
110/35/10, 20 MVA i povećanje snage 40 MVA
TS 110/35/10 kV Mostar 2 - T2 110/10 kV, 20 MVA
(1976), neodgovarajući prenosni odnos i povećanje snage
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
3,70
28,24
10,30
8,66
3,21
7,20
6,85
3,09
0,82
0,00
1,86
4,79
Ukupno
(mil.
KM)
70,72
3,21
4,79
0,82
4,79
5,61
1,03
1,03
0,82
0,82
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
0,82
0,82
2,06
2,06
2,06
2,06
2,06
2,06
1,03
1,03
1,03
1,03
104/122
Red.
br.
380
381
382
383
384
385
386
387
388
389
390
391
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Sarajevo 1 - Zamjena T2 i T3. Prelazak
na 20 kV
TS 110/20/10 kV Banja Luka 3 - T2 110/20/10 kV, 20
MVA (1978), povećanje snage na 40 MVA
TS 110/35/20/10 kV Zenica 3 - Starost i loše
eksploatacione karakteristike T1 110/10(20)/10 kV, 20
MVA (1976) i povećanje snage na 40 MVA
TS 110/35 kV Lukavac - Starost T1 i T2 i povećanje snage
na 40 MVA
TS 110/10 kV Sarajevo 7 - Starost T1 110/10/10 kV, 31,5
MVA (1977) i T2 110/10/10 kV, 31,5 MVA i povećanje
snage na 40 MVA
TS 110/10 kV Sarajevo 5 - Starost T2 110/10/10 kV, 31,5
MVA (1977), loše eksploatacione karakteristike i
povećanje snage na 40 MVA
TS 110/10 kV Sarajevo 14 - Starost T2 110/10 kV, 31,5
MVA (1976), loše eksploatacione karakteristike i
povećanje snage na 40 MVA
TS 110/35/20/10 kV Jajce 1 - Starost T2 110/35/10 kV, 20
MVA (1978) i povećanje snage na 40 MVA
2015
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
1,64
1,64
1,03
1,03
1,03
1,03
2,06
2,06
2,06
2,06
1,03
1,03
1,03
1,03
TS 110/35/10 kV Brčko 2 - Starost T2 110/35/10 kV, 20
MVA (1972) i povećanje snage na 40 MVA
TS 110/10 kV Široki Brijeg - Povećanje snage na 40 MVA
T2 110/ 2x10/10 kV, 16 MVA (1979)
TS 110/35/10 kV Sarajevo 2 - Zamjena T2 110/35/10 kV,
63 MVA (1976) zbog loših eksploatacionih karakteristika
transformatorom 31,5 MVA
TS 110/10 kV Sarajevo 15 - Starost i loše eksploatacione
karakteristike T1 31,5 MVA (1977) i T2 31,5 MVA (1980)
i povećanje snage na 40 MVA
2016
Ukupno
(mil.
KM)
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
0,93
0,93
2,06
2,06
105/122
Red.
br.
392
393
394
395
396
397
398
399
400
401
402
403
404
405
406
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35 kV Zenica 1 - Starost transformatora T1 110/35
kV, 31,5 MVA, (1958) i loše eksploatacione karakteristike
TS 110/35/10 kV Šamac - Kvar transformatora T2
110/35/10 kV (1970)
TS 110/35/10 kV Goražde 1 - Starost i loše eksploatacione
karakteristike T2 110/35 kV, 20 MVA (1970)
TS 110/35/10 kV Konjic - Starost transformatora T1
110/35 kV, 10 MVA (1956) i povećanje snage na 20 MVA
TS 110/35/10 kV Travnik 1 - Starost i loše eksploatacione
karakteristike T1 110/35 kV, 20 MVA, (1963) i povećanje
snage na 40 MVA
TS 110/35/10 Doboj 1 - Starost T2 110/35/6 kV, 20 MVA
(1964) i povećanje snage na 40 MVA
TS 110/35/10 kV Derventa - Starost T2 110/35/10 kV, 20
MVA (1971)
TS 110/10 kV Sarajevo 4 - Starost i loše eksploatacione
karakteristike T1 110/ 2x10/10 kV, 20 MVA, (1972)
RP Trebinje - Starost T5 110/35 kV, 20 MVA (1972)
TS 400/220/110/35/10 kV Višegrad - Starost T4
110/2x10/10 kV (1974)
TS 110/20/10 kV Kozarska Dubica - Starost T1 110/20/10
kV (1975)
TS 110/20/10 kV Bugojno - Starost T1 110/20/10 kV, 20
MVA (1975)
TS 110/35/10 kV Foča - Starost T1 110/10/35 kV, 20
MVA (1976)
TS 110/35/10 kV Pale - Loše ekspl. karakt. T1 (1977)
TS 110/35/6 kV Gacko - Starost T1 110/35/6 kV, 31,5
MVA (1977)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Ukupno
(mil.
KM)
0,93
0,93
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
1,03
1,03
1,03
1,03
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
106/122
Red.
br.
