Projekt podrške direktnom
finansiranju održivih energetskih
sistema zapadnog Balkana:
Jačanje institucionalnih kapaciteta
Projekt br.18:
Bosna i Hercegovina:
Dispečiranje vjetroelektrana i
analiza operativnih troškova
Zadatak 1: Ocjena utjecaja
proizvodnje vjetroelektrana na
dispečiranje sistema
Draft izvještaj
Novembar 2012
Za NOS BiH i EBRD
Finansijer EBRD
Energetski institut Hrvoje Požar
Savska cesta 163, Zagreb, Hrvatska
tel: +385 1 6326 100, fax: +385 1 6040 599
http://www.eihp.hr
Sadržaj
Sadržaj
1
Uvod
12
2
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
14
2.1
Postojeći i planirani proizvodni kapaciteti
14
2.2
Analiza potrošnje i proizvodnje u sistemu 2009.-2011.
17
2.3
Analiza dotoka u hidroakumulacije (2009-2011)
24
2.4
Planirano opterećenje sistema do 2020. god.
30
2.5
Mogućnosti uvoza i izvoza
32
3
Scenariji razvoja vjetroelektrana
37
3.1
Definisanje scenarija
37
3.2
Metodologija za određivanje proizvodnje električne energije
39
4
Opis simulacijskog modela
41
4.1
Programski alat za simulaciju rada sistema
41
4.2
Model elektroenergetskog sistema BiH
43
4.3
Opis modeliranih scenarija
50
5
Prikaz i analiza rezultata simulacija
52
5.1
Proizvodnja elektrana u sistemu
52
5.1.1
Rezultati simulacija za 2015. godinu
52
5.1.2
Rezultati simulacija za 2020. godinu
75
5.2
5.3
Uvoz i izvoz električne energije
95
5.2.1
Rezultati simulacija za 2015. godinu
95
5.2.2
Rezultati simulacija za 2020. godinu
104
Sekundarna i tercijarna rezerva
5.3.1
Postojeća regulativa i praksa obezbjeđenja rezerve u EES
BiH
112
5.3.2
Rezultati simulacija za sekundarnu rezervu
116
5.3.3
Sekundarna rezerva i prognoza proizvodnje iz
vjetroelektrana
119
Rezultati simulacija za tercijarnu rezervu
123
5.3.4
5.4
112
Kretanje nivoa akumulacija i pojava preljeva
127
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
5.4.1
Sezonske akumulacije
127
5.4.2
Dnevne akumulacije
132
5.4.3
Pojava preljeva
136
6
Zaključak
139
7
Bibliografija
141
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Tabele
Tabela 1. Hidroelektrane u BiH
15
Tabela 2. Termoelektrane u BiH
15
Tabela 3. Planirani proizvodni objekti do 2020. godine prema Indikativnom planu 16
Tabela 4. Ukupna mjesečna potrošnja po godinama
19
Tabela 5. Vršno i minimalno opterećenje sistema
20
Tabela 6. Faktor opterećenja po elektranama (u %)
22
Tabela 7. Karakteristike planiranog opterećenja po godinama
31
Tabela 8. Mjesečni neto uvoz električne energije
33
Tabela 9. Mjesečni neto izvoz električne energije
34
Tabela 10. Maksimalni satni uvoz i izvoz
35
Tabela 11. Indikativne vrijednosti prekograničnih prijenosnih kapaciteta (NTC)
36
Tabela 12. Planirane termoelektrane
47
Tabela 13. Planirane hidroelektrane
47
Tabela 14. Mjesečni koeficijenti proizvodnje novih hidroelektrana
48
Tabela 15. Ukupna godišnja proizvodnja elektrana za modelirane scenarije u 2015.
godini
52
Tabela 16. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), prosječna
hidrologija
60
Tabela 17. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), suha
hidrologija
61
Tabela 18. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), vlažna
hidrologija
62
Tabela 19. Ukupna godišnja proizvodnja elektrana za modelirane scenarije u 2020.
godini
75
Tabela 20. Faktori opterećenja po elektranama za 2020. godinu (u %), prosječna
hidrologija
81
Tabela 21. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), suha
hidrologija
82
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Tabela 22. Faktori opterećenja po elektranama za 2020. godinu (u %), vlažna
hidrologija
83
Tabela 23. Izvoz i uvoz električne energije za 2015. godinu (u GWh) po scenarijima96
Tabela 24. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima A-0 i A-350
97
Tabela 25. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima D-0 i D-350
99
Tabela 26. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima W-0 i W-350
101
Tabela 27. Izvoz i uvoz električne energije za 2020. godinu (u GWh) po scenarijima104
Tabela 28. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima A-0 i A-600
105
Tabela 29. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima D-0 i D-600
107
Tabela 30. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima W-0 i W-600
109
Tabela 31. Rezerve snage u sekundarnoj regulaciji (MW)
114
Tabela 32. Rezerve snage u tercijarnoj regulaciji (MW)
116
Tabela 33. Broj sati godišnje s nedovoljnom tercijarnom rezervom
126
Tabela 34. Podaci o volumenima u modeliranim akumulacijama (u hm3)
127
Tabela 35. Minimalno vrijeme pražnjenja akumulacija
128
Tabela 36. Ukupni preljevi u 2015. godini (hm3)
136
Tabela 37. Ukupni preljevi u 2020. godini (hm3)
138
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slike
Slika 1. Ukupna dnevna potrošnja po godinama
17
Slika 2. Krivulje trajanja opterećenja (u apsolutnom iznosu)
18
Slika 3. Ukupna mjesečna potrošnja
19
Slika 4. Ukupna mjesečna proizvodnja termoelektrana
20
Slika 5. Ukupna mjesečna proizvodnja hidroelektrana
21
Slika 6. Ukupna dnevna proizvodnja i potrošnja električne energije u 2009. godini 23
Slika 7. Ukupna dnevna proizvodnja i potrošnja električne energije u 2010. godini 23
Slika 8. Ukupna dnevna proizvodnja i potrošnja električne energije u 2011. godini 24
Slika 9. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Rama
25
Slika 10. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Čapljina
25
Slika 11. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Jajce I
25
Slika 12. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Jajce II
26
Slika 13. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Mostar
26
Slika 14. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Nuga
26
Slika 15. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Bileća
27
Slika 16. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Trebinje
27
Slika 17. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Višegrad
27
Slika 18. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Bočac
28
Slika 19. Srednji dnevni dotoci akumulacije Rama
28
Slika 20. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Jablanica
29
Slika 21. Srednji mjesečni međudotoci akumulacije Grabovica
29
Slika 22. Srednji mjesečni međudotoci akumulacije Salakovac
30
Slika 23. Krivulje trajanja opterećenja za planirani period
31
Slika 24. Dnevni neto uvoz električne energije
32
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slika 25. Dnevni bruto izvoz električne energije
34
Slika 26. Scenariji integracije vjetroelektrana 350 MW
38
Slika 27. Scenariji integracije vjetroelektrana 600 MW
38
Slika 28. Prosječna krivulja snage vjetroelektrane
40
Slika 29. Satna proizvodnja vjetroelektrana (uzorak)
40
Slika 30. Fiksna proizvodnja HE Vranduk po mjesecima
49
Slika 31. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij A-0
53
Slika 32. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij D-0
53
Slika 33. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij W-0
54
Slika 34. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij A-350
55
Slika 35. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij D-350
55
Slika 36. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij W-350
56
Slika 37. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2015: scenariji A-0 i A-350 57
Slika 38. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2015: scenariji D-0 i D-350 58
Slika 39. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2015: scenariji W-0 i W-350 59
Slika 40. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0
63
Slika 41. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
63
Slika 42. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-350
64
Slika 43. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-350, zbirno po vrsti elektrana
64
Slika 44. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji A-350 i A-0, zbirno po vrsti
elektrana
65
Slika 45. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
65
Slika 46. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-350, zbirno po vrsti elektrana 66
Slika 47. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji A-350 i A-0, zbirno
po vrsti elektrana
66
Slika 48. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0
67
Slika 49. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
67
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slika 50. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-350
68
Slika 51. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-350, zbirno po vrsti elektrana
68
Slika 52. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji D-350 i D-0, zbirno po vrsti
elektrana
69
Slika 53. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
69
Slika 54. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-350, zbirno po vrsti elektrana 70
Slika 55. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji D-350 i D-0, zbirno
po vrsti elektrana
70
Slika 56. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0
71
Slika 57. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
71
Slika 58. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-350
72
Slika 59. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-350, zbirno po vrsti elektrana
72
Slika 60. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji W-350 i W-0, zbirno po vrsti
elektrana
73
Slika 61. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
73
Slika 62. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-350, zbirno po vrsti elektrana 74
Slika 63. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji W-350 i W-0, zbirno
po vrsti elektrana
74
Slika 64. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij A-0
75
Slika 65. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij D-0
76
Slika 66. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij W-0
76
Slika 67. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij A-600
77
Slika 68. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij D-600
77
Slika 69. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij W-600
78
Slika 70. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2020: scenariji A-0 i A-600 78
Slika 71. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2020: scenariji D-0 i D-600 79
Slika 72. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2020: scenariji W-0 i W-600 80
Slika 73. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0
84
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slika 74. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
84
Slika 75. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-600
85
Slika 76. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-600, zbirno po vrsti elektrana
85
Slika 77. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji A-600 i A-0, zbirno po vrsti
elektrana
86
Slika 78. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
86
Slika 79. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-600, zbirno po vrsti elektrana 87
Slika 80. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji A-600 i A-0, zbirno
po vrsti elektrana
87
Slika 81. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0
88
Slika 82. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
88
Slika 83. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-600
89
Slika 84. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-600, zbirno po vrsti elektrana
89
Slika 85. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji D-600 i D-0, zbirno po vrsti
elektrana
90
Slika 86. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
90
Slika 87. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-600, zbirno po vrsti elektrana 91
Slika 88. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji D-600 i D-0, zbirno
po vrsti elektrana
91
Slika 89. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0
92
Slika 90. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
92
Slika 91. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-600
93
Slika 92. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-600, zbirno po vrsti elektrana
93
Slika 93. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji W-600 i W-0, zbirno po vrsti
elektrana
94
Slika 94. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
94
Slika 95. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-600, zbirno po vrsti elektrana 95
Slika 96. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji W-600 i W-0, zbirno
po vrsti elektrana
95
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slika 97. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima A-0 i A-350
96
Slika 98. Usporedba izvoza u scenarijima A-0 i A-350
97
Slika 99. Usporedba uvoza u scenarijima A-0 i A-350
98
Slika 100. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima D-0 i D-350
98
Slika 101. Usporedba izvoza u scenarijima D-0 i D-350
99
Slika 102. Usporedba uvoza u scenarijima D-0 i D-350
100
Slika 103. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima W-0 i W-350 101
Slika 104. Usporedba izvoza u scenarijima W-0 i W-350
102
Slika 105. Usporedba uvoza u scenarijima W-0 i W-350
102
Slika 106. Razlike izvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
103
Slika 107. Razlike uvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
103
Slika 108. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima A-0 i A-600 105
Slika 109. Usporedba izvoza u scenarijima A-0 i A-600
106
Slika 110. Usporedba uvoza u scenarijima A-0 i A-600
106
Slika 111. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima D-0 i D-600 107
Slika 112. Usporedba izvoza u scenarijima D-0 i D-600
108
Slika 113. Usporedba uvoza u scenarijima D-0 i D-600
108
Slika 114. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima W-0 i W-600 109
Slika 115. Usporedba izvoza u scenarijima W-0 i W-600
110
Slika 116. Usporedba uvoza u scenarijima W-0 i W-600
110
Slika 117. Razlike izvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
111
Slika 118. Razlike uvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
111
Slika 119. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima A-0 i A-350
117
Slika 120. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima D-0 i D-350
117
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slika 121. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima W-0 i W-350
117
Slika 122. Manjak sekundarne rezerve u 2015. godini u scenarijima A-0 i A-350
118
Slika 123. Manjak sekundarne rezerve u 2015. godini u scenarijima W-0 i W-350 118
Slika 124. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2020. u
scenarijima W-0 i W-600
119
Slika 125. Manjak sekundarne rezerve u 2020. godini u scenarijima W-0 i W-600 119
Slika 126. Simulirani realizirani scenariji proizvodnje iz vjetroelektrana
121
Slika 127. Simulirana pogreška sustava za predviđanje proizvodnje na godišnjoj
razini
122
Slika 128. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u scenarijima
A-0 i A-350
123
Slika 129. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u scenarijima
D-0 i D-350
124
Slika 130. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u scenarijima
W-0 i W-350
124
Slika 131. Manjak tercijarne rezerve u 2015. godini u scenarijima A-0 i A-350
125
Slika 132. Manjak tercijarne rezerve u 2015. godini u scenarijima W-0 i W-350
125
Slika 133. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2020. u scenarijima
W-0 i W-600
126
Slika 134. Manjak tercijarne rezerve u 2020. godini u scenarijima W-0 i W-600
126
Slika 135. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Bileća, prosječna
hidrologija
129
Slika 136. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Bileća, suha hidrologija 129
Slika 137. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Bileća, vlažna
hidrologija
130
Slika 138. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Rama za tri hidrologije 131
Slika 139. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Jablanica za tri
hidrologije
132
Slika 140. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, april 2015, prosječna
hidrologija
133
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Sadržaj
Slika 141. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, april 2015, suha
hidrologija
133
Slika 142. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, april 2015, vlažna
hidrologija
134
Slika 143. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, avgust 2015, prosječna
hidrologija
134
Slika 144. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, avgust 2015, suha
hidrologija
135
Slika 145. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, avgust 2015, vlažna
hidrologija
135
Slika 146. Preljevi u 2015. – akumulacija Mostar, scenarij W-0
137
Slika 147. Preljevi u 2015. - akumulacija Mostar, scenarij W-350
137
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
Uvod
1
Uvod
Ovaj Izvještaj prikazuje rezultate analize obrađene u sklopu Zadatka 1 projekta čiji je
cilj ocijeniti utjecaj integracije vjetroelektranana u elektroenergetski sistem Bosne i
Hercegovine (BiH) na dispečiranje elektrana i operativne troškove. U okviru ovog
zadatka potrebno je obraditi sljedeće aspekte:

U dogovoru s NOS BiH odabrati nekoliko dana s karakterističnim
režimima pogona sistema tokom godine, uzimajući u obzir varijacije
opterećenja sistema i raspoloživosti hidro proizvodnje i izraditi
projekciju za odabrane godine do 2020.

Koristeći scenarije ulaska vjetroelektrana izrađene u prethodnim
zadacima, proračunati disepčing elektrana za iste odabrane dana
pretpostavljajući različite proizvodnje vjetroelektrana.

Analizirati opseg sekundarne i tercijarne rezerve kao i opseg i
vjerojatnost angažmana rezerve za scenarije sa i bez vjetroelektrana;

Analizirati opseg prekograničnih tokova i utjecaj vjetroelektrane na ove
tokove;

Analizirati utjecaj vjetroelektrane nivo vode u akumulacijama i
eventualne preljeve.
U dogovoru s NOS BiH-om1 odlučeno da će se će se razmatrati dvije godine: 2015. i
2020. Pri tome će se za 2015. godinu razmatrati scenarij ulaska 350 MW
vjetroelektrana, a za 2020. scenarij ulaska 600 MW vjetroelektrana. Za sve scenarije
razmatrati će se tri različite hidrološke situacije: vlažna, prosječna i sušna.
Dogovoreno je da se izrade simulacije pogona svih elektrana za cijele godine, te
odaberu karakteristični dani.
U skladu sa opisom Projektnog zadatka, preostali dijelovi Izvještaja se odnose na
sljedeće:
1

U poglavlju 2. su date osnovne informacije o proizvodnim kapacitetima
u elektroenergetskom sistemu BiH, uključujući postojeće i planirane
kapacitete do 2020. godine. Analizirana je potrošnja u sistemu i data
projekcija njenog kretanja do 2020. Prikazano je kretanje uvoza i izvoza te
dati prekogranični prijenosni kapaciteti. Analizirani su dotoci u
akumulacije kao podloga za definiranje tri hidrološka scenarija.

U poglavlju 3. prikazani su scenariji razvoja vjetroelektrana u BiH s
metodologijom određivanja proizvodnje vjetroelektrana.
Na inicijalnom sastanku održanom 15. marta 2012. u sjedištu NOS BiH u Sarajevu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
12
Uvod

U poglavlju 4. opisan je simulacijski model korišten za izradu ovog
zadatka. Prikazane su karakteristike programskog alata te je opisan način
modeliranja elektroenergetskog sistema BiH i definiranja scenarija.

U poglavlju 5. prikazani su i analizirani rezultati provedenih simulacija.
Oni uključuju proizvodnje i dispečiranje svih elektrana u sistemu, uvoz i
izvoz električne energije, opseg i angažman sekundarne i tercijarne
rezerve te kretanje nivoa akumulacija i pojavu preljeva.

U poglavlju 6. dat je sažet prikaz rezultata provedenih analiza, te
zaključci i preporuke.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
13
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
2
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Upravljačka struktura elektroenergetskog sektora je podijeljena na:

Državni nivo – Prijenos je podijeljen na operatora sistema (NOS BiH) i
kompaniju za prijenos električne energije, Elektroprenos BiH;

Federaciju Bosne i Hercegovine (FBiH) – sa dvije vertikalno integrisane
elektroprivrede koje su nadležne za proizvodnju, distribuciju i
snabdijevanje (EP HZHB i EP BiH),

