Bosna S/ENOVABosna i Hercegovina Javno preduzeće Elektroprivreda BiH d.d. Vilsonovo šetalište 15 71000 Sarajevo Bosna i Hercegovina Tel: +387 (0) 33 751 000 Fax: +387 (0) 33 751

Studija opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenice

Bosna‐S/ENOVA

Bosna i HercegovinaJavno preduzeće Elektroprivreda BiH d.d.

Vilsonovo šetalište 1571000 Sarajevo

Bosna i HercegovinaTel: +387 (0) 33 751 000Fax: +387 (0) 33 751 008

Studija opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenice Finalni izvještaj

BOSNA‐S/ENOVA 3

SADRŽAJ

1 UVODNA RAZMATRANJA .................................................................................................................................... 13

1.1 DEFINISANJE MOTIVA, ZADATAKA I CILJEVA STUDIJE ................................................................................................ 13 1.2 PREGLED PRAVNOG OKVIRA ............................................................................................................................... 14

2 PREGLED TEHNOLOGIJA I TRENDOVA U OBLASTI KOGENERACIJE I DALJINSKOG GRIJANJA .............................. 15

2.1 KOGENERACIJA ............................................................................................................................................... 15 2.1.1 Princip rada sistema kogeneracije .......................................................................................................................... 15 2.1.2 Osnovne karakteristike sistema kogeneracije ........................................................................................................ 16 2.1.3 Kogeneracija sa parnom turbinom ......................................................................................................................... 18 2.1.4 Kogeneracija sa kombinovanim ciklusom ............................................................................................................... 20

2.2 DALJINSKO GRIJANJE ........................................................................................................................................ 22 2.2.1 Dimenzionisanje vrelovoda .................................................................................................................................... 23 2.2.2 Cijevi s toplotnom izolacijom .................................................................................................................................. 23 2.2.3 Instalacija ................................................................................................................................................................ 26 2.2.4 Oprema i armatura ................................................................................................................................................. 27 2.2.5 Veličina sistema ...................................................................................................................................................... 27 2.2.6 Skladištenje toplotne energije ................................................................................................................................ 28 2.2.7 Pumpne stanice ...................................................................................................................................................... 28 2.2.8 Izmjenjivačke podstanice ........................................................................................................................................ 28 2.2.9 Mjerenje utrošene toplotne energije ..................................................................................................................... 28 2.2.10 Pouzdanost sistema ........................................................................................................................................... 29

2.3 PREGLED SLIČNIH PROJEKATA ............................................................................................................................. 29 2.3.1 Zagreb, Hrvatska ..................................................................................................................................................... 29

2.3.1.1 TE‐TO Zagreb ................................................................................................................................................. 29 2.3.1.2 EL‐TO Zagreb ................................................................................................................................................. 30

2.3.2 Beč, Austrija ............................................................................................................................................................ 31 2.3.3 Prag, Češka Republika ............................................................................................................................................. 32 2.3.4 Kratak opis glavnih postrojenja .............................................................................................................................. 32

2.4 ANALIZA CIJENA ELEKTRIČNE I TOPLOTNE ENERGIJE ................................................................................................. 33 2.4.1 Cijene električne energije ....................................................................................................................................... 36 2.4.2 Cijene toplotne energije ......................................................................................................................................... 40

2.5 LITERATURA ................................................................................................................................................... 42

3 IDENTIFIKACIJA POSTOJEĆEG STANJA GRIJANJA NA PODRUČJU DO/I ZENICE ................................................... 43

3.1 PREGLED POSTOJEĆEG STANJA GRIJANJA NA PODRUČJU DO/I ZENICE .......................................................................... 43 3.1.1 Stanje sistema grijanja na području Zenice ............................................................................................................ 43 3.1.2 Stanje sistema grijanja na području Kaknja ............................................................................................................ 46

3.1.2.1 Proizvodnja ................................................................................................................................................... 46 3.1.2.2 Transportna vrelovodna mreža ..................................................................................................................... 48 3.1.2.3 Distribucija .................................................................................................................................................... 49 3.1.2.4 Vlasnički odnosi ............................................................................................................................................. 49 3.1.2.5 Mjerenje ........................................................................................................................................................ 49 3.1.2.6 Karakteristike potrošnje ................................................................................................................................ 49 3.1.2.7 Dosadašnji i očekivani razvoj......................................................................................................................... 50

3.1.3 Stanje grijanja na ostalim područjima do/i Zenice .................................................................................................. 50


BOSNA‐S/ENOVA 4

3.2 PREGLED PODATAKA O TEHNIČKOM KAPACITETU I POTROŠNJI TOPLOTNE ENERGIJE NA PODRUČJU DO/I ZENICE ................... 50 3.2.1 Tehnički kapacitet i potrošnja toplote na području Zenice ..................................................................................... 51 3.2.2 Tehnički kapacitet i potrošnja toplote na području Kaknja .................................................................................... 52

3.3 PROJEKCIJA POTREBA TOPLOTNOG KONZUMA PODRUČJA DO/I ZENICE DO 2030. GODINE .............................................. 54 3.3.1 Glavni klimatski parametri ...................................................................................................................................... 54 3.3.2 Projekcija toplotnog konzuma ................................................................................................................................ 56

3.3.2.1 Projekcija konzuma na području Zenice do 2030. godine ............................................................................. 56 3.3.2.2 Projekcija konzuma na području Kaknja do 2030. godine ............................................................................. 59 3.3.2.3 Projekcija konzuma na području oko Općine Kakanj .................................................................................... 61 3.3.2.4 Projekcija pokrivanja toplotnog konzuma manjih mjesta iz TE Kakanj do Zenice ......................................... 61

3.4 OCJENA MOGUĆNOSTI I KAPACITETA POSTOJEĆIH TERMOBLOKOVA TE KAKANJ U POGLEDU PROIZVODNJE I MOGUĆNOSTI

PLASMANA TOPLOTNE ENERGIJE ......................................................................................................................... 62 3.4.1 Postojeće stanje u TE Kakanj .................................................................................................................................. 62 3.4.2 Oduzimanje pare u svrhu kombinirane proizvodnje električne energije i grijanja ................................................. 65

3.4.2.1 Oduzimanje sa nereguliranim tlakom ........................................................................................................... 65 3.4.2.2 Oduzimanje sa reguliranim tlakom ............................................................................................................... 65 3.4.2.3 Protutlačni režim ........................................................................................................................................... 66

3.4.3 Mogućnosti dobivanja toplinske energije u TE Kakanj ........................................................................................... 66 3.4.4 Mogućnosti dobivanja toplinske energije u TE Kakanj iz planiranih blokova.......................................................... 69 3.4.5 Predviđanje proizvodnje električne i toplinske energije u TE Kakanj do 2030. godine ........................................... 79

3.5 OCJENA MOGUĆNOSTI I KAPACITETA POSTOJEĆIH RUDNIKA ZA SNABDIJEVANJE UGLJEM POSTOJEĆIH TERMOBLOKOVA TE KAKANJ ......................................................................................................................................................... 90

3.6 LITERATURA ................................................................................................................................................... 92

4 PRIJEDLOG TEHNIČKOG RJEŠENJA ZA SNABDIJEVANJE TOPLINSKOM ENERGIJOM IZ TE KAKANJ PODRUČJA DO/I ZENICE ................................................................................................................................................................. 93

4.1 IZRADA DETALJNOG TEHNIČKOG RJEŠENJA ............................................................................................................. 93 4.1.1 Intervencije na bloku 5 i 6 u TE Kakanj ................................................................................................................... 93 4.1.2 Intervencije na bloku 7 u TE Kakanj ........................................................................................................................ 97 4.1.3 Priprema bloka 8 za kogeneraciju u TE Kakanj ....................................................................................................... 98 4.1.4 Procjena investicionih ulaganja u opremu na turbinama radi kogeneracije u TE Kakanj ..................................... 100 4.1.5 Rješenje vrelovodne stanice u TE Kakanj .............................................................................................................. 101

4.1.5.1 Vrelovodni zagrijači ..................................................................................................................................... 103 4.1.5.2 Kondenzacijske pumpe ............................................................................................................................... 103 4.1.5.3 Parovodi ...................................................................................................................................................... 104 4.1.5.4 Vrelovodi ..................................................................................................................................................... 104 4.1.5.5 Popis opreme vrelovodnog postrojenja ...................................................................................................... 104

4.2 PRIJEDLOG TEHNIČKOG RJEŠENJA VRELOVODNOG SISTEMA ..................................................................................... 106 4.2.1 Prečnik cijevi ......................................................................................................................................................... 106 4.2.2 Debljina stjenke i materijal cijevi .......................................................................................................................... 108 4.2.3 Rezultati analize .................................................................................................................................................... 109 4.2.4 Pumpe .................................................................................................................................................................. 110 4.2.5 Pijezometrijski dijagram ....................................................................................................................................... 111 4.2.6 Količina vode u sistemu ........................................................................................................................................ 112 4.2.7 Gubici toplote na trasi .......................................................................................................................................... 113 4.2.8 Sistem nadzora i upravljanja i razvoda električne energije ................................................................................... 115

4.2.8.1 Distribuirani sistem daljinskog nadzora i upravljanja .................................................................................. 115 4.2.8.2 Sistem automatske detekcije kvara na cjevovodu ...................................................................................... 116 4.2.8.3 Senzori, transmiteri, automatski regulatori i regulacioni ventili u polju ..................................................... 116 4.2.8.4 SN postrojenje za napajanje glavnih pumpi za cirkulaciju ........................................................................... 116 4.2.8.5 NN razvod za napajanje ostalih uređaja ...................................................................................................... 116 4.2.8.6 Sistem besprekidnog napajanja .................................................................................................................. 116 4.2.8.7 Ostala oprema ............................................................................................................................................. 117

4.2.9 Tehnološke sheme ................................................................................................................................................ 117 4.3 TEHNO‐EKONOMSKA ANALIZA I ODREĐIVANJE UKUPNIH INVESTICIONIH TROŠKOVA ..................................................... 120

4.3.1 Vrelovod ............................................................................................................................................................... 120 4.3.2 Radovi na trasi ...................................................................................................................................................... 121


BOSNA‐S/ENOVA 5

4.3.3 Pumpe i izmjenjivači ............................................................................................................................................. 121 4.3.4 Ekspanzioni sistem ................................................................................................................................................ 122 4.3.5 Armature .............................................................................................................................................................. 122 4.3.6 Sistem nadzora i upravljanja i razvoda električne energije ................................................................................... 123 4.3.7 Eksproprijacija ...................................................................................................................................................... 123 4.3.8 Ukupni troškovi ..................................................................................................................................................... 124

4.4 ANALIZA UTICAJA PROJEKTA ............................................................................................................................. 128 4.5 OKOLINSKI ASPEKTI ........................................................................................................................................ 131

4.5.1 Pregled domaćih i međunarodnih standarda i propisa ......................................................................................... 132 4.5.1.1 Zakon o zaštiti zraka .................................................................................................................................... 132 4.5.1.2 Pravilnik o graničnim vrijednostima emisije u zrak iz postrojenja za sagorijevanje .................................... 134 4.5.1.3 Direktiva 2001/80/EZ o ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih postrojenja za sagorijevanje u zrak ........................................................................................................................................................ 136 4.5.1.4 Direktiva 2010/75/EU o industrijskim emisijama ........................................................................................ 142 4.5.1.5 Ugovor o energetskoj zajednici ................................................................................................................... 146

4.5.2 Analiza podataka o emisiji CO2, SO2 i NOx ............................................................................................................. 149 4.5.2.1 Trenutni trendovi smanjenja CO2 i globalno zatopljenje............................................................................. 149 4.5.2.2 Okolinske prednosti TE Kakanj .................................................................................................................... 149 4.5.2.3 Emisije CO2, SO2 i NOx ................................................................................................................................. 152 4.5.2.4 Procjena postojećih emisija Zeničke toplane .............................................................................................. 154 4.5.2.5 Proračun postojećih emisija TE Kakanj ........................................................................................................ 155

4.5.3 Analiza podataka o redukciji emisije CO2, SO2 i NOx ............................................................................................. 155 4.5.3.1 Usporedba emisija TE Kakanj i zeničke toplane .......................................................................................... 155 4.5.3.2 Proračun emisija i usporedna analiza .......................................................................................................... 156

4.6 LITERATURA ................................................................................................................................................. 161

5 PREFERIRANO RJEŠENJE .................................................................................................................................... 163

5.1 DEFINISANJE VARIJANTI PRIJEDLOGA TEHNIČKO‐TEHNOLOŠKIH RJEŠENJA ................................................................... 163 5.2 IZRADA PREFERIRANOG TEHNIČKOG RJEŠENJA ...................................................................................................... 164

5.2.1 Trasa vrelovoda od TE Kakanj do Zenice ............................................................................................................... 164 5.2.2 Tehničko rješenje .................................................................................................................................................. 165

5.3 OKOLINSKI ASPEKTI ........................................................................................................................................ 165 5.4 ANALIZA RIZIKA ............................................................................................................................................. 166 5.5 LITERATURA ................................................................................................................................................. 168

6 EKONOMSKI ASPEKTI ........................................................................................................................................ 169

6.1 PARAMETRI I PRETPOSTAVKE ........................................................................................................................... 169 6.2 METODOLOGIJA ............................................................................................................................................ 171 6.3 PREGLED REALNIH TOKOVA NOVCA (CASH FLOW) S ASPEKTA VLASNIKA ..................................................................... 174 6.4 REZULTATI ANALIZE ........................................................................................................................................ 177

6.4.1 Model 1 (cijena toplotne energije 18,40 €/MWh, rok otplate kredita 10 godina) ............................................... 177 6.4.2 Model 2 (cijena toplotne energije 20,00 €/MWh, rok otplate kredita 20 godina) ............................................... 179 6.4.3 Model 3 (cijena toplotne energije 20,00 €/MWh, rok otplate kredita 15 godina) ............................................... 186

6.5 SNABDIJEVANJE TOPLOTNE ENERGIJE IZ KOTLOVNICE ZENICA ................................................................................. 194 6.6 LITERATURA ................................................................................................................................................. 195

7 ZAKLJUČAK ........................................................................................................................................................ 196

8 PRILOG 1 – PREGLED PRAVNOG OKVIRA .......................................................................................................... 198

8.1 POTREBNE DOZVOLE ZA KOGENERACIJSKO POSTROJENJE ........................................................................................ 198 8.1.1 Okolinska dozvola za kogeneracijsko postrojenje ................................................................................................ 198 8.1.2 Dokumenti prostornog uređenja Zeničko‐dobojskog kantona ............................................................................. 202 8.1.3 Prostorni plan Zeničko‐dobojskog kantona .......................................................................................................... 207 8.1.4 Prostorni plan Općine Kakanj ............................................................................................................................... 208 8.1.5 Urbanistička saglasnost za kogeneracijsko postrojenje ........................................................................................ 209


BOSNA‐S/ENOVA 6

8.1.6 Građevinska dozvola za kogeneracijsko postrojenje ............................................................................................ 210 8.1.7 Upotrebna dozvola za kogeneracijsko postrojenje ............................................................................................... 212

8.2 POTREBNE DOZVOLE ZA CJEVOVOD ................................................................................................................... 213 8.2.1 Okolinska dozvola za cjevovod ............................................................................................................................. 213 8.2.2 Urbanistička saglasnost za cjevovod ..................................................................................................................... 213 8.2.3 Uređenje građevinskog zemljišta.......................................................................................................................... 215 8.2.4 Građevinska dozvola za cjevovod ......................................................................................................................... 216 8.2.5 Upotrebna dozvola za cjevovod............................................................................................................................ 218 8.2.6 Korištenje cestovnog zemljišta ............................................................................................................................. 219 8.2.7 Kulturno‐historijsko i prirodno naslijeđe .............................................................................................................. 221 8.2.8 Poljoprivredno zemljište ....................................................................................................................................... 222

8.3 ENERGETSKO CERTIFICIRANJE OBJEKATA ............................................................................................................. 223 8.4 KORIŠTENJE OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE I KOGENERACIJE .................................................................................. 227

8.4.1 Uredba o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije ............................................................................ 227 8.4.2 Uredba o izmjenama i dopunama Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije ...................... 230 8.4.3 Primjena Uredbe o OIEiK ...................................................................................................................................... 230

8.5 STANDARDI I PROPISI EVROPSKE UNIJE ............................................................................................................... 232 8.5.1 Direktiva 2004/8/EZ o promociji kogeneracije .................................................................................................... 233 8.5.2 Direktiva 2009/28/EZ o promociji korištenja energije iz obnovljivih izvora .......................................................... 234 8.5.3 Direktiva 2010/31/EU o energetskoj performansi zgrada .................................................................................... 234 8.5.4 Direktiva 2005/89/EZ o mjerama sigurnosti opskrbe električnom energijom ...................................................... 235 8.5.5 Član 6 Direktive 2006/32/EZ o efikasnosti korištenja krajnje energije i energetskih usluga ................................ 236 8.5.6 Zelena knjiga ......................................................................................................................................................... 236 8.5.7 Bijela knjiga ........................................................................................................................................................... 238

8.6 MEĐUNARODNI STANDARDI ............................................................................................................................ 239 8.7 LITERATURA ................................................................................................................................................. 240


BOSNA‐S/ENOVA 7

POPIS SLIKA

Slika 1: Uporedni prikaz konvencionalnih i kogeneracijskih sistema ........................................................................... 16 Slika 2: Koncepti postrojenja kogeneracije .................................................................................................................. 16 Slika 3: Kogeneracijski sistem sa protutlačnom parnom turbinom ............................................................................. 18 Slika 4: Kogeneracijski sistem sa kondenzacionom parnom turbinom ........................................................................ 19 Slika 5: Kombinovani sistemi sa Joule‐Rankinovim ciklusom ...................................................................................... 21 Slika 6: Shema sistema daljinskog grijanja ................................................................................................................... 22 Slika 7: Izolovane cijevi sistema daljinskog grijanja Warwick univerziteta, Velika Britanija ........................................ 24 Slika 8: Cijevi sistema daljinskog grijanja ..................................................................................................................... 25 Slika 9: Cijev njemačkog proizvođača LyondellBasell .................................................................................................. 25 Slika 11: Kompenzacijski jastuk ................................................................................................................................... 27 Slika 12: Shema tipične izmjenjivačke toplotne podstanice sa regulacijom ................................................................ 28 Slika 13: Bečka toplana “Fernwärme Wien” ................................................................................................................ 31 Slika 14: Mreža sistema daljinskog grijanja Praga s navedenim godinama puštanja u rad pojedinih ogranaka i vrijednostima investicija (1bn CZK = 1000m CZK = 79,6 miliona KM) .......................................................................... 32 Slika 15:Magistralni vrelovod TE Melnik (2 x NO 1200) ............................................................................................... 33 Slika 16: Ukupna potrošnja električne energije do 2009. godine ................................................................................ 34 Slika 17: Instalirana i proizvedena električna energija u 2008. godini po izvoru ......................................................... 34 Slika 18: Udio električne energije po izvoru za period 1990‐2030. ............................................................................. 35 Slika 19: Proizvodnja električne energije i emisija CO2 za period 1980‐2030. ............................................................. 35 Slika 20: Proizvodnja električne energije i emisija SO2 i NOx za period 1980‐2008. .................................................... 36 Slika 21: Godišnja promjena cijena električne energije za domaćinstva ..................................................................... 37 Slika 22: Godišnja promjena cijena električne energije za industriju .......................................................................... 37 Slika 23: Cijena električne energije za domaćinstva – potrošnja do 3500 kWh/god ................................................... 38 Slika 25: Cijena električne energije za industriju – potrošnja do 1 GWh/god ............................................................. 39 Slika 26: Cijena električne energije za industriju – potrošnja do 20 GWh/god ........................................................... 39 Slika 27: Poređenje cijena električne energije za domaćinstva i industriju ................................................................. 40 Slika 28: Cijene toplotne energije iz sistema daljinskog grijanja ................................................................................. 41 Slika 29: Cijena toplotne energije za 2003. godinu ...................................................................................................... 41 Slika 30: Dispozicija postojeće vrelovodne mreže daljinskog grijanja na području grada Zenice ............................... 44 Slika 31: Dispozicija novog magistralnog vrelovoda .................................................................................................... 45 Slika 32: Shema toplotne stanice za grijanje grada Kaknja .......................................................................................... 47 Slika 33: Stanje vrelovodne mreže prema Kaknju ....................................................................................................... 48 Slika 34: Sanacija pojedinih dionica ............................................................................................................................. 48 Slika 35: Postavljanje izolacije na cjevovod ................................................................................................................. 49 Slika 36: Specifična potrošnja toplote (W/m2) ............................................................................................................. 53 Slika 37: Srednje mjesečne temperature u Kaknju za grijni period (0C) ...................................................................... 55 Slika 38: Srednje mjesečne temperature u Zenici za grijni period (0C) ........................................................................ 56 Slika 39: Projekcija prirodnog i mehaničkog kretanja stanovništva na području Zenice za period od 1996 – 2010. .. 58 Slika 40: Procjena priraštaja stanovništva na području Zenice za period od 1996 – 2010. ......................................... 58 Slika 41: Procjena porasta toplotnog konzuma na području Zenice do 2030. godine ................................................. 59 Slika 42: Potrošnja toplotne energije po sezonama u Kaknju...................................................................................... 60 Slika 43: Procjena porasta toplotnog konzuma na području Kaknja do 2030. godine ................................................ 61 Slika 44: Toplotna shema blokova 5 i 6, postojeće stanje ........................................................................................... 64 Slika 45: Kakanj 110 MW – Zimski režim – Nel=80,5 MW / Q=150,22 MW.................................................................. 71 Slika 46: Kakanj 230 MW – Nominalni režim ‐ Nel=230 MW, Q=0 MW ....................................................................... 72


BOSNA‐S/ENOVA 8

Slika 47: Kakanj 230 MW – Prelazni režim – Nel=191 MW / Q=189,38 MW ................................................................ 73 Slika 48: Kakanj 230 MW – Zimski režim – Nel=172 MW / Q=303,58 MW ................................................................... 74 Slika 49: Blok 8, ljetni režim ......................................................................................................................................... 75 Slika 50: Blok 8, kogeneracijski režim .......................................................................................................................... 76 Slika 51: TE Kakanj ‐ Kombi kogeneracijski blok 100 MW ‐ ljetni režim (kondenzacijski pogon) ................................ 77 Slika 52: TE Kakanj ‐ Kombi kogeneracijski blok 100 MW ‐ zimski režim ..................................................................... 78 Slika 53: Plan proizvodnje električne energije po blokovima u TE Kakanj do 2030. godine ........................................ 81 Slika 54: Pregled instalirane električne snage po blokovima u TE Kakanj do 2030. godine ........................................ 81 Slika 55: Pregled toplinskog konzuma po gradovima sa mogućnošću priključenja TE Kakanj do 2030. godine .......... 83 Slika 56: Pregled toplinskog konzuma po varijantama priključenja na TE Kakanj do 2030. godine ............................ 84 Slika 57: Pregled efikasnosti turbinskog ciklusa za slučaj kogeneracije blokova TE Kakanj ......................................... 85 Slika 58: Proizvodnja toplotne i električne energije za varijantu grijanja Kakanj i Zenica ........................................... 88 Slika 59: Proizvodnja toplotne i električne energije za varijantu grijanja Kakanj, Zenica i Sarajevo ........................... 88 Slika 60: Toplotna shema turbinskog ciklusa bloka 5 i 6 TE Kakanj sa sistemom zagrijača ......................................... 95 Slika 61: Shema oduzimanja pare za potrebe vrelovodne stanice daljinskog grijanja ................................................ 96 Slika 62: Toplinska shema novoprojektovanog bloka 8 u kogeneracijskom režimu .................................................... 99 Slika 63: Shema vrelovodne stanice za daljinsko grijanje blokova 5, 6,7 i 8 u TE Kakanj .......................................... 102 Slika 64: Uzdužni presjek turbine 230 MW ................................................................................................................ 102 Slika 65: Dispozicija osnovne opreme u TE Kakanj .................................................................................................... 103 Slika 66: Pad pritiska za snagu od 200 MW ............................................................................................................... 107 Slika 67: Pad pritiska za snagu od 170 MW ............................................................................................................... 107 Slika 68: Dozvoljeni pritisk zavisno od debljine stjenke i materijala .......................................................................... 109 Slika 69: Pad pritiska za različite dimenzije cjevovoda (sa standardnim debljinama stjenke) ................................... 109 Slika 70: Pijezometrijski dijagram za varijantu sa jednom pumpnom stanicom ........................................................ 111 Slika 71: Pijezometrijski dijagram za varijantu sa dvije pumpne stanice ................................................................... 112 Slika 72: Gubici toplote na trasi u ovisnosti od prečnika cijevi i tipa izolacije ........................................................... 114 Slika 73: Sistem daljinskog grijanja u Kaknju ............................................................................................................. 120 Slika 74: Troškovi investicije i eksploatacije vrelovoda za različite kombinacije prečnika......................................... 125 Slika 75: Troškovi investicije i 40% eksploatacije vrelovoda za različite kombinacije prečnika ................................. 126 Slika 76: Udio troškova u investiciji za vrelovod DN700 ............................................................................................ 127 Slika 81: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 6%), za kruto gorivo za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003. .................................................................................................. 138 Slika 82: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za tekuća goriva za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003. .................................................................................................. 138 Slika 83: Udio u emisiji CO2 u 1999. godini ................................................................................................................ 147 Slika 84: Proizvodnja toplotne energije (2014.‐2042.) .............................................................................................. 170 Slika 85: Potrošnja uglja (2014.‐2042.) ...................................................................................................................... 171 Slika 86: Finansijski model ......................................................................................................................................... 173 Slika 87: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni toplotne energije (Model 1) .................................................. 178 Slika 88: NPV vs. Nivo ulaganja (Model 1) ................................................................................................................. 179 Slika 89: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni toplotne energije (Model 2) .................................................. 182 Slika 90: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni uglja (Model 2) ....................................................................... 182 Slika 91: NPV vs. Nivo promjene ulaganja (Model 2) ................................................................................................. 186 Slika 92: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni toplotne energije (Model 3) .................................................. 189 Slika 93: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni uglja (Model 3) ....................................................................... 189 Slika 94: NPV vs. Promjena nivoa ulaganja (Model 3) ............................................................................................... 193 Slika 95: Zahtjevi za procjenu uticaja na okolinu ....................................................................................................... 198 Slika 96: Procedura dobivanja građevinske dozvole .................................................................................................. 211