407
408
409
410
411
412
413
414
415
416
417
418
419
420
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
2014
TS 110/35/10 kV Banja Luka 1 - Starost T1 110/10/35 kV,
40 MVA (1978) i T2 110/10/35 kV, 40 MVA (1979)
TS 110/20 kV Banja Luka 4 - Starost T1 110/20/10 kV, 20
MVA (1978)
TS 110/35/10 kV Bileća - Starost transformatora T1
110/2x10/35 kV, 10 MVA i povećanje snage na 20 MVA
2015
2016
2017
2018
2019
2021
2022
2023
1,03
1,03
0,82
0,82
0,82
0,82
TS 220/110/35/10 kV Gradačac - Starost T2 110/35/10
kV, 20 MVA (1980) i povećanje snage na 40 MVA
TS 110/10 kV Sarajevo 8 - Loše eksploatacione
karakteristike T1 110/10/10 kV, 31,5 MVA (1984)
TS 110/35/6,3 kV Đurđevik - Starost T1 110/35/6,3 kV
(1983)
TS 110/35/6,3 kV Banovići - Starost T1 110/35/6,3 kV,
31,5 MVA (1983)
TS 110/35/10 kV Modriča - Povećanje snage T2
110/20/10 kV na 40 MVA
TS 110/35/10 kV Cementara - Starost T1 (1981)
TS 110/20/10 kV Vitez - Starost T1 i nemogućnost
paralelnog rada sa T2
TS 110/20/10 kV Gračanica - Povećanje snage T1 na 31,5
MVA
TS 400/220/110/20/10 kV Sarajevo 20 - Povećanje snage
T3 110/20/10 kV na 40 MVA
TS 110/35/10 kV Teslić - Starost T2 i povećanje snage na
40 MVA
TS 110/35/10 kV Visoko - Povećanje snage T1 i T2 na 40
MVA
2020
Ukupno
(mil.
KM)
1,03
1,03
0,93
0,93
1,03
0,93
0,93
0,93
0,93
0,93
1,03
0,93
0,82
0,82
0,93
0,93
1,03
1,03
1,03
1,03
2,06
2,06
107/122
Red.
br.
V
421
422
423
424
425
426
Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM)
Projekat/Objekat
(3)
INTERKONEKCIJE
DV 400 kV Banja Luka - Lika
TS 400/110 kV B. Luka 6 - DV polje 400 kV Lika
DV 400 kV Tuzla - Đakovo
DV 2x400 kV Višegrad - Vardište (B.Bašta - Pljevlja)
TS 400/110/35/10 kV Višegrad - DV polja 400 kV
B.Bašta i Pljevlja
DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) - Brezna
SREDSTVA (I+II+III+IV+V) (mil.KM)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
69,70
68,50
1,20
0,00
0,00
56,37
145,47
174,38
133,54
88,48
33,31
12,80
99,41
15,60
14,98
Ukupno
(mil.
KM)
34,36
14,12
126,07
68,50
1,20
34,36
14,12
1,20
1,20
6,69
69,87
6,69
787,84
Napomene:
(1) – priključak novog Korisnika. Prikazana sredstva nisu uračunata u ukupnu sumu s obzirom da predstavljaju varijabilni dio naknade za priključak koji plaća
Korisnik.
(2) – Na osnovu zaključka UO Kompanije od 26.03.2014. godine izgradnja TS 110/x kV Stanari je uvrštena u Plan.
(3) – Na osnovu zaključaka Uprave Kompanije od 26.03.2014. godine navedeni interkonektivni vodovi su uvršteni u Plan.
108/122
12.2. Procjena raspoloživih sredstava
Raspoloživa vlastita sredstva za investiciono ulaganje u periodu 2014. – 2023. godina prikazana
su u Tabeli 12.3.. U ovoj tabeli su prikazana i sredstva fiksnog dijela naknade za priključak koja
se, prema Pravilniku o priključku, naplaćuju od korisnika koji se priključuju na prenosnu mrežu,
a namijenjena su za učešće u finansiranju stvaranja tehničkih uslova u mreži za obezbjeđenje
priključenja korisnika. Raspoloživa sredstva za investiranje od fiksnog dijela naknade za
priključak izračunata su u skladu sa Pravilnikom o priključku: N=CxP, gdje je N jednokratni
novčani iznos koji plaća Korisnik radi obezbjeđenja uslova za priključenje, C jedinična cijena
priključne snage Korisnika (50 KM/kW, odobreno od strane DERK-a 10.04.2014. godine), a P
odobrena instalisana snaga Korisnika.
Prenesena sredstva zaključno sa 31.12.2013. po usvojenom Planu investicija iz 2007. godine
obuhvataju ukupna sredstva za investicije u skladu sa Planom investicija za 2007. (maj 2007.),
koja nisu utrošena do 31.12.2013. godine, te se prenose za realizaciju u periodu 2014. – 2023.
godina.
S obzirom da u periodu 2008. – 2013. godina, usljed blokade rada Kompanije, nije usvojen niti
jedan plan investicija, sredstva slobodne amortizacije za navedene godine (od 2008. do 2013.
godine) ostala su neutrošena. Sredstva slobodne amortizacije za svaku godinu ponaosob iz
navedenog perioda definisana su u visini amortizacije ostvarene za navedenu godinu i otplate
kredita, te umanjena za visinu ostvarene amortizacije donacija. Sredstva za 2008. godinu dodatno
su umanjena sredstvima proisteklim iz primjene zlatnog bilansnog pravila na dan 28.02.2006.
godine. Dobit za period 2007. – 2012. godina u ukupnom iznosu od 98.742.000 KM je
raspoređena akcionarima, te ovaj dio dobiti nije planiran za reinvestiranje.
