Prez Hajro

1

IX SAVJETOVANJE BOSANSKOHERCEGOVAČKOG KOMITETA

NEUM, 27.09. – 01.10.2009

Prezentacija

STANJE I RAZVOJNE PERSPEKTIVE BOSANSNO-HERCEGOVAČKE

VISOKONAPONSKE MREŽE

Mr. Azra Hajro, dipl.inž.el. Elektroprijenos/Elektroprenos Bosne i Hercegovine a.d. Banja Luka

Bosna i Hercegovina

Osnovni zadatak elektroenergetskog sistema je neprekidna, pouzdana i ekonomski prihvatljiva

isporuka električne energije krajnjim korisnicima pri deklarisanim uslovima kvaliteta električne

energije. Jedinstvo i jednovremenost tehnološkog procesa i ispravno funkcionisanje

elektroenergetskog sistema uslovljava neophodnu harmonizaciju cjelokupnog tehničko-tehnološkog

lanca, od proizvodnje, preko prenosne i distributivne mreže, do krajnjih korisnika i postavlja stroge

zahtjeve za meĎusobnom usklaĎenosti njihovih sistema zaštite, regulacije i upravljanja.

Razvoj elektroenergetskog sistema (EES) ima za cilj definisanje planova projektovanja, izgradnje i

puštanja u pogon elektroenergetskih objekata koji će omogućiti sigurno i kvalitetno snabdjevanje

električnom energijom potrošača, uz minimalne troškove. S obzirom na vremenske periode,

potrebne za završetak izgradnje pojedinih objekata elektroenergetskog sistema, neophodno je

pravovremeno pokrenuti aktivnosti na izradi odgovarajućih planova. Kako elektroenergetski sistem

spada u grupu dinamičkih sistema velike dimenzije, nastoji se ostvariti dekomponovanje

problematike izučavanja. Sa tehnološkog i tehničkog aspekta moguće je elektroenergetski sistem

posmatrati kao skup funkcionalno neovisnih cjelina, koje su meĎusobno spregnute i čine jedinstveni

sistem. To su u principu:

proizvodnja električne energije, odnosno transformisanje drugih oblika u električnu

energiju;

prenos električne energije;

distribucija električne energije;

potrošnja električne energije.

Planiranje razvoja visokonaponske mreže, što je predmet ovog izlaganja, predstavlja posljednji

korak u globalnom procesu planiranja osnovne strukture energetskog sistema i zasniva se na

usvojenim planovima razvoja potrošnje i proizvodnje električne energije. Pri tome, treba težiti

takvim rješenjima koja će omogućiti normalan rad sistema sa što nižim pogonskim troškovima, uz

što manja investiciona ulaganja.

Izučavanje sistema, prema teoriji sistema, ima dva aspekta: analiza sistema i sinteza sistema.

Analiza sistema podrazumijeva rješavanje problema odziva (izlaza) u definisanom sistemu na

osnovu pretpostavljene pobude (ulaza), (Slika 1.).

Zadatak sinteze sistema je definisanje sistema koji će, za pretpostavljenu pobudu, imati traženi

odziv (Slika 1.). Ovo ukazuje, u principu, na mogućnost višeznačnosti rješenja, što čini sintezu, za

razliku od analize, znatno kompleksnijim pristupom. Problem sinteze se proširuje potrebom da se,

2

na osnovu odreĎenih kriterija, od više prihvatljivih rješenja odabire jedno. U slučaju prenosnog

segmenta elektroenergetskog sistema, dodatni kriterij ima ekonomsku prirodu, dakle, od svih

prihvatljivih, alternativnih rješenja, izabire se najbolje rješenje sa ekonomskog aspekta.

Slika 1. Ilustracija problema sinteze i analize

Dakle, osnovu za planiranje razvoja prenosa električne energije predstavlja pristup sinteze opšte

teorije sistema. To znači da je potrebno istražiti sva alternativna, sa tehničkog aspekta, prihvatljiva

rješenja, te na osnovu odgovarajućih ekonomskih kriterija izabrati najpovoljnije rješenje.

Sa vremenskog aspekta, planiranje se odnosi na duže vremenske periode i postavlja se problem

vjerodostojnosti odgovarajućih podloga. Zato je neophodno, iterativno rješavati ovu problematiku

na način da se pravi globalni dugoročni plan razvoja, koji se razraĎuje i koriguje na kraćim

vremenskim intervalima.