BOSNA‐S/ENOVA 9

Slika 97: Procedura za izdavanje upotrebne dozvole ................................................................................................ 212 Slika 98: Shematski prikaz najvažnijih direktiva iz Acquis Communautair‐a Energetske zajednice ........................... 233


BOSNA‐S/ENOVA 10

POPIS TABELA

Tabela 1: Osnovni parametri različitih tipova kogeneracijskih sistema ....................................................................... 17 Tabela 2: Karakteristike TE‐TO Zagreb ......................................................................................................................... 29 Tabela 3: Karakteristike TE‐TO Zagreb ......................................................................................................................... 30 Tabela 4: Karakteristike EL‐TO Zagreb ......................................................................................................................... 30 Tabela 5: Karakteristike EL‐TO Zagreb ......................................................................................................................... 31 Tabela 6: Karakteristike CHP Melnik ............................................................................................................................ 32 Tabela 7: Karakteristike CHP ........................................................................................................................................ 33 Tabela 8: Tehnički podaci za toplinarstvo Zenice ........................................................................................................ 51 Tabela 9: Instalirane toplotne podstanice u sistemu daljinskog grijanja grada Kaknja ............................................... 53 Tabela 10: Tehnički podaci za toplinarstvo Kaknja ...................................................................................................... 54 Tabela 11: Srednje mjesečne temperature u Zenici (0C) ............................................................................................. 55 Tabela 12: Vremenska podjela promjena konzuma .................................................................................................... 57 Tabela 13: Specifična i ukupna potrošnja toplotne energije za Kakanj ‐ 2010. godina ............................................... 59 Tabela 14: Osnovne energetske značajke bloka 5 ....................................................................................................... 67 Tabela 15: Osnovne energetske značajke bloka 6 prije rekonstrukcije 2011/2012 .................................................... 67 Tabela 16: Osnovne karakteristike bloka 8 .................................................................................................................. 69 Tabela 17: Osnovne karakteristike kombi bloka na gas............................................................................................... 70 Tabela 18: Plan proizvodnje električne energije po blokovima u TE Kakanj do 2030. godine ..................................... 80 Tabela 19: Pregled nominalne instalirane električne i toplinske snage u TE Kakanj do 2030. godine, po blokovima i ukupno ......................................................................................................................................................................... 82 Tabela 20: Razvoj toplinskog konzuma priključenog na TE Kakanj do 2030. ............................................................... 83 Tabela 21: Distribucija angažiranja pojedinih blokova za potrebe grijanja do 2030. godine(Kakanj+Zenica) ............. 84 Tabela 22: Proizvodnja toplotne i električne energije u TE Kakanj do 2030. godine (Kakanj+Zenica) ........................ 86 Tabela 23: Distribucija angažiranja pojedinih blokova za potrebe grijanja u TE Kakanj do 2030. godine, varijanta Kakanj+Zenica+Sarajevo .............................................................................................................................................. 87 Tabela 24: Proizvodnja toplotne i električne energije u TE Kakanj do 2030. godine (Kakanj+Zenica+Sarajevo) ........ 89 Tabela 25: Potrebne količine uglja za proizvodnju toplotne energije do 2030. godine .............................................. 91 Tabela 26: Procjena investicionih ulaganja ‐ turbina bloka 5 .................................................................................... 100 Tabela 27: Procjena investicionih ulaganja ‐ turbina bloka 6 .................................................................................... 100 Tabela 28: Procjena investicionih ulaganja ‐ turbina bloka 7 .................................................................................... 101 Tabela 29: Procjena investicionih ulaganja – zagrijači ............................................................................................... 105 Tabela 30: Preliminarna analiza prečnika cijevi ......................................................................................................... 106 Tabela 31: Minimalne debljine stjenke zavisno od prečnika cijevi i klase cjevovoda ................................................ 108 Tabela 32: Zapremina vode u cjevovodu i zapremina širenja vode pri Tsr=112,5 °C ................................................. 113 Tabela 33: Debljina izolacije i koeficijent provodnosti toplote za različite tipove izolacije ....................................... 113 Tabela 34: Razlika u gubicima toplote za izolaciju Tip 1 i Tip 2 ................................................................................. 114 Tabela 35: Cijena za nabavku i instalaciju predizolovanih cijevi Tip 1 ....................................................................... 121 Tabela 36: Cijena pumpi sa i bez frekventne regulacije ............................................................................................ 122 Tabela 37: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 5 i 6 u TE Kakanj za slučaj varijante grijanja Kaknja i Zenice ........................................................................................................................................................................ 128 Tabela 38: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 7 i 8 u TE Kakanj za slučaj varijante grijanja Kaknja i Zenice ........................................................................................................................................................................ 129 Tabela 39: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 5 i 6 u za slučaj većeg angažovanja toplotne snage (varijanta grijanja Kaknja, Zenice i Sarajeva) ............................................................................................................. 130


BOSNA‐S/ENOVA 11

Tabela 40: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 7 i 8 u za slučaj većeg angažovanja toplotne snage (varijanta grijanja Kaknja, Zenice i Sarajeva) ............................................................................................................. 130 Tabela 41: Granične vrijednosti čvrstih čestica za nova postrojenja snage iznad 50 MW ........................................ 136 Tabela 42: Granične vrijednosti CO za nova postrojenja snage iznad 50 MW .......................................................... 136 Tabela 43: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003. .................................................................................. 138 Tabela 44: Granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 27.11.2003. ........... 139 Tabela 45: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 6%), za kruto gorivo, za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003.................................................................................... 139 Tabela 46: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za tekuća goriva, za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003. ................................................................................... 139 Tabela 47: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003. ................................................................................ 140 Tabela 48: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 15%), za gasne turbine, za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003. ........................ 140 Tabela 49: Granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 (udio O2 za kruto gorivo je 6%, a udio O2 za tekuća i gasovita goriva je 3%), za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003. .......................................................... 140 Tabela 51: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 7. januara 2014. ......................................................................................... 144 Tabela 53: Granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 7. januara 2014. .... 145 Tabela 54: Minimalne stope za odsumporavanje za postrojenja za gore nvavedena sagorijevanje puštene u rad prije 7. januara 2014. ......................................................................................................................................................... 146 Tabela 55: BiH energetski sistem ‐ opis godišnjih opterećenja (osnovni scenarij) .................................................... 148 Tabela 56: Odnosi obnovljivih i neobnovljivih izvora energije u BiH ......................................................................... 148 Tabela 57: Projekcija emisija stakleničkih gasova za BiH – osnovni i alternativni scenarij ........................................ 148 Tabela 58: Vrijednosti emisije za određene kogenerativne sisteme ......................................................................... 153 Tabela 59: Tipične vrijednosti emisije iz tradicionalnih elektrana ............................................................................. 153 Tabela 60: Tipične vrijednosti emisije za odvojene sisteme toplovodnih i parnih kotlova (ηt =80%) ....................... 153 Tabela 61: Pregled potrošnje energenata u zeničkoj toplani .................................................................................... 154 Tabela 62: Stvarne potrošnje energenata u Zeničkoj toplani po sezonama .............................................................. 154 Tabela 63: Primjer elementarne analize ugalja korištenih u TE Kakanj u januaru 2009. godine ............................... 156 Tabela 64: Potrebe za toplinom Kaknja i Zenice u narednom periodu ...................................................................... 157 Tabela 65: Smanjenje emisije CO2 po blokovima i ukupno za period od 30 godina .................................................. 158 Tabela 66: Smanjenje emisije SO2 po blokovima i ukupno za period od 30 godina .................................................. 158 Tabela 67: Smanjenje emisije NOx po blokovima i ukupno za period od 30 godina .................................................. 159 Tabela 68: Smanjenje emisija CO2, SO2 i NOx po blokovima i ukupno uz korištenje CCGT postrojenja ..................... 165 Tabela 69: Investicioni trošak bez eksproprijacije ..................................................................................................... 167 Tabela 70: Parametri korišteni pri ekonomskoj analizi .............................................................................................. 169 Tabela 71: Operativni troškovi projekta .................................................................................................................... 169 Tabela 72: Kapitalna ulaganja .................................................................................................................................... 170 Tabela 73: Tabele finansijske analize ......................................................................................................................... 171 Tabela 74: Realni cash flow s aspekta vlasnika investicije ‐ Model 1 ........................................................................ 174 Tabela 75: Realni cash flow s aspekta vlasnika investicije ‐ Model 2 ........................................................................ 175 Tabela 76: Realni cash flow s aspekta vlasnika investicije ‐ Model 3 ........................................................................ 176 Tabela 77: Troškovi finansiranja i otplatni plan kredita (milioni €) (Model 1) ........................................................... 177 Tabela 78: Omjer pokrivenosti duga (Model 1) ......................................................................................................... 177 Tabela 79: Promjene u NPV i cijeni uglja (Model 1) .................................................................................................. 178 Tabela 81: Omjer pokrivenosti duga (Model 2) ......................................................................................................... 181


BOSNA‐S/ENOVA 12

Tabela 82: Odnos postotka zaduženja i NPV‐a (Model 2) ......................................................................................... 183 Tabela 83: Odnos postotka zaduženja i omjera pokrivenosti duga (Model 2) .......................................................... 184 Tabela 84: Odnos postotka zaduženja i omjera kapaciteta servisiranja duga (Model 2) .......................................... 185 Tabela 85: Troškovi finansiranja i plan otplate kredita (Model 3) ............................................................................. 187 Tabela 86: Omjeri pokrivenosti duga (Model 3) ........................................................................................................ 188 Tabela 87: Odnos postotka zaduženja i NPV‐a (Model 3) ......................................................................................... 190 Tabela 88: Odnos postotka zaduženja i omjera pokrivenosti duga (Model 3) .......................................................... 191 Tabela 89: Odnos postotka zaduženja i omjera kapaciteta servisiranja duga (Model 3) .......................................... 192 Tabela 90: Promjene u NPV‐u i diskontnoj stopi ....................................................................................................... 193 Tabela 91: Odnos faktora iskoristivosti i NPV‐a ......................................................................................................... 193 Tabela 92: Promjene u instaliranoj snazi i NPV‐u za 2020. godinu ............................................................................ 194 Tabela 93: Promjene u instaliranoj snazi i NPV‐u za 2030. godinu ............................................................................ 194 Tabela 94: Energetski razredi prema energetskoj ljestvici od A+ do G ...................................................................... 225

Studija opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenice Finalni izvjestaj

1 UVODNA RAZMATRANJA

Ugovorom, broj 01‐05‐3701/11, koji je zaključen 15.03.2011. godine, između konzorcija Bosna‐S d.o.o. Sarajevo i ENOVA d.o.o. Sarajevo i Javnog preduzeća Elektroprivreda Bosne i Hercegovine Sarajevo (JP EP BIH), JP EP BIH je iskazala interes za istraživanje i ulaganje u oblasti kogenerativnih postrojenja. 1.1 DEFINISANJE MOTIVA, ZADATAKA I CILJEVA STUDIJE

Motivi izrade Studije se klasifikuju u dvije grupe. Prvu grupu motiva čini proširenje mreže snabdijevanja toplotnom energijom područja do/i Zenice iz TE Kakanj. Drugu grupu čine motivi uvođenja visokoefikasnih tehnologija u proizvodni portfolio kompanije radi poboljšanja okolinskog aspekta proizvodnje električne i toplotne energije.

U JP EP BiH se proizvodi do 80% električne energije na bazi uglja u TE Tuzla i TE Kakanj, dok se preostali dio proizvodi u hidroelektranama. Uprkos nekim prednostima koje nudi ovakva struktura primarnih energenata za proizvodnju električne energije (ugalj ‐ hidroenergija), kao što je npr. sigurna opskrba električne energije iz termoelektrana na ugalj, realno postoje i nedostaci, reflektovani prije svega kroz visoke vrijednosti emisija SO2 i NOx na postojećim termoblokovima ovih termoelektrana. Nedavne rekonstrukcije i modernizacije nekih od postojećih termoblokova na ugalj u JP EP BiH rezultirale su određenim smanjenjem emisija. Uprkos dosadašnjim naporima, emisija SO2 i NOx, još uvijek je visoka, a posebno emisija SO2 i NOx iz TE Kakanj, u prvom redu zbog specifične tehnologije sagorijevanja u letu sa tečnim režimom odvođenja šljake koja neizostavno rezultira visokim temperaturama u ložištu (oko 1500˚C), kao i visokog sadržaja sumpora u uglju za TE Kakanj. U TE Kakanj vrši se, u određenoj mjeri, kogeneracija električne i toplinske energije, čime je omogućeno daljinsko grijanje grada Kakanj. Zbog ograničenja u tehnologiji, dalje značajnije podizanje energetske efikasnosti na postojećim termoblokovima TE Kakanj realno je postići jedino značajnijim proširenjem kogeneracije.

Prioritetni zadatak Studije je da se:

Identifikuje postojeće stanje grijanja na području do/i Zenice; Ocjeni mogućnost/kapacitet postojećih termoblokova TE Kakanj u pogledu proizvodnje i

plasmana toplotne energije; Ocjeni mogućnost/kapacitet postojećih rudnika za snabdijevanje ugljem; Izradi detaljno tehničko rješenje za snabdijevanje toplinskom energijom iz TE Kakanj

područja do/i Zenice; Analizira okolinski aspekt projekta; Izradi preferirano tehničko rješenje za snabdijevanje toplinskom energijom iz TE Kakanj

područja do/i Zenice; Izradi ekonomska analiza prema razmatranim opcijama tehničkih rješenja i analiza

osjetljivosti ekonomskih pokazatelja. Cilj Studije je da se na osnovu pouzdanih i realnih ulaznih podataka i projekcija, na argumentiran način, ispita da li je i pod kojim uslovima opravdano snabdijevanje toplinskom energijom područja do/i Zenice iz TE Kakanj. Studija će izvršiti analizu i ocjenu tehničko‐tehnološkog, ekonomskog i okolinskog aspekta, uvažavajući institucionalni aspekt i važeću regulativu. Kod izrade i finaliziranja „Studije opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenice“, u obzir će biti uzeta postojeća Studija grijanja područja do/i Sarajeva. Po


potrebi, koristit će se i drugi dokumenti (tehnički crteži, studije, elaborati, tehničke specifikacije,...) koje posjeduje JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo. 1.2 PREGLED PRAVNOG OKVIRA U ovom dijelu su date samo osnovne napomene, a detaljan pregled pravnog okvira dat je u prilogu 1. Najveći problem sa kojim se suočavaju potencijalni investitori kada pokušaju implementirati svoje ideje su prikupljanje svih dozvola i odobrenja. Na ovaj način, sve kompanije zainteresovane za investiranje ne mogu na jednostavan i brz način osigurati svu potrebnu dokumentaciju. Ovo poglavlje sadrži pregled pravnog okvira vezanog za dobivanje potrebnih dozvola za ovu vrstu investicije (okolinska dozvola, urbanistička saglasnost, građevinska dozvola i upotrebna dozvola) kao i analizu zakonodavstva. Kroz analizu pravnog okvira za spomenute dozvole investitor je u stanju procijeniti vrijeme potrebno za dobivanje svih neophodnih dozvola prema kojem može planirati izgradnju i puštanje u pogon postrojenja. Osim potrebnog perioda za izdavanje dozvola, investitor će u istom poglavlju naći svu potrebnu dokumentaciju koju treba da pribavi prilikom izgradnje. Stavljen je akcenat i na analizu Prostornog plana Zeničko‐dobojskog Kantona kako bi se uspostavilo da li je ovaj projekat u skladu sa dokumentima prostornog uređenja područja na kojem su planirani radovi na TE Kananj i izgradnja vrelovoda. U ovom poglavlju analizirana je i Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 36/10 i 11/11). Osim same analize poglavlje sadrži prednosti isporuke, odnosno preuzimanja proizvedene električne energije iz OIEiK u mrežu, obaveze otkupa proizvedene električne energije iz OIEiK kao i garantovane cijene ne primjenjuju na budući sistem snabdijevanja toplinskom energijom područja do/i Zenice iz TE Kakanj. Osim navedene legislative u ovom poglavlju nalazi se i analiza evropskih direktiva vezane za kogeneraciju i korištenje energije iz obnovljivih izvora energije.


2 PREGLED TEHNOLOGIJA I TRENDOVA U OBLASTI KOGENERACIJE I DALJINSKOG GRIJANJA

2.1 KOGENERACIJA U posljednje vrijeme u svijetu se pojavljuje sve veći interes za tehnologije koje omugćuju simultanu proizvodnju toplotne i električne energije. Sistemi kogeneracije ili CHP (Combined Heat and Power) pružaju korisnicima energije, timovima zaduženim za razvijanje zakonskih i regulativnih okvira u oblasti energije, kao i kompanijama i institutima koji se bave razvijanjem novih tehnologija u energetici mnoge, prednosti u dostizanju standarda koji se bave pitanjima efikasne industrijske proizvodnje, zaštite okoliša i povećanja energetske sigurnosti. Definisanjem pojma distribuirane proizvodnje energije (Distributed Generation DG1) kao oblasti koja u širem smislu obuhvata lociranje izvora energije u blizini njenih korisnika, otvorio se prostor za sagledavanje sistema kogeneracije kao efikasne opcije u rješavanju većine ključnih problema u energetici. Sistemi kogeneracije osiguravaju prednosti koje distribuirana proizvodnja energije nosi sa sobom putem simultane proizvodnje električne i toplotne energije, istovremeno povećavajući ukupnu energetsku efikasnost sistema. Za razliku od sistema koji proizvode samo električnu ili toplotnu energiju, ovi sistemi proizvode višestruke koristi i posjeduju potencijal primjene u širem spektru aktivnosti, a povećana energetska efikasnost rezultira u manjim emisijama nepoželjnih produkata sagorijevanja nego što je to slučaj sa pojedinačnim sistemima.

Prednosti sistema kogeneracije podrazumijevaju sljedeće:

Osiguravaju simultanu proizvodnju toplotne i električne energije, čime se povećava i energetska efikasnost;

Mogu biti locirani u blizini korisnika energije. Ovakav položaj izvora energije drastično smanjuje gubitke koji se javljaju u prijenosu i distribuciji električne energije;

Paralelno uz smanjenje potrošnje fosilnog goriva, kogeneracija omogućuje redukciju emitovanja stakleničkih plinova na jedinicu proizvedene energije.

Ovi sistemi igraju važnu ulogu u oblasti zaštite od klimatskih promjena, koja je jedan od prioriteta održivog razvoja. 2.1.1 Princip rada sistema kogeneracije Kako je već rečeno, kogeneracija predstavlja proizvodnju različitih vidova korisne energije, a to su tipično mehanička i toplotna energija. Mehanička energija se može koristiti za pogon generatora za proizvodnju električne energije, a toplotna energija se može koristiti za proizvodnju pare, vrele‐tople vode, toplog vazduha ili ohlađene vode u svrhu hlađenja. Kogeneracija pokriva širok spektar tehnologija za namjenu u raznim djelatnostima. Ukupni stepen djelovanja kogenerativnog postrojenja može biti do 80%, a katkad i iznad. Tipična mala turbinska CHP jedinica može uštedjeti oko 40% primarne energije u usporedbi sa klasičnom termoelektranom sa kotlom na fosilno gorivo.

Na slici 1 prikazane su razdvojene sheme konvencionalnog i kogeneracijskog termoenergetskog postrojenja sa kojih se vide drastične razlike u stepenu iskorištenja primarne energije, sa 67% odnosno 10% gubitaka, respektivno.

1 Šemso Hadžiefendić, Alija Lekić, Emin Kulić: “Kogeneracija i alternativne tehnologije u proizvodnji električne energije”, Bosna‐S Oil Services Company, Konzalting Biro, Sarajevo, 2003


Konvencionalni sistem

Kogeneracija

Slika 1: Uporedni prikaz konvencionalnih i kogeneracijskih sistema

2.1.2 Osnovne karakteristike sistema kogeneracije Iz godine u godinu kogeneracijski sistemi se sve više nalaze u upotrebi. Neki od tipova ovih sistema su trenutno u početnim fazama komercijalne primjene, dok se komercijalizacija ostalih kogeneracijskih tehnologija očekuje u narednim godinama. Postoje različiti koncepti realizacije procesa kogeneracije. Na slici 2 su prikazani tipovi postrojenja kogeneracije.

Slika 2: Koncepti postrojenja kogeneracije

Prednosti korištenja kogeneracija sa parnom turbinom leže u činjenici da se njihovom upotrebom osigurava visok ukupni stepen energetske efikasnosti. Također, u primjeni ovih sistema moguće je sagorijevati više tipova goriva. Odlikuju se dugim vijekom trajanja i mogućnošću podešavanja

Gubici 67%

Gorivo

Konvencionalni sistem proizvodnje električne

energije

33% električne energije (ili više)

Gubici 10%

Gorivo

CHP sistem do 90%

električna i toplotna energija

Industrija

Za komercijalne svrhe

Sistem daljinskog grijanja

Simultana proizvodnja toplotne i električne energije ‐ kogeneracija

Parni ciklus

Kombinovani ciklus: plinska i parna turbina

Ciklus sa plinskom turbinom

Dizel i plinski motor

Alternativni procesi

Protutlačna turbina

Kondenzaciona i/ili oduzimna turbina

Sa iskorištenjem toplote

Protutlačna turbina

Kondenzaciona i/ili oduzimna turbina

Inovativni procesi

Proces sa parnom mašinom

Vijčane parne mašine

Ciklus sa turbinom na vrući zrak

Gorivne ćelije

Ciklus sa inverznom plinskom turbinom


izlaznog omjera količina električne i toplotne energije. S druge strane, nedostaci ovih sistema su u vrlo sporom pokretanju. Kogeneracije sa gasnom turbinom također imaju svojih prednosti. Naime, visoka pouzdanost u radu sistema i niske vrijednosti emisija ispušnih gasova čine ove kogeneracije veoma prikladnim za korištenje. S druge strane, nedostaci ovakvih sistema su u potrebi za velikim pritiscima ulaznog gasa. Kogeneracije sa kombinovanim ciklusom koriste visokotemperaturne ispušne plinove iz plinske turbine za proizvodnju visokotlačne pare u parnom kotlu na ispušne plinove. Karakteristike ovog sistema su visoka iskoristivost električne energije i sigurno snabdijevanje toplotnom energijom. Primjenjuje se za ozbiljnije i veće potrošače. U novije vrijeme sve su više u upotrebi sistemi kogeneracije sa mikroturbinom. Njihova kompaktna izvedba, mali broj pokretnih dijelova, niske emisije ispušnih gasova i nepostojanje potrebe za hlađenjem sistema samo su neke od prednosti ovih sistema. S druge strane, njihova visoka cijena je glavni razlog zašto ovi sistemi još nisu u potpunosti prihvaćeni od tržišta. Izvode se sa relativno niskim kapacitetima, a na tržištu se javljaju u izvedbama od 30 kW do 350 kW. Kogeneracije sa klipnim motorima također pružaju niz prednosti u korištenju. Ovi sistemi kogeneracije imaju visoke stepen efikasnosti generisanja električne energije u odnosu na druge primarne pogonske mašine, brzo pokretanje sistema, relativno niska investiciona ulaganja i mogućnost rada pri niskim pritiscima gasa samo su neke od prednosti. Međutim, ovi sistemi zahtijevaju dosta velike troškove održavanja, ograničena im je primjena u nisko‐temperaturnim procesima kogeneracije, posjeduju relativno velike emisija ispušnih gasova, imaju potrebu za hlađenje što zahtjeva instaliranje posebnog dijela sistema za odvođenje toplote i u svom radu stvaraju nisko‐frekventnu buku. Uređaji se izvode u veličinama do 65 MW.

Najnovije kogeneracijske tehnologije se baziraju na uređajima kogeneracije sa gorivnim ćelijama u kojim se energija skladištena u gorivnoj ćeliji pretvara u istosmjernu električnu energiju. Posjeduju visok stepen efikasnosti konverzije energije, vrlo nisko hemijsko i akustično zagađenje, brzu reakciju na promjene opterećenja itd. S druge strane, cijena ovakvih uređaja je još uvijek visoka, imaju relativno kratak vijek trajanja i za njihov rad je potrebno osigurati predprocesiranje goriva, osim ako se ne koristi čisti hidrogen. Kapaciteti se kreću od 200 kW do 250 kW što je također jedno od ograničenja u njihovoj primjeni. U sljedećoj tabeli dato je poređenje osnovnih radnih parametara pomenutih tipova kogeneracije.

Tabela 1: Osnovni parametri različitih tipova kogeneracijskih sistema2

Tehnologija Parna turbina Dizel motor Motor na prirodni gas

Gasna turbina Mikro‐turbina Gorivne ćelije

Efikasnost el. ciklusa 15‐47% 27‐45% 22‐40% 22‐45% 18‐27% 30‐63%

Kapacitet (MWe) 0,2‐1200 0,03‐5 0,05‐5 1‐350 0,03‐0,35 0,01‐2

Raspoloživost oko 100% 90‐95% 92‐97% 90‐98% 90‐98% >95%

Radni vijek (sati) >50.000 25.000‐30.000 24.000‐30.000 30.000‐50.000 5.000‐40.000 10.000‐40.000

Vrijeme pokretanja 1 h – 1 dan 10 s 10 s 10 min – 1 h 60 s 3 h – 2 dan

Pritisak goriva (bar) ‐ <0,35 0,07‐3,1 8,27‐34,4 2,75‐6,89 0,034‐3,1

Gorivo Sva goriva Dizel, procesno ulje

Prirodni gas, biogas, propan

Prirodni gas, biogas, propan, nafta

Prirodni gas, biogas, propan, nafta

Hidrogen, prirodni gas, propan, metanol

Nivo buke visok visok visok srednji srednji nizak

Oblici toplotnog izlaza Para niskog i visokog pritiska

Topla voda, para niskog pritiska

Topla voda, para niskog pritiska

Toplota, topla voda, para niskog i visokog pritiska

Toplota, topla voda, para niskog pritiska

Topla voda, para niskog i visokog pritiska

Specifična snaga objekta (kW/m2)

>100 35‐50 35‐50 20‐500 5‐70 5‐20

NOx (kg/MWhukupno) 0,048‐0,48 1,6‐3,06 0,29 0,09 0,056 0,007

2Catalogue of CHP Technologies, U.S. Environmental Protection Agency Combined Heat and Power Partnership


2.1.3 Kogeneracija sa parnom turbinom Kogeneracijski sistem zasnovan na radu parne turbine teoretski se sastoji od tri glavne komponente: izvor toplote, parna turbina i ponora toplote. Sistem radi prema Rankinovom termodinamičkom ciklusu u njegovim različitim formama. Toplota se proizvodi u kotlovima koji mogu sagorijevati gotovo sve vrste goriva ili njihovih mješavina, proizvodeći pregrijanu paru. Također, umjesto kotlova mogu se koristiti i nuklearni reaktori u istu svrhu. Radne karakteristike ovakvih sistema mogu biti različite. Parna turbina osigurava izrazito visoku pouzdanost rada od oko 95% sa vijekom trajanja od 25 do 30 godina. Sama instalacija ovih postrojenja traje relativno dugo, 12‐18 mjeseci za manje jedinice, do 3 godine za velike sisteme.