Republiku Srpsku (RS) – sa jednim vertikalno integrisanim holdingom (EP
RS), ali u svom sastavu ima 5 preduzeća za proizvodnju električne
energije i 5 preduzeća za distribuciju i snabdijevanje.
Ukupno gledajući, BiH je neto izvoznik električne energije. Zbog velikog udjela
hidroelektrana (54%), proizvodnja električne energije u BiH uvelike zavisi o
hidrologiji. Prijenosni sistem BiH je dobro razvijen i isto tako dobro povezan sa
susjednim sistemima vodovima 400 kV, 220 kV i 110 kV. Elektroenergetski sistem
nije značajnije opterećen.
U nastavku su opisani pokazatelji elektroenergetskog sistema relevantni za daljnju
analizu uključujući postojeće i planirane proizvodne kapacitete, karakteristike
proizvodnje i potrošnje u sistemu, dotoke u akumulacije i mogućnosti uvoza i izvoza
električne energije.
2.1 Postojeći i planirani proizvodni kapaciteti
Prema podacima Državne regulatorne komisije za električnu energiju (DERK)2,
Bosna i Hercegovina raspolaže s 2058 MW instalisane snage u hidroelektranama te
1745 MW u termoelektranama (tabela 1 i 2).
Najvažnija novija investicija u proizvodnju bila je izgradnja hidroelektrane
Mostarsko blato (60 MW) 2010. godine, sa očekivanom godišnjom proizvodnjom od
170 GWh,
2
www.derk.ba
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
14
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Tabela 1. Hidroelektrane u BiH
Snaga agregata
(MW)
Ukupna instalisana
snaga (MW)
Vlasništvo
Trebinje I
3x60
180
ERS
Trebinje II
8
8
ERS
108
108
ERS3
Čapljina
2x210
420
EP HZHB
Rama
2x80
160
EP HZHB
Jablanica
6x30
180
EP BiH
Grabovica
2x57,5
115
EP BiH
Salakovac
3x70
210
EP BiH
Mostar
3x24
72
EP HZHB
Mostarsko blato
3x30
60
EP HZHB
Peć-Mlini
2x15
30
EP HZHB
Jajce I
2x30
60
EP HZHB
Jajce II
3x10
30
EP HZHB
Bočac
2x55
110
ERS
Višegrad
3x105
315
ERS
Ukupno
-
2058
-
Hidroelektrana
Dubrovnik (50%)
Tabela 2. Termoelektrane u BiH
Instalisana snaga
(MW)
Raspoloživa snaga
(MW)
Vlasništvo
G3
100
85
EP BiH
G4
200
182
EP BiH
G5
200
180
EP BiH
G6
215
188
EP BiH
G5
110
100
EP BiH
G6
110
90
EP BiH
G7
230
208
EP BiH
Gacko
300
276
ERS
Ugljevik
280
250
ERS
Ukupno
1745
1559
-
Termoelektrana
Tuzla
Kakanj
HE Dubrovnik instalisane snage 2x108 MW koja se nalazi se na teritoriju Republike Hrvatske, u
vlasništvu je HEP-a, a prema trenutnom stanju jedan agregat hidroelektrane koristi ERS.
3
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
15
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Od manjih proizvodnih objekata, u BiH postoji i oko dvadesetak malih
hidroelektrana i agregata za proizvodnju električne energije ukupne snage oko
75 MW koji svoj višak energije isporučuju u sistem.
Godišnja proizvodnja električne energije u BiH se kreće na nivou od oko 15 TWh, od
čega se, ovisno o hidrološkim prilikama, u hidroelektranama proizvede prosječno
oko 41%, a ostatak u termoelektranama. Tek nešto više od 1% proizvede se u malim i
industrijskim elektranama.
Za BiH je karakteristično da sve termoelektrane kao gorivo koriste domaći ugalj
(lignit i mrki ugalj). Većina postrojenja je stavljena u pogon u periodu od 1955. do
1989. godine. Posljednja elektrana koja je ušla u pogon je hidroelektrana Mostarsko
Blato 2010. godine.
Zbog isteka životnog vijeka u posmatranom periodu predviđen je izlazak iz pogona
tri bloka termoelektrana ukupne snage 410 MW. Prema aktualnom Indikativnom
planu razvoja proizvodnje 2013.-2022., blok 3 (G3 - 100 MW) u TE Tuzla prestaje sa
radom 2016. godine, dok blok 4 (G4 - 200 MW) u istoj elektrani te blok 5 (G5 - 110
MW) u TE Kakanj izlaze iz pogona 2019. godine.
Nadalje, što se tiče novih proizvodnih kapaciteta, prema istom Planu, do 2020.
godine predviđa se izgradnja više elektrana (Tabela 3). Ukupna predviđena
instalisana snaga novih termoelektrana iznosi 1050 MW, a hidroelektrana 90,2 MW.
Tabela 3. Planirani proizvodni objekti do 2020. godine prema Indikativnom planu
Instalisana snaga
(MW)
Moguća proizvodnja
(GWh/god.)
Godina ulaska
u pogon
TE Stanari
300
2000
2015.
TE Kakanj – blok 8
300
1652
2019.
TE Tuzla – blok 7
450
2527
2018.
HE Ulog
34,4
82,3
2015.
HE Vranduk
19,6
95,8
2015.
MHE na rijeci Sutjesci
19,1
83,6
2013./2014.
HE Dub
9,4
41,3
2014.
HE Ustiprača
7,7
33,1
2014.
1140,2
6515,1
-
Naziv
Ukupno
Projekti navedeni u tabeli su ocjenjeni kao najizgledniji, tj. u višem su stupnju
razvoja projekta. Osim navedenih projekata, postoji i više projekata obnovljivih
izvora energije, u prvom redu vjetroelektrana te hidroelektrana, međutim, ovi
projekti su još uvijek u relativno početnim fazama razvoja.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
16
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
2.2 Analiza potrošnje i proizvodnje u sistemu 2009.-2011.
Analiza potrošnje i proizvodnje temelji se na podacima prikupljenim od NOS BiH o
satnim opterećenjima sistema na prijenosnoj mreži kao i o satnim proizvodnjama
elektrana. Analizirane su tri posljednje tri godine - 2009., 2010. i 2011. Ove se tri
godine bitno razlikuju po proizvodnji iz hidroelektrana zbog bitno različitih
hidroloških prilika. Prema tome je određeno da će se 2009. godina gledati kao
„prosječna“ godina, 2010. kao „vlažna“ godina, a 2011. kao „sušna“ godina.
Kretanje ukupne dnevne potrošnje za 2009., 2010. i 2011. godinu prikazano je na slici
1. Najveća potrošnja ostvaruje se u decembru, a bitno je manja u ljetnim mjesecima, a
najmanja u junu.
Slika 1. Ukupna dnevna potrošnja po godinama
44
2009.
2010.
2011.
42
40
GWh
38
36
34
32
30
28
r
ec
e
D
m
ba
ov
e
N
m
ba
r
r
ob
a
O
kt
m
ba
r
pt
e
Se
A
vg
u
st
li
Ju
n
Ju
M
aj
pr
il
A
M
ar
t
br
ua
r
Fe
Ja
nu
ar
26
Na prethodnoj slici jasno se može primijetiti da je potrošnja u posljednje tri godine
rasla unatoč globalnoj ekonomskoj krizi, što se može vidjeti i na slici 2. koja prikazuje
krivulje trajanja opterećenja.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
17
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 2. Krivulje trajanja opterećenja (u apsolutnom iznosu)
2200
2009.
2010.
2011.
2000
1800
MW
1600
1400
1200
1000
800
0%
25%
50%
75%
100%
Godina
Na prethodnoj slici prema obliku krivulja može se primijetiti i da se faktor
opterećenja sistema u 2011. godini povećao u odnosu na prethodne dvije godine, te
je iznosio 66,3%.
Sljedeća tabela prikazuje ukupnu potrošnju u EES BiH po mjesecima.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
18
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Tabela 4. Ukupna mjesečna potrošnja po godinama
GWh
2009.
2010.
2011.
Januar
1.147,6
1.112,2
1.183,4
Februar
979,3
1.006,7
1.061,8
Mart
1.011,7
1.048,9
1.106,5
April
862,6
944,1
965,3
Maj
869,8
925,9
965,5
Jun
854,6
898,3
929,8
Juli
902,5
954,3
991,0
Avgust
916,0
968,2
1.005,2
Septembar
881,8
936,7
947,7
Oktobar
977,5
1.057,7
1.039,7
Novembar
998,7
1.030,7
1.110,6
Decembar
1.098,5
1.191,4
1.183,9
Ukupno
11.500,6
12.075,1
12.490,3
Slika 3. Ukupna mjesečna potrošnja
1200
1100
GWh
2009.
2010.
1000
2011.
900
800
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Na prethodnoj slici vidi se kretanje ukupne potrošnje električne energije po
mjesecima. Vidi se da se najveće opterećenje sistema događa tokom zimskog perioda
tj. u decembru ili januaru, dok se najniže opterećenja događa krajem proljeća. Ovdje
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
19
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
se može primijetiti blagi porast potrošnje tokom jula i avgusta koji su posljedica sve
veće upotrebe klima uređaja tokom vrućih ljetnih dana.
Sljedeća tabela prikazuje iznos te vrijeme nastupanja vršnog i minimalnog
opterećenja sistema.
Tabela 5. Vršno i minimalno opterećenje sistema
2009.
2010.
2011.
2033
2173
2150
Datum i vrijeme vršnog
opterećenja.
05.01.2009. 17-18h
31.12.2010. 17-18h
31.12.2011. 17-18h
Minimalno opterećenje
[MW]
796
816
872
13.04.2009. 3-4h
03.05.2010. 3-4h
22.07.2011. 3-4h
Vršno opterećenje [MW]
Datum i vrijeme min.
opterećenja
Proizvodnja električne energije se također analizira za posljednje tri godine. Slika 4.
prikazuje ukupnu mjesečnu proizvodnju svih termoelektrana u sistemu.
Slika 4. Ukupna mjesečna proizvodnja termoelektrana
1000
800
2009.
600
GWh
2010.
2011.
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Sa slike se vidi da su termoelektrane najviše električne energije proizvele u 2011.
godini (ukupno 9,7 TWh) što je bilo i očekivano s obzirom da je ta godina bila
izrazito sušna. Isto se vidi i iz ukupnog faktora opterećenja termoelektrana (tabela 6)
koji iznosi 0,76 što je u odnosu na 2010. i 2009. godinu povećanje od 21,6% odnosno
16,2%.
Sljedeća slika prikazuje ukupnu mjesečnu proizvodnju hidroelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
20
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 5. Ukupna mjesečna proizvodnja hidroelektrana
1200
1000
GWh
800
2009.
2010.
600
2011.
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Proizvodnja hidroelektrana ima značajan sezonski karakter, tj. bitno manju
proizvodnju u ljetnim mjesecima. Hidroelektrane su najviše električne energije
proizvele 2010. godine (oko 7,9 TWh), a najmanje 2011. godine (oko 4,3 TWh) što
predstavlja godišnje smanjenje od čak 46%. Isto tako se i ukupni faktor opterećenja
hidroelektrana smanjio s 0,48 na 0,28 (tabela 6).
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
21
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Tabela 6. Faktor opterećenja po elektranama (u %)
2009.
2010.
2011.
TE Tuzla 3
36,2
48,2
54,1
TE Tuzla 4
66,4
45,1
75,1
TE Tuzla 5
69,7
57,2
64,9
TE Tuzla 6
46,1
64,6
64,0
TE Kakanj 5
46,7
70,7
76,0
TE Kakanj 6
30,5
42,3
14,0
TE Kakanj 7
71,3
44,8
78,9
TE Gacko
60,9
64,9
66,4
TE Ugljevik
67,4
54,8
73,8
PHE Čapljina
10,3
20,6
4,4
HE Jajce 1
48,3
54,5
27,7
HE Jajce 2
65,8
70,4
48,5
HE Mostar
43,3
53,0
30,2
HE Peć Milini
35,0
47,4
16,1
HE Rama
59,0
64,6
51,4
HE Grabovica
31,0
39,5
42,9
HE Jablanica
57,1
68,3
43,8
HE Salakovac
26,8
37,1
16,2
HE Bočac
28,5
35,3
18,1
HE Dubrovnik
73,1
85,8
58,3
HE Trebinje 1
37,1
53,3
26,4
HE Višegrad
38,3
46,7
26,8
Termoelektrane
Hidroelektrane
Tablica pokazuje da su hidroelektrane radile sa očekivanim faktorima opterećenja,
koji se ipak bitno razlikuju od godine do godine, a prema hidrološkoj situaciji.
Izuzetak je PHE Čapljina koja zbog nedostatka raspoloživih dotoka pokazuje
izuzetno nisku proizvodnju u odnosu na instalisanu snagu. Kod pojedinih
termoelektrana primjećuje se nizak faktor opterećenja koji ukazuje na neefikasnost
proizvodnje u takvim blokovima, a posljedica je starosti postrojenja.
Sljedeće slike (6 do 8) prikazuju ukupnu dnevnu proizvodnju hidro i termoelektrana
te ukupnu dnevnu potrošnju električne energije u elektroenergetskom sistemu BiH
po posmatranim godinama. Sa slika se lako mogu identificirati periodi kada je u
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
22
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
elektroenergetskom sistemu BiH bilo viška energije, što znači da se je ta energije
onda izvezla u susjedne sisteme. Također se vidi i u kojim periodima u sistemu
nedostaje energije.
Slika 6. Ukupna dnevna proizvodnja i potrošnja električne energije u 2009. godini
70
TE
HE
Ukupna dnevna potrošnja
60
GWh
50
40
30
20
10
ov
em
ba
r
D
ec
em
ba
r
kt
ob
ar
N
O
Se
pt
em
ba
r
vg
us
t
A
Ju
li
Ju
n
aj
M
pr
il
A
ar
t
M
Fe
br
ua
r
Ja
nu
ar
0
Slika 7. Ukupna dnevna proizvodnja i potrošnja električne energije u 2010. godini
70
TE
Ukupna dnevna potrošnja
HE
60
50
GWh
40
30
20
10
r
ov
em
ba
r
D
ec
em
ba
r
N
kt
ob
a
O
Se
pt
em
ba
r
vg
us
t
A
Ju
li
Ju
n
aj
M
pr
il
A
ar
t
M
Fe
br
ua
r
Ja
nu
ar
0
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
23
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 8. Ukupna dnevna proizvodnja i potrošnja električne energije u 2011. godini
70
TE
HE
Ukupna dnevna potrošnja
60
GWh
50
40
30
20
10
ov
em
ba
r
D
ec
em
ba
r
N
kt
ob
ar
O
em
ba
r
Se
pt
vg
us
t
A
Ju
li
Ju
n
aj
M
pr
il
A
ar
t
M
Fe
br
ua
r
Ja
nu
ar
0
Iz slika se vidi da je BiH najviše električne energije izvozila 2010. godina, a daleko
manje 2011. godine što je naravno posljedica hidrologije pa se to najbolje vidi upravo
iz proizvodnje hidroelektrana. Isto tako se primjećuje da su zbog manjeg rada
hidroelektrana u 2011. godini termoelektrane morale više raditi. U svakom slučaju,
jasno je da je BiH u stanju ne samo zadovoljiti svoje vlastite potrebe za električnom
energijom, nego i izvoziti pa čak i u slučaju izrazito sušne godine. Takva bi se slika
mogla promijeniti izlaskom iz pogona zastarjelih termoelektrana te očekivanim
porastom potrošnje u budućim godinama.
2.3 Analiza dotoka u hidroakumulacije (2009-2011)
Kako je već napomenuto hidrološke prilike imaju glavni utjecaj na karakteristike
proizvodnje u BiH, pa su u nastavku detaljno obrađeni dotoci u akumulacije. Za sve
akumulacije u sastavu ERS i EPHZHB prikupljeni su prosječni dnevni dotoci za
period 2009.-2011. godina. Na temelju tih podataka na sljedećim slikama prikazani
su srednji mjesečni dotoci po akumulacijama za 2009., 2010. i 2011. godinu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
24
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 9. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Rama
90
80
70
2009
m3/s
60
50
2010
40
2011
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 10. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Čapljina
250
200
2009
150
m3/s
2010
2011
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 11. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Jajce I
70
m3/s
60
50
2009
40
2010
30
2011
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
25
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 12. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Jajce II
160
140
120
2009
100
m3/s
2010
80
2011
60
40
20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 13. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Mostar
600
500
2009
m3/s
400
2010
300
2011
200
100
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 14. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Nuga
60
50
2009
m3/s
40
2010
30
2011
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
26
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 15. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Bileća
300
250
m3/s
200
2009
2010
150
2011
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 16. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Trebinje
80
70
60
2009
m3/s
50
2010
40
2011
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 17. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Višegrad
1200
1000
2009
m3/s
800
2010
600
2011
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
27
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 18. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Bočac
160
140
120
2009
m3/s
100
2010
80
2011
60
40
20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Na prethodnim slikama su prikazani prosječni mjesečni dotoci dobiveni na temelju
podataka o prosječnim dnevnim dotocima. Na sljedećoj slici dan je primjer grafa
dnevnih dotoka za akumulaciju Rama.
Slika 19. Srednji dnevni dotoci akumulacije Rama
140
120
100
2009
80
m 3/s
2010
2011
60
40
20
st
Se
pt
em
ba
r
O
kt
ob
ar
No
ve
m
ba
r
De
ce
m
ba
r
Au
gu
Ju
l
Ju
n
aj
M
Ap
ril
ar
t
M
ua
r
Fe
br
Ja
nu
a
r
0
Za akumulacije u sastavu EPBiH (Jablanica, Grabovica i Salakovac) nisu bili
raspoloživi srednji dnevni dotoci kao za ostale akumulacije. Za Jablanicu su
dostupni podaci o srednjim mjesečnim dotocima, dok su za Grabovicu i Salakovac
dostupni podaci o prosječnim mjesečnim međudotocima (dodatnim pritokama
Neretve nakon akumulacije Jablanica).
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
28
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 20. Srednji mjesečni dotoci akumulacije Jablanica
300
250
m 3/s
200
2009
2010
150
2011
100
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Slika 21. Srednji mjesečni međudotoci akumulacije Grabovica
70
60
50
m 3/s
2009
40
2010
2011
30
20
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
29
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 22. Srednji mjesečni međudotoci akumulacije Salakovac
120
100
m 3/s
80
2009
2010
60
2011
40
20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Sa prethodnih slika se vidi da je 2010. godina bila izrazito vlažna i to na cijelom
području Bosne i Hercegovine, te isto tako da je 2011. godina bila izrazito sušna
godina, dok se za 2009. godinu može reći da je bila godina sa prosječnim
padalinama.
Iako se pojedine akumulacije nalaze na različitim slivovima (ali i na ne previše
udaljenim područjima), može se primijetiti da oblik krivulja punjenja akumulacija
približno sličan. Dotoci su izdašniji tokom jeseni, zime i početkom proljeća (do
aprila) nakon čega slijedi period s manje padalina tj. slabijim dotocima, te ponovo
krajem septembra i početkom oktobra kreću izdašnije padaline i punjenje
akumulacija.
2.4 Planirano opterećenje sistema do 2020. god.
Sljedeća tabela prikazuje karakteristike planiranog opterećenja za posmatrani period.
Bitno je napomenuti da je iz Indikativnog plana razvoja proizvodnje 2013.-2022. [1]
preuzet porast potrošnje prema baznom scenariju koji iznosi 2,70% do 2015. godine,
a nakon toga 2,55%. Takav porast primijenjen je na zadnju ostvarenu godinu (2011.
godina).
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
30
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Tabela 7. Karakteristike planiranog opterećenja po godinama
Ukupna potrošnja Faktor opterećenja Vršno opterećenje Minimalno opterećenje
Godina električne energije
sistema
sistema
sistema
(GWh)
(%)
(MW)
(MW)
2012.
12827
66,8
2193
897
2013.
13173
67,2
2237
935
2014.
13530
67,7
2282
932
2015.
13895
68,2
2327
966
2016.
14249
68,5
2374
1027
2017.
14613
68,9
2421
1067
2018.
14985
69,3
2470
1100
2019.
15367
69,6
2519
1135
2020.
15759
70,0
2569
1123
Iz tabele se može vidjeti da je predviđen brži porast potrošnje od porasta vršnog
opterećenje, što za posljedicu ima rast faktora opterećenja sistema. Oblik krivulja
opterećenja stoga je modificiran prema zadanim parametrima, s time da je kao baza
preuzeta krivulja trajanja opterećenja ostvarena u 2011. godini. Sljedeća slika
prikazuje krivulje trajanja opterećenja za planirani period.
Slika 23. Krivulje trajanja opterećenja za planirani period
2600
2400
2020.
2200
2019.
MW
2000
2018.
2017.
1800
2016.
1600
2015.
2014.
1400
2013.
1200
2012.
1000
800
0%
25%
50%
75%
100%
Godina
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
31
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
2.5 Mogućnosti uvoza i izvoza
Bosna i Hercegovina sa postojećim viškom proizvodnih kapaciteta jedini je neto
izvoznik električne energije na zapadnom Balkanu. Uvoz električne energije događa
se uglavnom u sušnim periodima s velikom potrošnjom u sistemu.
Satni podaci o uvozu i izvozu električne energije dobiveni su od NOS BiH. Oni
obuhvaćaju neto uvoz odnosno neto izvoz u svakom pojedinom satu tokom
posmatrane tri godine (2009.-2011.). Dakle, prikupljeni podaci ne uzimaju u obzir
transfere električne energije preko teritorija BiH, nego prikazuju neto vrijednosti
uvoza odnosno izvoza za svaki sat - uvoz umanjen za izvoz u satima kada je uvoz
veći, odnosno izvoz umanjen za uvoz u satima kada je izvoz veći.
Na bazi tih podataka na sljedećoj slici prikazana je dnevna količina neto uvoza
električne energije u elektroenergetski sistem BiH.
Slika 24. Dnevni neto uvoz električne energije
7
2009.
2010.
2011.
6
5
GWh
4
3
2
1
r
ec
e
D
m
ba
ov
e
N
m
ba
r
r
ob
a
O
kt
m
ba
r
pt
e
Se
A
vg
u
st
li
Ju
n
Ju
M
aj
pr
il
A
M
ar
t
br
ua
r
Fe
Ja
nu
ar
0
Sa prethodne slike se vidi da je neto uvoz električne energije 2009. godine bio
zanemariv, 2010. godine energija se uvozila uglavnom tokom ljetnih mjeseci, dok se
2011. godine zbog izrazito ne povoljne hidrologije, električna energije uvozila veći
dio godine, počevši od aprila.
Sljedeća tabela prikazuje ukupni mjesečni uvoz za posmatrane godine.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
32
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Tabela 8. Mjesečni neto uvoz električne energije
GWh
2009.
2010.
2011.
Januar
0,0
0,0
0,0
Februar
0,0
0,0
0,0
Mart
0,0
0,0
0,0
April
0,0
0,0
14,6
Maj
0,1
0,0
1,1
Jun
0,0
2,8
3,9
Juli
0,0
36,8
0,6
Avgust
0,0
98,4
5,4
Septembar
4,7
6,1
33,1
Oktobar
0,1
0,1
0,0
Novembar
0,1
0,0
36,5
Decembar
0,0
0,0
59,4
Ukupno
4,9
144,3
154,7
Iako je uvoz električne energije relativno mali odnosno nekoliko je puta manji od
izvoza, on je BiH važan osobito u ljetnim mjesecima kada je malo vode u
hidroelektranama.
Sljedeća slika prikazuje dnevni izvoz električne energije iz elektroenergetskog
sistema BiH. Također, ovo je neto izvoz koji ne obuhvaća razmjenu odnosno transfer
energije sa susjednim sistemima.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
33
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Slika 25. Dnevni bruto izvoz električne energije
27
2009.
2010.
2011.
24
21
GWh
18
15
12
9
6
3
r
ec
e
D
m
ba
ov
e
N
m
ba
r
r
ob
a
O
kt
m
ba
r
pt
e
Se
A
vg
u
st
li
Ju
n
Ju
M
aj
pr
il
A
M
ar
t
br
ua
r
Fe
Ja
nu
ar
0
Sa prethodne slike se vidi da BiH izvozi električnu energiju tokom cijele godine s
time da je taj izvoz nešto manji u ljetnim mjesecima što jasno ukazuje na ovisnost
izvoz električne energije o hidrologiji.
Sljedeća tabela prikazuje ukupni mjesečni neto izvoz po posmatranim godinama.
Tabela 9. Mjesečni neto izvoz električne energije
2009.
2010.
2011.
Januar
289,6
581,5
449,2
Februar
455,0
525,4
183,0
Mart
420,8
591,8
318,1
April
288,7
338,4
73,3
Maj
229,6
509,2
123,0
Jun
319,9
200,6
118,9
Juli
235,4
10,0
122,0
Avgust
113,8
0,1
63,0
Septembar
51,1
26,4
14,8
Oktobar
186,1
134,9
139,7
Novembar
133,2
361,6
34,8
Decembar
252,8
672,8
12,9
Ukupno
2976,2
3952,5
1652,7
GWh
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
34
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Usporedbom tabele 8 i 9 vidi se da je BiH zapravo veliki neto izvoznik električne
energije. Izvoz električne energije u 2010. godini bio je najveći i iznosio je više od
3,8 TWh što je u odnosu na 2009. godinu kada je ostvaren izvoz od 3 TWh povećanje
od gotovo 28%. Ovomu je svakako doprinijela izrazito vlažna 2010. godina. Izvoz je
2011. godine iznosio oko 1,5 TWh što je smanjenje od čak 60% u odnosu na
prethodnu godinu, a što je posljedica izrazito nepovoljne hidrološke situacije te
godine.
Iz do sada rečenog se lako zaključuje da izvoz električne energije Bosne i
Hercegovine u prvom redu ovisi o hidrološkim prilikama. Međutim, sa trenutnim
viškom proizvodnih kapaciteta, BiH čak i u godinama nepovoljne hidrologije
ostvaruje značajan izvoz električne energije. Ipak, zbog velikog udjela hidroelektrana
u sistemu povremeno dolazi do nedostatka električne energije, osobito u sušnim
ljetnim mjesecima.
U sljedećoj tabeli prikazan je maksimalni satni uvoz i izvoz ostvaren u prethodne tri
godine.
Tabela 10. Maksimalni satni uvoz i izvoz
Maksimalni uvoz
[MWh/h]
Datum i vrijeme
maksimalnog uvoza
Maksimalni izvoz
[MWh/h]
Datum i vrijeme
maksimalnog izvoza
2009.
2010.
2011.
124
412
382
22.9.2009. 19-20h
20.8.2010. 12-13h
29.11.2011. 8-9h
1152
1201
951
06.02.2009. 19-20h
14.12.2010. 21-22h
5.1.2011. 18-19h
Maksimalne satne količine izvoza dostigle su 1200 MWh/h u 2010. godini za što je
potreban značajan prekogranični prijenosni kapacitet. EES Bosne i Hercegovine je sa
svim susjednim zemljama povezan sa 36 interkonecijskih vodova na naponskim
nivoima 400 kV, 220 kV i 110 kV, što predstavlja vrlo dobru povezanost. Sljedeća
tabela prikazuje indikativne vrijednosti neto prekograničnih prijenosnih kapaciteta
(NTC) EES BiH koje objavljuje ENTSO-E.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
35
Pregled elektroenergetskog sistema BiH
Tabela 11. Indikativne vrijednosti prekograničnih prijenosnih kapaciteta (NTC)
Smjer
Ljeto 2010. god.
(MW)
Zima 2010.- 2011. god.
(MW)
BiH – HRV
450 (600 HR)
600
BiH – SRB
500..
350
BiH – CRG
400..
400
HRV – BiH
550 (600 BiH)
600
SRB – BiH
350..
450
CRG – BiH
450..
400
Premda je EES BiH vrlo dobro povezan sa susjednim sistemima, usporedbom
podataka o prijenosnim kapacitetima i ostvarenim maksimalnim vrijednostima
izvoza, može se zaključiti da prekogranični kapaciteti mogu u određenim
okolnostima predstavljati ograničavajući faktor u mogućnosti izvoza električne
energije. Ovaj problem može posebno doći do izražaju u slučaju značajnije
integracije vjetroelektrana u EES BiH.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
36
Scenariji razvoja vjetroelektrana
3
Scenariji razvoja vjetroelektrana
3.1 Definisanje scenarija
Analiza elektroenergetskog sustava u koji su uključene vjetroelektrane temelji se na
dva scenarija pod nazivom 350 MW i 600 MW. Ti scenariji razvijeni su [2] na temelju
tada dostupnih informacija u razvoju vjetroelektrana. Iz ukupnog broja projekata
ukupne snage oko 3000 MW pojedini scenariji određeni su na temelju:

napretka (stanja) u administrativnoj proceduri (dozvole, koncesije, itd.)