Podloge za planiranje razvoja vodova i postrojenja prenosnog segmenta elektroenergetskog sistema

predstavljaju prognoza opterećenja za relevantni vremenski period i plan izgradnje (lokacije i

vremena uključenja) izvora električne energije.

Klasični zadatak prenosne mreže je da proizvedenu električnu energiju prenese do lokaliteta

potrošnje. MeĎutim, značaj prenosne mreže ogleda se i u slijedećem:

mogućnost optimizacije tehnološkog procesa u elektroenergetskom sistemu;

smanjenje obrtne i hladne rezerve;

povezivanjem potrošačkih lokaliteta različitih karakteristika ostvaruje se smanjenje vršnog

opterećenja sistema.

Ovdje treba posebno istaći ključnu ulogu prenosne mreže u novonastalim uvjetima restruktuiranog

elektroenergetskog sektora i otvorenog tržišta električne energije. U ovim uvjetima, razvoj prenosne

mreže postaje interesantno pitanje ne samo na nacionalnom planu nego se to proširuje i na susjedne

sisteme.

U BiH proces planiranja razvoja prenosne mreže definisan je:

- Zakonom o prijenosu, regulatoru i operatoru sistema električne energije u Bosni i Hercegovini

- Zakonom o uspostavi Neovisnog operatora sistema za prijenosni sistem Bosne i Hercegovine

3

- Zakonom o uspostavi Kompanije za prijenos električne energije u Bosni i Hercegovini

- Mrežnim kodeksom

- Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prijenosa električne energije

- Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti nezavisnog operatora sistema.

Prema Zakonu o prijenosu, regulatoru i operatoru sistema električne energije i entitetskim zakonima

o električnoj energiji, planiranje razvoja prenosne mreže je odgovornost prenosne kompanije

(Elektroprijenos BiH), Nezavisnog operatora sistema i Državne regulatorne komisije za električnu

energiju Bosne i Hercegovine. Dugoročni plan razvoja prenosne mreže izraĎuje prenosna

kompanija, dok Nezavisni operator sistema vrši „pregledanje, odobravanje, direktnu reviziju i

objavljivanje“. Konačno odobrenje daje DERK.

Osnovni principi i kriteriji za planiranje definisani su Mrežnim kodeksom koji, uz uvažavanje

elemenata energetske politike BiH, moraju biti zadovoljeni kod planiranja razvoja prenosne mreže:

Prenosna mreža mora biti planirana tako da omogući ugovoreni i planirani prenos električne

energije, pouzdano upravljanje elektroenergetskim sistemom, kao i ekonomično napajanje pri

naponu i frekvenciji čiji je kvalitet u skladu sa evropskim normama.

Plan razvoja prenosne mreže mora se temeljiti na ekonomskim kriterijima uvažavajući aktuelna

opterećenja elemenata prenosne mreže i proizvodnje elektrana, kao i perspektivne potrebe

distributivnih mreža i korisnika prenosne mreže, uključujući i proizvodne objekte koji su već

priključeni ili će biti priključeni na prenosnu mrežu u razmatranom planskom periodu

(indikativni plan proizvodnje).

Prenosna mreža mora biti dimenzionisana u skladu sa kriterijem sigurnosti (n-1). Posljedice

višestrukih poremećaja koji nastaju u prenosnoj mreži ne uzimaju se u obzir pri planiranju

razvoja prenosne mreže i moraju se ograničiti odgovarajućim strategijama odbrane od većih

poremećaja i strategijama ponovnog uspostavljanja napajanja.

Prenosna mreža mora biti planirana tako da omogući očuvanje statičke i tranzijentne stabilnosti,

kao i odgovarajuće profile napona.