Kogeneracijski sistemi sa parnom turbinom su najčešće u upotrebi u industrijskim procesima. Para odvojena sa turbine se direktno odvodi u proces ili se konvertuje. U industrijskim kogenerativnim aplikacijama, parne turbine su smještene u zasebna kućišta, i izvedena u jednostepenim ili višestepenim varijantama. Mogu biti kondenzacione, ovisno o parametrima pare na izlazu iz kotla. Turbine mogu raditi sa konstantnom brzinom obrtanja u slučaju pokretanja električnog generatora ili funkcionisati u širem opsegu brzina za aplikacije kod rashladnih uređaja Sistemi sa parnom turbinom se primjenjuju u nekoliko izvedbi, koristeći različite tipove parnih turbina. To su sistemi sa protutlačnom parnom turbinom, kondenzacioni sistemi sa parnom turbinom, i sistemi sa primarnom proizvodnjom toplotne energije sa i bez organskih fluida. Kogeneracijski sistemi sa protutlačnom parnom turbinom Ovaj kogeneracijski sistem se po svojoj izvedbi može smatrati najjednostavnijim od svih. Para napušta turbinu sa pritiskom većim ili bar jednakim atmosferskom, što ovisi o kapacitetima sistema. Također, postoji mogućnost odvajanja pare sa nekih od međustepena turbine kako bi se koristila direktno u procesu. Po završenom procesu i predaji energije radnom fluidu para se u obliku kondenzata vraća u kotao i ulazi u novi ciklus.

Ovakav sistem ima sljedeće prednosti: jednostavna izvedba iz nekoliko komponenti; ne postoji potreba za složenim izvedbama lopatica turbine u zonama niskog pritiska; relativno niska investicija; smanjena potreba za vodom za hlađenje; visoka ukupna efikasnost sistema, zbog toga što nema otpadne toplote iz kondenzatora;

Slika 3: Kogeneracijski sistem sa protutlačnom parnom turbinom

Međutim, ovi sistemi posjeduju određene nedostatke. Jedan od njih je da su dimenzije turbine veće za generisanje istog obrtnog momenta obzirom da se termodinamički proces odvija pri manjim razlikama entalpija pare.


Kogeneracijski sistemi sa kondenzacionom parnom turbinom Kod ovih sistema, para se odvaja sa nekog od međustepena parne turbine, i to na odgovarajućem pritisku i temperaturi. Ostatak pare se vodi do kondenzatora, gdje se njen pritisak obara na pritisak kondenzata od oko 0,05 bar i temperaturu od 33°C. Nemoguće je pronaći primjenu ovoj toploti na relativno niskoj temperaturi tako da se ona ispušta u okolinu. Odvojena para se također može koristiti za grijanje napojne vode, što poboljšava efikasnost Rankinovog ciklusa, i za rad dodatne opreme sistema. U poređenju sa protutlačnim sistemima, ovi sistemi imaju veće investicijske troškove i manju ukupnu energetsku efikasnost sistema. Međutim, ovi sistemi pružaju neometanu kontrolu veličine električnog izlaza, obzirom da se do određene granice, regulacijom toka pare kroz turbinu, može smanjiti uticaj toplotnog opterećenja na količinu dobivene električne energije.

Slika 4: Kogeneracijski sistem sa kondenzacionom parnom turbinom

Jedna od najznačajnijih karakteristika ovih sistema je da je kompletan termodinamički proces vrlo osjetljiv na promjene temperature okoline. Da bi se ovo pokazalo na primjeru, uzmimo za referentnu temperaturu kondenzata 38°C. Ukoliko se vanjska temperatura poveća, poveća se i temperatura kondenzata, recimo na 46°C. Ova promjena uzrokuje smanjenje ukupne snage na izlazu iz turbine za 6,5 %. Slično tome, ako se temperatura kondenzata obori na 26°C snaga na izlazu će se povećati za 9,5 %. Ove brojke samo oslikavaju osjetljivost sistema na promjenu vanjske temperature. Efikasnost kogeneracijskih sistema sa parnom turbinom Ukupna energetska efikasnost kogeneracijskih sistema sa parnom turbinom je relativno visoka (60‐85%). Međutim, efikasnost dijela za proizvodnju električne energije je dosta niska (15‐20%) što rezultira malom udjelu toplotne i električne energije (PHR3). Generalno, što je viša temperatura procesne pare, to je manja efikasnost dobivanja električne energije. Električna efikasnost se donekle može povećati povećanjem pritiska i temperature na ulazu u turbinu. U slučaju sistema sa protutlačnom turbinom, kod kojih je kompletna toplotna energija pare primjenljiva i sav kondenzat se može ponovo iskoristiti u procesu, bez dodatnog hlađenja i ispuštanja toplote u okolinu, ukupne energetska efikasnost može doseći vrijednost i do 85%. Kako je generisana električna snaga proporcionalna količini pare u procesu, iznos PHR parametra ostaje nepromijenjen usljed promjena opterećenja. Kod kondenzacionih sistema toplota oslobođena u kondenzatoru i predata okolini uzrokuje nižu ukupnu energetsku efikasnost ovih sistema. Glavna prednost ovih sistema je mogućnost u nezavisnoj kontroli nad toplotnim i električnim izlazima iz sistema (promjena PHR).

3Power to Heat Ratio ‐ PHR


Sistemi sa primarnom proizvodnjom toplotne energije imaju vrlo nisku vrijednost energetske efikasnosti u proizvodnje električne energije (5‐15%). Ovo je izrazito niska vrijednost, ali se treba imati u vidu da se ovdje ona dobiva iz toplote koja se u suprotnom izbacuje kao otpadna toplota u okolinu. Emisije iz kogeneracijskih sistema sa parnom turbinom Emisije iz kogeneracijskih sistema sa parnom turbinom prvenstveno zavise od vrste goriva koja se koristi za sagorijevanje u kotlu. Za sagorijevanje se mogu koristiti razne vrste dostupnih goriva, kao i njihove mješavine, mada se ovi procesi mogu odvijati i u kombinaciji sa gasnim ciklusima. Emisije variraju ovisno o vrsti goriva i uslovima u atmosferi. Glavne komponente produkata sagorijevanja koje se uzimaju u razmatranje su azotni oksidi (NOx), sumporni oksidi (SOx), čvrste čestice, ugljen‐monoksid (CO) i ugljen‐dioksid (CO2). Nitrogen oksid (NOx) predstavlja mješavinu uglavnom nitričnog oksida (NO) i azot‐dioksida (NO2). NOx jedinjenja nastaju na tri načina: termički NOx, direktni NOx i gorivni NOx. U industrijskim kotlovima dominantni su termički i gorivni tipovi NOx. Termički NOx se formira kada azot i oksigen iz zraka koji se koriste u sagorijevanju reaguju formirajući NOx. S druge strane, gorivni NOx nastaju reagovanjem azota iz goriva, najčešće nafte, sa oksigenom iz zraka. Najznačajniji faktor koji utiče na stepen NOx emisija je temperatura plamena u kotlu, kao i udjel azota u gorivu. Emisije sumpornih oksida (SOx) su direktno povezane sa sadržajem sumpora u gorivu. Sumpor‐dioksid (SO2) veže skoro 95% emitovanog sumpora, dok 5% se veže u sumpor‐trioksid (SO3). Ovi oksidi se smatraju zagađivačima jer reaguju sa vodenom parom formirajući sumpornu kiselinu, koja ima izrazito korozivna svojstva. Od kotlovskih goriva sumpor sadrže ugalj, nafta i neki tipovi otpadnih materijala koji se koriste kao goriva. Emisije ugljen dioksida (CO2) uzima se u obzir u kontekstu rastućih prijetnji globalnog zagrijavanja koje nastaje usljed infracrvene (termičke) solarne radijacije sa površine koja se apsorbira od strane CO2 (i drugih poliatomskih gasova kao što su vodena para, metan, nesagoreni ugljikovodici i volatili) i uzrokuje porast temperature u atmosferi. Količina emitovanog CO2 je u funkciji sadržaja karbona u gorivu i efikasnosti sistema. 2.1.4 Kogeneracija sa kombinovanim ciklusom Kombinovani ciklusi su sistemi koji se sastoje od dva termodinamička ciklusa, koji su spojeni zajedničkim radnim fluidom i rade na različitim temperaturnim nivoima. Visoko‐temperaturni ciklus (topping ciklus) oslobađa toplotu, koja se prihvata i dalje koristi u nisko‐temperaturnom ciklusu (bottoming) za proizvodnju dodatne energije povećavajući energetsku efikasnost. Razlikuju se dvije vrste kombinovanih sistema, i to su:

Kombinovani sistemi sa Joule‐Rankinovim ciklusom; Kombinovani sistemi sa Diesel‐Rankinovim ciklusom.

Kombinovani sistemi sa Joule‐Rankinovim ciklusom Kombinovani sistemi sa Joule‐Rankinovim ciklusom su kombinacija gasne i parne turbine. Jedan takav sistem je prikazan na sljedećoj slici.


Slika 5: Kombinovani sistemi sa Joule‐Rankinovim ciklusom

Maksimalna moguća temperatura pare koja se generiše na ovaj način, bez dodatnog sagorijevanja goriva, je 20‐40°C niža od temperature ispušnih gasova iz gasne turbine, a nalazi se na pritisku od 80 bar. U slučajevima kad su potrebni veći pritisci i temperature pare koriste se dodatni gorionici kako bi povećali temperaturu ispušnih gasova. Obično, nema potrebe za ubacivanjem dodatnog zraka za sagorijevanje, jer ispušni gasovi sadrže relativno visoku koncentraciju oksigena (15‐16%). Sa dodatnim zagrijavanjem, temperatura pare može dostići 540°C i pritisak veći od 100 bar. Dodatno zagrijavanje ne samo da povećava kapacitet sistema već povećava njegovu efikasnost pri smanjenom opterećenju. Izvorno, sistemi sa kombinovanim ciklusima su bili konstruisani sa srednjim i velikim kapacitetima (20‐400 MW). Posljednjih godina su se počeli primjenjivati mali sistemi (4‐15 MW). Stepen koncentracije snage (snaga po jedinici zapremine) kombinovanih ciklusa je veći nego za običnu gasnu turbinu (Jouleove ciklus) ili parnu (Rankinov ciklus). Također, sva goriva koja se koriste kod gasnih turbina mogu se koristiti i u kombinovanim ciklusima. Kombinovani sistemi su dosta pouzdani. Može se računati sa 80‐85% pouzdanosti u radu, prosječnom godišnjom dostupnosti u radu od 77‐85% i vijekom trajanja od 15‐25 godina. Električna efikasnost ovih sistema se kreće od 35‐45%, ukupna efikasnost 70‐88%, dok je udjel PHR 0,6‐2,0. Električna efikasnost se može dodatno povećavati primjenom istovremenih


kombinovanih ciklusa koji proizvode samo električnu energiju. Kod ovih sistema električna efikasnost je oko 60%. Međutim, ovi sistemi se ne ubrajaju u sisteme kogeneracije. 2.2 DALJINSKO GRIJANJE Pojam daljinskog grijanja se koristi kod sistema grijanja kod kojih se umjesto centralne kotlovnice za centralno grijanje pojavljuje predajna stanica, odnosno kućna toplotna stanica, u koju se toplota dovodi iz udaljene gradske toplane ili termoelektrane‐toplane. Takve stanice znatno su manje od kotlovnica. Izvedba stanice zavisi od fluida za transport toplote i vrste mreže daljinskog grijanja. Mreže daljinskog grijanja su zatvorene mreže izolovanih cijevi koje mogu biti niskog pritiska (za snabdijevanje toplotom na području manjem od 1 km2) i mreže visokog pritiska, a koriste se za prenos toplotne energije od izvora toplote do potrošača.

Osnovna podjela mreža daljinskog grijanja je izvršena prema vrsti medija koji prenosi toplotu, i to na: ‐ Parovodna mreža daljinskog grijanja; ‐ Toplovodna mreža daljinskog grijanja. Parovodna mreža daljinskog grijanja ranije se češće koristila, a sastoji se od jednog parnog voda i jednog kondenzacijskog voda. Nedostatak pare je u većem gubitku toplote zbog više temperature, što smanjuje toplotnu efikasnost i također uzrokuje manje količine proizvedene električne energije u kogeneraciji. Pritisak pare mreže niskog pritiska iznosi do 2 bar, a u mreži visokog pritiska do 12 bar. U predajnoj stanici prigušuje se pritisak pare, a tu je također i mjerna blenda u parnom vodu ili brojilo u kondenzacijskom vodu, radi obračunavanja isporučene pare. Kućna toplotna stanica mora imati izmjenjivač toplote radi predaje toplote sistemu toplovodnog grijanja, te razdjelni i sabirni vod s cirkulacijskom pumpom. Brzina pare za vodove srednjeg i niskog pritiska je između 30 i 50 m/s.

Kod toplovodnih mreža daljinskog grijanja u niskotlačnim mrežama polazna temperatura iznosi do 110°C, a povratna je 70°C. Kućna toplotna stanica priključuje se najčešće direktno (uz miješanje s povratnom vodom). Danas se za transport toplote uglavnom koriste dalekovodi tople (vrele) vode s temperaturom vode 130/70°C (polazna temperatura 130°C, povratna temperatura 70°C) ili s temperaturom 180/50°C i to s 2 ili 3 cijevi. Kućna toplotna stanica priključuje se indirektno (preko izmjenjivača toplote) ili direktno uz miješanje (ako grijala mogu podnijeti prekoračenje pritiska). Danas je i kod direktnog priključivanja uobičajeno korištenje vlastite (kućne) cirkulacijske pumpe. Dalekovodi tople vode imaju centralnu regulaciju – polazna temperatura se prilagođava meteorološkim uvjetima, a regulišu se i pritisak i protok. Minimalna polazna temperatura dvocijevnog vrelovoda iznosi 70°C zbog zagrijavanja potrošne tople vode. Trocijevni vrelovodi imaju jednu polaznu cijev za grijanje i jednu s konstantnom temperaturom (90‐100°C) za zagrijavanje potrošne tople vode i za klima‐uređaje, te zajedničku povratnu cijev. Predajna stanica ima uređaj za prigušivanje pritiska i eventualno brojilo za isporučenu toplotu.

Također postoji i mogućnost korištenja ulja za prijenos toplote kod daljinskog grijanja, ali iako ona imaju veći toplotni kapacitet od vode, dosta su skupa i negativno utiču na okoliš. Shema sistema daljinskog grijanja je prikazana na sljedećoj slici.

toplana vrelovod potrošači

Slika 6: Shema sistema daljinskog grijanja


U Evropi, daljinsko grijanje se uveliko koristi kao siguran, ekonomičan i ekološki prihvatljiv način grijanja. Na primjer u Danskoj, daljinsko grijanje pokriva oko 60% ukupnih potreba za grijanjem. Studije su pokazale da daljinsko grijanje iz kogeneracijskih postrojenja ima najnižu stopu ugljičnog zagađivanja od bilo kojeg drugog sistema. 2.2.1 Dimenzionisanje vrelovoda Minimalni prečnik cijevi se određuje po kriteriju raspoloživog pada pritiska. Ukoliko su veće nazivne veličine cijevi, dozvoljena je veća brzina vode. Prosječna brzina vode za manje vrelovode iznosi 0,5 m/s pri manjim i 4 m/s pri većim prečnicima. Pri većim brzinama mogu da se pojave šumovi kao smetnje, prije svega u razvodnoj mreži, a zatim i u vodovima u zgradama ukoliko se koristi sistem direktnog izmjenjivanja toplote. Cjevovod treba dimenzionisati tako da na kraju mreže i na mjestu najnižeg pritiska postoji razlika između polaznog i povratnog voda dovoljna za kućnu podstanicu (izmjenjivačku podstanicu). Optimalni prečnik cijevi se određuje prema kriteriju ekonomičnosti, uzimajući u obzir troškove investicija (uključujući cijevi, izolaciju, pumpne stanice, tip rova), troškove eksploatacije i budući porast cijena. Za transport grijnog medija koriste se skoro isključivo čelične cijevi. Samo pri nekim postupcima postavljanja cjevovoda, i to za male prečnike, mogu da se koriste plemeniti čelici, bakar ili sintetički materijali. Mogu se koristiti šavne ili bešavne cijevi. Čelične cijevi se spajaju zavarivanjem. Dimenzije bešavnih cijevi su utvrđene prema DIN EN 10220, a materijali prema DIN 1629 i 17175. Šavne čelične cijevi mogu da imaju uzdužni pravolinijski ili spiralni šav. Dimenzije su date prema DIN EN 10220, a materijali prema DIN 1626 i 17155. Debljina zida čelične cijevi određena je u DIN 2413. Pri utvrđivanju debljine zida treba uzeti u obzir opterećenja koja nastaju uslijed unutrašnjeg pritiska i širenja cijevnog sistema između čvrstih tačaka. Uopćeno, pored čeličnih cijevi, za sisteme daljinskog grijanja koriste se i polietilenske (PE) cijevi. Proizvodnja PE cijevi je čist proces koji ne šteti okolišu. Ne uključuje korištenje bilo kakvih rizičnih materijala niti bilo kakve štetne emisije. Visoke higijenske osobine ovog materijala su potvrđene od strane javnih zdravstvenih servisa većine zemalja svijeta. PE cijevi ne nakupljaju koroziju niti bilo kakve naslage. Od ostalih prednosti PE cijevnih sistema mogu se navesti odličan vijek trajanja (i do 100 godina) i mogućnost korištenja modernih tehnologija koje omogućavaju postavljanje i opravku cjevovoda bez oštećenja okoline i promjene reljefa. Važno je napomenuti da se plastične cijevi mogu reciklirati i da je većina proizvođača cijevi u evropskim zemljama otvorila pogone za reciklažu korištenih cijevi. HDPE cijevi su uglavnom namijenjene za niže temperature (do 95 °C) i pritiske do 16 bar. Na tržištu se mogu naći i proizvođači koji garantuju dozvoljeni pritisak svojih cijevi od 25 bar, pa čak i od 40 bar. Nedostatak HDPE cijevi je da pritisak koji ova vrsta cijevi može podnijeti brzo opada sa povećanjem temperature, te se zbog navedenog ne koristi za magistralne vrelovode. 2.2.2 Cijevi s toplotnom izolacijom Sistem vrelovoda i toplovoda s odgovarajućom opremom je sastavni dio postrojenja za isporuku energije. U mrežama za daljinsko grijanje javljaju se gubici toplote koji se u znatnoj mjeri mogu smanjiti pomoću toplotne izolacije. Postavljanje toplotne izolacije vrši se prije svega iz ekonomičnih razloga. Treba uporediti minimum ukupnih troškova sa troškovima uštede kada se primjeni toplotna zaštita. U prosjeku, gubici toplote u distributivnoj mreži daljinskog grijanja su niži od 10% energije koja se transportuje cijevima.


Za vrelovode i toplovode u pravilu se koriste predizolirane cijevi. Sastoje se od čeličnih cijevi, izolacionog sloja i vanjskog kućišta. Njihova glavna svrha je održavanje temperature fluida u cijevima. Najčešće se koriste cijevi s jednim slojem izolacije, a u zadnje vrijeme u Evropi sve popularnije postaje korištenje dvije cijevi koje su izolirane unutar istog kućišta. Proizvođač i isporučilac cijevi mora posjedovati certifikate kvaliteta ISO 9001 i ISO 14001, a materijal mora odgovarati važećim normama EN 253, 448, 488 i 489. Prema ovim standardima ispituju se svi aspekti pojedinačnih komponenti (izolaciju, vodootpornost, otpornost na pritisak), a onda se cjelokupan završen sistem podvrgava na 5 vrlo strogih testova: aksijalno i tangencijalno smičuće naprezanje, starenje, puzanje i udarna čvrstoća. Kvalitet čelika treba zadovoljavati EN 10088 standard. Odstupanje prečnika cijevi na krajevima koji se zavaruju ne smije prelaziti ±1mm. Kao izolacioni materijal se najčešće koristi poliuretanska pjena s koeficijentom toplotne provodljivosti k=0.024‐0.033 W/mK pri srednjoj temperaturi od 50°C. Poliuretanska pjena je sastavljena iz 3 komponente: poliol, izocianat i ciklopentan, koja se dobiva miješanjem i doziranjem pod visokim pritiskom. Ostali materijali koji se mogu koristiti za izolaciju su: mineralna vuna, staklena vuna, fleksibilne elastomjerne pjene, čvrste (fenolične, PIR ili PUR) pjene, polietilen i silikonski aerogel. Cijevi sa izolacijom od staklene vune i limenog pokrivača nisu praktične za podzemnu instalaciju jer zahtijevaju betonski kanal. U slučaju da se instaliraju bez kanala, može doći do penetracije vode unutar zaštitnog lima i oštećenja cijevi zbog korozije. Izolacioni materijal ne smije mijenjati hemijske i fizikalne osobine tokom vremena i zbog temperature. Ne smije postojati mogućnost hemijske reakcije između cjevovoda i izolacionog materijala i ne smije se lijepiti na cjevovod tokom vremena. Ne dozvoljava se zajednička izolacija cijevi koje imaju različite temperature. Kod račvanja i odvajanja izolacija ne smije biti prekinuta. Prirubnice, armatura i ostala oprema na cjevovodu trebaju biti izolovani, ali sa mogućnošću skidanja prilikom popravki i radova. Vanjsko kućište se najčešće sastoji od polietilena visoke gustoće (HDPE). Proizvodnja izolovanih cijevi za daljinsko grijanje u Evropskoj Uniji je regulisana standardom EN253. Prema EN253, zahtjev koji se postavlja pred proizvođače je da cijevi moraju podnositi konstantnu rednu temperaturu od 130°C u trajanju od 30 godina, održavajući toplotnu provodljivost manju ili jednaku λ=0,033 W/mK. Predlaže se ugradnja predizolovanih cijevi sa indikatorima curenja (dvije žice Zn + Cu), a obavezna je ugradnja termoskupljajućih spojnica na mjestima spajanja predizolovanih cijevi. Smanjenje gubitaka toplote, posebno na velikim udaljenostima, ima znatan pozitivan ekološki uticaj. Nove tehnologije koje predlažu upotrebu nepropusne barijere dovode do značajnih smanjenja u emisijama CO2. Gasovi koji omogućavaju da toplotna provodljivost izolacije bude smanjena, ostaju unutar zaštitne HDPE cijevi i ne ispuštaju se u zemlju i atmosferu. Također, zaštitna cijev i nepropusna barijera ne dozvoljavaju penetraciju nitrogena i oksigena iz zemlje ili zraka. Sve ovo omogućava da PUR pjena koja se koristi za izolaciju ne propada i izdrži upotrebni radni vijek od 30 godina.

Slika 7: Izolovane cijevi sistema daljinskog grijanja Warwick univerziteta, Velika Britanija


Slika 8: Cijevi sistema daljinskog grijanja

Izolovani vrelovodi su uglavnom sastavljeni iz cijevi dužine 6, 12 ili 16 metara. Efikasni radni vijek vrelovodne mreže daljinskog grijanja se predviđa na 25‐30 godina, nakon čega se cijevi trebaju zamijeniti.

Slika 9: Cijev njemačkog proizvođača LyondellBasell


2.2.3 Instalacija Vrelovodna mreža se postavlja podzemno u rovu (na dubini od 0,5‐1 m) – beskanalno ili kanalno, a u izuzetnim slučajevima i nadzemno. Trasa vrelovoda se određuje na osnovu raspoloživih podataka generalnog plana, plana detaljne regulacije grada/područja i na osnovu programa toplifikacije grada/područja, a kapacitet na osnovu toplotnih gubitaka objekata duž trase uz odgovarajuću rezervu za moguće izmjene planova. Vrelovod se postavlja u zemljanom rovu na posteljici separisanog pijeska (važi za predizolovane cijevi na novim trasama mreže). U izuzetnim prilikama dozvoljeno je polaganje instalacije na sloju separisanog pijeska u postojećim armirano – betonskim kanalima – samo onda kada je riječ o rekonstrukciji postojeće instalacije. Rovove za polaganje cjevovoda treba da izradi osposobljeno preduzeće iz oblasti nisko – gradnje, u skladu sa odredbama standarda DIN 18300 i EN 805:2000, tj. Zakona o planiranju i izgradnji, a zagrtanje rova treba da se izvrši u skladu sa odjeljcima 3.10. i 3.11., standarda DIN 18300. Dimenzije rova za različite prečnike cijevi date su na slici 10.

B = x Da + (x + 1) M m [ ]

Da M Da M Da M Da M Da M 90 - 140 150 280 - 355 300 560 - 630 500 800 - 900 700 1200 - 1300 900 160 - 250 200 400 - 500 400 670 - 710 600 1000 - 1100 800

B

M Da M Da M

Da

100

mm

Slika 10: Tipične dimenzije rova za različite prečnike cijevi Rovovi trase vrelovoda mogu biti izrađeni sa nagnutim i ravnim bočnim stranama zavisno od dubine kanala. Osiguranje i razupiranje rovova treba obezbijediti u skladu da standardom DIN‐u 4124, odjeljak 4.1. do 4.3. Kompenzacija toplovoda vrši se kompenzacionim lirama, samokompenzacijom ili u izuzetnim slučajevima aksijalnim kompenzatorima, odnosno tamo gdje nije moguće primijeniti samokompenzaciju. Na kompenzacionim lirama predizolovanog cjevovoda, obavezna je ugradnja kompenzacionih jastuka, prema detalju sa slike 11.