tehničkog razvoja (ima li mjerenja vjetropotencijala na lokaciji)

brzine vjetra (iz atlasa vjetra)
Dva scenarija koja se analiziraju u okviru ove studije uključuju sljedeće
vjetroelektrane:
Naziv scenarija
350 MW
600 MW
Instalisana snaga (MW)
Mesihovina
44
44
Vlajina
32
32
Ivan Sedlo
40
40
Kamena
42
42
Gradina
70
70
Poklečani
72
72
Borova glava
52
52
Ljubuša
-
110
Pakline
-
145
Podveležje (Merdžan glava - Poljice)
-
30
352
637
Ukupna instalisana snaga
Navedeni scenariji razvoja vjetroelektrana prikazani su na sljedećim slikama.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
37
Scenariji razvoja vjetroelektrana
Slika 26. Scenariji integracije vjetroelektrana 350 MW
Slika 27. Scenariji integracije vjetroelektrana 600 MW
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
38
Scenariji razvoja vjetroelektrana
Potrebno je naglasiti da prikazane lokacije vjetroelektrana ne prejudiciraju stvarne
lokacije za gradnju budućih vjetroelektrana, već su poslužile za izradu realističnih
scenarija integracije vjetroelektrana. Na bazi odabranih lokacija, a prema
metodologiji prikazanoj u sljedećem poglavlju, određene su ukupne satne
proizvodnje vjetroelektrana koje se koriste za simulaciju i optimizaciju rada sistema,
kako je to prikazano u narednim poglavljima. Pri tome se za potrebe simulacije ne
uzimaju u obzir potencijalne lokacije vjetroelektrana, već samo njihova moguća satna
proizvodnja.
3.2 Metodologija za određivanje proizvodnje električne
energije
Proizvodnja energije svake vjetroelektrane proračunava se na temelju sljedećih
ulaznih podataka i pretpostavki:

podaci o brzini vjetra preuzeti su iz Vjetro-atlasa Bosne i Hercegovine

vjetroelektrane se modeliraju kao jedan vjetroagregat instalisane snage
jednake ukupnoj instalisanoj snazi vjetroelektrane.
Vjetro-atlas Bosne i Hercegovine dostavljen je od strane NOS BiH-a i radi se o
kompletu podataka brzine i smjera vjetra koji je izradila švicarska tvrtka Sander +
Partner GmbH koristeći sofisticirani alata za atmosferska modeliranja MM54.
Konačni rezultati modeliranja (među kojima su i brzina i smjer vjetra) su dostupni:

u prostornoj rezoluciji 1 km (raster),

za visine nad tlom od 50 m, 80 m i 120 m,

u 10-minutnoj vremenskoj rezoluciji,

za period od 30 godina (1978. - 2007.).
Za analize u ovoj studiji odabrana je 2004. godina kao reprezentativna. U toj je godini
nivo proizvodnje blizak dugogodišnjim prosjeku - oko 2500 FLH5 za scenariji
350 MW i oko 2800 FLH za scenariji 600 MW.
Za navedenu godinu potreban je niz satnih podataka o proizvodnji (MWh/h), koji je
izračunat na temelju 10-minutnih podataka o proizvodnji. Za svaki 10-minutni
MM5 je specijalizirani meteorološki alat za modeliranje situacija u atmosferi na temelju brojnih
ulaznih podataka iz svih vrsta meteoroloških stanica i mjerenja. U obzir se uzima velik broj
meteoroloških parametara (zračenje, temperatura na raznim visinama, pritisak, vlaga, brzina i smjer
vjetra, itd.), te orografija i hrapavost (pokrov) terena.
4
FLH - Full Load Hours (Sati na Nazivnoj Snazi), ustaljena mjera za izražavanje proizvodnje energije
vjetroelektrana. Godišnja proizvodnja normira se prema instalisanoj snazi, čime se dobiva broj sati
godišnje u kojem bi vjetroelektrana proizvela godišnju proizvodnju kada bi radila na punoj snazi.
5
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
39
Scenariji razvoja vjetroelektrana
interval nivo snage određen je na temelju podataka o brzini vjetra (na 80 m iznad tla)
i krivulje snage6 vjetroelektrane (Slika 28).
Dio satne krivulje proizvodnje prikazan je na slici (Slika 29).
snaga (p.u.)
Slika 28. Prosječna krivulja snage vjetroelektrane
brzina vjetra (m/s)
Slika 29. Satna proizvodnja vjetroelektrana (uzorak)
1.1
300 MW (352 MW)
1
600 MW (637 MW)
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
14.1.2004 0:00
19.1.2004 0:00
24.1.2004 0:00
29.1.2004 0:00
3.2.2004 0:00
8.2.2004 0:00
13.2.2004 0:00
18.2.2004 0:00
23.2.2004 0:00
28.2.2004 0:00
Dobiveni 10-minutni podaci o proizvodnji agregirani su na satni nivo za potrebe
provođenja simulacija opisanih u sljedećem poglavlju. To je napravljeno iz razloga
što su ostali dostupni podaci na satnom nivou, pogotovo o opterećenju sistema.
Krivulja snage je ključna karakteristika vjetroagregata (vjetroelektrane) kojom se definira izlazna
snaga u ovisnosti od brzine vjetra. Za sve vjetroelektrane pretpostavljena je ista krivulja snage (u p.u.)
određena kao prosječna krivulja snage većeg broja aktualnih tipova vjetroagregata.
6
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
40
4.3.2004 0:00
Opis simulacijskog modela
4
Opis simulacijskog modela
4.1 Programski alat za simulaciju rada sistema
Elektroenergetski sistem Bosne i Hercegovine modelisan je u programu „PLEXOS
for Power Systems“. PLEXOS je glavni proizvod australske tvrtke Energy Exemplar7, a
namijenjen je simulacijama tržišta električne energije.
Riječ je o simulacijsko-optimizacijskom alatu zasnovanom na objektnom modelu
tržišta električne energije. Objektnim modelom definiran je skup klasa i njihova
hijerarhija. Klasa objekata je skup pravila i definicija koji se odnose na pojedini tip
objekata. Tokom pripreme ulaznih podataka korisnik stvara jedinke objekata kojima
se reprezentiraju pojedini elementi mreže i tržišta. Svi su podržani elementi tržišta
električne energije i postupka simulacije definirani različitim klasama objektnog
modela. Općenito, kvalitetno izveden objektni model pruža široke mogućnosti
definiranja strukture tržišta, jer se tako dobiva alat pogodan za ispitivanje utjecaja
različitih tržišnih strategija. Uz uključivanje modernih matematičkih postupaka iz
teorije igara, te modeliranje proizvodnih kapaciteta i prijenosne mreže ovaj program
je u stanju modelirati i pomoćne usluge sistema. Također, ima mogućnosti
razmatranja složenijih ograničenja, primjerice onih vezanih za emisije polutanata,
ograničenja u dobavi pojedinih primarnih energenata, hidrologije i sl. Program
omogućava i modeliranje prijenosne mreže, što omogućava analiziranje utjecaja
prijenosne mreže na tržište električne energije, kao što je npr. pojave zagušenja. Kod
pojavljivanja uskih grla u sistemu, primjerice kod zagušenja prijenosnih vodova
uslijed nedovoljnih prijenosnih kapaciteta, ovisno o odabranom modelu moguće je
odrediti različite cijene na pojedinim dijelovima tržišta. Utjecaj prijenosne mreže na
formiranje cijena i općenito stanje na tržištu je značajan, stoga je u simulator tržišta
potrebno ugraditi i algoritam za proračun tokova snaga. Kod složenijih sustava s
vrlo velikim brojem čvorišta, vodova i generatora model postaje izuzetno zahtjevan
za izvršenje proračuna. Stoga se ponekad pribjegava modeliranju mreže s
nadomjesnim čvorištima (za određeni dio mreže), te ekvivalentnim
interkonektivnim vodovima među područjima. Također, modeliranje gubitaka u
prijenosnoj mreži i naknada za korištenje mreže je značajno u ekonomskom
vrednovanju.
Također, simulator tržišta kojim je moguće detaljnije analizirati složenija pitanja
poput širenja tržišta i ulaska novih proizvodnih kapaciteta mora biti sposoban
analizirati ponašanje sustava kroz različite vremenske periode. U kratkom periodu
nije potrebno modelirati utjecaj ulaska novih kapaciteta u sustavu ili analizirati
promjene cijene primarnih energenata, dok je na duži rok to potrebno. Drugim
riječima, simulator ograničen samo na analizu u vrlo kratkom vremenskom periodu
nije u stanju modelirati veće promjene na tržištu. Simulator PLEXOS korišten u ovoj
PLEXOS je razvijala australska tvrtka Drayton Analitics, nazvana po svom osnivaču i vlasniku Glennu
Draytonu. U novembru 2006. godine osnovana je nova tvrtka Energy Exemplar
(http://www.energyexemplar.com) koja preuzima razvoj PLEXOS-a.
7
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
41
Opis simulacijskog modela
studiji ima mogućnosti modeliranja ponašanja sustava tokom kratkih vremenskih
perioda (npr. jedan dan), kao i tokom duljih vremenskih perioda od više godina.
Najmanji vremenski korak simulacije u PLEXOS-u je 5 minuta koji se može koristiti
za analize bržih promjena stanja u sustavu, primjerice za sustave s velikim udjelom
vjetroelektrana čija se proizvodnja može značajnije mijenjati u tako kratkim
vremenskim periodima. U ovom su zadatku korišteni koraci od jednog sata, zbog
satne rezolucije dostupnih ulaznih podataka o opterećenju sistema. Brze dinamičke
pojave u sistemu nisu razmatrane. Manji vremenski koraci nepotrebno bi povećali
složenost i trajanje proračuna, a bez utjecaja na bitne pokazatelje koji se ovdje
analiziraju.
Duljina planskog perioda u PLEXOS-u nije ograničena, ali je jasno da se
produljenjem perioda povećavaju nesigurnosti u sustavu. Nesigurnosti se odnose na
sve elemente sistema i tržišta, pri čemu se mogu izdvojiti potrošnja električne
energije, cijene energenata, ulazak novih proizvodnih i prijenosnih kapaciteta, model
i pravila tržišta. U zadatku se razmatrao period do 2020. godine koji je prilično
dugačak s obzirom na neizvjesnosti budućeg razvoja tržišta električne energije u
Bosni i Hercegovini i regiji.
U PLEXOS-u je moguće definirati stohastičke varijable što omogućava
probabilističke proračune. Praktički bilo koja varijabla može biti stohastička, što
podrazumijeva da joj se pridijele vjerojatnosti poprimanja određenih vrijednosti.
Tako se opterećenje u sustavu, cijena goriva, hidrološke prilike i sl. mogu modelirati
i analizirati probabilistički. U ovom zadatku nisu korištene takve mogućnosti.
Simulator PLEXOS je predviđen za izvođenje na operacijskom sustavu Windows i
temelji se na .NET tehnologiji. Odlika simulacije tržišta električne energije prilično je
velika količina potrebnih ulaznih podataka zbog čega je neophodan dio simulatora
baza podataka. Format zapisa baza podataka koji se koristi u PLEXOS-u je XML
(EXtensible Markup Language). Kao dodatak ulaznoj bazi podataka PLEXOS koristi
ulazne datoteke u tekstualnom formatu (CSV). Takve datoteke koriste se uglavnom
za veličine kod kojih je broj ulaznih podataka relativno velik. Primjerice, podaci o
predviđenom opterećenju po satima kao i dotoci akumulacija mogu se nalaziti u
tekstualnim datotekama. Njihovo bi spremanje u bazu podataka s ostalim podacima
o tržištu bilo relativno neefikasno. Uz to, putem ulaznih tekstualnih datoteka na
relativno jednostavan način mogu se prikupiti podaci dobiveni uporabom drugih
programskih sustava.
Prilikom pokretanja simulacije, nakon kompajliranja podataka iz XML baze i ulaznih
tekstualnih podataka, koristi se biblioteka AMMO za dinamičku formulaciju
matematičkog problema. Nakon što je problem formuliran, pokreće se program
specijaliziran za rješavanje matematičkih optimizacijskih problema (solver). Plexos
omogućava korištenje nekoliko komercijalno dostupnih solvera: MOSEK, Gurobi,
Xpress-MP8 i CPLEX. Po završetku rješavanja matematičkog problema, PLEXOS iz
Za izradu ovog zadatka korišten je solver Xpress-MP kojeg je razvila američka kompanija FICO
http://www.fico.com
8
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
42
Opis simulacijskog modela
dobivenih rješenja priprema podatke za pregled u grafičkom korisničkom interfejsu
za pregledavanje i analizu dobivenih podataka.
U ovom zadatku korištene su verzije programa PLEXOS for Power Systems 6.207 i
Xpress-MP 23.01.05.
4.2 Model elektroenergetskog sistema BiH
Elektroenergetski sistem BiH modeliran je u programskom paketu PLEXOS na
temelju podataka prikupljenih od Naručitelja te iz javno dostupnih izvora.
Simulacijski model zahtjeva veliku količinu ulaznih podataka - tehničkih i
ekonomskih parametara elektrana, dotoka u akumulacije, potrošnji sistema i dr.
Vrijednosti pojedinih veličina koje nisu bile dostupne, procijenjene su ili
pretpostavljene. U nastavku su prikazane glavne karakteristike pojedinih objekata
modela te naznačen izvor podataka za određivanje pojedinih veličina. Osnovne klase
objekata korištene u modelu su generator (Generator), akumulacija (Storage), gorivo
(Fuel), regija (Regions), prijenosna mreža (Lines, Nodes), tržište (Market), rezerva
(Reserves).
Generatori
U modelu elektroenergetskog sistema BiH ukupno je modelirano 59 generatora
koristeći 36 objekata klase Generator. Klasa Generator u PLEXOS-u obuhvaća
karakteristike pojedinog agregata, bez obzira na tip (hidro, termo ili vjetroagregat).
Više identičnih generatora definira se jednim objektom s više jedinica. Za svaki
generator unesene su vrijednosti sljedećih parametara:

broj jedinica

tehnički minimum -na generatoru (MW)

maksimalna snaga - na generatoru (MW)

vlastita potrošnja (MW)

specifični utrošak topline goriva (GJ/MWh) - za TE

efikasnost transformacije (MW/m3/s) - za HE

planirane obustave agregata (%)

varijabilni troškovi rada i održavanja (€/MWh)

troškovi upuštanja u pogon (€/start) - za TE
Hidro i termo generatori se razlikuju prema vrsti (klasi) pridruženog objekta.
Hidrogeneratori imaju pridruženu akumulaciju (klasa Storage), a termogeneratori
pridruženo gorivo (klasa Fuel). Vjetroelektrane imaju zadanu proizvodnju na temelju
proračuna prikazanog u poglavlju 3 i nemaju pridruženi objekt.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
43
Opis simulacijskog modela
Tehnički podaci o agregatima definirani su na temelju podataka dobivenih od
Naručitelja.
Podaci o planiranim obustavama agregata zbog redovitih remonata nisu bili
dostupni. Stoga su pretpostavljeni redoviti godišnji remonti u trajanju od 40 dana za
termoelektrane, te u trajanju od 25 dana za hidroelektrane. Vrijednost planiranih
obustava postavlja se za svaki agregat posebno, što znači da elektrane koje imaju
više agregata ne moraju biti u potpunoj obustavi.
U modelu je postavljena vrijednost varijable Maintenance Rate na 0,068 (odgovara
24,82 dana godišnje) za hidroelektrane i 0,11 (odgovara 40,15 dana godišnje) za
termoelektrane.
Varijabilni troškovi rada i održavanja dani su za TE Kakanj i Tuzla u iznosu od
prosječno 7 KM/MWh. Ista je vrijednost pretpostavljena i za ostale termoelektrane,
dok je za hidroelektrane pretpostavljeno da nemaju varijabilnih troškova rada i
održavanja.
Trošak upuštanja u pogon nastaje zbog potrošnje goriva od startanja elektrane do
njene sinhronizacije na mrežu. Taj trošak najviše ovisi o vremenu proteklom od
posljednje obustave elektrane. U korištenom optimizacijskom modelu bitno je
postaviti ovaj trošak, kako ne bi dolazilo do čestih obustava rada termoelektrana na
ugljen, što se i u praksi izbjegava. Pretpostavljena je vrijednost od 150 €/MW
instalisane snage za sve termoelektrane (postojeće i planirane).
Akumulacije
Akumulacije (klasa Storage) su određene sa sljedećim vrijednostima:

minimalni volumen akumulacije (m3)

maksimalni volumen akumulacije (m3)

inicijalni volumen akumulacije(m3)

dotoci (m3/s)

maksimalni preljev (m3/s)