Slobodna amortizacija za period 2014. – 2023. godina data je na osnovu planskih iznosa
amortizacije i otplate kredita, umanjena za iznose amortizacije donacija za navedene godine. Za
ove godine, očekivana dobit po godinama se procjenjuje na 5 mil. KM godišnje i koristiće se za
reinvestiranje.
Ukupna raspoloživa sredstva za investicije za period 2014. – 2023. godina obuhvataju:
- prenesena sredstva zaključno sa 31.12.2013. po usvojenom Planu investicija za 2007. (maj
2007.),
- raspoloživa sredstva iz 2008. godine (sa uključenom amortizacijom donacija i primjenom
zlatnog bilansnog pravila na dan 28.06.2006.),
- raspoloživa sredstva iz 2009. – 2013. godine (sa uključenom amortizacijom donacija),
- raspoloživa sredstva iz 2014. – 2023. godine (planska sredstva sa uključenom
amortizacijom donacija),
- procjenjena očekivana dobit za period 2014. – 2023. godina,
- iznos fiksnog dijela naknade za priključak.
Na osnovu prethodno navedenog, ukupna vlastita raspoloživa sredstva za investiranje u periodu
2014. – 2023. iznose 736,44 mil. KM.
109/122
Tabela 12.3. Raspoloživa vlastita sredstva za investiciono ulaganje u periodu
2014. – 2023. godina
Red.
Godina
br
1
Slobodna
amortizacija
Dobit****
Fiksni dio naknade za
Iznos
Naziv objekta
(KM)
6
Korekcija
5
Ukupno
2
2007*
3
37.156.553
4
9.599.969
2008
34.514.610
19.130.743
-5.715.913
28.798.697
2009
2010
2011
2012
2013**
2014
40.194.882
39.307.618
35.544.479
33.371.644
31.047.659
35.115.335
23.511.946
19.105.383
13.952.169
13.441.994
-3.482.055
-3.024.226
-2.965.456
-2.864.676
-2.566.750
-2.860.510 MHE Dub i MHE
36.712.827
36.283.392
32.579.023
30.506.968
28.480.909
38.999.825
0
7 (3-6)
8
37.156.553 37.156.553 (prenesena neutrošena
sredstva zaključno sa 31.12.2013. od
usvojenog Plana investicija za
2007.godinu
1
2
3
4
5
6
7
8
5.000.000
9
10
2015
2016
35.988.903
39.854.121
5.000.000
5.000.000
Ustiprača
HE Vranduk
-2.448.877 MHE na Sutjesci
-2.344.758 HE Ulog
TE Stanari
HE Dabar
11
12
2017
2018
37.224.775
37.501.413
5.000.000
5.000.000
-2.342.056
-2.331.949 HE Ustikolina
TE Tuzla, blok 7
815.000
930.000
957.500
1.722.000
15.000.000
8.820.000
3.270.000
22.500.000
15.000.000
-4.280.564 -1.435.349=-5.715.913
(amortizacija donacija+ zlatno
bilansno pravilo na dan 28.02.2006.)
-3.482.055 (amortizacija donacija)
-3.024.226 (amortizacija donacija)
-2.965.456 (amortizacija donacija)
-2.864.676 (amortizacija donacija)
-2.566.750 (amortizacija donacija)
-2.860.510 (amortizacija donacija)
39.497.526 -2.448.877 (amortizacija donacija)
68.051.363 -2.344.758 (amortizacija donacija)
39.882.719 -2.342.056 (amortizacija donacija)
65.939.464 -2.331.949 (amortizacija donacija)
57.405.483
2019
39.734.943
5.000.000
-2.329.460 TE Kakanj, blok 8
2020
42.402.300
5.000.000
-2.327.819
45.074.481
2021
47.730.314
5.000.000
-2.316.951
50.413.363
2022
47.497.239
5.000.000
-2.198.118
50.299.121
2023
47.497.239
5.000.000
-2.138.952
50.358.287
Ukupno
661.684.028 148.742.203 -44.258.526
736.440.002
Napomena: *Plan investicija za 2007 koji je usvojen od strane Upravnog odbora Kompanije
**Sredstva u 2013. godini se odnose na ostvarenje amortizacije, kredita i amortizacije donacija
***Sredstva za 2014, 2015 i 2016. godinu predstavljaju planske stavke.
**** neto dobit za period 2007 - 2013 nije planirana za reinvestiranje
13
14
15
16
17
Napomena
-2.329.460 (amortizacija donacija)
-2.327.819 (amortizacija donacija)
-2.316.951 (amortizacija donacija)
-2.198.118 (amortizacija donacija)
-2.138.952 (amortizacija donacija)
110/122
13. PRORAČUN STRUJA KRATKIH SPOJEVA
Poznavanje struja kratkog spoja je neophodan podatak, kako kod projektovanja novih mreža i
elektroenergetskih objekata, tako i kod praćenja rada ili proširenja postojećih EES. Proračuni
struja kratkog spoja, kako za aktuelna, tako i za perspektivna stanja izgrađenosti EES, služe za
provjeru parametara opreme i uređaja u pogonu, provjeru uzemljenja u visokonaponskim
postrojenjima, ispitivanje i podešavanje zaštita, odabir opreme i uređaja u visokonaponskim
postrojenjima, proračune uzemljivača i uticaja elektroenergetskih objekata na metalne
konstrukcije, telekomunikacione vodove, itd.