Planiranje razvoja elektroenergetskog sistema je kompleksan zadatak koji traži proučavanje velikog

broja objektivno mogućih situacija u sistemu, a na bazi planirane potrošnje, alternativnih rješenja

proizvodnje i različitih varijanti razvoja mreže. Stoga, planiranje razvoja elektroenergetskog

sistema može se podijeliti u tri faze: planiranje, odnosno prognoza potrošnje električne energije,

izbor i redoslijed izgradnje proizvodnih kapaciteta i planiranje mreže. Podloge, neophodne za

planiranje razvoja prenosne mreže Bosne i Hercegovine, obuhvataju:

- Strategiju razvoja energetike Bosne i Hercegovine (ne postoji na državnom nivou; postoji

Strategija razvoja energetike Republike Srpske; u procesu usvajanja je Strateški plan i

program razvoja energetskog sektora Federacije Bosne i Hercegovine),

- Dugoročni plan razvoja proizvodnje Bosne i Hercegovine (postoji Indikativni plan razvoja

proizvodnje),

- Dugoročni plan razvoja potrošnje Bosne i Hercegovine (u okviru Indikativnog plana razvoja

proizvodnje daje se i prognoza potrošnje).

Prije rata, prenosni sistem Bosne i Hercegovine (Slika 2.) bio je organizacijski u nadležnosti

Elektroprivrede Bosne i Hercegovine, a obuhvatao je 400, 220 i 110 kV elektroenergetske objekte.

Planiranje razvoja odvijalo se u okviru Elektroprivrede Bosne i Hercegovine.

4

Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE Piva

AL

Grada acčPrijedor 2

Me uriĎ ćMraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko

Ernestinovo

Podgorica

HE Peru icać

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4

Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

CRNA GORA

S ARBIJ

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

HRV

ATS

KA

ELEKTROENERGETSKI SISTEM E I C E i 1991. godinaBOSN HER EGOVIN - 400 kV 220 kV -

HIDROELEKTRANE E(H )

T (T )ERMOELEKTRANE E

van pogona220 kV

400 kV

220 kV

L E G E N D A

Slika 2.

Završetak rata elektroenergetski sistem dočekuje razoren i podijeljen, organizovan u tri

elektroprivrede (dvije u FBiH i jedna u RS). U tom periodu sistem radi u dvije sinhrone zone pri

čemu sistem Republike Srpske radi paralelno sa sistemom Jugoslavije (Slika 3.). Povremeno se

sistem Republike Srpske dijeli na dva dijela, od kojih jedan dio radi paralelno sa sistemom

Jugoslavije, a drugi dio se integriše u sistem Bosne i Hercegovine.

U odnosu na prijeratnu mrežu, od novih objekata je izgraĎena veza prema Srbiji 220 kV Višegrad –

Požega (Slika 4.), te je izvršeno više prekrajanja na 110 kV naponu kako bi se obezbijedilo

napajanje potrošača prema teritoriji koju su obuhvatale tri elektroprivede.

5

Slika 3.

Vardište

Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE Piva

AL


Me uriĎ ćMraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko

Ernestinovo

Podgorica

HE Peru icać

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4

Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

CRNA GORA

S ARBIJ

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

HRVA

TSK

A

ELEKTROENERGETSKI SISTEM iH i 1996. godinaB - 400 kV 220 kV -

van pogona220 kV

400 kV

220 kV



Podru je Federacije BiH - JP Elektroprivreda BiHč

Podru je entiteta RS - Elektroprivreda RSč

Podru je Federacije BiH - EP Mostarč

L E G E N D A

400 kV van pogona

Podru je Brč čko Distrikt

Slika 4.

Poslijeratni period je karakterisala sanacija razrušene mreže i njeno povezivanje, kako unutar BiH,

tako i prema susjednim sistemima.

6

EES BiH ostaje podijeljen na 2 sinhrone zone sve do 2004. godine. U tom periodu EE sektor je i

dalje organizovan u tri elektroprivrede u okviru kojih se odvojeno, svako za svoje područje, vrši

planiranje razvoja elektroenergetskog sistema, izmeĎu ostalog i prenosne mreže. Tokom 1999.

godine na nivou BiH formiran je zajednički koordinacioni centar ZEKC.