DETALJ POSTAVLJANJA ELASTIÈNIH JASTUKANA LUKOVIMA

Slika 11: Kompenzacijski jastuk

2.2.4 Oprema i armatura Za krivine i koljena se koriste standardni komadi. Ukoliko se isti izrađuju zavarivanjem, obavezna je radiografska ili ultrazvučna kontrola zavara. Za izbor armature je mjerodavan radni pritisak i temperatura. Pri izboru pregradne armature bira se ona s najmanjim otporom. Sila zatvaranja i otvaranja ne smije preći 300 N, a ako prelazi potrebno je koristiti armaturu s pogonom preko reduktora. Smjer okretanja kod zatvaranja treba da je udesno. Vrijeme zatvaranja, tj. brzina zatvaranja, bira se tako da se ni u mreži ni u kućnim instalacijama ne pojavljuju nedozvoljene sile pritiska. Kod elemenata za ugradnju u cjevovod se trebaju koristiti samo prirubnički spojevi. Odgovarajuće prirubnice se primjenjuju za odgovarajuću armaturu i opremu cjevovoda. Proračun prirubnica se obavlja prema DIN 2005. Za uređaje za zatvaranje i povratne ventile vrelovoda kao materijal se primjenjuje samo čelični lim ili liveno željezo. Kao materijal za zaptivanje primjenjuje se klingerit ili materijal iste vrijednosti. Prije postavljanja se premazuje grafitnom pastom ili manganovim kitom. Na glavnom vodu daljinskog grijanja treba predvidjeti mogućnost zatvaranja cjevovoda da bi se olakšalo naknadno pravljenje priključaka – ogranaka ili sličnih radova. Na karakterističnim mjestima na magistralnim vrelovodima treba predvidjeti pregradne organe sa elektromotornim pogonima i daljinskim upravljanjem. Instalacija se vrši u tzv. komorama koje obezbjeđuju ventilaciju. Na odgovarajućim mjestima je također potrebno predvidjeti mjesto za mjerne uređaje (protok, pritisak, temperatura), kao i kablove za daljinski prenos mjernih vrijednosti. Zaporni organi sa predizolacijom za odzračivanje i odmuljivanje se projektuju i izvode isključivo u šahtovima, shodno EN 488. 2.2.5 Veličina sistema Sistemi daljinskog grijanja se mogu dosta razlikovati u veličini, od pokrivanja čitavih gradova mrežom primarnih cijevi velikog prečnika koje se povezuju na sekundarne cijevi, a koje se dalje povezuju na tercijalne cijevi koje povezuju nekoliko desetaka kuća.


2.2.6 Skladištenje toplotne energije Spremnici toplote se mogu postavljati unutar sistema da bi pokrili zahtjeve za vršnim opterećenjima. Skladištenje toplotne energije obuhvata određeni broj tehnologija kojima se toplotna energija akumulira u spremnike vrele vode za kasnije korištenje i balansiranje dnevnih i noćnih toplotnih potreba. Toplotni spremnici mogu bili kapaciteta od nekoliko sati pa sve do dnevne vrijednosti potrebne energije grijanja. 2.2.7 Pumpne stanice Pumpne stanice sistema su sastavni dio svakog vrelovoda i postavljaju se na odgovarajućim rastojanjima s ciljem olakšavanja cirkulacije vrele vode u sistemu. U sistemima daljinskog grijanja se koriste centrifugalne pumpe koje se pokreću se elektromotorima. Predlaže se korištenje manjih pumpi postavljenih na rastojanjima do 15 km. S povećavanjem kapaciteta pumpi i rastojanja povećavaju se i gubici. Obavezno je održavanje statičkog pritiska u zatvorenom sistemu daljinskog grijanja, kao osiguranje isparavanja pri visokim polaznim temperaturama vode. Ovo se vrši posebnim uređajima u toplanama i to u vrijednostima od 4 do 6 bara. 2.2.8 Izmjenjivačke podstanice Prijenos toplote sa primarnog (vrelovodnog) na sekundarni (toplovodni) sistem se vrši u izmjenjivačkim podstanicama. Glavni dio podstanice je izmjenjivač toplote, ali se instaliraju i regulacioni ventili, pumpe, ekspanzione posude, termometri, manometri i mjerač utroška toplotne energije. Ovim komponentama se vrši regulacija pritiska i temperature vode za unutrašnje instalacije u objektu u zavisnosti od ulaznih parametara u vrelovodu, konfiguracije terena, visine objekta i vanjske temperature.

Slika 12: Shema tipične izmjenjivačke toplotne podstanice sa regulacijom

2.2.9 Mjerenje utrošene toplotne energije U toplotnoj podstanici se instalira mjerač utroška toplotne energije. Komponente mjerača su: senzor protoka, temperaturne sonde i kalkulator utrošene energije. Senzor protoka mjeri protok vode koja cirkuliše u sistemu za daljinsko grijanje. Temperaturne sonde mjere temperaturu polaza i temperaturu povrata na primarnoj strani. Bazirano na očitanju senzora protoka i temperaturnih


sondi, kalkulator obračunava ukupnu predanu toplotnu energiju potrebnu za grijanje prostora/zgrade. Kalkulator vrši korekcije mjerenja uzimajući u obzir gustoću vode i specifičnu toplotu koja odgovara temperaturi medija. 2.2.10 Pouzdanost sistema Daljinsko grijanje je veoma pouzdano. U velikim sistemima daljinskog grijanja, do prekida u radu može doći samo u izuzetnom slučaju kada dođe do oštećenja u razvodnom cjevovodu i pratećim radovima koji su prouzrokovani tom štetom. U prosjeku, period bez grijanja nije nikad duži od jednog sata. Zbog toga se može reći da je pouzdanost sistema daljinskog grijanja skoro 100%. 2.3 PREGLED SLIČNIH PROJEKATA Iako je vrlo teško praviti poređenja sistema daljinskog grijanja, jer je svaki za sebe specifičan, ili po razlozima gradnje, pristupu rješavanja problema, načinu i izvorima finansiranja, načinu dobivanja dozvola gradnje, porijeklu opreme i materijala, porijeklu izvođača radova, ponašanju kupaca i sl, u nastavku je dato nekoliko regionalnih projekata koje imaju slične karakteristike i pokazali su se uspješnim u kogeneracijskom snabdijevanju gradova toplinskom energijom. 2.3.1 Zagreb, Hrvatska Grijanje grada Zagreba se vrši pomoću dva kogeneracijska postrojenja: Termoelektrane‐Toplane Zagreb (TE‐TO Zagreb) i Elektrane‐Toplane Zagreb (EL‐TO Zagreb). Magistralni parovod je pod pritiskom od 17 bar i na temperaturi 300 °C. Kratak pregled i karakteristike svakog od njih je dat u nastavku. 2.3.1.1 TE‐TO Zagreb

Termoelektrana‐Toplana Zagreb (TE‐TO Zagreb) je termoelektrana namijenjena simultanoj proizvodnji električne i toplotne energije. Opći podaci i karakteristike TE‐TO Zagreb su prikazene ispod.

Opći podaci:

položaj: Zagreb, Žitnjak tip: kogeneracija električne i toplotne energije ukupna snaga: 440 MWe / 850 MWt proizvod: električna i toplinska energija

Korištenje goriva:

g1: Prirodni plin g2: Ekstra lako loživo ulje g3: Teško loživo ulje

Tabela 2: Karakteristike TE‐TO Zagreb

Godišnja proizvodnja Prosjek od

2002 2009 2010

Toplinska energija 3.213,769 GJ 3.116,581 GJ 939.610 MWh Tehnološka para 253.616 t 251.448 t 256.889 t Električna energija ‐ prag 1.358 GWh 1.553 GWh 2.028 GWh


Tabela 3: Karakteristike TE‐TO Zagreb

Snaga proizvodnih jedinica tip gorivo godina izgradnje

blok C 120 MWe / 200 MWt toplifikacijski blok g1 i g2 1979 blok D 58 MWt pom. Parna kotlovnica PK‐3 g1 i g3 1985 blok E 58 MWt vrelovodni kotao VK‐3 g1 1977 blok F 56 MWt vrelovodni kotao VK‐4 g1 1978 blok G 116 MWt vrelovodni kotao VK‐5 g1 i g3 1982 blok H 116 MWt vrelovodni kotao VK‐6 g1 i g3 1990

blok K 208 MWe/140 MWt (71+71+66 MWe)

kombi kogeneracijski blok s dvije plinske turbine

g1 i g2 2003

blok L 112 MWe/110 MWt

(75+37 MWe) kombi kogeneracijski blok sa jednom plinskom i jednom parnom turbinom

g1 2009

2.3.1.2 EL‐TO Zagreb

Elektrana‐Toplana Zagreb (EL‐TO Zagreb) sastoji se iz starog i novog postrojenja. Stari dio postrojenja se sastoji od tri visokotlačna kotla koji parom snabdijevaju dvije parne turbine snaga 12,5 i 30 MW, te od jednog niskotlačnog kotla koji proizvodi industrijsku paru i tri vrelovodna kotla za grijanje tople vode. Novi dio se sastoji od dva plinsko‐turbinska agregata, svaki snage oko 26 MW, s pripadajućim kotlovima na ispušne gasove za proizvodnju industrijske pare i za dogrijavanje tople vode. Kotlovi u sklopu starog dijela postrojenja koriste teško lož ulje i zemni plin kao pogonsko gorivo, dok plinsko‐turbinski agregati koriste isključivo zemni plin kao gorivo, uz moguću upotrebu lakog lož ulja kao rezervnog goriva.4,5 Opći podaci:

položaj: Zagreb, Trešnjevka tip: kogeneracijska proizvodnja: električne i toplotne energije ukupne snaga: 88.8 MWe / 439 MWt + 160 t/h

Korištenje goriva:

g1: Prirodni plin g2: Teško lož ulje

Tabela 4: Karakteristike EL‐TO Zagreb

Godišnja proizvodnja (predano na pragu)

Prosjek od 2002

2009 2010

Ogrijevna toplina 617.227 MWh 2.209.068 GJ 647.865 MWh Tehnološka para 454.293 t 1.085.985 t 348.375 t Električna energija 391.157 GWh 353 GWh 369 GWh Prosječna iskoristivost postrojenja

H = 76,04%

4 Bogdan Ž, Šerman N, Baburić M: “Mogućnost optimiranja pogona EL‐TO Zagreb“, Centar za transfer tehnologije d.o.o., Fakultet strojarstva i brodogradnje, Zagreb, 2001. 5“Rekonstrukcija toplinskog sustava za pripremu vrele vode u pogonu Elektrana‐Toplana Zagreb”, AT Eneko d.o.o., Zagreb, 2001.


Tabela 5: Karakteristike EL‐TO Zagreb

Snaga po agregatima

tip gorivo godina izgradnje

11 MWe toplifikacijski blok g1 i g2 1970 30 MWe toplifikacijski blok g1 i g2 1980

2x23,931 MWe kombi kogeneracijski blok s dvije

plinske turbine g1 1998

64 MWt pomoćni parni kotao g1 i g2 1971 116 MWt vrelovodni kotao g1 i g2 1991 116 MWt vrelovodni kotao g1 i g2 2010

2.3.2 Beč, Austrija Najveći sistem daljinskog grijanja u Austriji se nalazi u Beču (Fernwärme Wien) i njime upravlja Wien Energie Group, s dosta manjih sistema u pogonu širom zemlje. Wien Energie Fernwärme ima dva područja djelovanja koji se međusobno nadopunjuju. Jedan od njih je odlaganje otpada s gradskog područja Beča (oko 900.000 tona godišnje), dok je drugi snabdijevanje klijenata toplotom što je efikasnije, jeftinije i sigurnije moguće. Tu je također uključeno i iskorištavanje otpadne toplote iz generirajućih stanica širom grada i njeno ubacivanje u mrežu daljinskog grijanja, što rezultira uštedom energije kao i poboljšanjem zaštite okoline. Ovakav princip sistema daljinskog grijanja je poznat kao „Bečki model“. Tokom 2007/08. poslovne godine prodato je ukupno 5.636 GWh za 292.000 privatna domaćinstva i 3.561 GWh za 5.809 većih klijenata uključujući škole, muzeje, vladine zgrade i hotele. Od ukupnog iznosa prodane energije, 95,9% dolazi iz prikupljenog otpada i otpadne toplote. Tri velika općinska odlagališta otpada obezbjeđuju 27% ukupne količine goriva za proizvodnju 116 GWh električne energije i 1.220 GWh toplote. Otpadna toplota iz raznih tvornica čini 68,9% ukupne toplote, dok se preostalih 4,1% proizvodi pomoću kotlova na fosilno gorivo. U 2006. godini započeta je proizvodnja toplote i pomoću biomase.

Trenutno se radi remont postojeće kogeneracije što će rezultirati većom efikasnošću obezbjeđujući dodatnih 100 MW kapaciteta daljinskog grijanja. Projekat uključuje i geotermalni izvor koji je u mogućnosti obezbijediti do 50 MW dodatne snage. Činjenice pokazuju da je bečka toplana mnogo postigla u dosadašnjem razvoju u pogledu okolinske zaštite. Od 1990. godine emisije CO2 su snižene sa 168 kg/MWh na 130 kg/MWh, uglavnom kroz povećano korištenje prirodnog gasa i kogeneracije, kao i povećanjem efikasnosti postrojenja.

Slika 13: Bečka toplana “Fernwärme Wien”

U ostalim dijelovima Austrije su konstruisani noviji sistemi daljinskog grijanja na biomasu ili kogeneracijska postrojenja na biomasu kao što su ona u gradovima Mödling i Baden.


2.3.3 Prag, Češka Republika Najveći sistem daljinskog grijanja u Češkoj Republici se nalazi u Pragu i njime upravlja kompanija Pražská teplárenská. Sistem opslužuje 265.000 domaćinstava grada Praga i obližnjeg grada Neratovice, kao i mnoge tvornice, institucije i poslovne objekte. Sistem se i dalje planira proširivati kako bi obuhvatio još neka okolna područja i područja duž trase cjevovoda. Osnovna djelatnost kompanije je proizvodnja toplotne i električne energije koja se zatim ubacuje u distribucijski sistem grada Praga. Na raspolaganju su im 50 izvora toplote, toplovodna mreža ukupne dužine 1.365,50 km, prikazana na donjoj slici , i 2988 transfer stanica. Važnije karakteristike sistema daljinskog grijanja Praga su:

Tabela 6: Karakteristike CHP Melnik

Medij za transport toplote vrela voda (na nekim dijelovima i do 140°C) Pritisak u cjevovodu 2,45 MPa Kapacitet sistema 1963 MW Instalirana snaga 480 MW Dostupna snaga 350 MW Dužina sistema 63,6 km (od TE Melnik do mjesta Modrany) Udio toplote proizvedene kogeneracijom 83 %

Slika 14: Mreža sistema daljinskog grijanja Praga s navedenim godinama puštanja u rad pojedinih ogranaka i vrijednostima investicija (1bn CZK = 1000m CZK = 79,6 miliona KM)

2.3.4 Kratak opis glavnih postrojenja TE Melnik I se nalazi oko 35 km sjeverno od centra Praga. 35% toplotne energije se kogenerira zajedno s električnom energijom u postrojenju Melnik I s termoblokovima na ugalj pri čemu su emisije znatno smanjene. Prema tome, zahvaljujući proizvodnji toplote na jednom mjestu i većoj udaljenosti od grada Praga, umjesto velikog broja malih lokalnih kotlovnica s niskim dimnjacima koje


su uglavnom zagrijavale po samo jednu zgradu povećavajući nivo smoga, postignuta je znatna redukcija emisije zagađivača. Svih 6 izvora toplote su povezani u zajednički parni vod omogućavajući svakom izvoru da isporučuje paru bilo kojoj turbini. U Malesice II kogenerativnom postrojenju samo jedna turbine može biti u pogonu u bilo kojem trenutku zbog manjka pare. Ovo postrojenje također isporučuje paru za nekoliko industrijskih klijenata: Tabela 7: Karakteristike CHP

Pored već nabrojanih postrojenja, veliki broj izvora toplote na prirodni gas s ukupnim kapacitetom od 525 MW je spojeno na sistem. Ovi izvori se koriste za pokrivanje vršnih opterećenja u toku grijne sezone. Oko 30 MW toplote se dobiva iz općinskog postrojenja za spaljivanje otpada koje je također spojeno na sistem.

Slika 15:Magistralni vrelovod TE Melnik (2 x NO 1200)

Na osnovu svega navedenog, može se afirmativno povući paralela između razmatranog projekta sistema daljinskog grijanja iz TE Kakanj i sistema grijanja grada Praga i okoline koji već duže vremena uspješno radi, ima visoku ekonomsku opravdanost i pri tome značajno doprinosi smanjenju zagađenja životne sredine. 2.4 ANALIZA CIJENA ELEKTRIČNE I TOPLOTNE ENERGIJE Potrošnja električne energije u Evropi je posljednjih godina u porastu. Zahtjev za električnom energijom je povećan za 70% u periodu od 1980. do 2008. (slika 16) i očekuje se da će se ovakav

Melnik CHP Malesice II CHP Michle III CHP Broj izvora toplote 6 2 2 Maksimalni kapacitet po izvoru (para) 230 t/h (para) 180 t/h 35,5 + 7,5 MW Pritisak 9,4 MPa 13,6 Pa Temperatura pare 540°C 535°C Gorivo smeđi ugalj nisko sumporni tvrdi ugalj prirodni gasBroj turbina 6 2 1

‐ nekondenzirajuće ‐ ekstrakcijske ‐ kondenzirajuće

2 x 60 MWe 2 x 60 MWe 2 x 56 MWe

2 x 55 MWe 6 MWe

Instalirani električni kapacitet 352 MWe 110 MWe 6 MWe


trend nastaviti.6 On oslikava zamjenu upotrebe fosilnih goriva sa električnom energijom, posebno u primarnim sektorima kao što su grijanje i transport, te sve veću primjenu električnih uređaja, kao i bolju iskorištenost energije.

Slika 16: Ukupna potrošnja električne energije do 2009. godine

Prema podacima za 2008 godinu, najveći dio električne energije se proizvodi koristeći fosilna goriva kao energent. Nakon ovog, najveći udio pripada električnoj energiji proizvedenoj iz nuklearnih elektrana. Njihov udio je 28%, iako one čine samo 16% od ukupnog instaliranog kapaciteta. Za očekivati je da će se, nakon zadnjih dešavanja u Japanu, udio nuklearnih elektrana znatno smanjiti, te će se pristupiti dinamičnijem pristupu u proizvodnji električne energije iz obnovljivih izvora.

Slika 17: Instalirana i proizvedena električna energija u 2008. godini po izvoru

Slika 17 pokazuje da će se udio fosilnih goriva, gledajući ukupnu potrošnju energenata, smanjiti, dok će se udio električne energije i energije iz obnovljivih izvora povećati. Udio iz obnovljivih izvora energije bi do 2030. godine trebao doseći 47%.

6 Power Statistics 2010 Edition, Eurelectric Electricity for Europe


Slika 18: Udio električne energije po izvoru za period 1990‐2030.

Uprkos očekivanom trendu porasta potražnje i proizvodnje električne energije, predviđa se da će emisije CO2, SO2 i NOx ostati na istom nivou. Procentualno, ovo znači da će doći do smanjenja emisija štetnih gasova.

Slika 19: Proizvodnja električne energije i emisija CO2 za period 1980‐2030.


Slika 20: Proizvodnja električne energije i emisija SO2 i NOx za period 1980‐2008.

2.4.1 Cijene električne energije Cijene električne energije obuhvataju troškove izgradnje, finansiranja, održavanja i upravljanja termoelektranama i elektro mrežom, i upravljanja i administracije infrastrukture koja omogućava isporuku struje potrošačima. Neki od glavnih faktora koji utiču na cijenu električne energije su:

• tip energenta koji se koristi; • tip termoelektrane – troškovi izgradnje i održavanja su viši za neke tipove postrojenja; • prijenosna i distributivna mreža; • vremenski uslovi – kiša i snijeg doprinose korištenju hidroelektrana, potražnja za električnom

energijom koja se koristi za hlađenje je povećana u toplijim mjesecima; • regulativa – u nekim zemljama, cijene su u potpunosti regulisane, dok su u drugim

neregulisane (za generatore) i regulisane (za prijenos i distribuciju). U Evropi cijene električne energije su više za domaćinstva jer su troškovi distribucije viši za manje potrošače. Industrijski potrošači troše više i mogu primiti električnu energiju na višem naponskom nivou što uklanja potrebu za transformatorima sa velikim omjerom ulaznog i izlaznog napona. Zbog toga je cijena električne energije za industrijske potrošače niža. Troškovi proizvodnje električne energije se u stvarnosti mijenjanju iz minuta u minut. Uprkos tome, većina potrošača plaća tarifu baziranu na godišnjem utrošku. Promjene u cijenama obično uzimaju u obzir promjene u potražnji za električnom energijom, dostupnost raznih izvora energije (generatora), cijenu goriva i dostupnost termoelektrane. Cijene su više zimi jer se koristi skuplja proizvodnja električne energije kako bi se pokrila vršna opterećenja. Prosječna cijena struje u BiH u 2010. godini je bila 12,8 feninga po kilovat satu (kWh). Prosječne cijene po tipu struje su:

‐ Domaćinstva: 12,1 pf/kWh ‐ Industrija: 13,5 pf/kWh + 15 KM/kW


Cijene električne energije su znatno porasle u zadnjih 20 godina. To pokazuju statistički podaci Evropske Komisije7. U grafikonima ispod vidi se prosječni godišnji porast cijena električne energije u domaćinstvima (Slika 21) i industriji (Slika 22) za 30 evropskih zemalja, te prosjek u Evropskoj Uniji. Za domaćinstva je evidentan godišnji porast koji se kreće od 0,28% u Portugalu do 16,81% u Turskoj. Jedino smanjenje cijene za domaćinstva je registrovano u Francuskoj. U BiH je prosječni godišnji porast cijene električne energije za domaćinstva bio 6,29%. U industriji se prosječni godišnji porast kreće od 0,38% u Njemačkoj do 14,26% u Turskoj. U BiH je prosječni godišnji porast cijene električne energije za industriju bio 1,17%. Treba napomenuti da je statistika za veće evropske zemlje (15 početnih članica evropske unije) rađena za posljednjih 20 godina, dok se za ostale zemlje radila za 5‐10 godina. Statistika za BiH je za period od 1996‐2010.

Slika 21: Godišnja promjena cijena električne energije za domaćinstva

Slika 22: Godišnja promjena cijena električne energije za industriju

7http://epp.eurostat.ec.europa.eu

Godišnja promjena cijena električne energije - domaćinstva

16,81

%

11,86

%

10,19

%

10,14

%

8,84%

8,08%

5,96%

5,88%

5,69%

5,63%

5,54%

5,50%

5,38%

4,49%

4,43%

4,01%

3,94%

3,75%

3,67%

2,98%

2,62%

2,36%

2,34%

2,27%

2,17%

1,68%

1,57%

1,05%

0,82%

0,66%

0,34%

0,28%

6,29%

-0,07%

-5,00%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

Turkey

Latvi

a

Cyprus

Lithu

ania

Czech

Rep

ublic

Hungary

Malta

Croatia

Europe

an U

nion (

25 co

untrie

s)

Bulgari

a

Norway

Romania

Estonia

Sweden

Poland

Slovenia

Irelan

d

Slovakia

Europe

an U

nion (

27 co

untrie

s)

Denmark

Netherlan

ds

Finlan

d

Austria

Luxe

mbourg

Greece

United King

dom

Belgium Spa

in

Europe

an U

nion (

15 co

untrie

s)

German

y (inclu

ding

former

GDR from 199

1)Ita

ly

Portug

al

France

BiH

Godišnja promijena cijena električne energije - industrija

14,26

%

12,85

%

11,17

%

10,88

%

9,81%

9,25%

8,78%

8,54%

8,15%

7,72%

7,32%

6,46%

6,46%

4,84%

4,73%

3,83%

3,25%

2,87%

2,67%

2,64%

2,35%

1,79%

1,72%

1,70%

1,68%

1,54%

1,42%

1,00%

0,86%

0,82%

0,77%

0,70%

0,38% 1,1

7%

0%

5%

10%

15%

Turkey

Latvi

a

Romania

Croatia

Europe

an U

nion (

25 co

untrie

s)

Slovakia

Lithu

ania

Cyprus

Czech

Rep

ublic

Bulgari

a

Poland

Norway

Europe

an U

nion (

27 co

untrie

s)

Sweden

Slovenia

Hungary

Denmark

Irelan

d

Finlan

d

Estonia

Netherlan

dsIta

ly

Luxe

mbourg

Belgium Malt

a

Greece

United King

domSpa

in

France

Austria

Portug

al

Europe

an U

nion (

15 co

untrie

s)

German

y (inclu

ding

former

GDR from 199

1)BiH


Na grafikonima ispod su prikazane cijene električne energije u raznim zemljama Evrope za domaćinstva i za industriju. Za domaćinstva, cijene su razdvojene za godišnju potrošnju do 3500 kWh (Slika 23) i do 7500 kWh (Slika 24), dok su za industriju cijene razdvojene na potrošnju do 1 GWh (Slika 25) i do 20 GWh (Slika 26) po godini. U načelu, cijena električne energije po kWh pada sa povećanjem potrošnje. Usprkos visokom godišnjem porastu, cijena električne energije za domaćinstva u BiH od 12,1 pf/kWh je znatno niža od najnižih evropskih cijena za električnu energiju. Prosjek evropskih cijena za kategoriju godišnje potrošnje do 3500 kWh iznosi 33,02 pf/kWh, dok je za kategoriju do 7500 kWh prosjek 31,66 pf/kWh.