minimalni protok (m3/s)
Dotoci su određeni na temelju dostavljenih podataka od naručitelja, a prema analizi
prikazanoj u poglavlju 2.3. Izrađena su tri scenarija dotoka koji odgovaraju
povijesnim dotocima u tri godine za koju su bili dostupni podaci. Dotoci za
prosječnu godinu odgovaraju ostvarenim dotocima u 2009. godini, za vlažnu godinu
ostvarenima u 2010. godini, a za sušnu godinu onima ostvarenim u 2011. godini. Pri
tome treba napomenuti da su dani prosječni dnevni dotoci za sve hidroelektrane
osim za Jablanicu, Grabovicu i Salakovac, za koje su bili dostupni prosječni mjesečni
dotoci.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
44
Opis simulacijskog modela
Minimalni i maksimalni volumen definiran je za sve akumulacije na temelju
podataka dobivenih od Naručitelja.
Inicijalni volumen akumulacija predstavlja volumen u akumulaciji na početku
razmatranog perioda. Kako su provođene godišnje simulacije to se odnosi na stanje
akumulacije 1. januara. Također, prema postavkama simulacije pretpostavljeno je da
je na kraju godine jednak volumen u akumulaciji kao i na početku. To znači da se svi
dotoci trebaju iskoristiti unutar godine, odnosno da nema dodatnog "čuvanja" vode,
ali isto tako nema ni dodatnog "pražnjenja" akumulacija. Za sve je akumulacije
pretpostavljeno da je stanje akumulacije na početku godine jednako 60% korisnog
volumena.
Minimalni protok predstavlja biološki odnosno vodoprivredni minimum i određen
je samo za pojedine hidroelektrane prema dostupnim javnim podacima. Agencija za
vodno područje Jadranskom mora izdaje vodne dozvole za elektrane na slivu
Jadranskog mora koje sadrže uvjete za korištenje voda za hidroelektrane Rama,
Jablanica, Grabovica, Salakovac, Mostar i Čapljina. Na temelju podataka iz vodnih
dozvola za navedene elektrane određen je minimalni protok.
Goriva
Kod goriva (klasa Fuel) za termoelektrane korištena je samo jedna karakteristika, a to
je cijena koja se izražava u €/GJ. Za TE Gacko i Ugljevik bile su poznate cijene uglja
po toni, kao i kalorijska vrijednost uglja, dok su za TE Tuzla i Kakanj dane prosječne
cijene goriva od 5 KM/GJ. Iz tih su podataka određene cijene uglja za sve
termoelektrane prikazane u tabeli.
Tabela 11. Cijene goriva korištene u modelu
Cijena
(KM/t)
Kalorijska vrijednost
goriva (kJ/kg)
Cijena (€/GJ)
Gacko
32
7.500
2,18
Ugljevik
29
12.1209
1,22
Tuzla
2,56
Kakanj
2,56
Kod goriva je moguće postaviti ograničenja u smislu raspoloživosti dobave u
pojedinim vremenskim periodima, ali takva ograničenja u ovom zadatku nisu
postavljana.
Dobiveni su podaci o kalorijskoj vrijednosti uglja iz Sjevernog revira od 11.435 kJ/kg, te iz Južnog
revira od 12.805 kJ/kg. S obzirom da nisu poznate količine uglja iz pojedinog revira, pretpostavljena je
srednja kalorijska vrijednost od 12.120 kJ/kg.
9
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
45
Opis simulacijskog modela
Opterećenje sistema
Satni podaci o opterećenju sistema dobiveni su od Naručitelja za 2011. godinu.
Podaci uključuju ukupnu potrošnju na prijenosnoj mreži što uključuje neto potrošnju
i gubitke u mreži, a ne uključuje vlastitu potrošnju elektrana i energiju za pumpanje.
Satno opterećenje za 2015. i 2020 . godinu dobiveno je na temelju pretpostavljenih
godišnjih podatak o ukupnoj potrošnji i vršnom opterećenju, te na temelju profila
potrošnje u 2011. godini koristeći ugrađeni matematički model u programskom alatu
PLEXOS. Model skalira satne vrijednosti baznog opterećenja (iz 2011.) na način da se
zadovolji zadano vršno opterećenje i ukupna godišnja potrošnja, a tako dobivene
krivulje trajanja opterećenja prikazane su u glavi 2.4
Opterećenje sistema je u modelu postavljeno unutar klase regija (Regions).
Programski alat omogućava kreiranje više međusobno povezanih regija s
definiranim opterećenjem svake od njih. U ovom modelu definirana je samo jedna
regija (BiH), dok je mogućnost trgovanja i razmjene energije sa susjednim sistemima
omogućena kreiranjem objekta klase tržište (Market).
Nove termoelektrane
Termoelektrane za koje se u posmatranom periodu pretpostavlja ulazak u pogon su
TE Stanari, Tuzla 7 i Kakanj 8. Kako za ove termoelektrane nema detaljnijih podataka
o karakteristikama vrijednosti pojedinih parametara su pretpostavljene. U tabeli 12.
prikazani su parametri potrebni za modeliranje ovih elektrana, pri čemu su
osjenčano prikazane pretpostavljene vrijednosti.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
46
Opis simulacijskog modela
Tabela 12. Planirane termoelektrane
TE Stanari
Broj jedinica
Tuzla 7
Kakanj 8
1
1
1
300
450
300
262,5
400
265
180
270
180
8,5 (31 dan)
8,5 (31 dan)
8,5 (31 dan)
38,510
42,7511
3911
Specifični utrošak topline
goriva (GJ/MWh)
9,35
8,42
9,23
Varijabilni troškovi rada i
održavanja (€/MWh)
4
4,5
4
Troškovi upuštanja u pogon
(€/start)
45.000
67.500
45.000
Ulazak u pogon
2015.
2018.
2019.
Instalisana snaga (MW)
Snaga na pragu (MW)
Tehnički minimum (MW)
Planirane obustave agregata (%)
Stupanj korisnosti (%)
Za blokove Tuzla 7 i Kakanj 8 pretpostavljeno je da koriste isto gorivo (ugalj) kao i
ostali blokovi tih elektrana, dok je za TE Stanari postavljena cijena ugljena na
2,5 €/GJ.
Nove hidroelektrane
Korišteni podaci o planiranim hidroelektranama do 2020. godine prikazani su u
sljedećoj tabeli.
Tabela 13. Planirane hidroelektrane
HE Dub
HE
Ustiprača
MHE na
Sutjesci
HE Ulog
HE
Vranduk
2
2
1
2
1
4,7
3,86
19,15
17,22
19,63
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
41,28
33,13
83,6
82,3
95,8
Ulazak u pogon
2014.
2014.
2014.
2015.
2015.
Broj jedinica
Instalisana snaga
(MW)
10
Izvor: EFT (http://www.eft-stanari.net/tpp-technology.html)
Izvor: Prezentacija Vlade FBiH, Izgradnja elektroenergetskih objekata u Federaciji BiH, mart 2010
(http://www.fbihvlada.gov.ba/bosanski/izdvajamo/izgradnja.pdf)
11
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
47
Opis simulacijskog modela
Za planirane hidroelektrane nisu dostupni podaci o dotocima već samo ukupna
planirana godišnja proizvodnja. Zbog toga ih se nije moglo modelirati kao i ostale
hidroelektrane, koristeći akumulacije (klasa Storage) i dotoka, već je zadana fiksna
proizvodnja. Kako će proizvodnja varirati ovisno o sezonskim i hidrološkim
prilikama, pretpostavljeno je da će profil proizvodnje novih hidroelektrana slijediti
profil proizvodnje postojećih hidroelektrana u sistemu. Na temelju ukupnih
mjesečnih proizvodnja svih hidroelektrana u sistemu BiH za prosječnu, sušnu i
vlažnu godinu određeni su mjesečni koeficijenti proizvodnje koji predstavljaju udio
u ukupnoj godišnjoj proizvodnji, a prikazani su u tabeli.
Tabela 14. Mjesečni koeficijenti proizvodnje novih hidroelektrana
Hidrološki scenario
Mjesec
Prosječni
Sušni
Vlažni
Januar
11,7%
13,8%
16,0%
Februar
13,4%
7,7%
13,4%
Mart
12,1%
8,6%
16,1%
April
10,7%
7,7%
13,1%
Maj
6,4%
5,1%
12,4%
Jun
6,1%
4,1%
7,7%
Juli
4,7%
4,0%
6,4%
Avgust
5,1%
3,4%
4,9%
Septembar
3,9%
4,5%
5,5%
Oktobar
6,2%
4,6%
7,5%
Novembar
8,1%
3,8%
11,7%
Decembar
11,6%
4,7%
17,4%
100,0%
72,0%
132,0%
Ukupno
Prema koeficijentima navedenim u tabeli, nove planirane hidroelektrane bi u sušnoj
godini proizvodile 28% manje, a u vlažnoj 32% više električne energije u odnosu na
prosječnu godinu. Na ovakav način su određene fiksne proizvodnje u svakom
mjesecu za sve nove hidroelektrana, a kao primjer prikazana je na slici 30.
modelirana fiksna proizvodnja po mjesecima za HE Vranduk.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
48
Opis simulacijskog modela
Slika 30. Fiksna proizvodnja HE Vranduk po mjesecima
25,0
20,0
MW
15,0
Avg
10,0
Dry
Wet
5,0
0,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Mjesec
Prijenosna mreža
Ovim zadatkom nije predviđena analiza utjecaja na prijenosnu mrežu, kao ni
eventualnih ograničenja prijenosne mreže na integraciju vjetroelektrana. Stoga
prijenosna mreža nije modelirana, već je u modelu pretpostavljen jedan referntni
čvor na koji su priključene sve elektrane i pripadajuće opterećenje sistema,
uključujući mogućnost uvoza i izvoza iz tog čvora. Pri tome zadano opterećenje
sistema uključuje i gubitke u prijenosnoj mreži.
Tržište
Jedan od ciljeva ovog zadatka je analizirati utjecaj ulaska vjetroelektrana u sistem na
uvoz i izvoz električne energije i prekogranične tokove. U simulacijskooptimizacijskom modelu, uz pretpostavku idealnog tržišta, uvoz i izvoz će ovisiti o
cijeni na vanjskom tržištu i troškovima proizvodnje na domaćem tržištu, uz zadano
opterećenje sustava te zadane prekogranične kapacitete. Na taj je način uvoz i izvoz
rezultat optimizacije, a ne ulazna veličina u modelu. Pri tome je potrebno modelirati
vanjsko tržište (klasa Market), na način da se zada cijena električne energije u svakom
satu simulacijskog perioda.
Može se očekivati da će do perioda za koje su provedene simulacije (2015. godina)
elektroprivrede u BiH biti u mogućnosti trgovati i na satnoj osnovi sa nekom od
organiziranih tržišta (berzi) u regionu, kao i putem bilateralnih ugovora, pa
pretpostavka satnih promjena cijena na vanjskom tržištu nije neopravdana. Pri tome
je praktički nemoguće predvidjeti satne cijene za nekoliko godina unaprijed. Ipak,
satne cijene slijede određeni uzorak, kako unutar dana tako i sezonska kretanja cijene
jer su posljedica kretanja potrošnje (te cijena primarnih energenata). Stoga je za
određivanje satnih cijena u posmatranim godinama preuzet uzorak satnih cijena na
EPEX Spot tržištu iz 2011. god. te pretpostavljeno da će iste satne cijene vrijediti i u
posmatranim godinama.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
49
Opis simulacijskog modela
S obzirom da se u okviru Zadatka 1 posmatraju naturalni, a ne financijski utjecaji, te
uspoređuju rezultati scenarija sa i bez vjetroelektrana, nije bilo potrebno predvidjeti
promjene cijena u budućnosti, jer bi one na isti način djelovale na oba scenarija.
Sekundarna i tercijarna rezerva
U modelu su postavljeni zahtjevi za održavanjem sekundarne i tercijarne rezerve u
skladu s postojećom praksom obezbjeđenja pomoćnih usluga u BiH, kao i
rezultatima projekta Analiza integracija vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna
pravila [2]. Modeliranje sekundarne i tercijarne rezerve detaljnije je opisano u
poglavlju 5.3.
4.3 Opis modeliranih scenarija
Za procjenu utjecaja integracije vjetroelektrana potrebno je usporediti dispečing svih
elektrana u sistemu koji radi s vjetroelektrana i bez vjetroelektrana. Stoga su za
potrebe analize izrađeni različiti scenariji, čiji se rezultati uspoređuju u poglavlju 5.
Za analizu su odabrane dvije godine: 2015. i 2020., pri čemu se pretpostavlja
mogućnost ulaska 350 MW vjetroelektrana u 2015. i 600 MW vjetroeletkrana u 2020.
godini. Pored toga, ove dvije godine razlikuju se prema predviđenom opterećenju
sistema (prikazanom u poglavlju 2.4), kao i prema predviđenim ulascima novih
hidro i termoelektrana u sistem.
S obzirom na veliki udio hidroelektrana u ukupnim kapacitetima elektroenergetskog
sistema BiH, hidrološka situacija bitno utječe na mogućnost proizvodnje u pojedinim
godinama. Zbog toga su za sve varijante razmatrana tri moguća hidrološka scenarija:
prosječan, sušni i vlažni. Na taj je način izrađeno ukupno 12 scenarija, čiji je popis
dan u nastavku.
Godina 2015.
Za 2015. godinu pretpostavljena je mogućnost ulaska 350 MW vjetroelektrana.
Razmatrane su tri hidrologije - prosječna, sušna i vlažna. Izrađeno je ukupno šest
scenarija:
-
scenarij A-0: prosječna hidrologija, bez ulaska vjetroelektrana,
-
scenarij A-350: prosječna hidrologija, 350 MW vjetroelektrana u pogonu
-
scenarij D-0: sušna hidrologija, bez ulaska vjetroelektrana,
-
scenarij D-350: sušna hidrologija, 350 MW vjetroelektrana u pogonu
-
scenarij W-0: vlažna hidrologija, bez ulaska vjetroelektrana,
-
scenarij W-350: vlažna hidrologija, 350 MW vjetroelektrana u pogonu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
50
Opis simulacijskog modela
Godina 2020.
U 2020. godini razmatrane su tri hidrologije ekvivalentne razmatranima za 2015.
godinu, no pretpostavljena je mogućnost ulaska 600 MW vjetroelektrana, što daje
ukupno šest scenarija i za 2020. godinu:
-
scenarij A-0: prosječna hidrologija, bez ulaska vjetroelektrana,
-
scenarij A-600: prosječna hidrologija, 600 MW vjetroelektrana u pogonu
-
scenarij D-0: sušna hidrologija, bez ulaska vjetroelektrana,
-
scenarij D-600: sušna hidrologija, 600 MW vjetroelektrana u pogonu
-
scenarij W-0: vlažna hidrologija, bez ulaska vjetroelektrana,
-
scenarij W-600: vlažna hidrologija,600 MW vjetroelektrana u pogonu.
Za sve scenarije u pojedinoj godini pretpostavljeno je jednako opterećenje u sistemu,
te jednaka izgrađenost hidro i termo kapaciteta u sustavu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
51
Prikaz i analiza rezultata simulacija
5
Prikaz i analiza rezultata simulacija
5.1 Proizvodnja elektrana u sistemu
5.1.1 Rezultati simulacija za 2015. godinu
Sljedećom tabelom prikazana je ukupna godišnja proizvodnja za svih šest
modeliranih scenarija u 2015. godini.
Tabela 15. Ukupna godišnja proizvodnja elektrana za modelirane scenarije u
2015. godini
Proizvodnja (GWh)
Scenarij
HE
TE
A-0
VE
Ukupno
6548.4
A-350
6553.7
8047.4
-
14595.8
7300.8
885.8
14740.4
D-0
3705.9
9809.0
-
13514.8
D-350
3707.5
9189.7
885.8
13783.0
W-0
9219.9
6422.7
-
15642.6
W-350
9185.4
5964.7
885.8
16036.0
Proizvodnja iz hidroelektrana određena je hidrologijom. Nadalje, vidljivo je kako
ulazak vjetroelektrana uglavnom umanjuje proizvodnju termoelektrana, dok ona iz
hidroelektrana i dalje prati hidrologiju.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
52
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedećim slikama prikazana je ukupna mjesečna proizvodnja elektrana za
simuliranu 2015. godinu, bez ulaska vjetroelektrana u pogon, redom za prosječnu,
sušnu i vlažnu hidrologiju.
Slika 31. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij A-0
1800
A-0
1600
1400
GWh
1200
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Kod prosječne hidrologije vidljivo je kako su hidroelektrane više angažirane u
periodu godine s više dotoka, dok tokom ljetnih mjeseci termoelektrane imaju veći
udio u proizvodnji.
Slika 32. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij D-0
1800
D-0
1600
1400
GWh
1200
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
53
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Usporedi li se sušna hidrologija i prosječna, vidljiv je očekivani porast udjela
proizvodnje iz termoelektrana kad je hidrologija sušna. I u sušnoj hidrologiji vidljiva
je periodičnost proizvodnje iz hidroelektrana.
Slika 33. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij W-0
1800
W-0
1600
1400
GWh
1200
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Kod vlažne hidrologije hidroelektrane su više angažirane, a angažman
termoelektrana značajno je manji, posebno u usporedbi sušne i vlažne hidrologije.
Sljedeće tri slike prikazuju kretanje mjesečnih proizvodnja elektrana u tri hidrologije
uz ulazak vjetroelektrana u pogon.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
54
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 34. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij A-350
1800
A-350
1600
1400
GWh
1200
1000
VE
800
TE
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 35. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij D-350
1800
D-350
1600
1400
GWh
1200
1000
VE
800
TE
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
55
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 36. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2015, scenarij W-350
1800
W-350
1600
1400
GWh
1200
1000
VE
800
TE
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
I sa vjetroelektranama u pogonu vidljiv je znatan utjecaj hidrologije, odnosno i u
ovom slučaju angažman hidroelektrana najznačajniji je u vlažnoj hidrologiji, dok je
veći dio termoelektrana angažiran u sušnoj hidrologiji.
Sljedeće slike prikazuju usporedbu, odnosno razlike mjesečnog angažmana
hidroelektrana i termoelektrana za slučajeve sa i bez hidroelektrana u pogonu, za
svaku od tri hidrologije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
56
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 37. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2015: scenariji A-0 i A-350
60.00
A-350 - A-0
40.00
20.00
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
GWh
-20.00
HE
-40.00
TE
-60.00
-80.00
-100.00
-120.00
mjesec
Slika prikazuje razliku između scenarija sa prosječnom hidrologijom i
vjetroelektranama u pogonu (A-350) i scenarija sa prosječnom hidrologijom, ali bez
vjetroelektrana u pogonu (A-0). Utjecaj vjetroelektrana je takav da termoelektrane
rade značajno manje gotovo u svim mjesecima u godini. Iako je ukupni angažman
hidroelektrana određen hidrologijom, manje su razlike moguće pa su hidroelektrane
nešto više angažovane u martu, aprilu, avgustu i decembru.
Sljedeća slika prikazuje razlike između scenarija sa suhom hidrologijom, sa i bez
vjetroelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
57
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 38. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2015: scenariji D-0 i D-350
40.00
D-350 - D-0
20.00
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
-20.00
GWh
-40.00
HE
-60.00
TE
-80.00
-100.00
-120.00
-140.00
mjesec
Kao što se vidi na slikama 32 i 35, kod sušne hidrologije termoelektrane su više
angažirane od hidroelektrana. Očekivani utjecaj vjetroelektrana je značajniji na
angažman termoelektrana. To se potvrđuje i na slici: u većini mjeseca u godini
angažiranje vjetroelektrana znači bitno smanjen angažman termoelektrana. Razlika
je u apsolutnim iznosima veća nego što je to slučaj kod prosječne hidrologije,
odnosno smanjenje proizvodnje iz termoelektrana veće je u suhoj hidrologiji.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
58
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedećoj slici prikazana je razlika između scenarija sa vlažnom hidrologijom, sa i
bez vjetroelektrana.
Slika 39. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2015: scenariji W-0 i W-350
40.00
W-350 - W-0
20.00
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
GWh
-20.00
HE
-40.00
TE
-60.00
-80.00
-100.00
-120.00
mjesec
Iako je kod vlažne hidrologije veći udio proizvodnje električne energije iz
hidroelektrana, i tada vjetroelektrane u pogonu znače manji angažman
termoelektrana. Apsolutni iznos smanjenja angažmana termoelektrana je nešto manji
nego što je slučaj kod sušne hidrologije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
59
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Do sada je prikazan zbirni utjecaj angažmana vjetroelektrana na angažman svih
hidroelektrana i termoelektrana. U nastavku je prikazan utjecaj angažmana
vjetroelektrana na faktore opterećenja pojedinih elektrana, na godišnjem nivou.
Sljedeća tabela prikazuje usporedbu faktora opterećenja za prosječnu hidrologiju, za
scenarije bez vjetroelektrana (A-0) i sa vjetroelektranama (A-350).
Tabela 16. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), prosječna
hidrologija
Elektrana
CHE Čapljina
Faktor opterećenja
A-0
A-350
9.09%
9.06%
HE Bočac
HE Dubrovnik
26.15%
73.43%
25.50%
73.55%
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
30.59%
55.65%
42.41%
30.81%
56.36%
42.42%
HE Jajce 2
HE Mostar
63.18%
40.18%
63.18%
40.25%
HE Mostarsko Blato
HE Peć Mlini
HE Rama
29.71%
33.25%
50.39%
29.72%
33.26%
50.40%
HE Salakovac
HE Trebinje 1
27.37%
40.70%
27.49%
40.65%
HE Trebinje 2
HE Višegrad
HE Dub
3.28%
37.83%
50.03%
2.95%
37.71%
50.03%
HE Ulog
HE Ustiprača
27.29%
48.89%
27.29%
48.89%
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Kakanj
55.69%
49.85%
30.45%
55.69%
49.85%
18.43%
TE Stanari
TE Tuzla
TE Gacko
86.95%
36.08%
63.74%
86.95%
28.48%
63.74%
TE Ugljevik
VE
69.63%
-
69.63%
29.74%
Faktori opterećenja hidroelektrana određeni su hidrologijom te se oni gotovo uopće
ne mijenjaju. Kod prosječne hidrologije ulazak vjetroelektrana ima najveći utjecaj na
proizvodnju relativno najskuplje termoelektrane Kakanj.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
60
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom tabelom prikazana je usporedba faktora opterećenja kod suhe hidrologije,
za scenarije bez vjetroelektrana (D-0) i sa vjetroelektranama (D-350).
Tabela 17. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), suha
hidrologija
Elektrana
CHE Čapljina
HE Bočac
Faktor opterećenja
D-0
D-350
3.43%
3.45%
13.94%
14.18%
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
31.79%
17.07%
30.55%
31.76%
17.05%
30.47%
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
24.99%
46.40%
27.21%
25.00%
46.39%
27.28%
HE Mostarsko Blato
HE Peć Mlini
21.40%
14.33%
21.41%
14.32%
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
31.79%
14.71%
18.14%
31.74%
14.71%
18.13%
HE Trebinje 2
HE Višegrad
0.03%
25.00%
0.01%
25.03%
HE Dub
HE Ulog
HE Ustiprača
36.20%
19.62%
35.35%
36.20%
19.62%
35.35%
HE Vranduk
MHE Sutjeska
40.14%
35.84%
40.14%
35.84%
TE Kakanj
TE Stanari
TE Tuzla
67.08%
86.95%
50.79%
58.66%
86.95%
43.93%
TE Gacko
TE Ugljevik
67.35%
63.55%
67.35%
63.55%
-
29.74%
VE
U suhoj hidrologiji faktori opterećenja hidroelektrana značajno su manji nego kod
prosječne hidrologije. Posljedica toga su veći faktori opterećenja termoelektrana u
usporedbi s prosječnom hidrologijom. Ulazak vjetroelektrana u pogon najviše utječe
na faktore opterećenja TE Tuzla i TE Kakanj koje najviše smanjuju proizvodnju.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
61
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom tabelom prikazana je usporedba faktora opterećenja kod vlažne
hidrologije, za scenarije bez vjetroelektrana (W-0) i sa vjetroelektranama (W-350).
Tabela 18. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), vlažna
hidrologija
Elektrana
CHE Čapljina
HE Bočac
Faktor opterećenja
W-0
W-350
23.89%
23.89%
34.52%
34.80%
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
90.19%
43.66%
78.75%
89.83%
43.62%
78.72%
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