Otpočinju radovi na izgradnji DV 400 kV Ugljevik – S. Mitrovica (EPRS), DV 220 kV Rama –

Posušje (EPHZHB) i radovi za svoĎenje DV 220 kV Jajce – Mraclin u TS Prijedor 2 (EPRS), (Slika

5.). Mada se radi o interkonektivnim vodovima i prekrajanju prenosne mreže BiH, kod donošenja

odluke o pokretanju investicije nije se dogovoralo izmeĎu elektroprivreda. Za uklapanje DV 220

kV Rama – Posušje i uvoĎenje DV 220 kV Jajce – Mraclin u TS Prijedor 2 napravljen je Elaborat

za koji nije postignuta saglasnost. O potrebi izgradnje 400 kV voda Ugljevik – S. Mitrovica

(definisano Strategijom razvoja Energetike RS 1995. godine) nikad se nije ni raspravljalo.

EES je 2004. godine ujedinjen u jednu sinhronu zonu, iste godine formirana je Državna energetska

regulatorna komisija. Na osnovu Zakona, 2005. godine ZEKC se transformisao u Nezavisnog

operatora sistema, a početkom 2006. godine formirana je jedinstvena prenosna kompanija –

Elektroprijenos BiH. Dugoročno planiranje razvoja EES prelazi u nadležnost Elektroprijenosa,

NOS-a i DERK-a. Licencom je definisano da se planiranje razvoja prenosne mreže vrši na osnovu

odobrenog Indikativnog plana razvoja proizvodnje (u ovoj godini licenca je izmjenjena tako da je

Indikativni plan samo jedna od osnova).

U ovom periodu je pušten pod napon DV 400 kV Ugljevik – S. Mitrovica, DV Jajce – Mraclin je

sveden u TS Prijedor 2 i pušten pod napon.

ELEKTROENERGETSKI SISTEM E I C E i septembar 2009BOSN HER EGOVIN - 400 kV 220 kV - .

Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE Piva

AL


Me uriĎ ćMraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko

ErnestinovoS. Mitrovica

Podgorica

HE Peru icać

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4

Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

CRNA GORA

S ARBIJ

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

HR

VATSK

A

Vardište

van pogona220 kV

400 kV

220 kV






L E G E N D A

400 kV van pogona


Slika 5.

U procesu planiranja, NOS je, do sada, uradio četiri Indikativna plana razvoja proizvodnje (tri su

odobrena), dok je Elektroprenos BiH uradio dva finalna prijedloga Plana razvoja prenosne mreže.

7

MeĎutim, zbog blokada u Kompaniji niti jedan Plan nije usvojen na nivou Elektroprenosa, pa

samim tim nije odobren od strane DERK-a, te nije prezentiran Korisnicima.

Ovim je otvoren prostor da se razvoj prenosne mreže radi stihijski, od slučaja do slučaja, bez

cjelovitog sagledavanja dugoročnih potreba za razvojem prenosne mreže što za posljedicu ima, u

prvom redu, neekonomičan razvoj koji plaćaju svi kupci električne energije, predimenzioniranje/

poddimenzioniranje prenosne mreže (različiti/netehnički kriteriji), povećanje gubitaka na prenosnoj

mreži, veće troškove održavanja.

Rezultat je narušavanje osnovnih principa i kriterija planiranja, uslovi za priključenje su različiti, te

se korisnici dovode u diskriminirajući položaj. Kao posljedica, dolazi do različitih rješenja

priključenja novih Korisnika definisanih dugoročnim planovima razvoja i pojedinačnim

elaboratima/studijama izvodljivosti.

Primjer: Dugoročnim planom razvoja prenosne mreže 2009. – 2018. predviĎena je

izgradnja/proširenje sljedećih objekata (na osnovu odobrenog Indikativnog plana razvoja

proizvodnje 2009. – 2018.), (Tabela 1. i Slika 6.):

Tabela 1.

Novi objekti/proširenja Naponski

nivo

Za potrebe

priključenja novih

Korisnika/povećanje

potrošnje

Za potrebe

pojačanja u

mreži

Napomena

Priključenje TE Stanari

na 400 kV

ulaz – izlaz na DV Banja

Luka – Doboj 4

400 kV TE Stanari - 2013. godina

TS Doboj 4

na 400 kV: ulaz – izlaz

na DV Doboj 4 – Tuzla

na 110 kV: ulaz – izlaz

na DV Doboj 1 – Teslić

izgradnja DV Doboj 4 -

Tešanj

400/110

kV

- Rast industrijske i

široke potrošnje

područja Maglaja,

Tešnja, Zavidovića,

Teslića, Dervente,

Prnjavora, Jelaha

(umjesto izgradnje

TS 110/x kV Jelah)