Slika 23: Cijena električne energije za domaćinstva – potrošnja do 3500 kWh/god

Slika 24: Cijena električne energije za domaćinstva – potrošnja do 7500 kWh/god

CIJENA ELEKTRIČNE ENERGIJE U DOMAĆINSTVIMA (7500 kWh/god)

49,7 48,5 47,6

44,2

39,336,2 36,0 35,2 35,1 35,0 33,8 33,2

31,4 31,1

27,6 27,1 27,024,9 24,3 24,0 23,5

21,8 21,4 20,217,3

12,1

29,030,3

0

10

20

30

40

50

60

Italy

Den

mark

Germ

any

Neth

erlan

ds

Cyp

rus

Belgium

Austria

Malta

Spain

Irelan

d

Luxe

mbourg

Sweden

Portuga

l

Hun

gary

Slovak

ia

Gree

ce

Poland

Unit

ed K

ingdom

Sloven

ia

Finland

Lithua

nia

France

Cze

ch R

ep.

Latvi

a

Rom

ania

Estonia

Bulgaria

BiH

pf/k

Wh

CIJENA ELEKTRIČNE ENERGIJE U DOMAĆINSTVIMA (3500 kWh/god)

56,0

50,6

40,5 39,7 39,6 39,5 38,9 38,4 38,336,3 35,8 34,5 34,0 33,3 32,7

28,6 28,5 28,426,7

25,1 25,121,8 21,7 20,8

17,2

12,1

30,1 29,6

0

10

20

30

40

50

60

Den

mark

Germ

any

Belgium

Austria

Cyp

rus

Italy

Irelan

d

Spain

Sweden

Luxe

mbourg

Neth

erlan

ds

Portuga

l

Slovak

ia

Malta

Hun

gary

Unit

ed K

ingdom

Sloven

ia

Poland

Finland

Cze

ch R

ep.

France

Gree

ce

Lithua

nia

Latvi

a

Rom

ania

Estonia

Bulgaria

BiH

pf/k

Wh


Što se industrije tiče, cijena u BiH od 13,5 pf/kWh je najniža u Evropi za godišnju potrošnju do 1 GWh, dok je evropski prosjek bio 21,35 pf/kWh. Za potrošnju do 20 GWh, cijena je nešto viša od najnižih evropskih cijena, ali još uvijek znatno ispod prosjeka evropskih cijena (19,03 pf/kWh).

Slika 25: Cijena električne energije za industriju – potrošnja do 1 GWh/god

Slika 26: Cijena električne energije za industriju – potrošnja do 20 GWh/god

Treba naglasiti da je cijena električne energije za industriju niža od cijene za domaćinstva u svim evropskim zemljama. Jedino je u BiH električna energija za industriju skuplja nego za domaćinstva, što je vidljivo iz grafikona ispod.

CIJENA ELEKTRIČNE ENERGIJE U INDUSTRIJI (20 GWh/god)

31,7 31,3

25,8

22,6 22,0 21,119,7 19,6 19,6 19,4 19,3 19,1 18,6 18,5 18,4

14,9 14,4 14,3 13,9 13,5 12,6 12,4

18,0 17,9 17,8 17,7

16,7 16,5

0

5

10

15

20

25

30

35

Cyp

rus

Malta

Ita

ly

Slovak

ia

Germ

any

Lithua

nia

Cze

ch R

epub

lic

Den

mark

Hun

gary

Austria

Belgium

Neth

erlan

ds

Spain

Gree

ce

Unit

ed K

ingdom

Irelan

d

Sloven

ia

Poland

Latvi

a

Portuga

l

Luxe

mbourg

Estonia

Sweden

Rom

ania

Finland

BiH

France

Bulgaria

pf/k

Wh

CIJENA ELEKTRIČNE ENERGIJE U INDUSTRIJI (1 GWh/god)

35,233,9

28,6

24,9 24,723,5 22,7 22,6 22,0 21,9 21,6 21,6 21,3 21,2 21,2 20,8 20,8 20,4

16,6 16,415,0 14,2 13,8 13,8 13,5

19,919,0 18,9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Malta

Cyp

rus

Italy

Slovak

ia

Germ

any

Irelan

d

Spain

Austria

Cze

ch R

epub

lic

Hun

gary

Belgium

Lithua

nia

Luxe

mbourg

Gree

ce

Neth

erlan

ds

Sloven

ia

Unit

ed K

ingdom

Poland

Den

mark

Portuga

l

Latvi

a

Rom

ania

Sweden

Estonia

Finland

France

Bulgaria

BiH

pf/k

Wh


Slika 27: Poređenje cijena električne energije za domaćinstva i industriju

2.4.2 Cijene toplotne energije Lokalni troškovi grijanja se sastoje od tekućih (varijabilnih) troškova za gorivo, održavanje, itd. i fiksnih troškova za opremu za grijanje, kao što su kotlovi, itd. Osnovne stavke u cijeni goriva su međunarodni i nacionalni osnovni troškovi, nacionalne takse i primijenjeni porez na dodatnu vrijednost (PDV). Takse i nacionalni PDV se razlikuju od zemlje do zemlje i nisu u potpunosti harmonizirani u Evropi, što znatno pridonosi razlikama u krajnjoj cijeni za razne države. Unutar Evropske Unije, energetske takse su u nekoj mjeri harmonizirane – ustanovljeni su minimalni nivoi taksi u trenutnoj direktivi za energetske takse (Vijeće Evropske Unije, 2003). Uobičajena je praksa da se primjene takse na fosilna goriva i struju. Nove članice Evropske Unije su povlaštene i dozvoljene su niže takse od propisanih, zbog ustupaka koji su odobreni pri pregovorima o proširenju Unije. Nigdje se ne spominje taksa za daljinsko grijanje, ali je ona uključena kroz taksu na fosilna goriva, ako se ona koriste kao energent za proizvodnju toplotne energije. U Evropskoj Uniji postoji mogućnost da se primjeni snižena stopa PDV‐a za prirodni gas i struju, ali ne i za daljinsko grijanje. Zbog ovog može doći do ne konkurentnosti između sistema daljinskog grijanja i onih koji se direktno griju na prirodni gas. Za razliku od električne energije, veoma je teško doći do adekvatnih statističkih podataka kada je u pitanju cijena toplotne energije. Cijene toplotne energije nisu transparentne u potpunosti i trenutno nije izdat detaljan pregled cijena, jer je većina kompanija koje se bave daljinskim grijanjem lokalnog karaktera – nisu državne kompanije. Pored toga, većina dostupnih statistika uzima u obzir ukupnu energiju proizvedenu za grijanje, te je teško razdvojiti toplotnu energiju korištenu za sisteme daljinskog grijanja od one korištene za individualne objekte. Dalje, energenti koji se koriste za proizvodnju toplotne energije su različiti (ugalj, drvo, biomasa, otpad, toplotne pumpe, geotermalni izvori) i teško je dobiti direktnu usporedbu sa sistemom grijanja koji se koristi iz TE Kakanj (koja koristi ugalj kao energent).

Poređenje cijena električne energije za domaćinstva i industriju

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

Austria

Belgium

Bulgaria

Cyp

rus

Cze

ch R

ep.

Den

mark

Estonia

Finland

France

Germ

any

Gree

ce

Hun

gary

Irelan

d Ita

ly

Latvi

a

Lithua

nia

Luxe

mbourg

Malta

Neth

erlan

ds

Poland

Portuga

l

Rom

ania

Slovak

ia

Sloven

ia

Spain

Sweden

Unit

ed K

ingdom

BiH

pf/k

Wh

Domaćinstva - 3.500 kWh/god Domaćinstva - 7.500 kWh/god Industrija - 1 GWh/god Industrija - 20 GWh/god


Slika 28: Cijene toplotne energije iz sistema daljinskog grijanja

Iz priloženog grafikona (Slika 28) se može vidjeti da je u periodu od 1999. do 2003. cijena toplotne energije porasla (za sve zemlje za koje su pronađeni podaci) i može se očekivati da je danas disparitet još veći, te da je cijena oko 20% viša od cijene iz 2003.

Slika 29: Cijena toplotne energije za 2003. godinu

Uspoređujući cijene toplotne energije koju isporučuju TE Kakanj, za grijanje grada Kaknja, i ArcelorMittal Zenica, za grijanje grada Zenice, vidi se da su one na nivou najnižih cijena u Evropi. Konkurentne su i Islandu koji većinu toplotne energije za daljinsko grijanje dobiva iz geotermalnih voda.

Cijene toplotne energije iz sistema daljinskog grijanja

0

2

4

6

8

10

12

14

Austria

Denmark

Finlan

dFranc

e

German

yIta

ly

Netherlan

ds

Sweden

United King

dom

Czech

Rep

ublic

Estonia

Hungary

Latvi

a

Lithu

ania

Poland

Slovak R

epub

lic

Slovenia

Bulgari

a

Croatia

Romania

Iceland

Norway

Switzerl

and

pf/k

Wh

1999 2000 2001 2002 2003

Cijena toplotne energije za 2003. godinu

12,31

11,79

10,53

10,21

9,78

9,61

8,45

8,37

8,14

7,08

6,62

6,52

6,36

6,15

6,14

5,84

5,44

5,07

4,68

4,30

4,29

4,15

3,55

2,73

4,45

9,40

0

2

4

6

8

10

12

14

Denmark Ita

ly

Austria

Norway

German

y

Sweden

Switzerla

ndFrance

Netherlan

ds

Czech

Republic

Hungary

Lithu

ania

Slovenia

Slovak R

epub

licLa

tvia

Finland

Poland

Croatia

United King

domBulg

aria

Estonia

Romania

Iceland

TE Kakan

j

Arcelor

Mittal Z

enica

Toplane

Sarajev

o

pf/k

Wh


2.5 LITERATURA

1. http://en.wikipedia.org/wiki/Distributed_generation

2. U.S. Department of Energy DOE

3. Catalogue of CHP Technologies, U.S. Environmental Protection Agency Combined Heat and Power Partnership

4. The European Education tool on Cogeneration, EDUCOGEN project, second edition, 2001

5. M.P. Boyce: Handbook for Cogeneration and Combined Cycle Power Plants, ASME 2001

6. Šemso Hadžiefendić, Alija Lekić, Emin Kulić: “Kogeneracija i alternativne tehnologije u proizvodnji električne energije”, Bosna‐S Oil Services Company, Konzalting Biro, Sarajevo, 2003

7. “The Heating Book ‐ 8 steps to control of heating systems”, Chapter 2 ‐ District heating systems used in Western Europe, Danfos A/S, Denmark, 2008

8. Bogdan Ž, Šerman N, Baburić M: “Mogućnost optimiranja pogona EL‐TO Zagreb“, Centar za transfer tehnologije d.o.o., Fakultet strojarstva i brodogradnje, Zagreb, 2001

9. “Rekonstrukcija toplinskog sustava za pripremu vrele vode u pogonu Elektrana‐Toplana Zagreb”, AT Eneko d.o.o., Zagreb, 2001

10. http://www.wienenergie.at

11. “Prague District Heating System”, Application for 1st Global District Energy Climate Awards, Prazska Teplarenska, 2009

12. Power Statistics 2010 Edition, Eurelectric Electricity for Europe

13. http://www.ptas.cz

14. http://www.dbdh.dk – Danish Board of District Heating

15. http://www.ens.dk – Danish Energy Agency

16. http://www.euroheat.org – Euroheat & Power

17. http://www.energy.eu – Europe's Energy Portal

18. http://http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/eurostat/home – European Commission Statistics

19. http://www.eia.gov – U.S. Energy Information Administration


3 IDENTIFIKACIJA POSTOJEĆEG STANJA GRIJANJA NA PODRUČJU DO/I ZENICE

U okviru ovog poglavlja identificirano je postojeće stanje sistema grijanja na području do/i Zenice, obuhvatajući pripadajuću infrastrukturu, troškove snabdijevanja toplotnom energijom i tehnički kapacitet. Također, prikazana je projekcija toplotnog konzuma područja do/i Zenice i presjek klimatskih parametara koji imaju značajan uticaj na sistem snabdijevanja toplotnom energijom. Analiza i identifikacija je provedena prema poglavljima koja su detaljno opisana u nastavku. 3.1 PREGLED POSTOJEĆEG STANJA GRIJANJA NA PODRUČJU DO/I ZENICE Identificirano je postojeće stanje grijanja na području Zenice i na ostalim manjim područjima od interesa, posebno u gradu Kaknju, podrazumijevajući pregled načina grijanja (individualno/centralno grijanje), kao i vrste goriva/energenta koji se koriste. Grijanje stambenih (kuće i stanovi), poslovnih prostora i drugih objekata na području do/i Zenice riješeno je na više načina i to:

Rješenje s centralnim toplovodnim sistemom – kogenerativni rad energetskih postrojenja, Grijanje s individualnim ložištima, Grijanje na električnu energiju.

Grijanje u centralnim dijelovima Kaknja i Zenice riješeno je sa centralnim toplovodnim sistemom. 3.1.1 Stanje sistema grijanja na području Zenice Distributer toplotne energije na području Zenice je Javno preduzeće Grijanje d.o.o. Zenica, koje je osnovano 1967. godine, a osnivač je bila Općina Zenica. Proizvođač toplotne energije je kompanija „ArcelorMittal Zenica“. Za proizvodnju toplotne energije koriste se industrijska energetska postrojenja, koje čine industrijski parni kotlovi, te jedna toplotna stanica i dvije pumpne stanice za snabdijevanje gradskog područja. Na postrojenjima proizvođača vrši se i hemijska priprema napojne vode kao i dopuna sistema daljinskog grijanja. Energetska postrojenja u sastavu „ArcelorMittal Zenica“ su projektovana za kombinovanu proizvodnju tehnološke pare za potrebe „ArcelorMittal Zenica“, proizvodnju električne energije na turbo‐generatorima i proizvodnju toplotne energije za grijanje grada Zenice, što predstavlja tipični industrijski kogenerativni rad energetskih postrojenja. Kao energenti na industrijskim kotlovima koriste se energetski ugalj, koksni i visokopećni gas (proizvodi rada metalurških postrojenja) i zemni gas. Postrojenja koja se koriste za grijanje grada Zenice, a koja su u vlasništvu kompanije „ArcelorMittal Zenica“, uglavnom zadovoljavaju sadašnje potrebe. U Toplani‐Termoelektrani u krugu „ArcelorMittal Zenica“ nalaze se dva parna kotla, svaki projektovane produkcije pare po 220 t/h (para 96 bar, 540°C). Toplotna stanica za grad je projektovane snage 174 MW i po pitanju snage zadovoljava sadašnje. Međutim, u obzir treba uzeti starost ove toplotne stanice. Za slučaj proširenja sistema daljinskog grijanja obavezna je rekonstrukcija pumpnih stanica (varijanta je ukidanje manje pumpne stanice u Staroj termoelektrani, te rekonstrukcija i proširenje glavne pumpne stanice na lokaciji Toplane‐Termoelektrane).


U nadležnosti distributera toplotne energije JP „Grijanje“ d.o.o. Zenica su gradska vrelovodna mreža („primarna mreža“) i toplotne podstanice u priključenim objektima. Kućne instalacije („sekundarna mreža“) pripada potrošačima. JP Grijanje Zenica raspolaže dužinom vrelovodne (primarne) mreže oko 120 km čiji su parametri: 150/75°C, PN 25. Na slici 30 prikazano je postojeće stanje vrelovodne mreže daljinskog grijanja na području grada Zenice8. Vrelovodna mreža je zrakasto – prstenastog oblika i u cjelini je položena podzemno u betonskim kanalima. Cijevi za transport vrele i tople vode su čelične te su izolirane mineralnom vunom i obložene ljepenkom. Postoje dva glavna magistralna vrelovoda, koji su prečnika DN 500, a čija je polazna tačka iz kruga proizvođača toplotne energije „ArcelorMittal Zenica“. Usko grlo predstavljaju spojni vrelovodi koji se vode u krugu „ArcelorMittal Zenica“ (dva spojna vrelovoda DN 400, koji se vode od toplotne stanice do mjernog mjesta gdje se toplotna energija predaje distributeru).

Slika 30: Dispozicija postojeće vrelovodne mreže daljinskog grijanja na području grada Zenice

Stanje instalacija daljinskog grijanja koje su u nadležnosti distributera i potrošača u sadašnjoj situaciji karakteriše:

• Dotrajalost i zastarjelost većine instalacija. Ovo se prvenstveno odnosi na vrelovodnu i toplovodnu mrežu u betonskim kanalima i toplotne podstanice. Za vrelovodnu i toplovodnu mrežu u betonskim kanalima ne postoji mogućnost detekcije kvarova, zbog čega je otkrivanje oštećenja cjevovoda otežano i što uzrokuje stalan i veliki gubitak vrele i tople vode. Toplotne podstanice su bez elemenata automatske temperaturne regulacije. Bitno je napomenuti da su pojedine instalacije su u upotrebi i preko 35 godina, te je nužna rekonstrukcija i modernizacija skoro kompletnog sistema daljinskog grijanja, a za što uglavnom postoje idejni projekti i tehnička rješenja.

8Modernizacija daljinskog grijanja grada Zenice, Javno preduzeće „Grijanje“ d.o.o. Zenica


• Instalacije grijanja koje su u vlasništvu potrošača (cijevni razvodi, grijaća tijela) su u velikoj mjeri zastarjele i dotrajale. Uglavnom je zastupljen sistem dvocijevnog razvoda tople vode i radijatorski sistem grijanja. Većina objekata priključenih na sistem daljinskog grijanja nije toplotno izolovana.

• U cjelini gledano sistem daljinskog grijanja je zastario i u energetskom pogledu neefikasan.

Rekonstrukcija i modernizacija sistema daljinskog grijanja u gradu Zenici uslovljava velika finansijska ulaganja u dužem vremenskom periodu. Ovaj projekt ne obuhvata rekonstrukciju sekundarne mreže u Zenici, obzirom da se toplotna energija isporučuje na pragu izmjenjivačke stanice. Problematika sekundarne mreže odnosno gubici u mreži iako nisu sastavni dio ovog projekta trebaju se svakako uzeti u obzir, te se treba pristupiti rješavanju isitih u što kraćem roku s ciljem povećanja efikasnosti cjelokupnog projekta. Stoga se predlaže da se ovaj problem riješi dugoročnim ugovorima sa JP Grijanje Zenica kojim bi se JP Grijanje Zenica obavezala da će uložiti sredstva u rekonstrukciju svoje mreže. U planu je izgradnja trećeg gradskog magistralnog vrelovoda u cilju priključenja novih potrošača i zbog loših karakteristika postojećeg sistema. 2001. godine JP Grijanje je izradilo idejno rješenje za izgradnju novog gradskog magistralnog vrelovoda koje je 2009. godine usklađeno sa novim zahtjevima. Trasa novog magistralnog vrelovoda prikazana je na slici 31.

Slika 31: Dispozicija novog magistralnog vrelovoda

Kako je prikazano na gornjoj slici predviđeno je da se izgradnja novog magistralnog vrelovoda realizuje u toku izgradnje planirane gradske saobraćajnice (GGM – glavna gradska magistrala) iz razloga što idejna trasa novog magistralnog vrelovoda u velikoj mjeri prati trasu GGM. Cijevi za transport vrele i tople vode novog vrelovoda će biti izvedene korištenjem predizoliranih cijevi. Ova vrsta cijevi sastoji se od čelične cijevi, poliuretanske pjene koja je toplotni izolator i vanjske cijevi od polietilena visoke gustoće, koja štiti od vanjskih uticaja i predstavlja zaštitni omotač. Izgradnjom novog magistralnog vrelovoda postići će se mogućnost uravnoteženja toplotnog


opterećenja pojedinih gradskih magistrala, mogućnost priključenja gradskih i prigradskih mjesnih zajednica i naselja, te pojedinih subjekata („RMU“, „KPZZT“), koji do sada nisu obuhvaćeni toplifikacijom. 3.1.2 Stanje sistema grijanja na području Kaknja Proizvodnja toplotne energije u Kaknju se obavlja u energetskom postrojenju u sklopu Termoelektrane Kakanj, kojeg čini vrelovodna stanica sa parnim izmjenjivačem toplote za pripremu vrele vode, (u daljem tekstu: TE). Kotlovi u TE Kakanj prvenstveno su namijenjeni za produkciju pare visokog pritiska koja pokreće turbinu. Distribuciju toplotne energije za područje grada Kaknja obavlja Javno preduzeće Grijanje Kakanj koje je osnovano 1986. godine. Sistemom se zagrijava oko 219.000 m2 sa oko 15 000 stanovnika. Sistem daljinskog grijanja grada Kaknja čine slijedeći segmenti:

• Proizvodnja: vrelovodna stanica za pripremu vrele vode ‐ primarnog nosioca toplotne energije, locirana u sklopu termoelektrane Kakanj i koja se opskrbljuje energijom oduzimanjem pare iz parnih turbina TE Kakanj;

• Transport: vrelovod od toplotne stanice u TE Kakanj do toplotnih podstanica u gradu; • Distribucija: toplotne podstanice za pripremu tople vode ‐ sekundarnog nosioca toplotne

energije i toplovodi (razvod tople vode) od toplotnih podstanica do potrošača toplotne energije (stanovi i komercijalni/javni prostori).

3.1.2.1 Proizvodnja

U kotlovima svih blokova TE “Kakanj” sagorijeva se mrki ugalj iz obližnjih rudnika “Kakanj”, “Breza” i “Zenica”, te u manjim količinama iz rudnika “Gračanica”, “Kamengrad”, “Bila” i “Livno”. Svi kotlovi su sa tečnim odvodom šljake. Pepeo se pneumatski odvodi do silosa, a zatim se zajedno sa šljakom odvozi gumenim transporterima na deponiju. Proizvedena para u kotlovima se koristi za pogon parnih turbina za proizvodnju električne energije. TE “Kakanj” je uključena u elektro‐energetski sistem (EES) preko postrojenja 110 kV i 220 kV.

U glavnom pogonskom objektu (GPO) blokova 1‐6, udaljenom oko 30 m od rijeke Bosne, smješteni su blokovi 2 x 110 MW, sa odvojenim strojarnicama od kotlovnica. U GPO 1‐6 je instalirana toplotna stanica kapaciteta 30,4 MWt. Shema toplotne stanice je data na slici 32.

Za zagrijavanje vrele vode unutar toplotne stanice koristi se dio pare blokova 5 i 6, sa prestrujnog parovoda između ST‐dijela turbine i NT‐dijela turbine. Ovo je prvi stepen grijanja koji podmiruje potrebe daljinskog grijanja, u vrijeme povoljnih vremenskih prilika. Kada su niže vanjske temperature, uključuje se drugi stepen, koji se snabdijeva sa parom sa 6. oduzimanja ili sa reducir stanice. Karakteristike pare I stepena: Količina: 2 x 10,188 t/h Pritisak: 1,8 bara Temperatura: 210 0C Karakteristike pare II stepena: Količina: 2 x 11,7 t/h Pritisak: 6‐11 bara Temperatura: 210 0C9

9 Temperatura drugog stepena je 320 0C, ali zbog stanja parovoda ista se ograničava na 210 0C


Pozicija Fizička veličina

1 Pritisak

2 Temperatura okoline

3 Nadpritisak pare sa 4. oduzimanja

4 Nadpritisak pare sa 6. oduzimanja

5 Nadpritisak vrele vode iza pumpi

6

Nadpritisak vrele vode na izlazu iz IT

7 Nadpritisak vrele vode na ulazu u IT

8 Temperatura pare sa 4. oduzimanja

9 Temperatura pare sa 6. oduzimanja

10 Temperatura kond. iza K1

11 Temperatura kond. iza K2

12 Protok vrele vode

13 Temperatura vrele vode izlaz

14 Temperatura vrele vode ulaz

Slika 32: Shema toplotne stanice za grijanje grada Kaknja

U GPO‐u bloka 7 instalirana je toplotna stanica TS‐2 snage 16,8 MWt, koja obezbjeđuje vrelu vodu (110°C) i toplu vodu (90/70°C) za grijanje vlastitih objekata termoelektrane putem kalorifera i radijatora. Sa postojećih blokova može se obezbijediti znatno veća količina toplote za grijanje naselja, neregulisanim oduzimanjima iz turbine blokova 5 i 6, a posebno ako se isti namjenski za potrebe kombinovane proizvodnje, rekonstruišu uz obezbjeđenje pare regulisanim oduzimanjem. Dakle, kao što je istaknuto, urađen je toplifikacioni sistem kojim se preko niza izmjenjivačkih podstanica u Gradu sagledava samo centralno grijanje stambenih i ostalih pratećih objekata ukupne površine 219.000 m2 i čiji rad se svodi samo na sezonu grijanja, koja za Kakanj traje cca 182 dana. Povoljna varijanta oduzimanja pare za potrebe grijanja je sa prestrujnog voda ST‐NT i sa 6‐tog turbinskog oduzimanja blokova 5 i 6 jer odgovara parametrima pare toplotnih podstanica grijanja bez reduciranja pritiska.


Para za grijanje vrelovodne stanice obezbjeđuje se također sa RS‐4 blokova 5 i 6, odnosno njenih međuveza sa drugim blokovima. Para se sa prestrujnog parovoda ST‐NT dijela turbine i sa 6. oduzimanja turbine blokova 5 i 6 koristi za grijanje vrelovodne stanice TS‐1. 3.1.2.2 Transportna vrelovodna mreža

Na sekundarnoj strani toplotne stanice TS‐1 od 30,4 MWt nalazi se vrelovod, koji snabdijeva toplotom grad Kakanj. JP ”Grijanje” Kakanj raspolaže mrežom vrelovoda dužine oko 20 km (čiji su parametri: 150/75°C, NP 40 bar) i toplovoda dužine od oko 125 km (čiji su parametri: 90/70°C, NP 16 bar). Projektovani pritisak je 27 bar, dok je radni pritisak oko 20 bar, a polazna tačka je iz TE Kakanj. Cijevi za transport vrele i tople vode su čelične i izolirane su mineralnom vunom ili izopur izolacijom, dok se jedan dio mreže sastoji od predizoliranih cijevi. Glavni vod iz TE Kakanj je prečnika DN 250 (ø 273 x 6,3 mm) i vodi se nadzemno do Kaknja pored rijeke Bosne u dužini od 4 km, pri čemu 1 km cjevovoda spada u nadležnost TE Kakanj, dok je ostatak u nadležnosti JP Grijanje Kakanj. Izolacija nadzemnog dijela vrelovoda je urađena sa mineralnom vunom, poliuretanskom pjenom i aluminijskim limom kao završnim slojem. Zbog lošeg stanja vrelovodne mreže (Slika 33), pojedine dionice mreže su zamijenjene (Slika 34). Na 2 km vrelovoda je zamijenjena izolacija izopur izolacijom, koja se sastoji od mineralne vune, poliuretanskih žljebaka i završnim slojem od poliesterskog staklenog mata (Slika 35). Ugradnjom nove izolacije od mineralne vune znatno su smanjeni toplotni gubici transporta toplote do grada.