48.39%
71.98%
54.88%
48.41%
71.99%
54.88%
HE Mostarsko Blato
HE Peć Mlini
39.50%
49.53%
39.50%
49.56%
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
68.92%
37.90%
61.57%
68.75%
37.86%
60.99%
HE Trebinje 2
HE Višegrad
43.59%
46.39%
43.44%
45.63%
HE Dub
HE Ulog
HE Ustiprača
65.87%
36.06%
64.38%
65.87%
36.06%
64.38%
HE Vranduk
MHE Sutjeska
71.44%
65.56%
71.44%
65.56%
TE Kakanj
TE Stanari
TE Tuzla
5.45%
86.83%
18.20%
6.04%
86.19%
10.07%
TE Gacko
TE Ugljevik
59.85%
75.72%
59.87%
75.72%
-
29.74%
VE
Vlažna hidrologija povlači smanjenje proizvodnje iz termoelektrana, pa su faktori
opterećenja TE niski i u scenariju W-0. Ulazak vjetroelektrana u scenariju W-350
najviše utječe na faktor opterećenja TE Tuzla.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
62
Prikaz i analiza rezultata simulacija
U nastavku su prikazani primjeri dnevnog dijagrama angažmana elektrana za sve
modelirane scenarije. Sljedeće slike prikazuju primjer dnevnog dijagrama za
prosječnu hidrologiju, po angažiranim elektranama i po vrsti elektrana.
Slika 40. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0
2500
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
Slika 41. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
63
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedeće dvije slike prikazan je isti dan u scenariju A-350, dakle sa
vjetroelektranama.
Slika 42. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-350
2500
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
VE
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
Slika 43. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-350, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
VE
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
64
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Kako bi se prikazao utjecaj ulaska vjetroelektrana u sistem, na sljedećoj slici
prikazana je razlika prethodno prikazanih dvaju scenarija, zbirno po vrsti elektrana.
Slika 44. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji A-350 i A-0, zbirno po vrsti
elektrana
200.00
A-350 - A-0
150.00
100.00
50.00
MW
0.00
HE
-50.00
TE
-100.00
-150.00
-200.00
-250.00
-300.00
sat
Prethodnom slikom izravno se uspoređuje jedan dan, 19. januara 2015. godine, za
slučaj kad su vjetroelektrane u pogonu i kad nema instalisanih vjetroelektrana. Iz
izravne usporedbe vidljivo je da hidroelektrane proizvode nešto više energije u
većem dijelu dana.
Budući da je proizvodnja hidroelektrana ograničena hidrologijom, nije moguće
očekivati da će u svim danima biti ovakav slučaj. Stoga sljedeće tri slike daju
usporedbu satnih proizvodnja za cijelu sedmicu za scenarije A-350 i A-0.
MW
Slika 45. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
A-0
HE
TE
sat
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
65
Prikaz i analiza rezultata simulacija
MW
Slika 46. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-350, zbirno po vrsti elektrana
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
A-350
HE
TE
VE
sat
Slika 47. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji A-350 i A-0, zbirno
po vrsti elektrana
400.00
300.00
A-350 - A-0
200.00
100.00
MW
0.00
-100.00
HE
TE
-200.00
-300.00
-400.00
-500.00
-600.00
-700.00
sat
Iz sedmičnog prikaza vidljivo je da ulazak vjetroelektrana znači drugačiji raspored
rada hidroelektrana i smanjenje rada termoelektrana. Ukupni angažman
hidroelektrana na mjesečnom i godišnjem nivou u osnovi ostaje isti budući da je
određen hidrologijom. Može se zaključiti kako pokazatelji na mjesečnom i godišnjem
nivou daju jasniju sliku o utjecaju vjetroelektrana na dispečing hidro i
termoelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
66
Prikaz i analiza rezultata simulacija
U nastavku je prikazani primjer dnevnog dijagrama angažmana kod suhe
hidrologije, po angažiranim elektranama i po vrsti elektrana. Prikazan je isti
simulirani dan kao i kod prosječne hidrologije.
Slika 48. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0
2500
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
Slika 49. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Vidljivo je kako termoelektrane imaju značajniji udio u proizvodnji. Sljedeće dvije
slike prikazuju dnevni dijagram za isti dan u scenariju D-350, dakle sa
vjetroelektranama u pogonu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
67
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 50. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-350
2500
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
VE
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
Slika 51. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-350, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
VE
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
68
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom slikom prikazana je razlika prethodno prikazanih dvaju scenarija, zbirno
po vrsti elektrana.
Slika 52. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji D-350 i D-0, zbirno po vrsti
elektrana
200.00
D-350 - D-0
150.00
100.00
50.00
MW
0.00
HE
TE
-50.00
-100.00
-150.00
-200.00
-250.00
h
Slika prikazuje usporedbu 19. januara 2015. godine, za scenarije D-350 i D-0. U
drugom dijelu dana termoelektrane proizvode manje električne energije, a
hidroelektrane više. Kako je proizvodnja HE ograničena suhom hidrologijom, slijedi
prikaz usporedbe scenarija D-350 i D-0 na sedmičnom nivou.
MW
Slika 53. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
D-0
HE
TE
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
69
Prikaz i analiza rezultata simulacija
MW
Slika 54. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-350, zbirno po vrsti elektrana
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
D-350
HE
TE
VE
h
Slika 55. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji D-350 i D-0,
zbirno po vrsti elektrana
500.00
400.00
D-350 - D-0
300.00
200.00
MW
100.00
HE
TE
0.00
-100.00
-200.00
-300.00
-400.00
-500.00
h
Kao i kod prosječne hidrologije, sedmični prikaz ukazuje kako drugačiji raspored
rada hidroelektrana može na dnevnom nivou značiti veći angažman u nekim satima,
no ukupni angažman i dalje mora biti određen hidrologijom. U prikazanoj sedmici
angažman vjetroelektrana gotovo u svim satima utječe na angažman termoelektrana
i umanjuje ga.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
70
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedećim slikama prikazan je primjer dnevnog dijagrama angažmana kod vlažne
hidrologije. Dijagram prikazuje isti simulirani dan kao i kod prosječne i kod suhe
hidrologije.
Slika 56. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0
2500
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
Slika 57. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Kod vlažne hidrologije termoelektrane imaju manji udio u proizvodnji što se vidi i iz
ovog dnevnog dijagrama. Sljedeće dvije slike prikazuju dnevni dijagram za isti dan u
scenariju W-350.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
71
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 58. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-350
2500
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
VE
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
Slika 59. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-350, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
VE
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
72
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom slikom prikazana je razlika prethodno prikazanih dvaju scenarija, zbirno
po vrsti elektrana.
Slika 60. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji W-350 i W-0, zbirno po vrsti
elektrana
50.00
W-350 - W-0
0.00
MW
-50.00
HE
TE
-100.00
-150.00
-200.00
h
Usporedba 19. januara 2015. godine za scenarije W-350 i W-0 pokazuje kako se
proizvodnja termoelektrana gotovo ne mijenja, no u nastavku slijedi sedmični prikaz
dijagrama angažmana na kojem je jasnija razlika u angažmanu termoelektrana.
MW
Slika 61. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
W-0
HE
TE
sat
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
73
Prikaz i analiza rezultata simulacija
MW
Slika 62. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-350, zbirno po vrsti elektrana
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
W-350
HE
TE
VE
sat
Slika 63. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji W-350 i W-0,
zbirno po vrsti elektrana
300.00
W-350 - W-0
200.00
100.00
MW
0.00
HE
TE
-100.00
-200.00
-300.00
-400.00
-500.00
sat
Sedmični prikaz pruža bolji uvid u utjecaj vjetroelektrana na dispečing. Tokom
većine sedmica, termoelektrane ipak proizvode manje energije no što je to slučaj kad
vjetroelektrana nema u pogonu. Zbog drugačijeg rasporeda i rada hidroelektrana,
postoje sati u kojima termoelektrane proizvode više energije u scenariju W-350 nego
u scenariju W-0. No, kao i kod sušne i kod prosječne hidrologije, zaključke vrijedi
donositi na pokazateljima na mjesečnom i godišnjem nivou.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
74
Prikaz i analiza rezultata simulacija
5.1.2 Rezultati simulacija za 2020. godinu
Sljedećom tabelom prikazana je ukupna godišnja proizvodnja za svih šest
modeliranih scenarija u 2020. godini.
Tabela 19. Ukupna godišnja proizvodnja elektrana za modelirane scenarije u
2020. godini
HE
6562.4
Proizvodnja (GWh)
TE
VE
10377.9
-
Ukupno
16940.3
A-600
D-0
6558.2
3717.5
9556.2
11837.9
1781.5
-
17896.0
15555.4
D-600
W-0
W-600
3722.6
9264.0
9221.8
10892.7
8918.4
7698.8
1781.5
1781.5
16396.8
18182.4
18702.2
Scenarij
A-0
Proizvodnja iz hidroelektrana određena je u prvom redu hidrologijom. Kao i kod
2015. godine, ulazak vjetroelektrana uglavnom utječe na proizvodnju
termoelektrana. Na sljedećim slikama prikazana je ukupna mjesečna proizvodnja
elektrana za simuliranu 2015. godinu, bez ulaska vjetroelektrana u pogon, redom za
prosječnu, sušnu i vlažnu hidrologiju.
Slika 64. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij A-0
2000
A-0
1800
1600
1400
GWh
1200
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Hidroelektrane su više angažirane u periodu godine sa više dotoka, dok tokom
ljetnih mjeseci termoelektrane imaju veći udio u proizvodnji. U odnosu na 2015.
godinu, ukupna proizvodnja u 2020. je veća.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
75
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 65. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij D-0
2000
D-0
1800
1600
1400
GWh
1200
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Kao i kod 2015. godine i u sušnoj hidrologiji 2020. godine vidi se veći udio
proizvodnje iz termoelektrana.
Slika 66. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij W-0
2000
W-0
1800
1600
1400
GWh
1200
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
76
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedeće tri slike prikazuju kretanje mjesečnih proizvodnja elektrana u gore
prikazane tri hidrologije no uz ulazak vjetroelektrana u pogon.
Slika 67. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij A-600
2000
A-600
1800
1600
1400
GWh
1200
VE
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 68. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij D-600
2000
D-600
1800
1600
1400
GWh
1200
VE
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
77
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 69. Ukupna mjesečna proizvodnja elektrana u 2020, scenarij W-600
2000
W-600
1800
1600
1400
GWh
1200
VE
1000
TE
800
HE
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Ulazak vjetroelektrana u pogonu ne mijenja utjecaj hidrologije: i ovdje je angažman
hidroelektrana najznačajniji u vlažnoj hidrologiji, dok je veći dio termoelektrana
angažiran u sušnoj hidrologiji. Slijedi usporedba, odnosno razlike mjesečnog
angažmana hidroelektrana i termoelektrana za scenarije sa i bez hidroelektrana u
pogonu, za svaku od tri hidrologije.
Slika 70. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2020: scenariji A-0 i A-600
100.00
A-600 - A-0
50.00
0.00
GWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
HE
-50.00
TE
-100.00
-150.00
-200.00
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
78
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na slici je prikazana razlika scenarija A-600 i scenarija A-0. I u 2020. godini
vjetroelektrane smanjuju rad termoelektrana gotovo u svim mjesecima u godini.
Nasuprot tome, raspored rada hidroelektrana nešto je drugačiji pa su u januaru,
junu, septembru i decembru hidroelektrane više angažovane u scenariju A-600 nego
u scenariju A-0.
Sljedeća slika prikazuje razlike između scenarija sa suhom hidrologijom, sa i bez
vjetroelektrana.
Slika 71. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2020: scenariji D-0 i D-600
50.00
D-600 - D-0
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
GWh
-50.00
HE
TE
-100.00
-150.00
-200.00
mjesec
I ovdje, kao i kod 2015. godine, vjetroelektrane značajno utječu na angažman
termoelektrana, posebno zbog toga što su termoelektrane u scenarijima D-600 i D-0
više angažirane od hidroelektrana. U većini godine angažiranje vjetroelektrana
umanjuje angažman termoelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
79
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedećoj slici prikazana je razlika između scenarija sa vlažnom hidrologijom, sa i
bez vjetroelektrana.
Slika 72. Usporedba mjesečne proizvodnje elektrana u 2020: scenariji W-0 i W-600
50.00
W-600 - W-0
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
GWh
-50.00
HE
TE
-100.00
-150.00
-200.00
mjesec
Iako je kod vlažne hidrologije veći udio proizvodnje električne energije iz
hidroelektrana, i tada vjetroelektrane u pogonu znače manji angažman
termoelektrana. Veća fleksibilnost uslijed vlažne hidrologije omogućava i veću
intervenciju u proizvodnju hidroelektrana, stoga je u vlažnoj hidrologiji utjecaj
vjetroelektrana najveći u apsolutnom iznosu, odnosno za 2020. godinu, smanjenje
mjesečne proizvodnje dobivene iz termoelektrana je najveće kod vlažne hidrologije.
Prikazan je zbirni utjecaj angažmana vjetroelektrana na angažman svih
hidroelektrana i termoelektrana, a slijedi utjecaj angažmana vjetroelektrana na
faktore opterećenja pojedinih elektrana na godišnjem nivou. Sljedeća tabela
prikazuje usporedbu faktora opterećenja za prosječnu hidrologiju, za scenarije A-0 i
A-600.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
80
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 20. Faktori opterećenja po elektranama za 2020. godinu (u %), prosječna
hidrologija
Elektrana
CHE Čapljina
HE Bočac
Faktor opterećenja
A-0
A-600
9.05%
9.04%
25.77%
25.52%
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
73.49%
30.75%
56.06%
73.39%
30.75%
56.12%
HE Jajce 1
HE Jajce 2
42.52%
63.32%
42.56%
63.31%
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Peć Mlini
40.29%
29.83%
33.45%
39.98%
29.88%
33.45%
HE Rama
HE Salakovac
50.63%
27.44%
50.57%
27.49%
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Višegrad
40.59%
2.85%
37.96%
40.69%
3.78%
37.90%
HE Dub
HE Ulog
50.27%
27.42%
50.27%
27.42%
HE Ustiprača
HE Vranduk
MHE Sutjeska
49.12%
55.95%
50.09%
49.12%
55.95%
50.09%
TE Kakanj
TE Stanari
36.20%
86.95%
30.32%
86.94%
TE Tuzla
TE Gacko
TE Ugljevik
45.67%
63.74%
69.63%
38.63%
63.73%
69.63%
-
33.89%
VE
Faktori opterećenja hidroelektrana određeni su hidrologijom te se oni gotovo uopće
ne mijenjaju ulaskom vjetroelektrana u pogon. U 2020. godini i prosječnoj hidrologiji
vjetroelektrane svojim ulaskom najviše utječu na TE Tuzla i TE Kakanj.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
81
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom tabelom prikazana je usporedba faktora opterećenja kod suhe hidrologije,
za scenarije bez vjetroelektrana (D-0) i sa vjetroelektranama (D-350).
Tabela 21. Faktori opterećenja po elektranama za 2015. godinu (u %), suha
hidrologija
Elektrana
CHE Čapljina
HE Bočac
Faktor opterećenja
D-0
D-600
3.40%
3.44%
14.17%
14.14%
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
31.82%
17.06%
30.67%
31.89%
17.13%
30.79%
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
25.09%
46.58%
27.44%
25.11%
46.58%
27.41%
HE Mostarsko Blato
HE Peć Mlini
21.47%
14.39%
21.48%
14.37%
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
31.87%
14.73%
18.18%
31.90%
14.78%
18.16%
HE Trebinje 2
HE Višegrad
0.05%
25.09%
0.04%
25.08%
HE Dub
HE Ulog
HE Ustiprača
36.34%
19.69%
35.49%
36.34%
19.69%
35.49%
HE Vranduk
MHE Sutjeska
40.29%
35.98%
40.29%
35.98%
TE Kakanj
TE Stanari
TE Tuzla
47.74%
86.95%
57.82%
38.67%
86.95%
51.92%
TE Gacko
TE Ugljevik
67.35%
63.55%
67.34%
63.55%
-
33.89%
VE
Zbog ograničenja hidrologije i u 2020. suha hidrologija znači da su faktori
opterećenja hidroelektrana manji nego kod prosječne hidrologije. Nasuprot tome
faktori opterećenja termoelektrana veći su u usporedbi sa prosječnom hidrologijom.
Ulazak vjetroelektrana najviše utječe na faktor opterećenja TE Kakanj i TE Tuzla,
odnosno kod suhe hidrologije TE Kakanj i TE Tuzla u scenariju s vjetroelektranama
u pogonu relativno najviše smanjuju proizvodnju.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
82
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom tabelom prikazana je usporedba faktora opterećenja kod vlažne
hidrologije, za scenarije W-0 i W-600.
Tabela 22. Faktori opterećenja po elektranama za 2020. godinu (u %), vlažna
hidrologija
Elektrana
CHE Čapljina
HE Bočac
Faktor opterećenja
W-0
W-600
24.25%
24.25%
33.95%
34.03%
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
90.41%
43.79%
79.27%
89.79%
43.90%
79.31%
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
48.64%
72.29%
55.10%
48.63%
72.29%
55.08%
HE Mostarsko Blato
HE Peć Mlini
39.64%
49.81%
39.65%
49.83%
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
69.18%
38.00%
61.22%
69.01%
38.10%
61.26%
HE Trebinje 2
HE Višegrad
41.58%
47.08%
45.13%
45.59%
HE Dub
HE Ulog
HE Ustiprača
66.11%
36.19%
64.61%
66.11%
36.19%
64.61%
HE Vranduk
MHE Sutjeska
71.70%
65.79%
71.70%
65.79%
TE Kakanj
TE Stanari
TE Tuzla
28.86%
75.43%
38.29%
26.66%
54.04%
37.80%
TE Gacko
TE Ugljevik
47.26%
75.72%
23.57%
75.72%
-
33.89%
VE
Vlažna hidrologija povlači smanjenje proizvodnje iz termoelektrana u korist
hidroelektrana. Ulazak vjetroelektrana kod vlažne hidrologije značajno utječe na
faktore opterećenja TE Stanari, TE Gacko i TE Tuzla.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
83
Prikaz i analiza rezultata simulacija
U nastavku je dan primjer dnevnog dijagrama angažmana elektrana za sve
modelirane scenarije.
Sljedeće slike prikazuju primjer dnevnog dijagrama za prosječnu hidrologiju, po
angažiranim elektranama i po vrsti elektrana.
Slika 73. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0
3000
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
2500
MW
2000
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Slika 74. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
3000
2500
MW
2000
1500
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
84
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedeće dvije slike prikazan je isti dan u scenariju A-600.
Slika 75. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-600
3000
VE
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
2500
MW
2000
1500
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Slika 76. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij A-600, zbirno po vrsti elektrana
3000
2500
MW
2000
VE
HE
TE
1500
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
85
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom slikom prikazana je razlika prethodno prikazanih dvaju scenarija, zbirno
po vrsti elektrana.
Slika 77. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji A-600 i A-0, zbirno po vrsti
elektrana
600.00
A-600 - A-0
400.00
MW
200.00
HE
0.00
TE
-200.00
-400.00
-600.00
sat
Prethodnom slikom izravno se uspoređuje jedan dan, konkretno 20. januara 2020.
godine, između scenarija A-600 i A-0. Za bolji uvid u razlike između dvaju scenarija
na sljedećim slikama prikazana je usporedba jedne simulirane sedmice u scenarijima
A-600 i A-0.
Slika 78. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-0, zbirno po vrsti elektrana
1800
1600
A-0
1400
MW
1200
1000
800
HE
600
TE
400
200
0
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
86
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 79. Sedmični dijagram angažmana, scenarij A-600, zbirno po vrsti elektrana
1800
1600
A-600
1400
MW
1200
1000
800
HE
600
TE
400
VE
200
0
h
Slika 80. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji A-600 i A-0, zbirno
po vrsti elektrana
600.00
A-600 - A-0
400.00
200.00
MW
0.00
HE
-200.00
TE
-400.00
-600.00
-800.00
-1000.00
h
Sedmični prikaz pokazuje kako ulazak vjetroelektrana, kao i u scenarijima za 2015.
godinu, znači nešto drugačiji raspored rada hidroelektrana, no ukupni angažman
HE ostaje određen hidrologijom. Smanjenje proizvodnje zbog ulaska vjetroelektrana
u pogon najvećim dijelom je u proizvodnji termoelektrana. I ovdje se može se
zaključiti kako zbirni pokazatelji na mjesečnoj i godišnjem nivou daju jasniju sliku o
utjecaju vjetroelektrana na dispečing hidro i termoelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
87
Prikaz i analiza rezultata simulacija
U nastavku je prikazani primjer dnevnog dijagrama angažmana kod suhe
hidrologije. Prikazan je isti simulirani dan kao i kod prosječne hidrologije.
Slika 81. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0
2500
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Slika 82. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Termoelektrane imaju veći udio nego što je to slučaj kod prosječne hidrologije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
88
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 83. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-600
2500
VE
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
2000
MW
1500
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Slika 84. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij D-600, zbirno po vrsti elektrana