- Napajanje vlastite

potrošnje TE Stanari

Dugoročno

rješavanje

problema

preopterećenja

u mreži

područja Banja

Luke, Tuzle i

Zenice

2013. godina

DV 2x220 kV HE Rama

– Posušje

Uklapanje izgraĎenog

DV formiranjem veza:

DV HE Rama – Mostar 4

DV RP Jablanica – HE

Zakučac

220 kV - - 2014. godina

DV 2x220 kV HE Rama

– Posušje izgraĎen prije

osnivanja Elektroprenosa

BiH. Dugoročnim

planom razmatrane dvije

varijante uklapanja; kao

povoljnije, odabrano je

rješenje koje predviĎa

rasjecanje postojećih DV

Mostar 4 – Zakučac i DV

HE Rama – RP

Jablanica/I i formiranje

veza HE Rama – Mostar

4 i RP Jablanica – HE

Zakučac

8

ELEKTROENERGETSKI SISTEM E I C E iBOSN HER EGOVIN - 400 kV 220 kV

Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE PivaAL

Grada acč

Prijedor 2

Me uriĎ ćMraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko

Ernestinovo S. Mitrovica

Podgorica

HE Peru icać

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

CRNA GORA

SRBI AJ

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

HRVATSK

A

Vardište

Plan razvoja prenosne mreže 2009.- 2018. godina - perspektivno stanje 2018. godine

TE Stanari Doboj 4

Doboj 1

TeslićTešanj

Slika 6.

Ista priključenja, viĎena Elaboratima/Studijama predviĎaju:

Tabela 2.

Novi

objekti/proširenja

Napon.

nivo

Rješenje priključenja prema

Studiji/Elaboratu

priključenja

Napomena

TE Stanari

(Studija izvodljivosti

„Uklapanje TE Stanari

u EES BiH“)

400 kV izgradnja nove TS 400/110

kV Stanari i njeno uklapanje u

EES

TE Stanari spojena kratkom

400 kV vezom (1 km) sa

novom TS 400/110 kV

Stanari (u neposrednoj blizini)

uklapanje TS 400/110 kV

Stanari:

na 400 kV: ulaz – izlaz Tuzla

– Banja Luka

na 110 kV:

izgradnja DV Stanari –

Prnjavor

izgradnja DV Stanari –

Doboj 3

ulaz – izlaz na DV Stanari -

Ukrina

U Studiji je analiziran samo jedan

način uklapanja bez analiziranja

varijantnih rješenja.

Analize provedene za n-1 i n-2

kriterij sigurnosti (obezbjeĎena

sigurnost plasmana proizvodnje i

u slučaju neraspoloživosti oba

400 kV voda); Mrežni kodeks

predviĎa samo n-1 kriterij

sigurnosti

Projektni zadatak nije usaglašen.

9

Novi

objekti/proširenja

Napon.

nivo

Rješenje priključenja prema

Studiji/Elaboratu

priključenja

Napomena

DV 2x220 kV HE

Rama – Posušje

(Elaborat „Uklapanje

DV 220 kV Rama –

Posušje u EES BiH sa

uvoĎenjem DV 220

kV Jablanica – Jajce u

HE Rama kao i

uvoĎenje DV 220 kV

Jajce 2 – Mraclin u TS

Prijedor 2“, mart 2003.

godine)

220 kV uklapanje DV 2x220 kV HE

Rama – Posušje formiranjem

veza:

- DV HE Rama – HE Zakučac

- DV RP Jablanica–Mostar 4

uvoĎenje postojećeg DV 220

kV RP Jablanica – Jajce 2 u

HE Rama

Uklapanje DV 2x220 kV HE

Rama – Posušje formiranjem veza

HE Rama – HE Zakučac i RP

Jablanica – Mostar 4 je izvedbeno

uslovljeno uvoĎenjem RP

Jablanica – Jajce 2 u HE Rama

EP HZ HB započela radove na

uvoĎenju DV RP Jablanica –

Jajce 2 u HE Rama

TE Tuzla

(Elaborat „Priključenje

bloka 7 TE Tuzla na

EES BiH“)

400 kV uklapanje bloka 7 u TE Tuzla

na 400 kV sabirnice u TS

Tuzla

Studija razmatrala samo jedan

način priključenja (definisan

Projektnim zadatkom). Projektni

zadatak nije usaglašen.