Slika 33: Stanje vrelovodne mreže prema Kaknju

Slika 34: Sanacija pojedinih dionica


Slika 35: Postavljanje izolacije na cjevovod

3.1.2.3 Distribucija

Trenutno su u sistemu 26 toplotnih podstanica za oko 326 poslovnih prostora i 3.050 stambenih prostora. Ne postoji regulacija na nivou zgrada, a u podstanicama postoji ručna regulacija. Javlja se problem regulacije toplovodne mreže i optimalnog korištenja. 3.1.2.4 Vlasnički odnosi

Razmatrajući sistem daljinskog grijanja grada Kaknja, valja uzeti u obzir da je proizvodnja toplotne energije i dio transporta (prvih 1000 m vrelovoda, gledajući od TE Kakanj) su u vlasništvu i odgovornosti TE Kakanj. Preostali dio vrelovoda (transportnog sistema) i sistem distribucije u vlasništvu su i nadležnosti JP Grijanje. Vlasništvo JP Grijanje je do zapornog ventila na ulazu u pojedini objekt, nakon čega vlasništvo nad pojedinim podsistemima razvoda toplote (instalacijama) prelazi na suvlasnike ‐ potrošače. 3.1.2.5 Mjerenje

Prema činjenici da je proizvodnja u vlasništvu TE Kakanj, JP Grijanje kupuje toplotnu energiju od TE Kakanj bazirano na mjerenju predane toplote. Ultrazvučno mjerilo toplotne energije je locirano u termoelektrani, tj. nalazi se u vrelovodnoj stanici. To dakako znači da su gubici transporta toplote uključeni u cijeni prema krajnjim kupcima (potrošačima). Ovdje valja uočiti da dio gubitaka nastaje u dijelu vrelovoda (transportnog sistema) koji je u vlasništvu i nadležnosti TE Kakanj, a nalazi se iza tačke preuzimanja, tj. mjerenja. Mjerenja kod krajnjeg kupca (potrošača) nisu izvedena, niti individualno, ali ni na nivou zgrade ili toplotne podstanice. Također ne postoje kontrolna mjerila na krajnjim tačkama ili međutačkama transporta. 3.1.2.6 Karakteristike potrošnje

Toplotna energija se koristi isključivo za zagrijavanje prostora. Kako je rečeno, ne postoji mjerenje niti na nivou zgrade ili toplotne podstanice, a pogotovo ne individualnih prostora (stanova). Potrošnja toplote za grijanje se obračunava na temelju grijane površine (m2). Priprema sanitarne tople vode formalno ne postoji, no neki potrošači samoinicijativno ugrađuju individualne spremnike tople vode koji se napajaju iz sistema grijanja. Iako ovo nije dozvoljeno, teško je u praksi kontrolirati. Stoga je indirektno priznata legalizacija ovakvih uređaja kroz naplatu dodatnih 17 m2 (fiktivnih). Sezona grijanja traje u osnovi 182 dana.


3.1.2.7 Dosadašnji i očekivani razvoj

Razvoj toplotnog sistema grada Kaknja se može promatrati kroz dvije faze:

• I faza: od 1986. do 1997. godine kada se toplotna energija nije plaćala TE Kakanj (daljinsko grijanje grada kao 'kompenzacija' za povećano zagađenje okoliša zbog izgradnje TE ‐ supstitucija starih kotlovnica na ugljen),

• II faza: od 1996/97.god. do danas kada se toplotna energija plaća TE Kakanj. Karakteristika druge faze je štednja energije, odnosno racionalizacija potrošnje. Primjenom niza mjera kao što su balansiranje cijevne mreže, kako primarne, tako i sekundarne, analiza korištenja grijanja i niz eksperimentalnih mjera nastojalo se optimizirati režim eksploatacije. Razvojni planovi obuhvaćaju ispitivanje mogućnosti širenja mreže, daljnje poboljšanje izolacije nadzemnog dijela cjevovoda, postepenu rekonstrukciju podzemnih cjevovoda i kontinuirano uvođenje predizoliranih cijevi, razvoj mjerenja toplotne energije kod potrošača i druge mjere racionalizacije. Javljaju se zahtjevi od krajnjih kupaca (potrošača) za mjerenjem i naplati toplote prema mjerenim‐očitanim vrijednostima (ugradnja kalorimetara). Dakako, izvodivost individualnih mjerenja je upitna zbog karakteristika postojećih razvoda u zgradama (vertikale). Uvedeno je eksperimentalno mjerenje toplotne energije: u sistemu daljinskog grijanja u sezoni 1999/2000 god. ugrađeno je više kalorimetara, različitih karakteristika na karakterističnim tačkama. Ustanovljeno je da ugrađeni kalorimetri imaju ne samo funkciju obračuna stvarno utrošene toplotne energije, nego i funkciju regulacije i balansiranja toplotne mreže. Kanton je investirao u mjerila u objektima u njegovom vlasništvu (škole i dr.), ali obračun se i dalje vrši po jedinici površine zbog nepostojanja odgovarajućeg tarifnog modela (postoji prijedlog obračuna po jedinici energije ‐ MWh, uključivo fiksni i varijabilni trošak). Potrošači su putem lokalne TV informirani o tehničkim mogućnostima ugradnje mjerila. Zahtjev je da se ova praksa dalje širi kroz inicijativu općine (suinvestitor općina/kanton, budući korisnik). Potrebno je riješiti pitanje investiranja, kroz povoljnije kredite i eventualno sudjelovanje Elektroprivrede. 3.1.3 Stanje grijanja na ostalim područjima do/i Zenice U dijelovima koji nisu zahvaćeni centralnim – toplifikacionim sistemom grijanja Zenice i Kaknja, grijanje objekata zasnovano je na individualnoj osnovi, uključujući javne objekte, individualne kuće i jedinice kolektivnog stanovanja, gdje se svaka stambena jedinica posebno snabdijeva toplotnom energijom. U domaćinstvima se za grijanje uglavnom koristi drvna biomasa i ugalj koji se nabavljaju lokalno, dok u javnim objektima prevladava korištenje lož ulja i uglja. Struja za grijanje koristi se u vrlo malom broju pojedinačnih stanova, kao osnovni energent, dok je taj broj nešto veći kada se koristi za rezervno grijanje i za prelazne periode grijanja u individualnim sistemima sa kotlovima na čvrsto gorivo. 3.2 PREGLED PODATAKA O TEHNIČKOM KAPACITETU I POTROŠNJI TOPLOTNE ENERGIJE

NA PODRUČJU DO/I ZENICE Kako bi se dao pregled podataka o tehničkom kapacitetu i potrošnji toplotne energije na području do/i Zenice, projektni tim je upotpunio podatke o toplotnom kapacitetu korisnika koji su spojeni na postojeći sistem centralnog grijanja i individualnih kotlovnica.


3.2.1 Tehnički kapacitet i potrošnja toplote na području Zenice U postojećem sistemu centralnog grijanja Zenice toplotni konzum potreban za podmirenje potrošača koji su trenutno priključeni na sistem grijanja se procjenjuje na oko 100 MW, od čega je trenutno u pogonu oko 80 MW, dok je kapacitet toplotne stanice za grad 174 MW. Toplotna stanica je puštena u rad 1986. godine. U sastavu toplotne stanice su dva osnovna izmjenjivača sa pritiskom pare 1,2 bar i dva vršna izmjenjivača sa pritiskom pare 10 bar. U osnovnim izmjenjivačima voda se može zagrijati od 70°C do 110°C, a u vršnim izmjenjivačima od 110°C do 150°C. Na energetskim podpostrojenjima „ArcelorMittal Zenica“ primijenjen je kogenerativni način proizvodnje tehnološke pare, električne energije i toplotne energije. Proizvodnja električne energije se vrši na dva turbogeneratora snage 7 MWe i 25 MWe, od čega se oko 4,5 MWe koristi za rad postrojenja za grijanje grada Od pokretanja integralne proizvodnje (2008. godina) kao energenti na kotlovskim postrojenjima se koriste ugalj, koksni gas, visokopećni gas i zemni gas. Omjer potrošnje pojedinih energenata varira, a podatke o potrošnji posjeduje „ArcelorMittal Zenica“. Sezona grijana traje šest mjeseci u kontinuitetu u toku 24 sata, od 15.10. tekuće do 15. 04. naredne godine. Obračun isporučene toplotne energije za grijanje grada se vrši na mjernim mjestima, gdje magistralni vrelovodi izlaze iz kruga „ArcelorMittal Zenica“. Isporuka toplotne energije se vrši na osnovu Ugovora o isporuci toplotne energije za grijanje grada Zenice, koje svake godine sklapaju distributer i proizvođač toplotne energije.

U sistemu daljinskog grijanja Zenice nalazi se oko 570 toplotnih podstanica od kojih je oko 65% sa direktnom izmjenom toplote. Kapacitet toplotnih podstanica je u rasponu od 30 kW do 2 MW. Pritisci u polaznim magistralnim vrelovodima iznose oko 12 bar. Projektovani ukupni protok glavnih cirkularnih pumpi u sistemu daljinskog grijanja iznosi oko 3.200 m3/h.

Prema podacima JP Grijanje Zenica u sistemu centralnog grijanja zagrijava se oko 20.000 stambenih jedinica u zgradama, te oko 1.600 individualnih stambenih objekata. Ukupna zagrijavana površina u gradu Zenici je oko 1.250.000 m2, od toga oko 1.000.000 m2 stambenih prostora i oko 250.000 m2 poslovnih prostora, s tim da je u poslijeratnom periodu oko 15% korisnika isključeno sa sistema daljinskog grijanja. U donjoj tabeli prikazani su tehnički podaci za toplinarstvo Zenice, koji su usklađeni sa podacima iz “Studije energetskog sektora BiH”.

Tabela 8: Tehnički podaci za toplinarstvo Zenice

Temperaturni režim vrelovoda / primarna strana 130/70 0C

Temperaturni režim toplovoda / sekundarna strana 90/70 0C

Regulacija sistema uglavnom ručna

Broj toplotnih podstanica 570

Ukupna dužina cjevovoda (vrelovoda) 120 km

Kapacitet toplotne stanice u „ArcelorMittal Zenica“ 174 MWt

Površina grijanja poslovnih prostora 250 000 m2

Površina grijanja stambenih prostora 1 000 000 m2

Ukupna zagrijavana površina 1 250 000 m2

Za potrošače u Zenici u primjeni su dva načina naplate grijanja ‐ naplata po paušalu i naplata po kalorimetru. Cijena je različita za fizička lica (građani/stambeni prostori) i pravna lica (poslovni prostori).

Od sezone 2008/2009. cijene grijanja poslovnih prostora po paušalu iznosi 4,00 KM/m2 (bez PDV‐a), a plaća se isključivo u toku sezone grijanja. Za stambene prostore, cijena je niža i iznosi 0,962 KM/m2 (bez PDV‐a) ukoliko se usluga grijanja plaća tokom cijele godine. Ukoliko se plaća samo u toku sezone grijanja (6 mjeseci), cijena za stambene prostore je 1,924 KM/m2 (bez PDV‐a).


Ukoliko se naplata vrši po potrošnji toplotne energije (naplata po mjeraču utroška toplotne energije), ukupna cijena se formira od zbira varijabilnog dijela (isporučena toplotna energija mjerena u MWh) i fiksnog dijela (paušal u iznosu od 10% od ukupno zagrijavane površine prostora). Ovaj vid naplate se plaća isključivo u toku sezone grijanja. Cijena jednog MWh toplotne energije za pravna lica iznosi 102,96 KM. Cijena jednog MWh toplotne energije za fizička lica iznosi 94,36 KM. Cijena fiksnog dijela ista je kao kod naplate po paušalu (4,00 KM/m2 za pravna lica i 1,924 KM/m2 za fizička lica), a računa se za 10% ukupne zagrijavane površine prostora10. Cijena isporučene toplotne energije koju distributer JP „Grijanje“ plaća kompaniji „ArcelorMittal“ je promjenljiva i ugovara se za svaku sezonu posebno. Ne postoji dugoročni ugovor o isporuci toplotne energije za grijanje grada Zenice, što uzrokuje česte nesporazume između proizvođača i distributera toplotne energije.

Cijena za zadnju sezonu grijanja 2010/2011. godina je iznosila 42 KM/MWh (bez PDV‐a).

U cijeni grijanja koju distributer plaća kompaniji „ArcelorMittal Zenica“ uključeni su energenti, koji se u različitim omjerima sagorijevaju na industrijskim kotlovskim postrojenjima:

• energetski ugalj (asortiman sitni); • industrijski gasovi (proizvodi metalurških postrojenja) ‐ koksni i visokopećni gas; • zemni gas.

Dopuna sistema grijanja usljed gubitaka vrele i tople vode, fakturiše se zasebno na osnovu realizovane dopune mreže daljinskog grijanja (KM/m3 hemijski pripremljene vode).

Napomena: Osim cijene energenata, od drugih elemenata cijenu grijanja u manjoj mjeri određuje i sistem proizvodnje na postrojenjima „ArcelorMittal Zenica“, konkretno proizvodnja električne energije na turbogeneratoru.

Na energetskim postrojenjima „ArcelorMittal“ (industrijski kotlovi, turbogenerator, toplotna stanica) vrši se kogenerativni način proizvodnje:

• tehnološka para (za rad metalurških postrojenja „ArcelorMittal“); • električna energija (za potrebe metalurških postrojenja „ArcelorMittal“); • toplotna energija za grijanje grada.

3.2.2 Tehnički kapacitet i potrošnja toplote na području Kaknja U postojećem sistemu centralnog grijanja Kaknja toplotni konzum tj. angažovana snaga koju JP Grijanje Kakanj preuzima od TE Kakanj procjenjuje se na 12,5 MW, vršna snaga je 22 MW, dok je raspoloživi kapacitet u TE Kakanj gdje se nalazi izvor toplote 30,4 MW. Grijna sezona traje šest mjeseci pri čemu nema prekida u radu grijanja u toku dana. Ovakav način grijanja izaziva probleme sa komforom kod potrošača, jer je veoma teško, ili bolje reći nemoguće, postići projektne parametre. Iako je TE Kakanj modernizirala sistem i uvela automatsku regulaciju parametara, regulacija se i dalje vrši ručno. Ovaj sistem se sastoji od podstanica, čiji je princip rada izmjenjivački, i pumpi sa konstantnim protokom, pri čemu se regulacija isporučene toplote energije vrši regulacijom temperature u TE Kakanj. Odziv u ovakvom sistemu je veoma spor i potrebno je oko 6 sati da potrošač osjeti promjene u sistemu.

Kapacitet podstanica je u rasponu od 70 kW do 6,5 MW i sastoji se od 27 podstanica. U većini podstanica regulacija se vrši ručno tokom dnevnog obilaska operatera, dok se samo u kompaktnim podstanicama, kojih postoji vrlo malo, regulacija vrši klizno u skladu sa vanjskom temperaturom zraka. U tabeli 9 dat je prikaz instaliranih podstanica u sistemu daljinskog grijanja grada Kaknja.

10Podataci dobiveni od JP Grijanje Zenica.

Studija op

Prema ptoga 32površinaprostoramjesecimmjesec,

Tabela 9

Toplotpodstan

TP1

TP2

TP3

TP4

TP5

TP6

TP7

TP8

TP9

TP10

TP11

TP12

TP13

TP14

TP15

TP16

TP17

TP18

TP19

TP20

TP21

TP22

TP23

TP24

TP25

TP26

TP27

30

40

50

60

70

pravdanosti snab

podacima JP 6 poslovniha je oko 21a. U 2010. gma od 15.10prikazana je

: Instalirane t

tna nica

Radntempera

(C)

1 max 60

2 max 60

3 max 60

4 max 60

5 max 60

6 max 60

7 max 60

8 max 60

9 max 60

0 max 60

1 max 60

2 max 60

3 max 60

4 max 60

5 max 60

6 max 60

7 max 60

8 max 60

9 max 60

0 max 60

1 max 60

2 max 60

3 max 60

4 max 60

5 max 60

6 max 60

7 max 60

48,31

X

dijevanja toplins

Grijanje Kak prostora (p9.400 m2, ogodini, sredn0. do 15.04. e na slici 36, a

toplotne podst

na atura

Radnipritisa(bar)

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 5 bar

0 °C 6 bar

0 °C 6 bar

0 °C 6 bar

Sli

44,69

XI

kom energijom iz

kanj u sistempravnih lica)od toga je 1nja specifičnaje 53,52 (Wa u tabeli 10

tanice u sistem

k Godina

izgradnje

1986

1986

1986

1986

1986

1987

1986

1986

1986

1986

1986

1987

1987

1991

2000

2005

2009

1988

2009

2008

2009

2002

2009

1998

1986

2002

1986

Ukupno:

ika 36: Specifi

66,2

XII

z TE Kakanj podru

mu centralno) i 3.050 sta171.240 m2sa potrošnja /m2). Specifidati su tehn

mu daljinskog

Instalirana snaga (kW)

5.080

2.541

3.811

5.082

2.541

3.650

3.641

650

4.370

2.000

6.000

2.500

6.500

1.000

1.000

1.000

2.000

2.500

390

120

170

500

700

200

1.000

70

2.541

61.557

ična potrošnja

64,51

I

učja do/i Zenice

og grijanja pambenih prostambenog ptoplotne enična potrošnnički podaci z

g grijanja grad

Broj grijanih stanova

246

140

263

345

92

231

227

71

198

87

156

134

420

51

67

65

86

29

17

9

5

59

52

3050

a toplote (W/m

62,98

II

priključeno jeostora (fizičkprostora i 4ergije (W/mnja toplote (Wza toplinarstv

da Kaknja

Ukupna površina stanova (m2)

pp

14.863,4

7.561,2

14.645,4

15.704,2

7.700,6

12.627,3

12.396,8

3.931,4

10.553,2

5.249,0

9.755,4

2.197,9

29.089,6

3.629,1

3.268,4

3.782,0

4.629,0

1.451,4

1.286,2

654,8

470,2

2.613,9

3.181,5

171.241,9

m2)

8

50,9

III

Fin

e 3.376 koriskih lica). Zag8.160 m2 po

m2)za grijni pW/m2) za svvo Kaknja.

Broj grijanih poslovnih prostora

Upopopr

32 1

26

32

22

10

76

19

7

17

2

7

19

3

3

6

5

8

4

2

1

8

13

1

3

326 48

37,0

IV

alni izvjestaj

snika, od grijavana oslovnog period po vaki grijni

Ukupna ovršina oslovnih rostora (m2)

11.389,7

2.530,3

1.950,0

1.172,3

5.706,2

4.981,6

1.243,2

282,4

4.413,8

182,6

723,3

3.689,8

2.029,0

1.891,7

260,3

2.144,7

527,7

123,0

256,5

12,0

224,1

562,0

341,0

1.519,3

8.156,4

05


Tabela 10: Tehnički podaci za toplinarstvo Kaknja11

Projektna temperatura zraka za grad Kakanj ‐18 0C

Temperaturni režim vrelovoda / primarna strana 150/75 0C

Temperaturni režim toplovoda / sekundarna strana 90/70 0C

Princip rada TP je izmjenjivački sa zatvorenom ekspanzijom

Nazivni pritisak primarne strane NP 40 bara

Nazivni pritisak sekundarne strane NP 16 bara

Regulacija sistema klizna regulacija

Ukupna dužina cjevovoda (vrelovoda) oko 20/125 km

Trenutni raspoloživi kapacitet cca 30 MW

Površina grijanja poslovnih prostora 47 700 m2

Površina grijanja stambenih prostora 171 300 m2

Ukupna zagrijavana površina 219 000 m2

Broj "ugašenih" kotlovnica na području grada 24

Trajanje sezone grijanja 15.10. ‐ 15.04.

Prosječna zimska temperatura za grad Kakanj (sezona grijanja) +3,7 ‐ +4,0 0C

Prema podacima JP Grijanje Kakanj, cijene grijanja su različite za stambene i poslovne prostore koji su priključeni na sistem centralnog grijanja u Kaknju. Naplata se vrši paušalno i za poslovne objekte iznosi 4,00 KM/m2 bez PDV‐a, dok je za stambeni prostor cijena niža i iznosi 1,43 KM/m2, bez PDV‐a. Plaćanje se isključivo vrši u toku sezone grijanja. Važno je napomenuti da naplata po utrošku toplotne energije ne postoji. Cijena koju JP Grijanje Kakanj plaća TE Kakanj iznosi 23,35 KM/MWh bez PDV‐a. 3.3 PROJEKCIJA POTREBA TOPLOTNOG KONZUMA PODRUČJA DO/I ZENICE DO 2030.

GODINE Osnovno polazište za tehničko dimenzionisanje sistema, kao i za proračun ekonomske opravdanosti projekta izgradnje vrelovoda se ogleda u projekcijama toplotnog konzuma na projektnom području za narednih 20 godina. Usljed vrlo dinamičkog i nepredvidivog društveno‐ekonomskog razvoja u datom periodu, nemoguće je izvršiti precizne procjene kretanja toplotnog konzuma. Međutim, u svrhu izrade tehničkog idejnog rješenja i ukupne procjene izvodljivosti projekta uvedene su određene pretpostavke na osnovu postojećih procjena kretanja rasta sistema, kao i određene granične pretpostavke uslovljene obavezama Bosne i Hercegovine po pitanju aspekata energetske efikasnosti.

S tim u vezi, u ovom poglavlju su predstavljeni osnovni klimatski parametri projektnog područja kako bi se opisale tehničke potrebe sistema po pitanju očekivanih vanjskih temperatura, kao i prikazani rezultati proračuna projekcije rasta toplotnog konzuma u periodu do 2030. godine. 3.3.1 Glavni klimatski parametri Klimatski uslovi imaju značajan uticaj na sistem grijanja, naročito na kontrolu sistema. Glavni tehnički parametri u vezi sa klimatskim uslovima su:

Prosječna temperatura zraka tokom sezone grijanja; Vanjska projektna temperatura zraka; Trajanje sezone grijanja; Broj dana grijanja; Vlažnost zraka; Ruža vjetrova.

11 JP Grijanje d.o.o. Kakanj

Studija op

Na teritoravničarzimske temperaispod 10period, mjesečn

Prema pzime 20periodu 11 su pr Tabela 1

Srednja je iznosiu 2010.

0

5

10

15

20

pravdanosti snab

oriji BiH postrske i brdovittemperatureature su u o00C. Prema pod 15.10. done temperatu

S

podacima Fe009‐2010. biu 2010. god

rikazane sred

1: Srednje mje

Se

ND

Sredn

mjesečna teila 5,73 oC. Ngodini.

8,48

X

dijevanja toplins

toje tri tempte regije u cee se kreću opsegu izmepodacima JP o 14.04. (43ure za grijni p

Slika 37: Sredn

ederalnog Hidle su nešto dini su bile ndnje vrijedno

esečne tempe

Mjeseci Januar Februar MartAprilMajJuniJuli

August eptembar Oktobar Novembar Decembar nja vrijednost

emperatura zNa donjoj slic

9,5

XI

kom energijom iz

peraturne zoentralnom doko 00C,

đu 100C i 12Grijanje Kak368 h), u Kakperiod u 201

nje mjesečne

drometeoroiznad prosješto niže neosti temperat

erature u Zenic

2006‐1,11,65,512,215,318,421,518,416,512,55,41,810,7

za grijni perici prikazane

2,

XII

Srednj

z TE Kakanj podru

one: topla, umijelu BiH. Ljea ljetne tem20C, dok u oanj u 2010. gknju je iznos10. godini.

temperature u

loškog zavodeka. U Zeniego u prethoture po mjes

ci (0C)

20074,36,58,712,91720,922,721,313,79,72,9‐0,411,7

iod, od 15.10su srednje m

641,7

I

ja mjesečna t

učja do/i Zenice

mjerena i hlaeta su topla mperature oblastima izngodinisrednjsila 7,45 0C.

u Kaknju za gr

da Bosne i Hci, srednje godnim godinasecima u 0C u

20081,14,27

11,616,920,620,920,914,912,573,411,8

0. do 14.04.mjesečne tem

723,1

II

emperatura

adna. Umjeri zime umjerdostižu 350

nad 500 m a mjesečna tNa slici 37 p

rijni period (0C

Hercegovine,godišnje temama (2007, 2u Zenici.

2009‐1,31,75,713,418,119,221,521,617,310,37,23,511,5

(4368 h), u mperature za

19

7,6

III

Fin

rene oblasti ureno hladneC. Srednje nadmorske vtemperaturaprikazane su

C)

temperaturmperature u2008, 2009).