2500
2000
MW
1500
VE
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Sljedećom slikom prikazana je razlika prethodno prikazanih dvaju scenarija, zbirno
po vrsti elektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
89
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 85. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji D-600 i D-0, zbirno po vrsti
elektrana
800.00
D-600 - D-0
600.00
400.00
MW
200.00
HE
TE
0.00
-200.00
-400.00
-600.00
h
Slika prikazuje usporedbu 20. januara 2015. godine, za scenarije D-600 i D-0. Kod ove
usporedbe termoelektrane tokom cijelog dana proizvode manje električne energije, a
hidroelektrane u većem dijelu dana proizvode više.
Nije moguće očekivati stalno povećanu proizvodnju hidroelektrana zbog ograničenja
hidrologijom, pa slijedi prikaz usporedbe scenarija D-600 i D-0 na sedmičnom nivou.
Slika 86. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-0, zbirno po vrsti elektrana
2000
1800
D-0
1600
1400
MW
1200
1000
800
HE
600
TE
400
200
0
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
90
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 87. Sedmični dijagram angažmana, scenarij D-600, zbirno po vrsti elektrana
800.00
D-600 - D-0
600.00
400.00
MW
200.00
HE
0.00
TE
-200.00
-400.00
-600.00
-800.00
h
Slika 88. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji D-600 i D-0,
zbirno po vrsti elektrana
400.00
D-600 - D-0
300.00
200.00
MW
100.00
0.00
HE
-100.00
TE
-200.00
-300.00
-400.00
-500.00
h
Iz sedmičnog prikaza vidljivo je da drugačiji raspored rada hidroelektrana na
satnom nivou može značiti nešto veći angažman no ukupni angažman HE i dalje je
određen hidrologijom i operativnim ograničenjima u radu hidroelektrana. Praktično
u cijelom prikazanom sedmičnom dijagramu angažman vjetroelektrana umanjuje
angažman termoelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
91
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Na sljedećim slikama prikazan je primjer dnevnog dijagrama angažmana kod vlažne
hidrologije. Dijagram prikazuje isti simulirani dan kao i kod prosječne i kod suhe
hidrologije.
Slika 89. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0
3000
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
2500
MW
2000
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Slika 90. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
3000
2500
MW
2000
1500
HE
TE
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Kod vlažne hidrologije termoelektrane imaju značajno manji udio u proizvodnji što
se vidi već i iz ovog dnevnog dijagrama. Sljedeće dvije slike prikazuju dnevni
dijagram za isti dan u scenariju W-600.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
92
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 91. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-600
3000
VE
CHE Capljina
HE Bocac
HE Dub
HE Dubrovnik
HE Grabovica
HE Jablanica
HE Jajce 1
HE Jajce 2
HE Mostar
HE Mostarsko Blato
HE Pec Mlini
HE Rama
HE Salakovac
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Ulog
HE Ustipraca
HE Visegrad
HE Vranduk
MHE Sutjeska
TE Ugljevik
TE Tuzla
TE Stanari
TE Kakanj
TE Gacko
2500
MW
2000
1500
1000
500
0
0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Slika 92. Primjer dnevnog dijagrama, scenarij W-600, zbirno po vrsti elektrana
3000
2500
MW
2000
VE
HE
TE
1500
1000
500
0
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
93
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećom slikom prikazana je razlika prethodno prikazanih dvaju scenarija, zbirno
po vrsti elektrana.
Slika 93. Razlike u dnevnom dijagramu, scenariji W-600 i W-0, zbirno po vrsti
elektrana
100.00
W-600 - W-0
50.00
MW
0.00
HE
-50.00
TE
-100.00
-150.00
-200.00
h
U nastavku slijedi sedmični prikaz dijagrama angažmana za ova dva scenarija.
Slika 94. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-0, zbirno po vrsti elektrana
2000
1800
W-0
1600
1400
MW
1200
1000
800
HE
600
TE
400
200
0
h
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
94
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 95. Sedmični dijagram angažmana, scenarij W-600, zbirno po vrsti elektrana
2000
1800
W-600
1600
1400
MW
1200
1000
HE
800
TE
600
VE
400
200
0
h
Slika 96. Razlike u sedmičnom dijagramu angažmana, scenariji W-600 i W-0,
zbirno po vrsti elektrana
600.00
W-600 - W-0
400.00
200.00
MW
0.00
HE
TE
-200.00
-400.00
-600.00
-800.00
sat
I kod usporedbe scenarija W-600 i W-0 sedmični prikaz daje bolji uvid u utjecaj
vjetroelektrana na dispečiranje ostalih elektrana. U većini sedmica, termoelektrane
proizvode manje energije u scenariju W-600. Kao i kod sušne i kod prosječne
hidrologije, za izvođenje zaključaka su statistički značajniji sumarni pokazatelji na
mjesečnom ili godišnjem nivou.
5.2 Uvoz i izvoz električne energije
5.2.1 Rezultati simulacija za 2015. godinu
Budući da je BiH neto izvoznik električne energije, u model je bilo potrebno uključiti
prekogranično tržište električne energije. Nije moguće razmatrati razlike u
angažmanu elektrana bez uzimanja izvoza i uvoza električne energije u obzir.
Modelirano je spot tržište električne energije sa kretanjem cijena modeliranim u
skladu sa kretanjem cijena na berzi EEX. Modelirano je jednako kretanje cijena na
međunarodnom tržištu za sve tri modelirane hidrologije.
Sljedeća tabela prikazuje ukupni godišnji izvoz i uvoz električne energije za šest
modeliranih scenarija za 2015. godinu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
95
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 23. Izvoz i uvoz električne energije za 2015. godinu (u GWh) po scenarijima
Scenarij
Izvoz
Uvoz
Neto izvoz
A-0
2266.6
468.2
1798.4
A-350
2295.0
439.8
1855.2
D-0
1476.8
573.7
903.1
D-350
1613.1
503.2
1109.9
W-0
2951.7
291.7
2660.0
W-350
3233.0
229.9
3003.1
Vidljiv je značajan utjecaj hidrologije – u sušnim godinama izvoz je osjetno manji.
Nadalje, ulazak vjetroelektrana ima efekt smanjenja uvoza i povećanja izvoza na
godišnjem nivou i to konzistentno u sve tri modelirane hidrologije.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje proizvodnje, potrošnje u BiH i neto izvoza
za scenarije sa prosječnom hidrologijom, A-0 i A-350. Prikazani su dnevni iznosi u
GWh.
Slika 97. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima A-0 i A-350
70
60
50
40
GWh (dnevno)
30
Potrošnja
Proizvodnja - A-0
20
Neto izvoz - A-0
Proizvodnja - A-350
Neto izvoz - A-350
10
0
1.1.2015. 1.2.2015. 1.3.2015. 1.4.2015. 1.5.2015. 1.6.2015. 1.7.2015. 1.8.2015. 1.9.2015. 1.10.2015. 1.11.2015. 1.12.2015.
-10
-20
-30
Sljedeća tabela prikazuje usporedbu mjesečnih uvoza i izvoza za scenarije sa
prosječnom hidrologijom sa i bez vjetroelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
96
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 24. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima A-0 i A-350
januar, 2015
Izvoz (GWh)
A-0
A-350
179.9
188.1
Uvoz (GWh)
A-0
A-350
79.9
78.4
februar, 2015
mart, 2015
217.1
327.1
238.2
310.0
3.1
0.0
16.3
0.0
april, 2015
maj, 2015
juni, 2015
181.6
317.0
183.8
187.9
294.4
177.9
52.5
17.0
19.6
43.9
26.8
23.1
juli, 2015
avgust, 2015
18.8
45.4
27.1
58.4
93.0
113.9
90.6
103.0
septembar, 2015
oktobar, 2015
novembar, 2015
174.6
206.4
298.7
123.3
209.2
321.8
1.9
3.6
0.0
7.2
2.2
0.6
decembar, 2015
116.4
158.6
83.6
47.7
Mjesec
Sljedećim slikama grafički su prikazani podaci iz prethodne tabele.
Slika 98. Usporedba izvoza u scenarijima A-0 i A-350
450.0
Izvoz
400.0
350.0
300.0
GWh
250.0
A-0
200.0
A-350
150.0
100.0
50.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
97
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 99. Usporedba uvoza u scenarijima A-0 i A-350
140.0
Uvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
A-0
60.0
A-350
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
U prosječnoj hidrologiji, angažman vjetroelektrana povlači smanjenje uvoza
električne energije i porast izvoza električne energije.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje dnevne proizvodnje, potrošnje u BiH i neto
izvoza za suhu hidrologiju u scenarijima D-0 i D-350.
Slika 100. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima D-0 i D-350
70
60
50
40
GWh (dnevno)
30
Potrošnja
Proizvodnja - D-0
20
Neto izvoz - D-0
Proizvodnja - D-350
Neto izvoz - D-350
10
0
1.1.2015. 1.2.2015. 1.3.2015. 1.4.2015. 1.5.2015. 1.6.2015. 1.7.2015. 1.8.2015. 1.9.2015. 1.10.2015. 1.11.2015. 1.12.2015.
-10
-20
-30
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
98
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela u nastavku prikazuje simulirane mjesečne uvoze i izvoze električne energije
za suhu hidrologiju.
Tabela 25. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima D-0 i D-350
januar, 2015
Izvoz (GWh)
D-0
D-350
134.0
116.8
Uvoz (GWh)
D-0
D-350
91.2
88.7
februar, 2015
mart, 2015
april, 2015
107.5
228.4
161.5
115.3
193.0
148.3
27.3
2.8
56.7
9.0
1.7
54.5
maj, 2015
juni, 2015
237.1
151.3
275.4
166.1
22.4
27.2
24.2
30.3
juli, 2015
avgust, 2015
septembar, 2015
0.0
41.8
103.5
29.3
46.7
137.3
118.8
122.9
6.8
84.2
107.4
1.0
oktobar, 2015
novembar, 2015
106.7
166.3
101.6
237.0
8.7
6.5
5.4
6.3
decembar, 2015
38.6
46.3
82.6
90.6
Mjesec
Sljedećim slikama grafički su prikazani podaci iz prethodne tabele.
Slika 101. Usporedba izvoza u scenarijima D-0 i D-350
450.0
Izvoz
400.0
350.0
300.0
GWh
250.0
D-0
200.0
D-350
150.0
100.0
50.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
99
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 102. Usporedba uvoza u scenarijima D-0 i D-350
140.0
Uvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
D-0
60.0
D-350
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Kod suhe hidrologije, veći angažman termoelektrana znači nešto slabiju
konkurentnost na vanjskom tržištu u smislu cijena u usporedbi sa prosječnom
hidrologijom. Zbog toga je porast izvoza uslijed angažmana vjetroelektrana manji,
no i u ovom slučaju angažman vjetroelektrana znači porast izvoza i smanjenje uvoza
električne energije.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje dnevne proizvodnje, potrošnje u BiH i neto
izvoza za vlažnu hidrologiju, u scenarijima W-0 i W-350.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
100
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 103. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima W-0 i W-350
70
60
50
40
GWh (dnevno)
30
Potrošnja
Proizvodnja - W-0
20
Neto izvoz - W-0
Proizvodnja - W-350
Neto izvoz - W-350
10
0
1.1.2015. 1.2.2015. 1.3.2015.
1.4.2015. 1.5.2015. 1.6.2015. 1.7.2015. 1.8.2015. 1.9.2015. 1.10.2015. 1.11.2015. 1.12.2015.
-10
-20
-30
Sljedeća tabela prikazuje mjesečne iznose uvoza i izvoza električne energije za
vlažnu hidrologiju.
Tabela 26. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima W-0 i W-350
Izvoz (GWh)
W-0
W-350
218.8
255.1
272.1
293.6
410.1
403.4
Uvoz (GWh)
W-0
W-350
25.9
10.4
1.4
1.4
0.0
0.0
april, 2015
maj, 2015
294.8
365.7
330.9
411.5
41.7
17.5
24.9
14.6
juni, 2015
juli, 2015
avgust, 2015
238.8
50.5
82.1
252.1
82.5
79.9
17.5
75.8
77.4
17.5
66.6
80.9
septembar, 2015
oktobar, 2015
219.8
273.9
231.5
273.6
0.0
0.0
4.3
0.0
novembar, 2015
decembar, 2015
375.0
150.2
367.0
252.0
0.0
34.6
1.4
7.8
Mjesec
januar, 2015
februar, 2015
mart, 2015
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
101
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećim slikama grafički su prikazani podaci iz prethodne tabele.
Slika 104. Usporedba izvoza u scenarijima W-0 i W-350
450.0
Izvoz
400.0
350.0
300.0
GWh
250.0
W-0
200.0
W-350
150.0
100.0
50.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 105. Usporedba uvoza u scenarijima W-0 i W-350
140.0
Uvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
W-0
60.0
W-350
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
U vlažnoj hidrologiji više su angažirane hidroelektrane i veći je izvoz na vanjsko
tržište. Angažman vjetroelektrana znači dodatno povećanje izvoza i smanjenje uvoza
u najvećem dijelu godine, osim u kolovozu kada je izvoz nešto manji u scenariju W350 u odnosu na scenarij W-0.
Sljedeće dvije slike prikazuju sumarnu razliku između uvoza i izvoza za sve tri
hidrologije. Grafovima je prikazana razlika između izvoza i uvoza po mjesecima: od
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
102
Prikaz i analiza rezultata simulacija
vrijednosti sa vjetroelektranama u pogonu oduzeta je vrijednost kada vjetroelektrane
nisu u pogonu.
Slika 106. Razlike izvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
120.00
Izvoz
100.00
80.00
60.00
40.00
GWh
A
D
20.00
W
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
-20.00
-40.00
-60.00
mjesec
Slika 107. Razlike uvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
20.00
Uvoz
10.00
0.00
GWh
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
A
-10.00
D
W
-20.00
-30.00
-40.00
mjesec
Kao što je i ranije spomenuto, vidi se povećanje izvoza i smanjenje uvoza.
Periodičnost hidrologije dovodi do porasta uvoza i pada izvoza u nekim mjesecima,
no u apsolutnom iznosu, za sve tri hidrologije, ulaz 350 MW vjetroelektrana u pogon
znači pad uvoza zbog povećanja proizvodnje na teritoriju BiH, ali i porast
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
103
Prikaz i analiza rezultata simulacija
konkurentnosti na međunarodnom tržištu i posljedično porast izvoza električne
energije.
5.2.2 Rezultati simulacija za 2020. godinu
Model vanjskog tržišta istovjetan je modelu korištenom za 2015. godinu. U sklopu
ovog zadatka važan je isključivo relativan odnos cijena i troškova, odnosno predmet
razmatranja nisu apsolutne vrijednosti cijena električne energije. Zato su i u modelu
za 2020. godinu iskorištene jednake vrijednosti cijena u 2020. i u 2015. godini.
Sljedećom tabelom prikazan je ukupni godišnji izvoz i uvoz električne energije za
šest modeliranih scenarija za 2020. godinu.
Tabela 27. Izvoz i uvoz električne energije za 2020. godinu (u GWh) po scenarijima
Scenarij
Izvoz
Uvoz
Neto izvoz
A-0
3112.7
450.2
2662.5
A-600
3804.7
289.3
3515.4
D-0
1968.8
528.5
1440.3
D-600
2647.8
471.4
2176.4
W-0
3969.8
227.5
3742.3
W-600
4312.6
199.2
4113.4
U sušnim godinama izvoz je bitno manji. Ulazak vjetroelektrana smanjuje uvoz i
povećava izvoza na godišnjem nivou u sve tri modelirane hidrologije.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje proizvodnje, potrošnje u BiH i neto izvoza
za scenarije sa prosječnom hidrologijom u 2020: A-0 i A-600. Prikazani su dnevni
iznosi u GWh.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
104
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 108. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima A-0 i A-600
80
70
60
50
GWh (dnevno)
40
Potrošnja
30
Proizvodnja - A-0
Neto izvoz - A-0
Proizvodnja - A-600
20
Neto izvoz - A-600
10
0
1.1.2020. 1.2.2020. 1.3.2020. 1.4.2020. 1.5.2020. 1.6.2020. 1.7.2020. 1.8.2020. 1.9.2020. 1.10.2020. 1.11.2020. 1.12.2020.
-10
-20
-30
Sljedeća tabela prikazuje usporedbu mjesečnih uvoza i izvoza za scenarije sa
prosječnom hidrologijom sa i bez vjetroelektrana.
Tabela 28. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima A-0 i A-600
Izvoz (GWh)
A-0
A-600
261.9
306.9
359.6
385.7
Uvoz (GWh)
A-0
A-600
80.3
40.2
0.0
0.0
mart, 2020
april, 2020
436.5
355.6
494.0
390.9
0.0
48.1
0.0
42.1
maj, 2020
juni, 2020
juli, 2020
354.6
193.0
94.8
388.2
231.3
194.4
17.5
28.3
95.0
17.5
21.4
66.2
avgust, 2020
septembar, 2020
89.5
276.0
130.5
341.7
96.0
1.0
53.5
0.0
oktobar, 2020
novembar, 2020
decembar, 2020
278.7
300.1
112.3
368.0
378.7
194.5
4.4
1.7
77.9
0.0
0.6
47.9
Mjesec
januar, 2020
februar, 2020
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
105
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećim slikama grafički su prikazani podaci iz prethodne tabele.
Slika 109. Usporedba izvoza u scenarijima A-0 i A-600
500.0
Izvoz
450.0
400.0
350.0
GWh
300.0
250.0
A-0
A-600
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 110. Usporedba uvoza u scenarijima A-0 i A-600
140.0
Uvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
A-0
60.0
A-600
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
U prosječnoj hidrologiji, angažman vjetroelektrana povlači smanjenje uvoza
električne energije i porast izvoza električne energije.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje proizvodnje, potrošnje u BiH i neto izvoza
za scenarije sa sušnom hidrologijom u 2020, D-0 i D-600. Prikazani su dnevni iznosi
u GWh za cijelu simuliranu 2020. godinu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
106
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 111. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima D-0 i D-600
80
70
60
50
GWh (dnevno)
40
Potrošnja
30
Proizvodnja - D-0
Neto izvoz - D-0
Proizvodnja - D-600
20
Neto izvoz - D-600
10
0
1.1.2020. 1.2.2020. 1.3.2020. 1.4.2020. 1.5.2020. 1.6.2020. 1.7.2020. 1.8.2020. 1.9.2020. 1.10.2020. 1.11.2020. 1.12.2020.
-10
-20
-30
Tabela u nastavku prikazuje simulirane mjesečne uvoze i izvoze električne energije
za suhu hidrologiju.
Tabela 29. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima D-0 i D-600
Izvoz (GWh)
D-0
D-600
188.1
236.0
172.1
275.2
Uvoz (GWh)
D-0
D-600
90.3
82.9
7.8
10.4
mart, 2020
april, 2020
315.1
229.6
314.2
282.5
3.2
62.4
2.8
48.0
maj, 2020
juni, 2020
juli, 2020
233.4
146.5
16.2
320.6
188.3
64.7
30.6
35.1
96.2
21.8
24.7
85.0
avgust, 2020
septembar, 2020
77.2
209.4
89.4
260.3
101.5
4.6
105.7
5.9
oktobar, 2020
novembar, 2020
decembar, 2020
189.0
162.0
30.2
303.0
271.3
42.2
3.3
11.0
82.5
2.2
1.1
81.0
Mjesec
januar, 2020
februar, 2020
Sljedećim slikama grafički su prikazani podaci iz prethodne tabele.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
107
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 112. Usporedba izvoza u scenarijima D-0 i D-600
500.0
Izvoz
450.0
400.0
350.0
GWh
300.0
250.0
D-0
D-600
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 113. Usporedba uvoza u scenarijima D-0 i D-600
140.0
Uvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
D-0
60.0
D-600
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
U sušnoj hidrologiji ulazak vjetroelektrana u pogon u svim mjesecima znači povećan
izvoz i smanjen uvoz, odnosno sigurno povećava neto izvoz.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje proizvodnje, potrošnje u BiH i neto izvoza
za scenarije sa sušnom hidrologijom u 2020, W-0 i W-600. Prikazani su dnevni iznosi
u GWh za cijelu simuliranu 2020. godinu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
108
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 114. Dnevna proizvodnja, potrošnja i neto izvoz u scenarijima W-0 i W-600
80
70
60
50
GWh (dnevno)
40
Potrošnja
30
Proizvodnja - W-0
Neto izvoz - W-0
Proizvodnja - W-600
20
Neto izvoz - W-600
10
0
1.1.2020. 1.2.2020. 1.3.2020. 1.4.2020. 1.5.2020. 1.6.2020. 1.7.2020. 1.8.2020. 1.9.2020. 1.10.2020. 1.11.2020. 1.12.2020.
-10
-20
-30
Sljedeća tabela prikazuje mjesečne iznose uvoza i izvoza električne energije za
vlažnu hidrologiju.
Tabela 30. Mjesečni uvoz i izvoz električne energije u scenarijima W-0 i W-600
Izvoz (GWh)
W-0
W-600
309.1
365.0
369.9
365.4
Uvoz (GWh)
W-0
W-600
13.7
8.4
0.0
0.0
mart, 2020
april, 2020
413.5
372.1
462.5
420.4
0.0
27.1
0.0
26.0
maj, 2020
juni, 2020
juli, 2020
427.4
266.9
207.0
425.7
305.7
206.5
16.5
17.5
63.4
19.2
17.5
62.9
avgust, 2020
septembar, 2020
167.5
392.6
158.2
396.9
45.1
0.0
59.6
0.0
oktobar, 2020
novembar, 2020
decembar, 2020
372.3
376.3
295.4
461.4
429.6
315.1
0.0
2.1
42.1
0.0
0.0
5.8
Mjesec
januar, 2020
februar, 2020
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
109
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Sljedećim slikama grafički su prikazani podaci iz prethodne tabele.
Slika 115. Usporedba izvoza u scenarijima W-0 i W-600
500.0
Izvoz
450.0
400.0
350.0
GWh
300.0
250.0
W-0
W-600
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 116. Usporedba uvoza u scenarijima W-0 i W-600
140.0
Uvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
W-0
60.0
W-600
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
mjesec
U vlažnoj hidrologiji više su angažirane hidroelektrane i veći je izvoz na vanjsko
tržište.
Sljedeće dvije slike prikazuju sumarnu razliku između uvoza i izvoza za sve tri
hidrologije. Grafovima je prikazana razlika između izvoza i uvoza po mjesecima: od
vrijednosti sa vjetroelektranama u pogonu oduzeta je vrijednost kada vjetroelektrane
nisu u pogonu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
110
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 117. Razlike izvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
140.0
Izvoz
120.0
100.0
GWh
80.0
A
60.0
D
W
40.0
20.0
0.0
1
2
3
4
5
6
-20.0
7
8
9
10
11
12
mjesec
Slika 118. Razlike uvoza u scenarijima sa i bez vjetroelektrana za 3 hidrologije
20.0
Uvoz
10.0
0.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
-10.0
GWh
A
D
-20.0
W
-30.0
-40.0
-50.0
mjesec
Ulazak vjetroelektrana povlači povećanje izvoza i smanjenje uvoza. Za sve tri
hidrologije, ulaz vjetroelektrana u pogon povlači pad uvoza zbog povećanja
proizvodnje na teritoriju BiH. S druge strane, porast konkurentnosti elektrana iz BiH
na međunarodnom tržištu dovodi do porasta izvoza električne energije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
111
Prikaz i analiza rezultata simulacija
5.3 Sekundarna i tercijarna rezerva
5.3.1 Postojeća regulativa i praksa obezbjeđenja rezerve u EES BiH
Model obezbjeđenja i korištenja svih pomoćnih usluga u elektroenergetskom sistemu
BiH definiran je u Metodologiji za izradu tarifa za usluge prijenosa električne
energije, nezavisnog operatora sistema i pomoćne usluge12 i u Odluci o određivanju
tarifa za pomoćne usluge13. Broj učesnika u mehanizmu pomoćnih usluga je smanjen
i u praksi sveden na tri postojeće elektroprivrede, kvalifikovane kupce (Aluminij d.d.
Mostar) i Komunalno Brčko. Sa ovim mehanizmom tri elektroprivrede su i na strani
potraživanja i na strani plaćanja, dok su kvalificirani kupci i ED Brčko samo na strani
plaćanja.
Pomoćne usluge u BiH obuhvataju sljedeće:

Primarnu regulaciju,

Sekundarnu regulaciju (P/f),

Tercijarnu regulaciju (P/f),

Regulaciju napona / reaktivne snage (U-Q),

Mogućnost pokretanja elektrana bez vanjskog napajanja (crni start),

Energiju za pokrivanje gubitaka na prijenosnoj mreži.

Prekomjerno preuzetu reaktivnu energiju

Izjednačavanje nedopuštenih i neplaniranih odstupanja od voznog reda
preko granica utvrđenog područja tolerancije
Primarna regulacija snage i frekvencije je pomoćna usluga koju pružaju proizvodne
jedinice na vlastiti trošak (bez naknade).
Prema Mrežnom kodeksu14 sekundarna regulacija je pomoćna usluga na nivou
elektroenergetskog sistema s minutnim odzivom radi održavanja željene snage
razmjene i frekvencije u interkonekciji, odnosno samo frekvencije u izoliranom
pogonu regulacionog područja ili dijela elektroenergetskog sistema. Ostvaruje se
djelovanjem preko sistema regulacije brzine proizvodnih jedinica i grupnih
regulatora aktivne snage elektrane, ako su instalisani u elektranama s više
proizvodnih jedinica.
12
Objavljeno u “Službenom glasniku BiH” broj 93/11, od 22.11.2011.
13
Objavljeno u “Službenom glasniku BiH” broj 104/11, od 28.12.2011.
14
NOSBiH: Mrežni kodeks, Sarajevo, Maj 2011.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
112
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Zadaci sekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene su:

-ostvarivanje utvrđenog programa razmjene snage između sistema BiH i
susjednih sistema u interkonekciji,

preuzimanje regulacije frekvencije od aktivirane rezerve primarne
regulacije, te obnavljanje potrebne rezerve primarne regulacije,

vraćanje frekvencije sistema na zadanu vrijednost.
Tercijarna rezerva se koristi kako bi se potpomogla sekundarna regulacija
stvaranjem potrebnog regulacionog opsega i angažuje se u roku od 15 minuta od
trenutka davanja dispečerskog naloga. Tercijarna rezerva treba da pokrije ispad
najveće proizvodne jedinice, potrebni iznos tercijarne rezerve određuje NOSBIH na
mjesečnom nivou za cijelu godinu. Kriterij za angažovanje tercijarne rezerve je
greška sistema BiH u iznosu od 50 MW u trajanju od 15 minuta
Naknada za sekundarnu i tercijarnu regulaciju sastoji se od dva dijela i to: naknade
za kapacitet koja predstavlja fiksni trošak proizvodne jedinice koja je u rezervi i
naknade za energiju. Tarifa za pomoćnu uslugu rezerve kapaciteta u sekundarnoj
regulaciji za 2012. godinu iznosi 15,071 KM/kW mjesečno (odnosno ukupno
9.509.695,83 KM). Također je određeno da se ukupni mjesečni zahtjevi (od
minimalnih 48 MW do maksimalnih 59 MW) dijele na 5 elektrana, kako je to
prikazano u tabeli 31:

HE Jablanica,

HE Trebišnjica,

HE Višegrad,

HE Rama, i

HE Bočac.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
113
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 31. Rezerve snage u sekundarnoj regulaciji (MW)
Mjesec
Potrebna
snaga
HE
Jablanica
HE
Trebišnjica
HE
Višegrad
HE
Rama
HE
Bočac
Januar
58
23
5
15
10
5
Februar
56
21
5
15
10
5
Mart
55
21
5
15
9
5
April
51
17
5
15
9
5
Maj
48
18
5
15
5
5
Juni
48
18
5
15
5
5
Juli
48
23
5
15
0
5
August
49
24
5
15
0
5
Septembar
51
25
6
15
0
5
Oktobar
53
26
6
16
0
5
Novembar
55
25
5
20
0
5
Decembar
59
28
6
20
0
5
NOS administrira postupak nabavke pomoćne usluge sekundarne regulacije od
vlasnika licenci za proizvodnju električne energije, odnosno elektroprivreda u čijem
su sastavu proizvodne jedinice koje su obavezne da obezbijede navedene obime
snage za pružanje pomoćne usluge. Osim gore navedenih HE, postoji mogućnost i za
druge elektrane da učestvuju u sekundarnoj regulaciji.
Imajući na umu dobro razvijen portfelj HE u BiH, kao i iskustvo NOS-a u P/f
regulaciji, može se zaključiti da je EES BiH tehnički u stanju ispunjavati svoje potrebe
sistemskih rezervi. Ipak, u Indikativnom planu se navodi da dosadašnja praksa
pokazuje da elektroprivrede ne obezbjeđuju potrebni kapacitet usprkos obavezi za
pružanje ove pomoćne usluge. Navodi se da npr. EP HZ HB u toku 2011. nije
ponudila ni jedan MW kapaciteta, dok ERS i EPBiH veoma često ne nude kapacitet
kroz noć, što za posljedicu ima veoma velika neželjena odstupanja. Na slici 1. su
prikazani ponuđeni kapaciteti sekundarne rezerve, a na slici 2. neželjena odstupanja
EES-a BiH prema susjednim sistemima u 2011. godini. Integracija značajnog
kapaciteta vjetroelektrana u sistem mogla bi pogoršati situaciju s neželjenim
odstupanjima ukoliko se ne uspostavi efikasniji model obezbjeđenja i korištenja
sekundarne regulacije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
114
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 1. Ponuđeni kapacitet sekundarne rezerve u 2011. godini
Slika 2. Neželjeni satni debalans razmjena BiH sistema prema susjednim
sistemima 2011.
Izvor: NOS BiH
Utvrđena je cijena pomoćne usluge rezerve snage u tercijarnoj regulaciji za 2012.
godinu u iznosu od 5,584 KM/kW mjesečno (odnosno ukupno 16.752.730 KM), dok
tarifa za električnu energiju koja se isporučuje u režimu tercijarne regulacije iznosi
24,712 pf/kWh. Ova cijena za kWh se računa kao trostruka vrijednost cijene
električne energije najskuplje proizvodne jedinice u sistemu. NOS BiH administrira
postupak nabavke pomoćne usluge tercijarne regulacije od vlasnika licenci za
proizvodnju električne energije odnosno elektroprivreda u čijem su sastavu
proizvodne jedinice koje su obvezne da obezbijede navedene obime snage za
pružanje pomoćne usluge prema rasporedu u sljedećoj tabeli.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
115
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 32. Rezerve snage u tercijarnoj regulaciji (MW)
EP HZHB
EP BIH
ERS
HE
Čapljina
HE
HE
Grabovica Salakovac
Mjesec
Potrebna
snaga
Januar
250
140
25
0
85
Februar
250
140
25
0
85
Mart
250
140
25
0
85
April
250
140
15
10
85
Maj
250
140
25
0
85
Juni
250
140
60
0
50
Juli
250
140
70
0
40
August
250
55
85
70
Septembar
250
140
10
70
30
Oktobar
250
140
45
15
50
Novembar
250
140
50
0
60
Decembar
250
140
25
0
85
HE
Višegrad
HE
Trebinje
40
Elektroprivrede moraju pružiti ovu uslugu u opsegu od 80% do 100% ponuđene
rezerve pri čemu mogu nominirati i druge proizvodne jedinice. NOS BiH je dužan
identificirati korisnike koji plaćaju električnu energiju isporučenu u režimu tercijarne
regulacije. Vrijeme jednokratnog korištenja tercijarne rezerve može trajati do šest sati
od trenutka angažiranja prema nalogu NOS-a BiH, s tim da se tercijarna rezerva
može maksimalno koristiti četiri puta u jednom mjesecu. Minimalno vrijeme između
dva angažmana tercijarne rezerve je 48 sati.
5.3.2 Rezultati simulacija za sekundarnu rezervu
U modelu je postavljen zahtjev za održavanjem sekundarne rezerve u skladu sa
rezultatima projekta Analiza integracija vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna
pravila [2]. To znači da je za scenario 350 MW vjetroelektrana zahtjevana sekundarna
regulacija 59 MW, a za scenario 600 MW vjetroelektrana zahtjevana sekundaran
regulacija 97 MW. Te su vrijednosti određene na temelju očekivanih devijacija 4satne prognoze, uz uvjet da je sekundarna rezerva dovoljna 98% ukupnog vremena.
Kod scenarija bez vjetroelektrana pretpostavljena je zahtjevana rezerva prema odluci
DERK-a, prikazana u tabeli 31.
Rezultati simulacijskog modela prikazuju mogućnost pružanja sekundarne i
tercijarne rezerve u svakom satu tokom razmatrane godine. Kod sekundarne
rezerve, za svaku pojedinu hidroelektranu koje sudjeluju u rezervi raspoloživa
sekundarna rezerva predstavlja preostalu raspoloživu snagu angažiranih
hidroelektrana, tj. razlliku između instalisane snage elektrane i trenutne radne točke
u pojedinom satu. Ukupna raspoloživa sekundarna rezerva je zbroj raspoloživih
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
116
Prikaz i analiza rezultata simulacija
snaga svih pet hidroelektrana koje sudjeluju u sekundarnoj rezervi. Za primjer su na
slikama 119.-121. prikazane satne vrijednosti raspoložive rezerve za treću sedmicu u
januaru za svih šest scenarija u 2015. godini.
Slika 119. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima A-0 i A-350
900
A-0
800
A-350
700
MW
600
500
400
300
200
100
0
19.1.2015.
20.1.2015.
21.1.2015.
22.1.2015.
23.1.2015.
24.1.2015.
25.1.2015.
Slika 120. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima D-0 i D-350
900
D-0
800
D-350
700
MW
600
500
400
300
200
100
0
19.1.2015.
20.1.2015.
21.1.2015.
22.1.2015.
23.1.2015.
24.1.2015.
25.1.2015.
Slika 121. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima W-0 i W-350
800
W-0
W-350
700
600
MW
500
400
300
200
100
0
19.1.2015.
20.1.2015.
21.1.2015.
22.1.2015.
23.1.2015.
24.1.2015.
25.1.2015.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
117
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Može se općenito zaključiti da postojeće hidroelektrane mogu održavati
zadovoljavajući nivo sekundarne rezerve u sistemu, i u scenariju s ulaskom 350 MW
vjetroelektrana. Ipak, rezultati simulacija pokzuju da u pojedinim satima u godini
zahtjevana rezerva nije raspoloživa, što se događa u scenarijima prosječnih i vlažnih
hidrologija, dok u sušnoj nije bilo takvog slučaja. To je iz razloga nižeg angažmana
hidroelektrana u sušnoj godini što ostavlja više slobodnog kapaciteta za održavanje
rezerve. Slike 122. i 123. prikazuju nedostatak sekunarne rezerve u sistemu za
prosječne i vlažne scenarije. Nedostatak sekundarne rezerve dogodio se u 4 sata u
godini u scenariju A-0, te 11 sati u godini u scenariju A-350. U vlžnim scenarijima
ovo se dešava češće, pa je tako u scenariju W-0 nedostajala rezerva u 47 sati, a u
scenariju W-350 40 sati. S obzirom da ulazak vjetroelektrana u sistem nema utjecaja
na raspoloživost rada hidroelektrana, a zahtjevana rezerva u ova dva slučja se bitno
ne razlikuje, ne dolazi do značajnih odstupanja u scenarijima sa i bez vjetroelektrana.
Slika 122. Manjak sekundarne rezerve u 2015. godini u scenarijima A-0 i A-350
45
A-0
40
A-350
35
MW
30
25
20
15
10
31.12.2015.
17.12.2015.
3.12.2015.
19.11.2015.
5.11.2015.
8.10.2015.
22.10.2015.
24.9.2015.
10.9.2015.
27.8.2015.
13.8.2015.
30.7.2015.
16.7.2015.
2.7.2015.
4.6.2015.
18.6.2015.
21.5.2015.
7.5.2015.
23.4.2015.
9.4.2015.
26.3.2015.
12.3.2015.
26.2.2015.
12.2.2015.
29.1.2015.
1.1.2015.
0
15.1.2015.
5
Slika 123. Manjak sekundarne rezerve u 2015. godini u scenarijima W-0 i W-350
60
W-0
W-350
50
MW
40
30
20
10
31.12.2015.
17.12.2015.
3.12.2015.
19.11.2015.
5.11.2015.
8.10.2015.
22.10.2015.
24.9.2015.
10.9.2015.
27.8.2015.
13.8.2015.
30.7.2015.
16.7.2015.
2.7.2015.
4.6.2015.
18.6.2015.
21.5.2015.
7.5.2015.
23.4.2015.
9.4.2015.
26.3.2015.
12.3.2015.
26.2.2015.
12.2.2015.
29.1.2015.
1.1.2015.
15.1.2015.
0
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
118
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slična je situacija i u scenarijima za 2020. godinu, pa je za primjer na slici 124.
prikazana raspoloživa sekundarna rezerva za vlažne scenarije za treću sedmicu u
januaru, a na slici 125. nedostatak sekundarne rezerve u cijeloj godini. Ovdje se
može primjetiti da zbog nešto veće zahtjevane rezerve u scenarijima s
vjetroelektranama (97 MW) češće dolazi do manjka rezerve u sistemu. Tako rezultati
simulacija pokazuju da je kod vlažne hidrologije bilo 24 sata u godini u scenariju W0, a 60 sati u godini u scenariju W-600. I kod prosječne hidrologije se događa slično:
19 sati manjka rezerve u scenariju A-0, a 25 sati u scenariju A-600.
Slika 124. Raspoloživa sekundarna rezerva treće sedmice u januaru 2020. u
scenarijima W-0 i W-600
700
W-0
W-600
600
MW
500
400
300
200
100
0
20.1.2020.
21.1.2020.
22.1.2020.
23.1.2020.
24.1.2020.
25.1.2020.
26.1.2020.
Slika 125. Manjak sekundarne rezerve u 2020. godini u scenarijima W-0 i W-600
5.3.3 Sekundarna rezerva i prognoza proizvodnje iz vjetroelektrana
U praktičnoj primjeni, ulazak vjetroelektrana u pogon zahtijeva angažman elektrana
temeljen na prognozama njihove proizvodnje.
Postoji veliki broj zainteresovanih za prognozu proizvodnje vjetroelektrana i njihovi
interesi nisu nužno jednaki. Kao primjer, operator sustava (NOS) u prvom redu je
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
119
Prikaz i analiza rezultata simulacija
zainteresiran za prognozu na nacionalnom nivou, odnosno na nivou čvorišta
prijenosne mreže dok je interes operatora vjetroelektrana prvenstveno što točnija
prognoza za vjetroelektranu čiji je on operator [3].
Treba imati u vidu da točnije ispitivanje utjecaja pogreške u prognoziranju
proizvodnje iz vjetroelektrana zahtijeva detaljniji model i preciznu probabilističku
analizu [4]. Nadalje, pogreška sistema za predviđanje ovisi o svojstvima korištenog
modela za predviđanje vjetra i modela za predviđanje proizvodnje iz vjetroelektrana,
konfiguraciji terena i prostornoj razdiobi vjetroparkova i slično.
Za ovu studiju, kako je već navedeno, podaci za sekundarnu rezervu korišteni slijede
studiju Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila [2] i za
scenario 350 MW vjetroelektrana sekundarna regulacija postavljena je na 59 MW, a
za scenario 600 MW zahtijevana sekundarna regulacija je 97 MW. Te su vrijednosti
za sekundarnu rezervu određene su na temelju očekivanih devijacija 4-satne
prognoze uz uvjet da je sekundarna rezerva dovoljna 98% ukupnog vremena.
U nastavku je prikazana ocjena korištenja sekundarne rezerve, uz pesimistične
pretpostavke performansi modela za predviđanje proizvodnje. Pretpostavke su
pesimistične u smislu da su očekivane performanse modela za predviđanje relativno
slabe, te se pojednostavljeno pretpostavlja da će sva odstupanja prognoze unutar
četiri sata biti pokrivena sekundarnom rezervom (odnosno, nema ponovljenog
dispečinga).
Pojednostavljeni model za simuliranje pogrešaka sustava za predviđanje
proizvodnje pretpostavlja prosječnu pogrešku od 14 do 20% u prvih nekoliko sati, i
primjer jednog tako simuliranog dana prikazan je na slici 45. Slika prikazuje 100
simuliranih scenarija.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
120
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 126. Simulirani realizirani scenariji proizvodnje iz vjetroelektrana
Vidljivo je da, uz pretpostavku da nema nikakvog ponovljenog dispečiranja, postoje
sati (odnosno scenariji) u kojima potrebna sekundarna rezerva nije dovoljna.
Provede li se slična simulacija na godišnjoj razini, dobiva se sljedeći rezultat.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
121
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 127. Simulirana pogreška sustava za predviđanje proizvodnje na godišnjoj
razini
Uzevši u obzir vrlo pesimistične pretpostavke i nesavršenost korištenog modela za
ovu primjenu, ovi se rezultati mogu smatrati samo rezultatima ilustrativne prirode.
Specifičnosti BiH se očituju u:

maloj površini, odnosno maloj raspršenosti proizvodnje budućih VE,

izostanku iskustva s predviđanjem proizvodnje VE,

izostanku raspoloživih detaljnih podataka o mjerenjima vjetra na
konkretnim lokacijama VE,

izostanku realnih, tržišnih mehanizama za osiguranje pomoćnih usluga
(sekundarne i tercijarne regulacije),