Proračuni maksimalnih struja tropolnog kratkog spoja za Plan urađeni su u uslovima maksimuma
sistema u 2023. godini, pri angažmanu svih proizvodnih jedinica na mreži Elektroprenosa BiH.
Predviđeno angažovanje izvora za režim maksimalnog opterećenja modelovano je u skladu sa
bilansom snaga i energija koji je za 2023. godinu predvidio IPRP.
Proračuni struja kratkog spoja izvršeni su na modelu koji uključuje elektroenergetske sisteme:
Albanije, Bosne i Hercegovine, Bugarske, Crne Gore, Grčke, Hrvatske, Mađarske, Makedonije,
Rumunije, Slovenije, Srbije i Turske. Ovaj model je napravljen u okviru radne grupe SECI za
perspektivno stanje mreža navedenih zemalja za 2020. godinu. Model navedenih zemalja se
bazira na detaljnom modelovanju elemenata sistema 110 kV, odnosno 150 kV, 220 kV i 400 kV
sa generatorima modelovanim na generatorskom naponu i pripadajućim blok transformatorima.
Na ovaj način je uzet u obzir uticaj susjednih mreža na veličinu struja kratkog spoja u EES BiH.
U ovaj model uneseni su objekti prenosne mreže BiH sa pripadajućim podacima, koji su
obuhvaćeni Planom, te je na taj način izvršen proračun za perspektivno stanje prenosne mreže
EES BiH u 2023. godini.
Proračunima su obuhvaćeni tropolni kratki spojevi u subtranzijentnom režimu kratkog spoja.
U pogledu režima rada i konfiguracije mreže, proračuni su urađeni uvažavajući sljedeće
činjenice:
- angažovanje izvora je u skladu sa IPRP,
- svi vodovi su u pogonu,
- neutralne tačke svih autotransformatora (400/220 kV, 400/110 kV i 220/110 kV) su
direktno uzemljene, odnosno u svakom postrojenju obavezno je uzemljena jedna neutralna
tačka transformatora 110/x kV,
- u elektranama se uzemljava neutralna tačka blok tansformatora najveće generatorske
jedinice ili one jedinice koja je najčešće u pogonu. Ukoliko u postrojenju postoji i mrežni
transformator, uzemljava se i neutralna tačka mrežnog transformatora,
- prelazni otpor uzemljenja i otpor rasprostiranja uzemljivača je jednak nuli.
U Tabeli 13. date su vrijednosti struja neistovremenih tropolnih kratkih spojeva na sabirnicama
400 kV, 220 kV i 110 kV u EES BiH na kraju planskog perioda.
Na osnovu provedenih proračuna može se uočiti da povećanje struja tropolnog kratkog spoja u
čvorištima na kraju planskog perioda neće premašiti vrijednosti za koje je oprema
dimenzionisana, te se ne očekuje povećanje vrijednosti investicija uzrokovano zamjenom opreme
čije karakteristike ne zadovoljavaju sa aspekta očekivanih vrijednosti struja kratkih spojeva u
mreži.
111/122
Tabela 13. Struje neistovremenih tropolnih kratkih spojeva na sabirnicama
400, 220 i 110 kV EES BiH za 2023. godinu
Nazivni napon
Struja tropolnog k.s.
Red.br.
Naziv objekta TS/RP
sabirnica (kV)
Ik3F(kA)
1
Tuzla
400
21,32
2
Ugljevik
400
18,84
3
TE Tuzla
400
18,78
4
Mostar 4
400
15,21
5
TE Kakanj
400
14,14
6
Sarajevo 10
400
13,83
7
TE Stanari
400
11,60
8
TE Gacko
400
11,26
9
RP Trebinje
400
11,02
10
Sarajevo 20
400
10,32
11
Banja Luka 6
400
9,60
12
Višegrad
400
7,98
13
HE Višegrad
400
7,75
14
Mostar 4
220
25,07
15
Mostar 3
220
24,54
16
EAL
220
23,23
17
Tuzla
220
23,06
18
TE Tuzla
220
21,00
19
Tuzla G6
220
17,55
20
RP Trebinje
220
17,18
21
RP Kakanj
220
15,55
22
RP Jablanica
220
15,36
23
HE Čapljina
220
14,83
24
TE Kakanj
220
12,50
25
Prijedor 2
220
12,21
26
Zenica 2
220
11,98
27
HE Rama
220
11,85
28
HE Salakovac
220
11,59
29
HE Grabovica
220
11,15
30
HE Trebinje
220
9,72
31
Gradačac
220
8,78
32
HE Dabar
220
8,53
33
Sarajevo 20
220
8,38
34
Višegrad
220
8,00
35
Jajce 2
220
7,03
36
Bihać 1
220
4,26
37
Sarajevo 10
110
29,56
38
Sarajevo 20
110
27,02
39
Sarajevo 7
110
26,87
40
Ugljevik
110
26,79
41
Sarajevo 12
110
26,29
112/122
Red.br.