TE Kakanj

(Elaborat „Priključenje

bloka 8 TE Kakanj na

EES BiH“)

400 kV uklapanje bloka 8 u TE

Kakanj po principu ulaz –

izlaz na DV 400 kV Sarajevo

10 - Tuzla

Razmatrane dvije varijante

priključenja, ali samo sa aspekta

vrijednosti investicije. Na osnovu

najnižih troškova priključenja

odabrana varijanta, a zatim, samo

za tu varijantu, analizirana

stacionarna stanja, proračun struja

kratkih spojeva i tranzijentne

stabilnosti.

Osim navedene varijante

analizirana i mogućnost

priključenja novog bloka na 400

kV sabirnice u TS Sarajevo 10

dvostrukim vodom

Projektni zadatak nije usaglašen.

Priključenje TE Stanari (Slika 7.) definisano Studijom izvodljivosti uklapanja je raĎeno za

unaprijed definisan način priključenja za koji ne postoji usaglašen stav.

10


Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE Piva

AL


Me uriĎ ćMraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko


Podgorica

HE Peru icać

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4

Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

CRNA GORA

S ARBIJ

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

HR

VATSK

A

Vardište

Uklapanje TE Stanari prema Studiji izvodljivosti uklapanje TE Stanari u EES BiH - perspektivno stan je 2018. godine

TE Stanari

Doboj 3

Stanari

TS Stanari

Prnjavor

Ukrina

van pogona220 kV

400 kV

220 kV






L E G E N D A

400 kV van pogona


Slika 7.

Za Elaborat uklapanja DV 220 kV Rama – Posušje (Slika 8.) je, takoĎer, kroz Projektni zadatak

definisan način uklapanja, te je Elaborat analizirao samo ono što je potrebno uraditi da bi se zadati

scenarij mogao realizirati.

Iako oba dokumenta nisu usvojena na reviziji, iako su oba raĎena po projektnim zadacima koji nisu

usaglašeni ni usvojeni, ova rješenja se u pojedinačnim "planovima razvoja prenosne mreže"

pojavljuju kao verificirana i važeća, i kao polazna osnova za daljnje analize, kako na

meĎunarodnom nivou, tako i za projektne zadatke za buduće projekte.

11


Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE Piva

AL


Me uriĎ ćMraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko


Podgorica

HE Peru icać

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4

Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

CRNA GORA

S ARBIJ

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

HR

VATSK

A

Vardište

Uklapanje DV 220 kV Rama - Posu šje u EES BiH prema Elaboratu uklapanja izra ZEKC-a đenog od strane

TE Stanari

Doboj 4

Doboj 1

Teslić Tešanj

van pogona220 kV

400 kV

220 kV






L E G E N D A

400 kV van pogona


Slika 8.

U meĎuvremenu su napravljene studije izvodljivosti priključenja Bloka 8 TE Kakanj i Bloka 7 TE

Tuzla, te je zakazana njihova revizija (Slika 9.). Bazni podaci stanja mreže za razmatranu godinu

uključenja su rezultati ranijih elaborata/studija. I uslovi definisani projektnim zadatkom i rješenja su

različita od prethodnih (Dugoročnim planom 2009. - 2018. godina nije rješavano uklapanje

novih/zamjenskih blokova obzirom da nisu bili bilansno uključeni u Indikativni plan razvoja

proizvodnje 2009. - 2018. godina).

Do sada, od strane NOS-a napravljeni su projektni zadaci za:

- HE Ustikolina

- HE Vranduk,

- HE Mostarsko blato,

- VE Ivan Sedlo – Hadžići.

Bitno je istaći da se, prema dosadašnjoj praksi, elaborati priključenja rade neovisno od Dugoročnog

plana razvoja prenosne mreže, čime se prejudiciraju odreĎena rješenja bez sagledavanja dugoročnih

potreba i cjelovitog razvoja.

TakoĎe, prostornim planom RS predviĎena je izgradnja sljedećih novih vodova 400 kV i 220 kV

(Tabela 3.). Podaci nisu traženi niti dati od Elektroprenosa.