2010 0,9 2,3 6,3 11,2 15,1 19,3 21,8 21,7 15,6 9,2 9 1,2 11,1

2010. godinia grijni perio

65

18

IV

alni izvjestaj

uključuju . Srednje godišnje visine su a za grijni u srednje

re tokom grijnom . U tabeli

i u Zenici od Zenice

8,99


Slika 38: Srednje mjesečne temperature u Zenici za grijni period (0C)

3.3.2 Projekcija toplotnog konzuma Proračun projekcija rasta potreba toplotnog konzuma se bazirao na podacima dobivenim od strane preduzeća koja se bave distribucijom toplotne energije u Zenici i Kaknju, a odnose se na procjene proširenja sistema u periodu od narednih 20 godina. Proračun također uzima u obzir očekivano smanjenje potrošnje energije uslovljeno provođenjem mjera energetske efikasnosti. Naime, Bosna i Hercegovina je u okviru članstva u Energetskoj zajednici zemalja Jugoistočne Europe preuzela obaveze implementacije zahtijeva EU direktiva iz oblasti energetske efikasnosti u domaće zakonodavstvo. Jedan od najvažnijih zahtjeva je smanjenje ukupne potrošnje energije u iznosu od 9% u odnosu na baznu 2010. godinu, do kraja 2018. godine. Državni indikativni ciljevi po ovom zahtjevu će biti precizno definisani u okviru Državnog akcionog plana za energetsku efikasnost koje se očekuje da će biti na snazi od kraja 2011. godine. S tim u vezi, proračun projekcije potreba toplotnog konzuma je proveden prema sljedećoj formuli:

1 1, 2,(1 )n n n nQ Q k k−= + −

gdje su:

nQ ‐ Godišnja potreba konzuma za toplotnom energijom za n‐tu godinu (MWh),

1nQ − ‐ Godišnja potreba konzuma za toplotnom energijom za prethodnu godinu (MWh),

1,nk ‐ Godišnja stopa rasta ukupne grijne površine (%),

2,nk ‐ Godišnja stopa smanjenja toplotnih potreba usljed implementacije mjera energetske

efikasnosti (%). Cilj provedbe proračuna projekcije kretanja potreba toplotnog konzuma je da odredi granične vrijednosti očekivane stvarne vrijednosti toplotnih potreba u periodu do 2030. godina. Maksimalna granična vrijednost služi kao glavni tehnički parametar dimenzionisanja kompletnog sistema, dok minimalna vrijednost predstavlja ukupne rizike implementaciji projekta i koristi se u proračunu ekonomske opravdanosti. 3.3.2.1 Projekcija konzuma na području Zenice do 2030. godine

Podaci o toplotnom konzumu su formirani na osnovu podataka dobivenih od JP Grijanje Zenica. Prema istim, trenutni toplotni kapacitet ‐ snaga potrošača priključenih na vrelovodnu mrežu iznosi cca. 80 MW. Ovaj podatak ne treba dovoditi u vezu sa trenutnom proizvodnjom i potrošnjom energije koja se proizvodi i isporučuje iz ArcelorMittal‐a, jer ista ovisi o fiksnim količinama energije


koja se isporučuje na osnovu godišnjih ugovora i finansijskih projekcija. Ova veličina u proračunu projekcije rasta potreba toplotnog konzuma predstavlja početnu veličini za baznu 2010. godinu. Nadalje, potrebno je razlikovati i projektovane kapacitete – instalisanu snagu kod potrošača i stvarnu potrošnju koja u mnogome ovisi o klimatskim uvjetima i načinu zagrijavanja prostora, te naglasiti da svi podaci koji se daju i koriste za potrebe proračuna u ovoj i svim ostalim studijama se baziraju na projektovanim kapacitetima koji prema iskustvenim saznanjima mogu biti i do 20% veći od stvarnih. Povećanje kapaciteta toplotnog konzuma, odnosno projekcije i analize promjene istog uzimaju u obzir sljedeće:

1. Povećanje kapaciteta kod postojećih korisnika; 2. Priključenje korisnika koji su ranije bili priključeni na sistem grijanja; 3. Priključenje novih potrošača iz gradskih naselja koja do sada nisu bila priključena na sistem; 4. Dalje širenje mreže na prigradska naselja; 5. Demografske promjene.

S druge strane, potrebno je uzeti u obzir poboljšanje termičkih karakteristika objekata što će dovesti do određenog smanjenja potrošnje toplote.

Smanjenje potrošnje toplotne energije u sektoru zgradarstva prema zahtjevima EU je modelirano u ovom proračunu na način da se za period 2010 – 2013. godine pretpostavlja stanje bez promjena, odnosno ne očekuje se implementacija mjera energetske efikasnosti na objektima. Za period 2014 – 2016. godina pretpostavlja se godišnje smanjenje potrošnje u iznosu od 0,2%, a za period nakon 2017. godine godišnje smanjenje u iznosu od 0,4%.

Prema navedenim faktorima moguće je napraviti i vremensku podjelu promjena u potrošnji kako slijedi:

1. Kratkoročne promjene koje bi obuhvatile period od 1 do 3 godine, 2. Srednjoročne promjene koje bi obuhvatile period od 3 do 5 godina, 3. Dugoročne promjene koje bi obuhvatile period od 5 do 20 godina.

Tabela 12 pokazuje vezu između promjene konzuma i vremenskog razdoblja promjena.

Tabela 12: Vremenska podjela promjena konzuma

1‐3 god. Kratkoročne Povećanje / smanjene kapaciteta kod postojećih korisnika.

Priključenje korisnika koji su ranije bili priključeni na sistem grijanja

3‐5 god. Srednjoročne Priključenje novih potrošača iz gradskih naselja koja do sada nisu bila priključena na sistem

Dalje širenje mreže na prigradska naselja

5‐20 god. Dugoročne Demografske promjene

Prema podacima dobivenim od strane JP Grijanje Zenica, povećanje toplotnog konzuma je planirano na 170 MW. Ovaj podatak se odnosi uglavnom na kratkoročni i srednjoročni period razmatranja. Povećanje toplotnog konzuma uglavnom će predstavljati povratak većih potrošača, koji su u poslijeratnom periodu izgradili sopstvene kotlovnice, te priključenje novih potrošača na planirani novi gradski magistralni vrelovod DN500 (treći gradski magistralni vrelovod). Izgradnja trećeg magistralnog vrelovoda je planirana prilikom izgradnje gradske saobraćajnice GGM (glavna gradska magistrala). Izgradnja trećeg magistralnog vrelovoda DN 500 će omogućiti uslove za toplifikaciju gusto naseljenih gradskih i prigradskih naselja koja do danas nisu toplificirana: gradsko naselje Pišće, prigradska naselja Broda, Podbrežje, Rujev Do, Vardište, Trgovišće, Zukići, Krivače, Krč i dr, veće industrijske zone (RMU, KPZ ZT i dr).

U srednjoročni plan ulazi i toplifikacija velikih prigradskih naselja Tetovo, Janjići, Klopče.


Analiza mogućih promjena u dugoročnom periodu bazira se uglavnom na demografskim promjenama. Na osnovu podataka dobivenih od Federalnog Zavoda za Statistiku koji obrađuju prirodno i mehaničko kretanje stanovništva primjetna je stagnacija populacije, te se može zaključiti da neće doći do značajnijih promjena stanovništva u narednih 20 godina, odnosno da se ne mogu očekivati značajnije promjene u toplotnom konzumu dugoročno. Slike 39 i 40 prikazuju prirodno i mehaničko kretanje stanovništva za općinu Zenica, prirodno kretanje u periodu 1996–2010, a mehaničko kretanje za period 2008–2010. Kao što se jasno vidi postoji neznatan prirodni priraštaj koji je anuliran mehaničkim odljevom populacije, te je za očekivati da će se populacije Općine Zenica zadržati na broju od cca. 120,000.

Slika 39: Projekcija prirodnog i mehaničkog kretanja stanovništva na području Zenice za period od 1996 – 2010.

Slika 40: Procjena priraštaja stanovništva na području Zenice za period od 1996 – 2010.

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Godina

Bro

j sta

novn

ika

Živorođeni

Umrli

Prirodnipriraštaj

Migracija

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Prirodnipriraštaj

Migracija

Priraštaj

Poly. (Priraštaj)


Projekcija rasta potrošnje toplotne energije za Zenicu, su prikazane na donjoj slici.

Slika 41: Procjena porasta toplotnog konzuma na području Zenice do 2030. godine12

3.3.2.2 Projekcija konzuma na području Kaknja do 2030. godine

Prema ranije prikazanim podacima, toplotni konzum u Kaknju se procjenjuje na oko 48,7 MW instalirane snage, određene prema standardnim projektnim parametrima. Međutim, podaci o specifičnoj potrošnji toplotne energije u Kaknju za 2010. godinu (tabela 13) i potrošnju toplotne energije po sezonama od 1996 – 2011. godine (Slika 42), dobiveni od JP Grijanje Kakanj, govore da je sistem opterećen samo sa nekih 30% maksimalne snage, što ukazuje ili na dosta smanjeni toplotni komfor grijnog prostora, ili pak na nezainteresovanost konzumenata za usluge sistema uglavnom iz ekonomskih razloga. S druge strane, godišnja specifična potrošnja toplotne energije izražena od 272 kWh/m2 ukazuje na izrazito nizak nivo energetskih karakteristika grijanih objekata u Kaknju, što ostavlja dosta prostora u budućnosti, posebno u periodu do 2030. godine, za implementaciju mjera energetske efikasnosti. Osnovna "baseline" stvarna potrošnja toplotne energiju u Kaknju se može definisati za 2010. godinu, u iznosu od 59.619 MWh, kako je prikazano u tabeli 13, što odgovara toplotnom kapacitetu od 13,65 MW.

Tabela 13: Specifična i ukupna potrošnja toplotne energije za Kakanj ‐ 2010. godina

Specifična potrošnja toplotne energije

(W/m2)13

Specifična potrošnja toplotne energije

(kWh/m2)

Ukupna potrošnja toplotne energije

(MWh)

Januar 64,51 48,00 10511,00

Februar 62,98 42,32 9268,64

Mart 50,9 37,87 8293,44

April 37,05 26,68 5842,04

Oktobar 48,31 35,94 7871,44

Novembar 44,69 32,18 7046,72

Decembar 66,2 49,25 10786,36

Ukupno 272,24 59619,65

12 Razvojni planovi Zeničko‐dobojskog kantona 13 JP Grijanje Kakanj

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Topl

insk

i kon

zum

[MW

]

Godina


Slika 42: Potrošnja toplotne energije po sezonama u Kaknju14

Kako bi se odredio trend rasta potrošnje toplotne energije na području Kaknja u periodu do 2030. godine potrebno je uvesti pretpostavke širenja toplotnog konzuma. Prema podacima JP Grijanje Kakanj, u 2008. godini je u Kaknju bilo ukupno 212.000 m2 grijanog prostora, dok je u 2010. godini konzum obuhvatao 219.000 m2, kako stambenog tako i poslovnog prostora. Prema tome, obuhvat sistemom je u posljednje dvije godine povećan za 3,3%, ili 1,64% godišnje. Povećanje kapaciteta toplotnog konzuma, odnosno projekcije i analize promjene istog uzimaju u obzir sljedeće:

1. Povećanje kapaciteta kod postojećih korisnika; 2. Priključenje korisnika koji su ranije bili priključeni na sistem grijanja; 3. Priključenje novih potrošača iz gradskih naselja koja do sada nisu bila priključena na sistem; 4. Dalje širenje mreže na prigradska naselja; 5. Demografske promjene.

Prema analizama rađenim 1990. godine, a dobivenim od strane JP Grijanje Kakanj, ukupni toplotni konzum na području Općine Kakanj koji je moguće priključiti na sistem daljinskog grijanja je: prigradska naselja – 24,6 MW, dolina Trstionice – 16 MW, dolina Zgošće – 8,6 MW, Papratnica i Kujavče – 4,1 MW. Uzimajući u obzir da je sistem u Kaknju predimenzionisan, može se pretpostaviti da su i ove vrijednosti previsoke, te se mora uzeti određena rezerva pri određivanju ukupnog toplotnog konzuma. S druge strane, potrebno je uzeti u obzir poboljšanje termičkih karakteristika objekata što će dovesti do određenog smanjenja potrošnje toplote.

Smanjenje potrošnje toplotne energije u sektoru zgradarstva prema zahtjevima EU je modelirano u ovom proračunu na način da se za period 2010‐2013. godine pretpostavlja stanje bez promjena, odnosno ne očekuje se implementacija mjera energetske efikasnosti na objektima. Za period 2014‐2016. godina pretpostavlja se godišnje smanjenje potrošnje u iznosu od 0,2%, a za period nakon 2017. godine godišnje smanjenje u iznosu od 0,4%.

Na osnovu podataka dobivenih od Federalnog Zavoda za statistiku koji obrađuju prirodno i mehaničko kretanje stanovništva primjetna je stagnacija populacije, te se može zaključiti da neće doći do značajnijih promjena stanovništva u narednih 20 godina, odnosno da se ne mogu očekivati značajnije promjene u toplotnom konzumu dugoročno.

14 JP Grijanje Kakanj

0

10

20

30

40

50

60

Uku

pna

potro

šnja

topl

otne

ene

rgije

(GW

h)

96/97 97/98 98/99 99/00 00/01 01/02 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11Sezona


Projekcije rasta potrošnje toplotne energije za Kakanj, prema gore navedenim podacima, pretpostavkama i projekcijama, su prikazane na donjoj slici. Za potrebe daljinskog grijanja grada Kaknja i pripadajuća okolna naselja, do 2030. godine očekuje se ukupni porast toplotnog konzuma na 30 MW. Prema ovoj vrijednosti treba dimenzionirati sistem kako bi se osiguralo sigurno snabdijevanje do 2030. godine.

Slika 43: Procjena porasta toplotnog konzuma na području Kaknja do 2030. godine

3.3.2.3 Projekcija konzuma na području oko Općine Kakanj

Prigradska naselja Općine Kakanj, kao što su Čatići, Doboj, Separacija, ili su već obuhvaćeni razvojnim planovima JP Grijanje Kakanj ili trebaju biti uključeni u planirani razvoj ovog lokalnog preduzeća. Planirane toplotne potrebe grada Kaknja (30 MW) već uzima u obzir proširenje mreže na spomenuta područja. 3.3.2.4 Projekcija pokrivanja toplotnog konzuma manjih mjesta iz TE Kakanj do Zenice

Na području između Kaknja i Zenice nalazi se nekoliko manjih mjesta – Bilješevo, Lašva, Dumanac, Modrinje i dr, koji prema procjenama izvođača Studije nisu potencijalni potrošači. Planirane toplotne potrebe svih mjesta iznosi cca. 2‐3 MW i smatra se nedovoljnom da bi se ostavile konekcije na magistralnom vrelovodu za buduće priključke. Mali broj stambenih jedinica na ovom području nalazi se i na nadmorskoj visini oko 500 m, pa bi odvojak, koji bi trebalo napraviti i podstanicu za podizanje nivoa tlaka, bila nerentabilna. Osim navedenog, žitelji ovih mjesta imaju grijanje s individualnim ložištima te se dovodi u pitanje prelaska na sistem daljinskog grijanja.

Ukoliko bi došlo do znatnog povećanja toplotnog konzuma – širenja naselja ili izgradnje industrijskih objekata, lako se može izgraditi priključak na magistralni vrelovod i podstanica, a da krajnji klijent, grad Zenica ne osjeti. Ovo će omogućiti tačno pozicioniranje odvojka, tj. lokacija priključka će biti odabrana što bliže krajnjem potrošaču.

0

5

10

15

20

25

30

35

Topl

insk

i kon

zum

[MW

]

Godina


3.4 OCJENA MOGUĆNOSTI I KAPACITETA POSTOJEĆIH TERMOBLOKOVA TE KAKANJ U POGLEDU PROIZVODNJE I MOGUĆNOSTI PLASMANA TOPLOTNE ENERGIJE

3.4.1 Postojeće stanje u TE Kakanj TE “Kakanj” je smještena u dolini rijeke Bosne, 5 km uzvodno od grada Kaknja. Instalirana snaga Termoelektrane je 450 MW. U TE Kakanj izgrađeno je sedam blokova, od čega su blokovi 4x32 MW izvan pogona. U kotlovima svih blokova TE “Kakanj” sagorijeva se mrki ugalj iz obližnjih rudnika “Kakanj”, “Breza” i “Zenica”, te u manjim količinama iz rudnika “Gračanica”, “Kamengrad”, “Bila” i “Livno”. Svi kotlovi su sa tečnim odvodom šljake. Pepeo se pneumatski odvodi do silosa, a zatim se zajedno sa šljakom odvozi gumenim transporterima na deponiju. Proizvedena para u kotlovima se koristi za pogon parnih turbina za proizvodnju električne energije.TE Kakanj je priključena na elektro‐energetski sistem (EES) preko postrojenja 110 kV i 220 kV. Građena je etapno, kako slijedi:

I etapa: blokovi 1 i 2, snage po 32 MW, pušteni u pogon 1956.godine (van pogona); II etapa: blokovi 3 i 4, snage po 32 MW, pušteni u pogon 1960.godine (van pogona); III etapa: blok 5, snage 110 MW, pušten u pogon 1969.godine; IV etapa: blok 6, snage 110 MW, pušten u pogon 1977.godine; V etapa: blok 7, snage 230 MW, pušten u pogon 1988. godine.

Blokovi 1, 2, 3 i 4, svaki po 32 MW, su izvan pogona, jer im je istekao životni vijek, i sada su u stanju da se ne mogu koristiti. Planirana je demontaža postojeće opreme i priprema lokacije za gradnju zamjenskih blokova. Blokovi 5 i 6 izvedeni su sa kondenzacijskim turboagregatima, nominalne snage 110 MW svaki proizvodnje Škoda. Turbine su izvedene kao trokućišne sa međupregrijanjem. Pri tome para iz kotla ekspandira u kućištu visokog tlaka (VT), nakon čega se odvodi cjevovodom hladnog voda međupregrijanja natrag u kotao. U kotlu se vrši zagrijavanje pare u međupregrijaču te para nastavlja ekspanziju u kućištu srednjeg tlaka (ST), odakle se prestrujnim cjevovodom vodi u kućište niskog tlaka (NT) te se nakon završene ekspanzije uvodi u kondenzator gdje predaje toplinu rashladnoj vodi. Sistem termičke pripreme napojne vode snabdijeva se parom za zagrijavanje napojne vode preko nereguliranih oduzimanja, odgovarajućeg energetskog nivoa, izvedenih na turbinama srednjeg (ST) odnosno niskog (NT) tlaka. Na ovim turbinama izvedeno je tzv. neregulirano oduzimanje pare koje služi za grijanje grada Kaknja. Neregulirano oduzimanje izvedeno je ugradnjom "T" razdjelnika na prestrujni cjevovod pare između kućišta ST i kućišta NT. Od "T" razdjelnika para se cjevovodom vodi do zagrijača mrežne vode koja transportira toplinu do potrošača u gradu. Sa postojećih blokova može se obezbijediti znatno veća količina topline za grijanje naselja, neregulisanim oduzimanjima iz turbine blokova 5 i 6, a posebno ako se isti namjenski za potrebe kombinovane proizvodnje, rekonstruišu i rehabilitiraju uz obezbjeđenje pare regulisanim oduzimanjem. Povoljna varijanta oduzimanja pare za potrebe grijanja je sa prestrujnog voda ST‐NT i sa 6‐tog turbinskog oduzimanja blokova 5 i 6 jer odgovara parametrima pare toplotnih podstanica grijanja bez reduciranja pritiska. Tako je učinjeno na bloku 5, a blok 6 se upravo rekonstruiše sa istim karakteristikama, kao blok 5. Na slici 44 je prikazana toplotna shema bloka 5 i bloka 6, kao postojeće stanje.


Para za grijanje vrelovodne stanice obezbjeđuje se također sa RS‐4 bloka 5 i 6, odnosno njenih međuveza sa drugim blokovima, kao što je prikazano na slici 44. Para se sa prestrujnog parovoda ST‐NT dijela turbine i sa 6‐tog oduzimanja turbine bloka 5 i 6 koristi za grijanje vrelovodne stanice TS‐1. Blokovi 5 i 6 su rekonstruisani i osposobljeni kao toplifikacioni blokovi sa regulisanim oduzimanjem za potrebe grijanja.


BOSNA‐S/ENOVA 64

Shema međuveza blokova 5 i 6TE "Kakanj" Blok - MW5i6 110 Crtež broj 1

VT ST NT

I oduz.

IV o

duz.

V o

duz.

VI o

duz.

VII

oduz

.

II oduz.

III oduz.

VTZ 1 VTZ 2

NTZ 5 NTZ 4 NTZ 3 KLP

KOP

KP

KOND

KEP

NTZ 2

NTB

VTB

NTZ 1

SNV

ENP

RS 1RS 2RS 3

RS 4

VT

VT

ST NT

NT

I oduz.

IV o

duz.

V o

duz.

VI o

duz.

VII

oduz

.

II oduz.

III oduz.

VTZ 1 VTZ 2

NTZ 5 NTZ 4 NTZ 3 KLPKOP

KP

KOND

NTZ 2

NTB

VTB

NTZ 1

SNV

ENP

RS 1RS 2RS 3

RS 5RS 5

RS 4

na R

S 1

i 2

sa RS 3

na lo

kaln

u TS

sa RS blokova 32 MW

TOPLOTNA STANICA ZA GRIJANJE KAKNJA

BLOK 5 BLOK 6

BLOK 7

na zagrijače zraka

dizne KO 5dizne KO 6

zrak

otpl

injač

otpl

injač

eksp

ande

r ods

olja

vanj

a

eksp

ande

r ods

olja

vanj

a

NO 200

NO

200

NO

200

NO

200

NO 2

00

NO 2

00

NO

200

NO

200

NO

200

NO 300

NO 300

NO 200

NO 400

NO 400

NO 400

NO 150 NO 150

Slika 44: Toplotna shema blokova 5 i 6, postojeće stanje


BOSNA‐S/ENOVA 65

Blok 7 izveden je sa kondenzacijskim turboagregatom snage 230 MW proizvođača Škoda. Izvedba turbine je trokućišna sa međupregrijanjem, te je osim veće snage i dimenzija te modernije konstrukcije kućišta, koncepcijski vrlo slična turbinama 110 MW. Svi tehnički podaci dani su od strane JP Elektroprivreda BiH, u dokumentima i toplinskim shemama postrojenja. 3.4.2 Oduzimanje pare u svrhu kombinirane proizvodnje električne energije i grijanja Oduzimanje pare u svrhu kombinirane proizvodnje električne energije i grijanja moguće je izvesti na sljedeće načine:

a) Oduzimanje sa nereguliranim tlakom; b) Oduzimanje sa reguliranim tlakom; c) Protutlačna turbina.

3.4.2.1 Oduzimanje sa nereguliranim tlakom

Neregulirano oduzimanje za grijanje dovodi do klizanja tlakova u turbini. Neregulirano oduzimanje realizirano na prestrujnom cjevovodu pomoću ugradnje "T" razdjelnika omogućava spajanje i dovođenje pare u zagrijač mrežne vode. Ukupna količina pare koja je izašla iz kućišta srednjeg tlaka dijeli se na glavnu struju koja ekspandira u niskotlačnom dijelu turbine do tlaka u kondenzatoru i struju koja ide u toplotnoj stanici za grijanje mrežne vode. Ova protočna količina gledana kao maseni protok manja od nazivne (a mora biti manja jer je dio pare oduzet za zagrijač) stoga dolazi do pada tlaka. Istovremeno, time se dodatno smanjuje maseni protok u niskotlačni dio turbine te svi tlakovi padaju. Budući da su konfiguracijom kućišta i rotora u čeliku definirani svi odnosi kao posljedica povećanih oduzimanja, a time i novih odnosa tlakova, osim lošijeg aerodinamičkog stupnja korisnosti, te pogoršanja pretvorbe ekspanzije u električnu energiju, može doći i do pojave nedozvoljenih aksijalnih sila. Presjeci cjevovoda za oduzimanje u svakom slučaju predstavljaju faktor ograničenja oduzetog volumenskog protoka tako da zbog pada tlaka možemo oduzeti manje kilograma pare. Stoga za slučaj oduzimanja s nereguliranim tlakom potrebno je voditi računa o ograničavanju količine oduzete pare što za posljedicu može imati znatnije rekonstrukcije u smislu povećanja otvora oduzimanja na samom kućištu, što u slučaju znatnijih količina oduzimanja može dovesti i do potrebe rekonstrukcije čitavog protočnog dijela (statora i rotora), te vanjskog kućišta turbine bilo ST, bilo NT ili oba. 3.4.2.2 Oduzimanje sa reguliranim tlakom

Oduzimanje pare za grijanje sa reguliranim tlakom moguće je izvesti ugradnjom "T" razdjelnika na prestrujni cjevovod pare od kućišta turbine ST do kućišta turbine NT. Regulacija tlaka ostvaruje se ugradnjom zapornog i regulirajućeg organa iza "T" razdjelnika. Položaj ovog zapornog organa otvoreno – do zatvoreno, regulira protok pare u NT dijelu turbine od maksimuma do minimuma. Razdjelnik pare spaja se cjevovodom sa zagrijačem mrežne vode za daljinsko grijanje. Ukoliko je uspostavljen protok mrežne vode kroz zagrijač, para iz turbine ide u zagrijač gdje kondenzacijom predaje svoju toplinu mrežnoj vodi. Tlak kondenzacije moguće je zadati i održavati ga zatvaranjem ili otvaranjem zapornog organa. Ukoliko je mrežna voda "hladna" tražit će više topline, tlak kondenzacije pada, ali regulator ga vraća na zadani pomoću zatvaranja protoka pare u niskotlačni dio turbine, čime se automatski povećava protok pare u zagrijač.


BOSNA‐S/ENOVA 66

Povećano oduzimanje pare za zagrijač mrežne vode odnosno posljedično smanjenje količine pare koja ekspandira u niskotlačnom dijelu turbine dovodi do povećanja energije za grijanje, ali i do smanjenja proizvedene električne energije. Ovo rješenje primjenjuje se onda kada je od primarne važnosti proizvodnja električne energije, a grijanje je izrazito sezonskog karaktera (u slučaju izrazito duge sezone grijanja bilo bi moguće primijeniti protutlačnu turbinu). U slučaju primjene reguliranog oduzimanja, tlak oduzimanja se zadaje, a moguće je i isključiti reguliranje. Kod minimalnih protoka u niskotlačnom dijelu turbine doći će do vrtloženja i gubici trenja i ventilacije bit će veći od dobivenog rada. Stoga je potrebno ugraditi sistem za hlađenje lopatica niskog tlaka koje se hlade uštrcavanjem kondenzata po obodu kućišta NT. Primjenom sistema hlađenja NT dijela turbine moguće j eoduzeti 95% nazivnog masenog protoka bez posljedica po turbinu NT. 3.4.2.3 Protutlačni režim

Ekspandiranjem pare u parnoturbinskom agregatu dobiva se električna energija, a para gubi energetski nivo kako po pitanju tlaka tako i temperature. Cijeli proces može se izvesti tako da na izlazu iz turbine para ima energetski nivo pogodan za grijanje ili neku drugu upotrebu (na primjer u industriji). Izgaranje u kotlu i prijenos topline na paru moguće je realizirati uz stupanj korisnosti od približno 90% (ovisno o gorivu), a približno 25% biće izgubljeno kroz dimnjak i u turbinskom ciklusu. 3.4.3 Mogućnosti dobivanja toplinske energije u TE Kakanj Analizirane su maksimalne mogućnosti dobivanja toplinske energije za grijanje iz pojedinih blokova TE Kakanj. Obrađivač Studije je uzeo u obzir sinhronizirani razvoj izvora topline i toplinskog konzuma. Obrađivač je vodio računa da instaliranje tehnologije proizvodnje toplinske energije ide fazno ranije nego razvoj toplinskog konzuma. Kako je u svojim razmatranjima obrađivač isuviše optimističan, kad je u pitanju razvoj priključenog konzuma, te sigurno ima jako puno rezerve u proizvodnim kapacitetima. Sa druge strane, prevelike rezerve u proizvodnom dijelu mogu učiniti kogeneraciju veoma skupim rješenjem. Svi blokovi u TE kakanj će imati mogućnost i proizvodnje toplinske energije, tako da se u svim analizama pojavljuju svi blokovi, odnosno blokovi 5 i 6, koji su spremni za kogeneraciju i blokovi 7 i 8 koji će imati konstruktivna rješenja za kogeneraciju.