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
Naziv objekta TS/RP
Sarajevo 14
Sarajevo 13
Mostar 4
Sarajevo 11
Sarajevo 5
Sarajevo 2
Sarajevo 1
Tuzla
Sarajevo 15
Banja Luka 6
Sarajevo 4
Jelah
TE Kakanj
HE M. Blato
HAK
TE Tuzla
EVP Blažuj
Sarajevo 8
Mostar 5
Mostar 1
Zenica 2
Tuzla Centar
Sarajevo 18
HE Mostar
Doboj 1
Banja Luka 1
Tuzla 3
Mostar 7
Zenica 1
Cementara
Mostar 6
Tušanj
HE Jablanica
EVP Dobrinje
Tuzla 5
Zenica 3
Jablanica
Prijedor 2
Sjever
Tešanj
Banja Luka 2
RP Trebinje
Banja Luka 10
Nazivni napon
sabirnica (kV)
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
Struja tropolnog k.s.
Ik3F(kA)
26,11
25,99
25,47
25,34
25,04
24,28
23,56
22,53
22,29
22,03
21,97
21,86
21,52
21,19
20,46
20,46
20,20
19,64
18,98
18,87
18,51
18,02
17,41
17,37
17,28
16,63
16,43
16,38
16,33
16,25
16,16
15,87
15,84
15,68
15,54
15,45
15,41
15,37
15,20
14,79
14,78
14,58
14,47
113/122
Red.br.
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
Naziv objekta TS/RP
Banja Luka 3
Visoko
Jajce 2
Lukavac
Brčko 1
Prijedor 1
Jajce 1
Brčko 2
Mostar 2
Banja Luka 4
Zenica 4
HE Jajce 1
Hadžići
Banja Luka 7
Jug
Doboj 2
Lukavac 2
HE Bočac
Željuša
Zenica 5
Celuloza
Maglaj
Zvornik
Lopare
Banja Luka 9
Višegrad
Banja Luka 5
Ilijaš
Čitluk
Grude
Živinice
Banja Luka 8
Čitluk 2
Derventa
Gradačac
HE Vranduk
Doboj istok
Široki Brijeg
Glinica
Ljubuški
Breza
Zavidovići
Doboj 3
Nazivni napon
sabirnica (kV)
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
Struja tropolnog k.s.
Ik3F(kA)
14,33
14,02
13,95
13,85
13,82
13,64
13,49
13,45
13,15
13,13
13,04
13,04
12,96
12,83
12,81
12,73
12,58
12,44
12,41
12,41
12,34
12,30
12,14
12,07
12,05
12,01
12,01
11,91
11,70
11,46
11,43
11,00
10,79
10,74
10,67
10,60
10,54
10,52
10,47
10,46
10,27
10,24
9,89
114/122
Red.br.
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
Naziv objekta TS/RP
Bijeljina 2
Pazarić
Prijedor 5
Bugojno
Bijeljina 1
Mrkonjić Grad
Trebinje
Ljubuški 2
Banovići
Đurđevik
Busovača
Prijedor 3
Gračanica
Kalesija
Donji Vakuf
Teslić
Čapljina
Čelinac
Rama
Bijeljina 3
Kiseljak
Konjic
HE Mlini
Žepče
Mostar 9
Travnik 1
Laktaši 1
Tomislavgrad
EVP Konjic
Srebrenik
B. Brod
RS Dub
Fojnica
Goražde 1
Kotor Varoš
Laktaši 2
Janja
Goražde 2
Travnik 2
Pale
Vitez
Modriča
N.Topola
Nazivni napon
sabirnica (kV)
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
Struja tropolnog k.s.
Ik3F(kA)
9,77
9,73
9,65
9,55
9,43
9,42
9,39
9,38
9,36
9,34
9,31
9,22
9,20
9,04
8,93
8,79
8,77
8,62
8,62
8,52
8,38
8,35
8,30
8,16
8,13
8,03
8,00
7,93
7,91
7,84
7,79
7,75
7,66
7,60
7,58
7,56
7,53
7,52
7,52
7,51
7,42
7,35
7,34
115/122
Red.br.
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
199
200
201
202
203
204
205
206
207
208
209
210
211
212
213
Naziv objekta TS/RP
Gornji Vakuf
Ukrina
EVP Kulen Vakuf
B.Blato
Kladanj
Gradiška 2
N.Travnik
Vareš
Bihać 1
HE Ustikolina
Stanari
TE Stanari
Kupres
Gradiška
Odžak
Rogatica
Livno
Bihać 2
Šamac
Prnjavor
Prnjavor 2
Posušje
Srbac
Bileća
Sokolac
Sanski Most
Šipovo
Kneževo
B.Petrovac
Bijeljina 5
Nevesinje
Prijedor 6
Dubica
Neum
Foča
Novi Grad
B.Krupa
Vlasenica
Srebrenica
Stolac
Orašje
B.Grahovo
Cazin 1
Nazivni napon
sabirnica (kV)
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
Struja tropolnog k.s.
Ik3F(kA)
7,28
7,27
7,11
7,09
7,03
7,00
6,95
6,92
6,89
6,68
6,68
6,66
6,64
6,56
6,53
6,33
6,33
6,29
6,16
6,16
6,14
5,98
5,96
5,88
5,87
5,82
5,61
5,48
5,45
5,44
5,33
5,25
5,23
5,18
5,17
5,08
5,03
4,93
4,84
4,82
4,81
4,70
4,46
116/122
Red.br.
214
215
216
217
218
219
220
221
222
223
224
Naziv objekta TS/RP
Drvar
Kostajnica
Ključ
EVP Ličko D.Polje
HE Ulog
Gacko
Cazin 2
Bužim
V.Kladuša
Vrnograč
RS Sastavci
Nazivni napon
sabirnica (kV)
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
Struja tropolnog k.s.