12

Tabela 3.

Interkonektivni vodovi prema Hrvatskoj prema Srbiji prema Crnoj Gori

400 kV B. Luka – Prijedor

– N. Grad – (HR)

- -

220 kV - - -

Vodovi unutar RS

400 kV Višegrad – Buk Bijela

220 kV -

Vodovi unutar BiH

400 kV -

220 kV -

U zvaničan plan interkonektivnih vodova koji će biti izgraĎeni do 2020. godine UCTE (ENTSO/E),

NOS BiH je kandidirao 400 kV koridor Hrvatska (Tumbri ili neki drugi čvor u Hrvatskoj) – Banja

Luka – Tuzla – Višegrad – Pljevlja i kako se navodi "iako nije uraĎena niti jedna preliminarna

studija".

Na slici 9. dat je šematski prikaz karte EE sistema BiH (400 kV i 220 kV) gdje su označeni novi

objekti i način njihovog priključenja definisani kroz do sada uraĎene elaborate/studije i Prostorni

plan RS.

CRNA GORA

S ARBIJ

HRV

ATS

KA




L E G E N D A


400 kV

400 kV

220 kV

u pogonu

novi DV

novi DV

u pogonu

van pogona220 kV

220 kV



Biha 1ć

Zenica 2

RP Jablanica

HE Zaku acč

Đakovo

HE Piva

AL

Grada acč

Prijedor 2

Me uriĎ ć

Tumbri

Mraclin

Sarajevo 10

Sarajevo 20

Konjsko


Podgorica

HE Peru icać

Pljevlja

Višegrad

H VišegradE

Trebinje

Mostar 4

Mostar 3

TS Tuzla

B. Luka

TS Stanari

TE Stanari

H SalakovacE

H RamaE

EH Grabovica

T GackoE

H TrebinjeE

H DubrovnikE

P apljinaHE Č

T TuzlaE

T UgljevikE

T KakanjE

RP Kakanj

Jajce 2

Vardište

H E Buk Bijela

ELEKTROENERGETSKI SISTEM E I C E i prema prijedlozima definisanim Prostornim planom RS-a i Elaboratima

BOSN HER EGOVIN - 400 kV 220 kV

Slika 9.

13

Iz naprijed navedenog opravdana pitanja:

Kuda ide elektroenergetski sistem Bosne i Hercegovine?

Da li je planiran i ko to čini?

Koji su parametri planiranja?

Zaključci sa prijedlozima:

1. Ne postoji zvaničan, revidovan i usvojen Dugoročni plan razvoja prenosne mreže Bosne i

Hercegovine. Neophodno je, u skladu s izdatom licencom, insistirati na njegovom

donošenju pokretanjem predviĎenih procedura.

2. Širenje prenosnog sistema se radi parcijalno i stihijski, posebno za svaki slučaj priključenja

novog korisnika. Stanje mreže za razmatranu godinu priključenja mora biti definisano

Dugoročnim planom razvoja.

3. U proceduri odlučivanja i usvajanja dokumenta načina priključenja učestvuje uzak krug.

Neophodno je uključiti sve zainteresirane korisnike.

4. Kod definisanja projektnih zadataka za izradu elaborata priključenja novih korisnika, koristi

se aspekt „analize sistema“ koji ne osigurava višeznačnost rješenja. U skladu s kriterijima

planiranja, da bi se primijenio "ekonomski kriterij" neophodno je raspolagati sa više

varijanti tehnički prihvatljivih rješenja.

5. Elaborate priključenja za područje Bosne i Hercegovine rade treća lica, uglavnom izvan

Bosne i Hercegovine i gotovo po pravilu iz susjednih zemalja, samim tim je moguće

prisustvo subjektivnosti. Neophodno je osigurati uslove za izradu takvih dokumenata, u

prvom redu, od kompanija unutar Bosne i Hercegovine.

PORUKA

Planiranju razvoja sistema vratiti osnovni kriterij: punu funkciju prenosnog sistema

(minimizacija ukupnih, investicionih i eksploatacionih troškova, uz zadovoljenje zahtjevane

pouzdanosti i sigurnosti rada prenosnog sistema.

Planiranje razvoja sistema vratiti u institucionalni okvir i u okvir struke.

Documents

Prez Hajro