izostanku organiziranog regionalnog tržišta električne energije,

ograničenoj raspoloživoj postojećoj rezervi snage u sistemu.
Iz tog razloga, u današnjoj situaciji ne može se korektno procijeniti utjecaj integracije
vjetroelektrana na sekundarne rezerve. Gruba procjena može samo pokazati smjer,
ali tek će naknadno uvođenje i ocjena performansi sistema predviđanja, njegovo
unapređenje i prilagođavanje na lokalne specifičnosti rezultirati smanjenjem
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
122
Prikaz i analiza rezultata simulacija
pogreška predviđanja i povećavanjem razina moguće integracije VE u EES.
Uračunavanje proizvoljno određene očekivane pogreške u prognozi proizvodnje VE
u BiH podrazumijeva rizik da se zbog lokalnih specifičnosti u planiranom vremenu
ne ostvari željena točnost prognoze i da se zbog toga ugrožava pogon sustava,
odnosno ograničava proizvodnja VE. Istovrsni pristup korišten je i prihvaćen u
studijama integracije VE u EES u susjednim državama (Hrvatskoj, Crnoj Gori,
Srbiji…).
Na temelju stečenih iskustava sa promjenom proizvodnje VE, funkcionisanjem alata
za predviđanje proizvodnje VE i iskustava sa osiguranjem i plaćanjem pomoćnih
usluga bit će moguće revalorizirati koncepciju sistemskih rezervi i pripadnih
troškova uz odgovarajuću detaljnu analizu.
5.3.4 Rezultati simulacija za tercijarnu rezervu
U tercijarnoj rezervi sudjeluju hidrogeneratori koji su izvan pogona, ali su
raspoloživi za ulazak u pogon, tj. nisu u remontu Potrebna snaga tercijarne rezerve
postavljena je na 250 MW u svim scenarijima, a održavaju je pet hidroelektrana, kako
je to naznačeno u tabeli 32. Ukupni instalirani kapacitet u tim hidroelektranama
iznosi 1250 MW.
Slike 128.-130. prikazuju raspoloživu tercijarnu rezervu za odabranu treću sedmicu u
januaru 2015. za svih šest scenarija.
Slika 128. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima A-0 i A-350
1200
A-0
A-350
1000
MW
800
600
400
200
0
19.1.2015.
20.1.2015.
21.1.2015.
22.1.2015.
23.1.2015.
24.1.2015.
25.1.2015.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
123
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 129. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima D-0 i D-350
1200
D-0
D-350
1000
MW
800
600
400
200
0
19.1.2015.
20.1.2015.
21.1.2015.
22.1.2015.
23.1.2015.
24.1.2015.
25.1.2015.
Slika 130. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2015. u
scenarijima W-0 i W-350
1000
W-0
W-350
MW
800
600
400
200
0
19.1.2015.
20.1.2015.
21.1.2015.
22.1.2015.
23.1.2015.
24.1.2015.
25.1.2015.
Može se primijetiti kao u promatranom periodu tražena tercijarna rezerva često nije
zadovoljena. To se događa kada su dotoci veći (na početku i kraju godine) pa su sve
hidroelektrane u pogonu. Posebno je to izraženo u vlažnim scenarijima. Na slikama
131. i 132. je prikazana nedostajuća rtercijarna rezerva cijeloj godini za prosječne i
vlažne hidrologije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
124
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 131. Manjak tercijarne rezerve u 2015. godini u scenarijima A-0 i A-350
160
A-0
140
A-350
120
MW
100
80
60
40
31.12.20…
17.12.20…
19.11.20…
3.12.2015.
22.10.20…
5.11.2015.
8.10.2015.
24.9.2015.
10.9.2015.
27.8.2015.
13.8.2015.
30.7.2015.
16.7.2015.
2.7.2015.
18.6.2015.
4.6.2015.
21.5.2015.
7.5.2015.
23.4.2015.
9.4.2015.
26.3.2015.
12.3.2015.
26.2.2015.
12.2.2015.
29.1.2015.
15.1.2015.
0
1.1.2015.
20
Slika 132. Manjak tercijarne rezerve u 2015. godini u scenarijima W-0 i W-350
250
W-0
W-350
200
MW
150
100
31.12.2015.
17.12.2015.
3.12.2015.
19.11.2015.
5.11.2015.
22.10.2015.
8.10.2015.
24.9.2015.
10.9.2015.
27.8.2015.
13.8.2015.
30.7.2015.
16.7.2015.
2.7.2015.
18.6.2015.
4.6.2015.
21.5.2015.
7.5.2015.
23.4.2015.
9.4.2015.
26.3.2015.
12.3.2015.
26.2.2015.
12.2.2015.
29.1.2015.
15.1.2015.
0
1.1.2015.
50
I u scenarijima za 2020. godinu dobivaju se slčni rezultati. Najmanja raspoloživost
tercijarne rezerve je u scenarijima s vlažnom hidrologijom, pa je za primjer na slici
133. prikazana raspoloživa tercijarna rezeva u tim scenarijam za treću sedmicu u
januaru, dok je na slici 134. prikazan manjak rezerve za cijelu godinu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
125
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 133. Raspoloživa tercijarna rezerva treće sedmice u januaru 2020. u
scenarijima W-0 i W-600
1000
W-0
W-600
800
MW
600
400
200
0
20.1.2020.
21.1.2020.
22.1.2020.
23.1.2020.
24.1.2020.
25.1.2020.
26.1.2020.
Slika 134. Manjak tercijarne rezerve u 2020. godini u scenarijima W-0 i W-600
300
W-0
W-600
250
MW
200
150
100
30.12.2020.
16.12.2020.
2.12.2020.
18.11.2020.
4.11.2020.
7.10.2020.
9.9.2020.
23.9.2020.
26.8.2020.
12.8.2020.
29.7.2020.
15.7.2020.
1.7.2020.
17.6.2020.
3.6.2020.
20.5.2020.
6.5.2020.
8.4.2020.
22.4.2020.
25.3.2020.
11.3.2020.
26.2.2020.
12.2.2020.
29.1.2020.
15.1.2020.
1.1.2020.
0
21.10.2020.
50
Tablela 33. prikazuje ukupan broj sati godišnje u kojima dolazi do manjka tercijarne
rezerve za sve posmatrane scenarije.
Tabela 33. Broj sati godišnje s nedovoljnom tercijarnom rezervom
Scenariji za
2015. god.
A-0
A-350
D-0
D-350
W-0
W-350
Broj sati manjka
tercijarne rezerve
141
135
7
5
653
702
Scenariji za
2020. god.
A-0
A-600
D-0
D-600
W-0
W-600
Broj sati manjka
tercijarne rezerve
154
168
18
5
712
760
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
126
Prikaz i analiza rezultata simulacija
5.4 Kretanje nivoa akumulacija i pojava preljeva
Za modeliranje akumulacija u programskom paketu PLEXOS ključni su ovi podaci:
minimalni i maksimalni volumen akumulacije u m3, podaci o dotocima, te podaci o
maksimalnom i minimalnom preljevu u m3/s.
Da bi se proračun mogao provesti, važno je poznavati inicijalni (početni) volumen na
početku simuliranog perioda te odrediti konačni volumen na kraju simuliranog
perioda. Naime, budući da upravljanje radom hidroelektrana ovisi o njihovoj
kompetitivnosti u budućnosti, odnosno o oportunitetnom trošku neiskorištavanja
vode, volumen na kraju simuliranog perioda mora se postaviti kako rezultat
optimizacije ne bi bilo nerealno pražnjenje svih akumulacije na kraju simuliranog
perioda. S druge strane, postavljanjem početnog stanja jednakog krajnjem postiže se
da se dotoci u akumulacije moraju se iskoristiti tokom godine.
U korištenom modelu i inicijalni i krajnji volumen iznose 60% korisnog volumena
akumulacije. Sljedeća tablica prikazuje popis modeliranih akumulacija i nijhove
minimalne, maksimalne, korisne i inicijalne volumene u milijunima m3 (hm3).
Tabela 34. Podaci o volumenima u modeliranim akumulacijama (u hm3)
Akumulacija
Bileća
Bočac
Čapljina
Minimalni Maksimalni Korisni
volumen
volumen
volumen
164.16
1345.59
1181.43
9.20
52.10
42.90
0.62
7.12
6.50
Grabovica
Jablanica
Početni
volumen
873.02
34.94
4.52
14.34
29.98
19.77
318.04
5.43
288.06
17.60
202.82
Jajce 1
Jajce 2
Mostar
8.00
2.00
5.00
12.96
4.00
11.00
4.96
2.00
6.00
10.98
3.20
8.60
Mostarsko Blato
Nuga
0.00
0.06
1.00
0.80
1.00
0.74
0.60
0.51
Rama
Salakovac
Trebinje
21.00
52.40
6.38
515.03
68.00
15.74
494.04
15.60
9.37
317.42
61.76
12.00
Višegrad
124.50
160.96
36.46
146.38
5.4.1 Sezonske akumulacije
Modelirane akumulacije mogu se podijeliti na sezonske i dnevne akumulacije.
Sljedeća tabela prikazuje korisne volumene, ukupni instalirani protok i vrijeme
potrebno za pražnjenje cijelog korisnog volumena akumulacije.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
127
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 35. Minimalno vrijeme pražnjenja akumulacija
Akumulacija
Korisni
volumen
(hm3)
Ukupni
instalirani
protok
(m3/s)
210
240
112.5
Vrijeme
pražnjenja
(h)
Vrijeme
pražnjenja
(dani)
1562.7
49.7
16.0
65.11
2.07
0.67
Bileća
Bočac
Čapljina
873.02
34.94
4.52
Grabovica
Jablanica
Jajce 1
17.60
202.82
10.98
380
202
76
4.0
396.1
18.1
0.17
16.50
0.76
3.20
8.60
79.8
360
7.0
4.6
0.29
0.19
0.60
0.51
317.42
40
30
64
7.0
6.9
2144.3
0.29
0.29
89.34
Salakovac
Trebinje
61.76
12.00
540
45
8.0
57.8
0.33
2.41
Višegrad
146.38
800
12.7
0.53
Jajce 2
Mostar
Mostarsko Blato
Nuga
Rama
Iz tabele slijedi kako su akumulacije Bileća, Rama i Jablanica sezonske. Većina ostalih
akumulacija može iskoristiti svoj korisni volumen tijekom perioda kraćeg od jednog
dana, pa ih se može smatrati dnevnim akumulacijama. Iznimka su akumulacija
Bočac i Trebinje, no i njihovo vrijeme pražnjenja je kraće od tri dana.
Sljedećim slikama prikazano je dnevno kretanje volumena u akumulaciji Bileća za
sve tri hidrologije. Slikom je prikazan volumen u akumulaciji Bileća na kraju svakog
simuliranog dana. Iz slika je vidljivo kako hidrologije, odnosno srednjeročni plan
angažmana hidroelektrana zasnovan na očekivanim dotocima značajnije utječe na
angažman sezonskih elektrana nego ulazak vjetroelektrana. Primjerice, u sušnoj
hidrologiji volumen akumulacije u većem dijelu godine je niži nego što je to slučaj u
vlažnoj i prosječnoj hidrologiji. Također, zbog očekivanih većih pritoka za vlažnu
hidrologiju, tijekom ljetnih mjeseci akumulacija Bileća značajnije se približava donjoj
granici korisnog volumena.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
128
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 135. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Bileća, prosječna
hidrologija
1600
Akumulacija Bileća
1400
1200
hm3
1000
800
A-0
A-350
600
400
200
0
Slika 136. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Bileća, suha hidrologija
1600
Akumulacija Bileća
1400
1200
hm3
1000
800
600
D-0
D-350
400
200
0
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
129
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 137. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Bileća, vlažna
hidrologija
1600
Akumulacija Bileća
1400
1200
hm3
1000
800
600
W-0
W-350
400
200
0
Može se zaključiti kako razlike u dispečingu zbog ulaska vjetroelektrana nemaju
značajan utjecaj na kretanje nivoa u sezonskim akumulacijama.
Sljedeća slika prikazuje godišnje kretanje volumena u akumulaciji Rama za sve tri
hidrologije i ulazak 350 MW vjetroelektrana u pogon. Kako ulazak vjetroelektrana
zanemarivo utječe na upravljanje volumenom prikazani su samo scenariji s
vjetroelektranama u pogonu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
130
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 138. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Rama za tri hidrologije
600
Akumulacija Rama
500
400
hm3
A-350
300
200
D-350
W-350
100
0
I u akumulaciji Rama kod vlažne hidrologije volumen u novembru je niži, odnosno
bliži minimalnom volumenu. Upravljanje akumulacijama slijedi iz srednjeročne
optimizacije. Kod vlažne hidrologije očekivani dotoci su veći, pa je oportunitetni
trošak nekorištenja vode visok, odnosno povoljnije je iskoristiti više vode. Drugim
riječima, zbog većih očekivanih dotoka u vlažnoj hidrologiji iskorištava se veći dio
korisnog volumena akumulacije.
Sljedeća slika prikazuje kretanje volumena u sezonskoj akumulaciji Jablanica za tri
hidrologije, s vjetroelektranama u pogonu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
131
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 139. Dnevno kretanje volumena vode u akumulaciji Jablanica za tri
hidrologije
350
Akumulacija Jablanica
300
250
hm3
200
150
A-350
D-350
W-350
100
50
0
5.4.2 Dnevne akumulacije
Nasuprot sezonskim akumulacijama, dnevne akumulacije imaju bitno manji korisni
volumen. Iz tog razloga razlike u dispečingu nastale zbog ulaska vjetroelektrana u
pogon odražavaju se i na nivoe dnevnih akumulacija.
Za ilustraciju, sljedećim slikama prikazane su usporedbe volumena u akumulaciji
Mostar za tri hidrologije, u 2015. godini. Prikazan je mjesec april i vrijednosti na
grafovima prikazuju ukupni volumen na kraju svakog sata u tom mjesecu.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
132
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 140. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, april 2015, prosječna
hidrologija
12
Akumulacija Mostar
10
hm3
8
6
A-0
A-350
4
2
0
Slika 141. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, april 2015, suha
hidrologija
12
Akumulacija Mostar
10
hm3
8
6
4
D-0
D-350
2
0
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
133
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 142. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, april 2015, vlažna
hidrologija
12
Akumulacija Mostar
10
hm3
8
6
W-0
W-350
4
2
0
Budući da gornje slike prikazuju samo mjesec april, za dodatnu ilustraciju sljedećim
slikama prikazano je kretanje akumulacija za mjesec avgust, u istoj akumulaciji.
Slika 143. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, avgust 2015, prosječna
hidrologija
12
Akumulacija Mostar
10
hm3
8
6
4
A-0
A-350
2
0
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
134
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 144. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, avgust 2015, suha
hidrologija
12
Akumulacija Mostar
10
hm3
8
6
D-0
D-350
4
2
0
Slika 145. Kretanje volumena vode u akumulaciji Mostar, avgust 2015, vlažna
hidrologija
12
Akumulacija Mostar
10
hm3
8
6
4
W-0
W-350
2
0
Iz prikazanih grafikona može se zaključiti kako postoje određene razlike u korištenju
vode iz akumulacija, no kako se režim kretanja nivoa akumulacija ipak ne mijenja
drastično već i dalje ovisi u prvom redu o hidrologiji. Postoje razlike: vidljivo je kako
u suhoj hidrologiji u avgustu ulazak vjetroelektrana čini korištenje većeg dijela vode
iz akumulacije u početku mjeseca povoljnijim, što je i bilo za očekivati budući da
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
135
Prikaz i analiza rezultata simulacija
ulazak vjetroelektrana umanjuje ukupnu očekivanu potrošnju, pa se nivo već
početkom mjeseca može spustiti na nižu razinu.
5.4.3 Pojava preljeva
U do sad prikazanim rezultatima simulacija vidljivo je kako vjetroelektrane ne utječu
značajno na angažman hidroelektrana. To uglavnom vrijedi i za preljeve iz
akumulacija. Sljedeća tabela prikazuje ukupne preljeve za sve akumulacije u
simuliranoj 2015. godini, za scenarije sa i bez vjetroelektrana u pogonu.
Tabela 36. Ukupni preljevi u 2015. godini (hm3)
Akumulacija
Bileća
A-0
0.0
A-350
0.0
D-0
0.3
D-350
0.4
W-0
76.1
W-350
115.0
Bočac
Čapljina
Grabovica
268.5
108.5
2.7
321.4
110.5
10.7
350.9
4.8
6.1
329.5
3.5
4.0
209.2
246.8
3.6
222.2
257.7
4.9
Jablanica
Jajce 1
0.0
38.4
0.1
38.5
0.0
1.4
0.0
1.2
588.8
30.0
588.6
29.3
204.6
441.4
0.4
204.6
429.5
0.3
7.8
61.6
0.3
8.2
51.9
0.2
403.1
1695.0
0.1
402.9
1695.3
0.1
4.6
0.5
4.5
0.0
3.1
0.0
3.2
0.0
102.4
0.1
102.3
3.9
7.6
1.6
110.8
14.9
0.7
139.0
16.4
1.7
26.2
12.9
2.9
20.1
9.0
434.8
2046.7
10.5
413.9
2237.6
Jajce 2
Mostar
Mostarsko Blato
Nuga
Rama
Salakovac
Trebinje
Višegrad
Iz rezultata studije vidi se kako ulazak vjetroelektrana utječe vrlo malo na preljeve iz
akumulacija. Razlike postoje u prosječnoj hidrologiji kod akumulacija Bočac i
Mostar, u suhoj hidrologiji u akumulaciji Bočac te u vlažnoj hidrologiji kod
akumulacija Bileća i Bočac.
Za vremensku usporedbu kretanja preljeva sljedećim slikama prikazani su dnevni
preljevi za akumulaciju Mostar i to za vlažnu hidrologiju, zanimljiviju po pitanju
preljeva.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
136
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Slika 146. Preljevi u 2015. – akumulacija Mostar, scenarij W-0
120
Akumulacija Mostar
100
hm3
80
60
W-0
40
20
0
Slika 147. Preljevi u 2015. - akumulacija Mostar, scenarij W-350
120
Akumulacija Mostar
100
hm3
80
60
W-350
40
20
0
Može se zaključiti kako je uzorak pojave preljeva jednak sa i bez vjetroelektrana.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
137
Prikaz i analiza rezultata simulacija
Tabela 37. Ukupni preljevi u 2020. godini (hm3)
Akumulacija
Bileća
A-0
0.0
A-350
0.0
D-0
1.1
D-350
0.0
W-0
122.5
W-350
128.8
Bočac
Čapljina
Grabovica
306.7
114.0
4.3
326.2
115.4
3.7
335.9
7.1
10.3
337.5
4.1
6.5
271.5
237.4
14.1
263.7
237.8
4.0
Jablanica
Jajce 1
Jajce 2
0.0
39.4
206.7
0.0
38.6
207.0
0.0
1.0
6.6
0.0
0.6
6.7
584.2
29.2
404.1
575.8
29.4
404.1
Mostar
Mostarsko Blato
437.9
0.6
473.7
0.2
39.8
0.5
42.9
0.4
1696.8
0.0
1699.2
0.1
Nuga
Rama
Salakovac
4.7
0.1
19.5
4.5
0.2
11.8
3.2
0.0
9.3
3.2
0.0
11.7
103.4
0.8
11.2
103.2
0.1
8.1
Trebinje
Višegrad
0.1
110.7
2.0
126.5
3.7
32.5
3.1
34.7
437.3
1937.3
415.3
2311.3
Može se ponoviti zaključak za 2015. godinu: iako postoje određene razlike, u 2020.
godini, simuliran ulazak 600 MW vjetroelektrana nema drastičan utjecaj na preljeve
iz akumulacija.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
138
Zaključak
6
Zaključak
Bosna i Hercegovina raspolaže s 2058 MW instalisane snage u hidroelektranama te
1745 MW u termoelektranama. Zbog isteka životnog vijeka u posmatranom periodu
do 2020. godine predviđen je izlazak iz pogona tri bloka termoelektrana ukupne
snage 410 MW. Ukupna predviđena instalisana snaga novih termoelektrana u tom
periodu iznosi 1050 MW, a hidroelektrana 90,2 MW.
Godišnja proizvodnja električne energije u BiH se kreće na nivou od oko 15 TWh, od
čega se, ovisno o hidrološkim prilikama, u hidroelektranama proizvede prosječno
oko 41%, a ostatak u termoelektranama. Potrošnja je u 2011. godini dotigla 12,5 TWh,
a u posmatranom periodu pretpostavljen je godišnji porast potrošnje od 2,70% do
2015. godine, a nakon toga 2,55%.
Elektroenergetski sistem Bosne i Hercegovine modelisan je u programskom paketu
„PLEXOS for Power Systems“, simulacijsko-optimizacijskom alatu zasnovanom na
objektnom modelu tržišta električne energije. Model EES-a je izrađen na temelju
podataka prikupljenih od Naručitelja te iz javno dostupnih izvora. Simulacijski
model zahtjeva veliku količinu ulaznih podataka - tehničkih i ekonomskih
parametara elektrana, dotoka u akumulacije, potrošnji sistema i dr. Vrijednosti
pojedinih veličina koje nisu bile dostupne, procijenjene su ili pretpostavljene.
Za procjenu utjecaja integracije vjetroelektrana uspoređen je dispečing svih elektrana
u sistemu koji radi s vjetroelektrana i bez vjetroelektrana. Za potrebe analize izrađeni
su scenariji za dvije odabrane godine, pri čemu je pretpostavljena mogućnost ulaska
350 MW vjetroelektrana u 2015. i 600 MW vjetroeletkrana u 2020. godini. S obzirom
na veliki udio hidroelektrana u EES-a BiH, za obje varijante su razmatrana tri
hidrološka scenarija: prosječan, sušni i vlažni.
U međusobnoj usporedbi scenarija vidi se kako i nakon ulaska vjetroelektrana u
pogon glavni utjecaj na dispečiranje elektrana, posebno na mjesečnom i godišnjem
nivou, ima hidrologija. Takav rezultat je očekivan zbog značajnog udjela
hidroelektrana u BiH.
U usporedbi scenarija sa i bez vjetroelektrana, uz sve ostale pretpostavke jednake,
ulazak vjetroelektrana uglavnom umanjuje proizvodnju termoelektrana, što je slučaj
za sve tri posmatrane hidrologije. Pad proizvodnje termoelektrana ipak je značajno
manji od ukupne proizvodnje vejtroelektrana. Proizvodnja iz hidroelektrana i dalje
prati hidrološke prilike uz određene vremenske pomake u upravljanju
akumulacijama.
Razlike u angažmanu elektrana najbolje se uočavaju na godišnjem i mjesečnom
nivou. Posmatra li se proizvodnja samo na satnoj ili dnevnoj razini, razlike i mali
vremenski pomaci u dispečiranju hidroelektrana mogu navesti na krivi zaključak i
zbog toga je važno sumarno razmatrati duži vremenski period.
Razmatra li se uvoz i izvoz vidi se da ulazak vjetroelektrana u pogon povećava
slobodne proizvodne kapacitete pa se izvoz nešto povećava, dok se uvoz smanjuje.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
139
Zaključak
Analize su provedene uz pretpostavku da financijske prilike na regionalnom tržištu
ostaju jednake u oba slučaja. U slučaju značajnijeg porasta cijene na međunarodnom
tržištu ulazak vjetroelektrana omogućio bi sudjelovanje kapaciteta iz termoelektrana
na tržištu u većoj mjeri.
Analiza sekundarne i tercijarne rezerve u sistemu prikazala je mogućnost pružanja
rezerve u svakom satu tokom razmatranih godina. Postojeće hidroelektrane koje
sudjeluju u obezbjeđenju sekudarne rezerve mogu održavati zadovoljavajući nivo
sekundarne rezerve u sistemu i u scenarijima s ulaskom vjetroelektrana u pogon.
Premda postoje određena razdoblja u godini kada nije moguće zadovoljiti zahtjev za
sekundarnom rezervom, to se rijetko događa. U scenarijima s više vjetroelektrana
zahtjevana je veća rezerva pa je i nemogućnost njenog obezbjeđenja nešto češća,
posebno u vlažnim scenarijima.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
140
Bibliografija
7
Bibliografija
1.
Indikativni plan razvoja proizvodnje 2013-2022, NOS BiH, Sarajevo, Maj
2012
2.
Western Balkans Sustainable Energy Direct Financing Facility:
Institutional Capacity Building Sub-assignment No 11: Power Network
Analysis for Wind Power Integration and Market Rules Advice; Task 1:
Review and Assessment of the Existing Networkin BiH, 2011
3.
C. Monteiro, R. Bessa, V. Miranda, A. Botterud, J. Wang, and G.
Conzelmann, Wind Power Forecasting: State-of-the-Art 2009., Argonne
National Laboratory, 06-Nov-2009.
4.
M. Matos, J. P. Lopes, M. Rosa, R. Ferreira, A. Leite da Silva, W. Sales, L.
Resende, L. Manso, P. Cabral, M. Ferreira, N. Martins, C. Artaiz, F. Soto,
and R. López, Probabilistic evaluation of reserve requirements of
generating systems with renewable power sources: The Portuguese and
Spanish cases, International Journal of Electrical Power & Energy
Systems, vol. 31, no. 9, pp. 562–569, Oct. 2009.
Bosnia and Herzegovina: Task 1 - Assessment of the Impact of Wind Production on
System Dispatch, EIHP/ECA, November 2012
141

Pozicija: Bibliotekar, (1 izvršilac)

EUROPEAN UNION

File - Solarni projekti

Vodič - bih

Obrazac P1- Zahtjev za PEES.pdf

Program Simpozija preuzmite ovdje [PDF]

4Congress of Radiology of Bosnia and Herzegovina

Proizvodnja električne energije - Prednosti i nedostaci postojećih

INFO DAN/DAY: EM2STEM - JoinEU-SEE

Dinaric Arc Parks International Conference