Ik3F(kA)
4,36
4,30
4,23
4,18
4,09
3,94
3,89
3,71
3,51
3,51
2,92
117/122
14. ZAKLJUČAK
Sa ciljem da se kod izrade Plana ispoštuju odredbe MK i Uslova za korištenje licence, te
uvaže Odluke Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH od 03.02.2012. godine i 23.12.2013.
godine, Zaključak UO i Zaključak Uprave Elektroprenosa BiH od 26.03.2014. godine, Plan je
urađen na sljedeći način:
1. uvršteni su objekti prema Zaključku UO od 26.03.2014. godine:
• nova TS 110/x kV Stanari,
2. uvršteni su objekti prema Zaključku Uprave od 26.03.2014. godine:
• DV 400 kV Banja Luka – Lika,
• DV 400 kV Tuzla – Đakovo,
• DV 2x400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja),
• DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna
3. podaci o postojećim i novim proizvodnim objektima, o prognoziranoj potrošnji, te
količine izvoza/uvoza električne energije u razmatranom planskom periodu preuzeti su iz
IPRP (odobren od strane DERK-a u maju 2013. godine),
4. sagledana je potreba izgradnje, rekonstrukcije i proširenja prenosnog sistema uvažavajući
tehničke kriterije planiranja razvoja prenosne mreže definisane MK i za normalnu i suhu
hidrologiju, te su primjenom ekonomskog kriterija o minimiziranju troškova izabrana
rješenja koja obezbjeđuju minimalne investicijske troškove,
5. iako su rezultati analiza ukazali na potrebu izgradnje nove TS 400/110 kV na širem
području Doboja ova TS nije uvrštena u Plan jer je Uprava Kompanije na sjednici
26.03.2014. godine zaključila: „angažovaće se nezavisna stručna institucija koja će
utvrditi najbolje rješenje za lokaciju transformacije 400/110 kV, sa osvrtom na Stanare,
Jelah ili neku drugu lokaciju, uvažavajući tehno – ekonomske kriterije“.
Od novih proizvodnih objekata, u Plan su uključeni svi objekti bilansno uvršteni u IPRP: TE
Stanari, TE Kakanj, TE Tuzla, HE Ulog, HE Ustikolina, HE Vranduk, HE Dabar, sistem
mHE na Sutjesci i mHE Ustiprača i mHE Dub.
Dinamika ulaska u pogon novih proizvodnih objekata i instalisane snage su preuzete iz IPRP,
a način uklapanja ovih objekata u prenosnu mrežu je preuzet iz Elaborata.
Uvažavajući kriterije definisane u Poglavlju 4. u Planu je predviđeno:
- obezbjeđenje dvostranog napajanja za 16 radijalno napojenih TS 110/x kV, bilo
izgradnjom novog ili rekonstrukcijom postojećeg dalekovoda,
- vraćanje u funkciju preostalih 12 ratom uništenih dalekovoda,
- rješavanje postojećih krutih veza u mreži 110 kV u cilju povećanja pouzdanosti i
sigurnosti snabdijevanja potrošača. Radi se o 5 TS 110/x kV koje su u 110 kV mrežu
uvezane „T“ spojem,
- kompletiranje nekompletnih dalekovodnih polja 110 kV u 22 TS 110/x kV,
- ugradnja drugog energetskog transformatora u TS 110/x kV koje nemaju 100% rezervu
kroz distributivnu mrežu. Izuzetak čine TS B. Grahovo (max. opterećenje 1,72 MW), TS
Donji Vakuf (max. opterećenje 4,39 MW, rezerva kroz distributivnu mrežu 96,6%) i TS
Goražde 2 (max. opterećenje 2,35 MW, rezerva kroz distributivnu mrežu 42,6%).
Planirana je ugradnja 35 transformatora 110/x kV,
- značajne rekonstrukcije dalekovoda i transformatorskih stanica uvažavajući stanje i starost
opreme, eksploatacione karakteristike, stepen opterećenja kao i činjenicu o
dugogodišnjem neulaganju,
118/122
-
povećanja kapaciteta postojećih, odnosno izgradnje novih TS 110/x kV na osnovu
podataka o registrovanim maksimalnim opterećenjima po pojedinim čvorištima
(Elektroprenos BiH), prognoze opterećenja za postojeće i nove potrošače koje su
elektroprivrede dostavile NOS-u za potrebe izrade IPRP, podacima koje su pojedine
elektroprivrede dostavile Elektroprenosu za potrebe izrade ovog Plana, podataka iz
eksploatacije o padovima napona i gubicima u distributivnoj mreži. Tako je od 57 novih
TS 110/x prijavljenih za izgradnju odabrano 28, a po Zaključku UO od 26.03.2014.
godine u Plan je uvrštena i TS 110/35/10 kV Stanari.
Sve analize u okviru Plana su provedene na način da su objekti koji su definisani odlukama
UO i Uprave Kompanije uvršteni kao ulazni podaci u model prenosne mreže.
Rezultati provedenih analiza pokazali su da je u planskom periodu potrebno izvršiti
rekonstrukciju i izgradnju sljedećih objekata prenosne mreže:
- rekonstrukcija DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2, DV 110 kV Mostar 2 – Stolac i DV 110
kV Mostar 1 – Čapljina,
- izgradnja DV 110 kV Banovići – Zavidovići sa pripadajućim poljima,
- izgradnja TS Banja Luka 10 i njeno uklapanje u prenosnu mrežu izgradnjom KV 110 kV
Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10 sa
pripadajućim poljima,
- izgradnja TS 400/110 kV na širem području Doboja. Ova TS nije uvrštena u Plan u skladu
sa Zaključkom Uprave Kompanije,
- ugradnja trećeg transformatora 220/110 kV, 150 MVA u TS Mostar 4,
- rekonstrukcija DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I sa povećanjem prenosne moći.
Rezultati analiza za režim minimalnih opterećenja su pokazali da u 2014. godini postoje
problemi sa visokim naponima u EES BiH što se najviše oslikava u 400 kV mreži, a koji su
uzrokovani malim opterećenjima u EES BiH, ali i neželjenim tokovima reaktivne energije iz
susjednih sistema, te izbjegavanjem rada proizvodnih objekata u EES BiH u kapacitivnom
režimu. Problem sa visokim naponima u EES BiH u 2014. godini nije moguće riješiti
promjenom položaja regulacionih preklopki mrežnih transformatora i dovođenjem proizvodnih
jedinica u poduzbuđen režim rada već je potrebno primijeniti isključenje podoptrećenih
vodova koji proizvode reaktivnu energiju i interkonektivnih vodova kojima se reaktivna
energija injektira u EES BiH, vodeći pri tome računa da se ne ugrozi stabilan rad EES BiH i
susjednih sistema. Ovo je situacija koja je poznata u praksi.
Problemi sa visokim naponima značajno se smanjuju u 2018. godini, a u 2023. godini nisu
uočeni. Razlog za ovo je: povećanje potrošnje u režimu minimalnih opterećenja, ulazak u
pogon novih proizvodnih objekata priključenih na 400 kV naponski nivo (TE Stanari, TE
Tuzla blok 7, TE Kakanj blok 8 i prelazak bloka 7 u TE Kakanj na 400 kV) sa mogućnošću
rada u kapacitivnom režimu.
Autori Studije L[16], u okviru koje je analizirana problematika visokih napona u EES BiH
predlažu da NOS BiH s Elektroprenosom BiH i DERK-om pokrene raspravu o načinu
rješavanja problematike visokih napona u prenosnoj mreži, te da se odluči o načinu sanacije
naponskih prilika izmedu dvije mjere predložene u L[1], odnosno kombinacijom tih mjera.
Takođe, autori Studije L[16] smatraju da se problematika pojave visokih napona u prenosnoj
mreži BiH može značajno ublažiti izgradnjom jednog kompenzacijskog postrojenja snage 150
Mvar na lokaciji TS Mostar 4 (priključak na 400 kV naponsku razinu), odnosno u potpunosti
riješiti izgradnjom i drugog takvog postrojenja snage 100 Mvar na lokaciji TS Tuzla 4
119/122
(priključak na 400 kV ili 110 kV naponsku razinu), te da bi Elektroprenos BiH, na prijedlog
NOS-a BiH te uz saglasnost DERK-a, trebao uvrstiti izgradnju tog postrojenja u plan razvoja
prenosne mreže, a DERK bi trebao odobriti investiciju u kompenzacijsko
postrojenje/postrojenja kroz povećanje tarife za prijenos.
Na osnovu rezultata analiza zaključujemo da za analizirane scenarije izvoza iz BiH i uvoza u
BiH planirana pojačanja prenosne mreže i planirani novi interkonektivni dalekovodi,
uključujući pojačanja definisana prilikom analize scenarija sa suhom hidrologijom, daju
zadovoljavajuće rezultate i da nema elemenata prenosne mreže u BiH opterećenih iznad
opterećenja definisanih kroz kriterije planiranja.
Rješenja predložena na osnovu analiza su uzela u obzir da se, gdje god je to bilo moguće,
izvrši rekonstrukcija postojećih vodova s obzirom da je to rješenje ekonomski povoljnije i da
je sve evidentniji problem obezbjeđenja trasa za nove dalekovode. Dinamika realizacije je
data na način da je u Plan uvrštena godina u kojoj se očekuje puštanje u pogon određenog
objekta uz procjenu sredstava neophodnih za njihovu realizaciju.
Prenosna mreža planirana na ovaj način obezbjeđuje:
- jednake uslove za već priključene korisnike i one koji će se priključiti na prenosnu mrežu.
To podrazumijeva ujednačene uslove vezane za stanje prenosne mreže po pitanju starosti i
zanavljanja opreme, izgradnje novih objekata, pogonske spremnosti objekata, pouzdanosti
i sigurnosti prenosa električne energije,
- zadovoljenje osnovnih zahtjeva koji se pred nju postavljaju u pogledu dugoročnog,
sigurnog i pouzdanog prenosa električne energije.
Potrebna sredstva za realizaciju predloženih investicija za period 2014. – 2023. godina, u
skladu sa MK, Uvjetima za korištenje licence, zaključcima vanredne Skupštine
akcionara/dioničara Kompanije održane 03.02.2012. godine, zaključcima UO Kompanije od
26.03.2014. godine i zaključkom Uprave Kompanije od 26.03.2014. godine, iznose 787,84
mil. KM, pri čemu je odnos ulaganja FBiH : RS = 58,89% : 41,11% . Od toga:
-
izgradnja novih objekata iznosi 224,37 mil. KM
• nove TS: 144,41 mil. KM,
• novi DV: 79,96 mil. KM.
-
proširenja TS iznose 61,50 mil. KM
• ugradnja drugog energetskog transformatora: 43,95 mil. KM,
• ugradnja mrežnih transformatora: 4,31 mil. KM,
• izgradnja novog DV polja: 13,24 mil. KM.
-
rekonstrukcije/sanacije iznose 305,18 mil. KM:
• rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja: 181,97 mil. KM,
• rekonstrukcije/sanacije DV: 123,21 mil. KM.
-
zamjene transformatora iznose 70,72 mil. KM.
interkonekcije: 126,07 mil. KM.
Procjena vlastitih raspoloživih sredstava za investiranje u periodu 2014. – 2023. iznosi 736,44
mil. KM.
120/122
POPIS SKRAĆENICA
EES BiH
Elektroenergetski sistem BiH
NOS BiH
Nezavisni opterator sistema u BiH
DERK
Državna regulatorna komisija za električnu energiju
UO
Upravni odbor
MK
Mrežni kodeks
Plan
Dugoročni plan razvoja prenosne mreže 2014. – 2023. godina
IPRP
Indikativni plan razvoja proizvodnje 2014. – 2023.
SECI
Southeast European Cooperative Initiative
ENTSO-E
European Network of Transmission System Operators for Electricity
TYNDP
Ten Year Network Development Plan
PECI
Projects of Energy Community Interest
TE
Termoelektrana
HE
Hidroelektrana
VE
Vjetroelektrana
DC
Dispečerski centar
DV
Dalekovod
TS
Transformatorska stanica
MOP
Metalom oklopljeno postrojenje
VN
Visokonaponsko
SN
Srednjenaponsko
Elaborat
Elaborat tehničkog rješenja priključka (u skladu sa Pravilnikom o
priključku)
121/122
LITERATURA
[1] Indikativni plan razvoja proizvodnje 2014. – 2023.
[2] „Studija Energetskog Sektora u BiH za period 2005 – 2020 godina – Konačni izvještaj“,
konzorcij: Energetski Institut Hrvoje Požar, Hrvatska; Soluziona, Španjolska;
Ekonomski Institut Banja Luka, BiH; Rudarski Institut Tuzla, BiH, mart 2008. godine
[3] „Integralna studija razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006 – 2010 godina sa projekcijom
na 2020. godinu“ – Institut za elektroprivredu i energetiku d.d. Zagreb, Zagreb, travanj
2007.
[4] „SECI Regional Electricity Interconnection Study – Draft Report“ – SECI
Interconnection Study Task Group October 31, 2002
[5] „Uncertainties in the SEE transmission network and evaluation of risk for future
infrastructure investments“ – Energy Institute Hrvoje Požar, Zagreb, Croatia; EKC,
Belgrade, Serbia on behalf of SECI Project Group on Regional transmission system
plannning with support from United States Agency for International Development,
Washington, DC, USA; September, 2009
[6] „Metoda i kriteriji u revitalizaciji elektroenergetske prenosne mreže“ – doktorska
disertacija, Davor Bajs, Split 2007.
[7] Studija “Analiza integracije vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila”,
Ecconomic consulting associates with EIHP, KPMG, ESG, decembar 2011. godine
[8] Elaborat „Priključenje bloka 7 TE Tuzla na EES Bosne i Hercegovine“,
Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., oktobar 2009. godine
[9] Elaborat „Tehničko rješenje priključka bloka 8 TE Kakanj na prenosnu mrežu 400 kV“,
Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., oktobar 2009. godine
[10] Elaborat „Tehničko rješenje priključka HE Ulog na prenosnu mrežu 110 kV”,
Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., januar 2010. godine
[11] „Elaborat tehničkog rješenja priključka HE Ustikolina na prenosnu mrežu 110 kV”,
Energoinvest, juni 2012. godine
[12] „Elaborat tehničkog rješenja priključka HE Vranduk na prenosnu mrežu 110 kV”,
Energoinvest, maj 2010. godine
[13] „Elaborat tehničkog rješenja priključka HE Dabar”, Elektroenergetski koordinacioni
centar Ltd., juli 2012. godine
[14] Elaborat „Tehničko rješenje priključenja rasklopišta 20/110 kV Sastavci na prenosnu
mrežu”, Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., maj 2010. godine
[15] Elaborat „Tehničko rješenje priključenja rasklopišta 10/110 kV HE Dub na prenosnu
mrežu”, Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., februar 2010. godine
[16] „Tehno – ekonomski aspekti regulacije napona kao pomoćne (sistemske) usluge –
identifikacija i sanacija nedozvoljenih napona na prenosnoj mreži“, Energetski institut
Hrvoje Požar, srpanj 2012. godine
122/122

KULTURNI TURIZAM Bosna i Hercegovina baštini bogato kulturno

Mjesta u BiH koja su vrijedna za vidjeti – turističke atrakcije

2014-01 Newsletter AHK Bosnien und Herzegowina

PROGRAM (pdf)

Nedžad Koldžo

Obrazac 1- Pomoć u slučaju smrti (prezime, ime oca i ime,) (J

PRIMAVERA NA SICILIJI

O B A V J E Š T E NJ E

simpozij “plućno zdravlje”

tuzla film festival aplikacija za prijavu filma rok za prijave filmova