Regulirana oduzimanja na blokovima 5 i 6 mogu dati ≈150 MW toplinske energije po bloku, tj. ukupno 300 MW toplinske energije. Umanjenje električne snage iznosi ≈39 MW po bloku, te će snaga na stezaljkama generatora iznositi ≈80 MW, a za dva bloka ≈160 MW ukupno. U tabeli 14 su date detaljne energetske značajke bloka 5 u kondenzacionom i toplifikacionom režimu, a u tabeli 15 su date detaljne energetske značajke bloka 6 nakon rekonstrukcije.

U TE Kakanj izvršena je revitalizacija turbine bloka 5 instalirane snage 110 MW. U sklopu radova izvršena je rekonstrukcija turbine ST i NT kao i pripadajućih cjevovoda koja omogućava regulirano oduzimanje pare na prestrujnom cjevovodu između turbine srednjeg tlaka i turbine niskog tlaka za prvi stupanj zagrijavanja vrele vode. Drugi stupanj zagrijavanja vrele vode vrši se nereguliranim oduzimanjem uz reduciranje tlaka iz turbine srednjeg tlaka (vidi toplotnu shemu na slici 45 Zimski režim).

Maksimalna toplinska snaga iznosi ≈150 MW, a pri tome je snaga na stezaljkama generatora ≈80 MW. Time se postiže umanjenje električne snage u smislu pokrivanja zimske potrošnje električne energije u elektroenergetskom sistemu JP EP BiH. Iz istih razloga blok 7 treba rekonstruisati kako je prikazano na toplinskim shemama za ljetni režim, slika 46, te srednji režim na slici 47 i maksimalni zimski režim slika 48, pri kojem je toplinska snaga 303 MW, a snaga na stezaljkama generatora 172 MW.


BOSNA‐S/ENOVA 67

Tabela 14: Osnovne energetske značajke bloka 5

Parametar Projektovane vrijednosti stare turbine

Nova turbina –

kondenzacioni režim

Grijanje (prema tenderu)

Grijanje (maksimalno moguće)

Struja na terminalima generatora 110 MW 118,55 MW 100,01 MW 80,695 MWOptimalna snaga 100 MW 118,5 MW ‐ ‐ Toplotna energija – ukupno 0 0 80 MWt 150 MWt ‐ I stepen 0 44,7 MWt 81,5 MWt

‐ II stepen 0 35,3 MWt 68,5 MWt Garancijom specificirana potrošnja toplote ciklusa turbine, bruto, za temperaturu vode za hlađenje 15 °C

8371 kJ/kWh snaga 110 MW

7953,7 kJ/kWh

6527,7 kJ/kWh 5009,8 kJ/kWh

Efikasnost/učinak ciklusa turbine za 110 MW

43,00% 45,26% 54,77% 71,86%

Količina pregrijane pare – na ulazu u turbinu

334,5 t/hza 110 MW

335 t/h 335 t/h 335 t/h

Pritisak pregrijane pare na ulazu turbine

130 bar 130 bar 130 bar 130 bar

Temperatura pregrijane pare na ulazu turbine

535 °C 535 °C 535 °C 535 °C

Količina međupregrijane pare na ulazu u turbinu

296 t/hza 110 MW

305,96 t/h 305,14 t/h 304,41 t/h

Pritisak međupregrijane pare na ulazu u turbinu

31,7 bar 29,726 bar 29,168 bar 29,0 bar

Temperatura međupregrijane pare na ulazu u turbinu

535 °C 535 °C 535 °C 535 °C

Broj nekontrolisanih oduzimanja 8 8 8 8 Broj kontrolisanih oduzimanja 0 1 1 1 Temperatura napojne vode 240 °C 235,35 °C 234,29 °C 233,96 °C Temperatura vode za grijanje ‐ I stepen ‐ 70/115 °C 70/112,2 °C‐ II stepen ‐ 115/150 °C 112,2/147,2 °CKoličina toplote za grijanje ‐ I stepen ‐ 44,7 MWt 81,5 MWt ‐ II stepen ‐ 35,3 MWt 68,5 MWt Pritisak u kondenzatoru za temp. Vode hlađenja 15 °C

0,041 bar 0,0378 bar 0,0298 bar 0,0243 bar

Maks. snaga turbine za temp. vode za hlađenje 32 °C

113,61 MW 95,827 MW 78,089 MW

Pritisak u kondenzatoru zatemp. Vode hlađenja 32 °C

0,0929 bar 0,0756 bar 0,0632 bar

Tabela 15: Osnovne energetske značajke bloka 6 prije rekonstrukcije 2011/2012

REŽIMI RADA TURBINE MJERNA

JEDINICA KONDENZACIONI REŽIM GRIJANJE

Opterećenje MW CCA 80 % Maksimalno Nominalno NominalnoSnaga na terminalima generatora

MW 96,750 119,535 110 100,341

Para na ulazu u VT dio turbine Protok T/H 268 335 306,04 335 Pritisak BAR 130 130 130 130 Temperatura °C 535 535 535 535 Para na izlazu iz VT dijela turbine

Protok T/H 263,94 330 301,43 330,09


BOSNA‐S/ENOVA 68

Pritisak BAR 26,688 33,041 30,3 32,371Temperatura °C 331,8 343,8 335,2 341,3 Para na ulazu u ST dio turbine Protok T/H 246,34 306,06 280,22 305,05Pritisak BAR 24,019 29,737 27,27 29,134Temperatura °C 535 535 535 535 Toplotna energija I stepen grijanja 70/115°c MWT 0 0 0 44,717

Mjesto oduzimanja pare PRESTRUJNI

PAROVOD ST‐NT DIO TURBINE

PRESTRUJNI

PAROVOD ST‐NTDIO TURBINE

PRESTRUJNI

PAROVOD ST‐NT DIO TURBINE

PRESTRUJNI

PAROVOD ST‐NTDIO TURBINE

IIstepen grijanja 115/150°c MWT 0 0 0 35,282Mjesto oduzimanja pare VI. ODUZIMANJE VI. ODUZIMANJE VI. ODUZIMANJE VI.ODUZIMANJE

Turbinsko oduzimanje

Ioduzimanje Protok t/h 7,9633 10,761 9,576 4,0669Pritisak bar 0,137 0,1669 0,1543 0,0949Temperatura °c 52,1 56,2 54,6 44,8 IIoduzimanje Protok t/h 8,856 11,441 10,295 5,5376Pritisak bar 0,3995 0,4894 0,4513 0,2729Temperatura °c 75,8 80,8 78,8 66,9 IIIoduzimanje Protok t/h 5,3055 6,7234 6,1057 1,944 Pritisak bar 0,9082 1,1068 1,023 0,6118Temperatura °c 138 132,6 135,9 115,8 IVoduzimanje Protok t/h 9,1202 11,891 10,663 8,9775Pritisak bar 2,0305 2,4868 2,2922 1,9613Temperatura °c 210,5 208 209,6 186,7 Voduzimanje Protok t/h 7,596 10,25 9,0734 7,9737Pritisak bar 4,6997 5,7712 5,3127 4,539 Temperatura °c 307,9 304,6 305,9 279,3 VIoduzimanje Protok t/h 5,6821 7,3832 6,6269 58,235Pritisak bar 7,3829 9,09 8,3577 7,1437Temperatura °c 365,1 363,4 364,4 335,8 VIIoduzimanje Protok t/h 10,949 14,656 13,009 18,598Pritisak bar 14,264 17,604 16,167 16,63 Temperatura °c 457,1 456,2 456,7 450,8 VIIIoduzimanje Protok t/h 0 0 0 0 Pritisak bar 0 0 0 0 Temperatura °c 0 0 0 0 Temp. Vode na ulazu u kotao °C 214,1 235,4 230,6 234,2 Specifična potrošnja toplote turbinskog ciklusa

Temp. rashladne vode 15°c kJ/kWh 8005,4 7895 7943,3 9433,2Temp. rashladne vode 32°c kJ/kWh ‐ ‐ ‐ ‐

Na bloku 7 nije izvedeno, ali je moguće dobiti 300 MW toplinske energije. Umanjenje električne snage iznosi pri tome 58 MW, te će snaga na stezaljkama generatora iznositi 172 MW. Dakle, ukupno moguće je dobiti 600 MW toplotne energije sa postojećih blokova u TE Kakanj. Pri tome bi umanjenje električne snage bilo 136 MW (58 MW + 39 MW + 39 MW).


BOSNA‐S/ENOVA 69

3.4.4 Mogućnosti dobivanja toplinske energije u TE Kakanj iz planiranih blokova Na osnovu dokumenta koji je izašao u martu 2010. godine, a radi se o Planu izgradnje elektroenergetskih objekata u FBiH, planirana je izgradnja dva bloka na lokaciji TE Kakanj:

Blok 8, za koga su na slici 49 data toplotna shema za kondenzacijski režim, a na slici 50 toplinska shema za toplifikacijski režim.

Tabela 16: Osnovne karakteristike bloka 8

1 Naziv objekta Blok 8, 300 MW – TE Kakanj 2 Osnovni podaci o objektu Lokacija objekta Na postojećoj lokaciji

Termoelektrane Kakanj Tip elektrane TE‐TO blok sa sagorijevanjem

uglja u fluidiziranom sloju ili sprašeni ugalj sa podkritičnim parametrima 167 bar, 566°C

Gorivo Ugalj ‐mrki Hd=12.874 kJ/kg;Potrošnja cca 1,4 mil. t/god

Instalisana električna snaga na pragu

300 MWe

Instalisana toplotna snaga 300 MWt Stepen korisnosti bloka 39 % Granične vrijednosti emisije polutanata u zrak

NOx <200 mg/Nm3

SO2 <400 mg/Nm3

Čvrste čestice <30 mg/Nm3

3 Ciljevi i očekivani efekti izgradnje objekta

‐ Obezbjeđenje kontinuiteta proizvodnje električne i toplotne energije

‐ Smanjenje emisija i ispunjavanje preuzetih obaveza vezanih za formiranje tržišta Jugoistočne Europe

‐ Postizanje većeg udjela kombinovane proizvodnje toplotne i električne energije

‐ Povećanje energetske efikasnosti 4 Procjena troškova Ukupni investicioni troškovi (miliona €)

(koji se odnose integralno na rudnik i termoelektranu)

681,00

5 Aktuelno stanje

pripremnih aktivnosti

Saglasnosti nadležnih

organa

Priprema investiciono‐

tehničke dokumentacije

Završen idejni projekatZavršena studija uticaja na okoliš

6 Plan realizacije sa planom ulaganja

Prema projekciji E EB JP EP BiH do 2030. godine, predviđeno je da blok uđe u pogon 2018. godine

TE Kakanj‐kombi ciklus Kombi ciklus na gas je predviđen da se realizira sa novom gasnom turbinom. U tabeli 17 su date osnovne karakteristike kombi bloka, na slici 51 data je toplinska shema za ljetni režim, a na slici 52 je data toplinska shema za zimski režim.


BOSNA‐S/ENOVA 70

Tabela 17: Osnovne karakteristike kombi bloka na gas

1 Naziv objekta TE Kakanj – Kombi ciklus gasne turbine – 100 MW 2 Osnovni podaci o objektu Lokacija objekta Na postojećoj lokaciji

Termoelektrane Kakanj Tip elektrane GTCCGorivo Prirodni plin Hd=33.380 kJ/Nm

3

Instalisana električna snaga cca 100 MWe Instalisana toplotna snaga 75,8 MWt Stepen korisnosti bloka cca 47 % Granične vrijednosti emisije polutanata u zrak

NOx <100 g/MWhSO2 zanemarljive

Čvrste čestice zanemarljive3 Ciljevi i očekivani efekti

izgradnje objekta ‐ Obezbijediti željeni mix goriva‐ Uvećati vrijednost TE nuđenjem vršne energije i rotirajuće

rezerve ‐ Povećanje sigurnosti snabdijevanja i prilagođavanje uslovima

liberalizovanog tržišta el. energije 4 Procjena troškova Ukupni investicioni troškovi (miliona €)

Današnja procjena ulaganja u blok – 100 MW je cca 1000 €/kW

100,00

5 Aktuelno stanje

pripremnih aktivnosti

Saglasnosti nadležnih

organa

Priprema investiciono‐

tehničke dokumentacije

U toku su pripremne aktivnosti na izradi tenderske dokumentacije za Studiju izvodljivosti

6 Plan realizacije sa planom ulaganja

Prema preliminarnim podacima dostavljenim za planiranje razvoja proizvodnih elektroenergetskih kapaciteta u BiH, završetak izgradnje i puštanje u pogon je planirano 2020. godine

Dakle, na osnovu plana izgradnje novih blokova na lokaciji TE Kakanj, bilo bi moguće dobiti 360 MW toplinske energije.


BOSNA‐S/ENOVA 71

Slika 45: Kakanj 110 MW – Zimski režim – Nel=80,5 MW / Q=150,22 MW


BOSNA‐S/ENOVA 72

Slika 46: Kakanj 230 MW – Nominalni režim ‐ Nel=230 MW, Q=0 MW


BOSNA‐S/ENOVA 73

Slika 47: Kakanj 230 MW – Prelazni režim – Nel=191 MW / Q=189,38 MW


BOSNA‐S/ENOVA 74

Slika 48: Kakanj 230 MW – Zimski režim – Nel=172 MW / Q=303,58 MW


BOSNA‐S/ENOVA 75

Slika 49: Blok 8, ljetni režim


BOSNA‐S/ENOVA 76

Slika 50: Blok 8, kogeneracijski režim


BOSNA‐S/ENOVA 77

Slika 51: TE Kakanj ‐ Kombi kogeneracijski blok 100 MW ‐ ljetni režim (kondenzacijski pogon)


BOSNA‐S/ENOVA 78

Slika 52: TE Kakanj ‐ Kombi kogeneracijski blok 100 MW ‐ zimski režim


BOSNA‐S/ENOVA 79

3.4.5 Predviđanje proizvodnje električne i toplinske energije u TE Kakanj do 2030. godine U prethodnom poglavlju dat je pregled mogućnosti dobivanja toplinske energije iz postojećih i novih blokova koji se planiraju graditi. Blokovi 5 i 6 već imaju tehničku mogućnost za davanje maksimalne količine topline, jer su već kod revitalizacije i produženja životnog vijeka za još 100000 radnih sati urađeni za kogeneraciju sa regulisanim oduzimanjima. Dakle, na raspolaganju je već u 2012. godini 300 MWt za grijanje nezavisno od toga da li će ili neće biti tako velikog konzuma. Jasno je da trenutno postrojenja u TE Kakanj mogu dati znatno više toplinske energije nego što je moguće plasirati kod potrošača. U tom smislu, interesantno je sagledati, uporedo, mogućnosti proizvodnje toplinske energije i mogućnosti njenog plasmana prema gradovima Kakanj, Zenica, Sarajevo i usputni gradovi i naselja. Svako naselje koje izvrši supstituciju lokalnih grijanja sa daljinskim grijanjem povećavaju energetsku efikasnost korištenja primarnih goriva za nekoliko desetina procenata, a sa druge strane smanjuju opterećenje na okolinu zbog manje potrošnje goriva, a i zbog kontrolisanog i uređenog postupka sagorijevanja u ložištima kotlova TE Kakanj u odnosu na individualna ložišta. Na bazi informacija dobivenih od odgovornih u JP Elektroprivreda BiH, stanje postojećih i izgradnja novih blokova treba da se odvijaju sljedećom dinamikom:

Blok 5 je moderniziran i pušten u rad 2003. godine sa namjerom da radi do 2018. godine, kada se planira gašenje ovog bloka nakon 15 godina rada poslije modernizacije i uređenja da radi kao kogenerativno postrojenje sa regulisanim oduzimanjem i mogućnošću proizvodnje u prvom stepenu 80 MWt, a sa drugim stepenom ukupno 150 MWt. Planirana proizvodnja električne energije iz ovog postrojenja je 578 GWh/ godišnje. Planirana proizvodnja toplotne energije je do ulaska bloka 6 u rad 20 MWh/godišnje.

Blok 7 je revitaliziran u značajnoj mjeri, posebno kotlovski dio i pušten u rad 2006. godine.

Naglasak je bio više na kotlovskom postrojenju, jer je ono bilo razlog čestog ispada bloka iz pogona. Turbina je revitalizirana u nužnom obimu, tako da bi bila potrebna rekonstrukcija i zamjena određenih dijelova turbine u svrhu namjenske kogeneracije. Sada se sa ove turbine grije najvećim dijelom objekat TE Kakanj, parom sa trećeg oduzimanja turbine. Tako je u 2008. godini struktura pokrivenosti grijanja po blokovima iznosila ovako:

• Blok 5 65%, • Blok 6 25%, • Blok 7 10%.

U cilju ozbiljne kogeneracije turbina bloka 7 se mora rekonstruisati i ako se to desi u narednih dvije do tri godine, ovo postrojenje bi moglo da radi do 2028. godine. Planirana godišnja proizvodnja iz ovog postrojenja je 1444 GWh/godišnje, kao što je prikazano u tabeli 19. Ova struktura će se brzo mijenjati ulaskom bloka 6 u pogon nakon modernizacije, u korist bloka 6. Naime, u toku je modernizacija bloka 6 i po završetku i puštanju u rad ovog bloka, on će biti, pored bloka 5, jedan od glavnih blokova kad je u pitanju daljinsko grijanje. S ovog bloka će se moći dobiti u prvom stepenu 80 MWt, a s drugim stepenom grijanja će se moći dobiti ukupno 150 MWt. Planira se rad s ovim blokom do 2026. Planirana godišnja proizvodnja ovog bloka je 580 GWh godišnje. U tabeli 20 je data proizvodnja električne energije po godinama za sve postojeće blokove, kao i za planirani blok 8. U tabeli 19 se može vidjeti pregled instalirane električne snage u TE Kakanj do 2030. godine. Blok 8 je u fazi planiranja i izrade projekata. Određena je snaga od 300 MWe i u kogeneraciji 300 MWt. Ovaj blok bi trebao biti zamjenski blok za postrojenja koja će izaći iz pogona nakon odrađenog planiranog broja sati.


BOSNA‐S/ENOVA 80

Ovaj blok ulazi u pogon gašenjem bloka 5, dakle 2019. godine. Kako je snaga ovog bloka skoro tri puta veća od bloka 5, to je potrebno obezbijediti znatno veće količine uglja, nego što je to bio slučaj do 2018. godine. Za blok 8 se planira proizvodnja od 2000 GWh godišnje.

Tabela 18: Plan proizvodnje električne energije po blokovima u TE Kakanj do 2030. godine15

Godina G5 G6 G7 G8 Ukupno GWh GWh GWh GWh GWh

2012. 450 457 1210 2117 2013. 460 468 1274 2202 2014. 460 468 1274 2202 2015. 460 468 1274 2202 2016. 460 468 1274 2202 2017. 368 468 1274 2110 2018. 276 468 1274 2018 2019. 184 468 1176 845 2673 2020. 468 1176 1690 3334 2021. 468 1176 1690 3334 2022. 468 1176 1690 3334 2023. 468 980 1690 3138 2024. 390 784 1690 2864 2025. 312 588 1690 2590 2026. 234 588 1690 2512 2027. 588 1690 2278 2028. 588 1690 2278 2029. 1690 1690 2030. 1690 1690

Iz tabele 18 i slike 53, vidljivo je da se održava porast proizvodnje električne energije sve do 2023. godine, zatim proizvodnja opada sa 3334 GWh na 3138 GWh godišnje, da bi, ukoliko se ništa ne uradi na novim zamjenskim blokovima, proizvodnja opala sa 3334 GWh na svega 1690 GWh, što je manje nego sadašnja proizvodnja. Da li je to blok sa kombi ciklusom ili novi blok na ugalj, teško je sada reći, jer se pokazalo jako skupo graditi kombi blok na lokaciji TE Kakanj, zbog izuzetno visoke cijene gasa, tako da se ovo postrojenje neće uzimati u bilans u ovom izvještaju. Na slici 54 dat je prikaz instalirane nominalne električne snage u TE kakanj do 2030.

Ovo se sve odnosilo na proizvodnju električne energije. Da bi se uzelo u razmatranje proizvodnja toplinske energije potrebno je analizirati dinamiku porasta konzuma u gradovima Zenica, Kakanj, Sarajevo i drugi.

15 JP Elektroprivreda BiH


BOSNA‐S/ENOVA 81

Slika 53: Plan proizvodnje električne energije po blokovima u TE Kakanj do 2030. godine

Slika 54: Pregled instalirane električne snage po blokovima u TE Kakanj do 2030. godine

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Godine

Proi

zvod

nja

el. e

nerg

ije (G

Wh)

Blok 5 Blok 6 Blok 7 Blok 8 Ukupno

0

100

200

300

400

500

600

700

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

Godine

Inst

alira

na s

naga

, MW

Blok 8Blok 7Blok 6Blok5


BOSNA‐S/ENOVA 82

Tabela 19: Pregled nominalne instalirane električne i toplinske snage u TE Kakanj do 2030. godine, po blokovima i ukupno16

G5 G6 G7 G8 Ukupno Godina MWe MWt MWe MWt MWe MWt MWe MWt MWe MWt 2011. 110 150 230 16,8 340 166,8 2012. 110 150 110 150 230 16,8 450 316,8 2013. 110 150 110 150 230 16,8 220 300 2014. 110 150 110 150 230 300 450 600 2015. 110 150 110 150 230 300 450 600 2016. 110 150 110 150 230 300 450 600 2017. 110 150 110 150 230 300 450 600 2018. 110 150 110 150 230 300 450 600 2019. 110 150 230 300 300 300 640 750 2020. 110 150 230 300 300 300 640 750 2021. 110 150 230 300 300 300 640 750 2022. 110 150 230 300 300 300 640 750 2023. 110 150 230 300 300 300 640 750 2024. 110 150 230 300 300 300 640 750 2025. 110 150 230 300 300 300 640 750 2026. 110 150 230 300 300 300 640 750 2027. 230 300 300 300 530 600 2028. 230 300 300 300 530 600 2029. 300 300 300 300 2030. 300 300 300 300

Ovo se sve odnosilo na proizvodnju električne energije. Da bi se uzela u razmatranje proizvodnja toplinske energije potrebno je analizirati dinamiku porasta konzuma u gradovima Zenica, Kakanj, Sarajevo i drugi. Treba analizirati tri konzuma i to:

* Grijanje samo Kaknja ** Grijanje Kakanj + Zenica *** Grijanje Kakanj + Zenica + Sarajevo

Razvoj toplinskog konzuma za Općine Kakanj i Zenica je dat u ranijim poglavljima. Razvoj konzuma je realan i baziran na planovima i iskustvima iz sličnih sistema. Razvoj konzuma u suprotnom smjeru od Kaknja i Zenice, odnosno prema Sarajevu i usputnim gradovima i naseljima je predmet nove analize koja upravo treba da se radi dok traje izrada ovog dokumenta. U tom smislu obrađivač će pretpostaviti jedan konzum koji bi grad Sarajevo mogao imati priključen na daljinski sistem grijanja, a koji uzima u obzir da je većina gradskih kotlovnica nakon rata obnovljena i da su prilično nove. U jednoj takvoj situaciji drugi izvor toplote i za vrlo bogate gradove, a mi to sigurno nismo, bio bi veliki luksuz. Kombinacija i dopunjavanje izvora topline ima smisla, te u tom smislu može se govoriti o konzumu koji sigurno nije 600 MW, kao što je predložila studija daljinskog grijanja Sarajeva iz TE Kakanj, nego je to u najboljem slučaju 400 MW. Ovaj konzum bi se mogao priključiti u četiri godine, koliko bi trajala izgradnja vrelovoda TE Kakanj‐Sarajevo. U tabeli 20 je dat pregled priključenog konzuma do 2030. godine po godinama za kombinacije samo grad Kakanj, Kakanj i Zenica, te ukupno sva tri grada. U obzir je uzeto vrijeme potrebno za izgradnju vrelovoda za Zenicu od dvije godine, kao i za Sarajevo od četiri godine. Pregled razvoja toplinskog konzuma uzima u obzir i mogućnost priključenja dijela Sarajeva. Ovdje se misli prije svega na dio novogradskih naselja u Sarajevu i naselja koja će se graditi u narednom periodu. Na slici 55 se vidi da dominira toplinski konzum do i Sarajeva i djeluje vrlo privlačno za priključenje. Međutim, ovaj konzum je značajno udaljen od izvora topline i revizija studije grijanja

16 JP Elektroprivreda BiH


BOSNA‐S/ENOVA 83

Sarajeva iz TE Kakanj će dati odgovor o isplativosti takvog projekta. Na slici 56 je dat prikaz tri varijante priključenja konzuma na TE Kakanj. Tabela 20: Razvoj toplinskog konzuma priključenog na TE Kakanj do 2030.

Kakanj Zenica Sarajevo Kakanj+Zenica Kakanj+Zenica+Sarajevo

Godina MWt MWht MWt MWht MWt MWht MWt MWht MWt MWht 2011. 13,4 41540 0 0 0 0 13,4 41540 13,4 41540 2012. 17 51000 0 0 0 0 17 51000 17 51000 2013. 19,6 57820 0 0 0 0 19,6 57820 19,6 57820 2014. 21,2 59360 120 180000 0 0 141,2 239360 141,2 239360 2015. 22,9 62975 130 195000 0 0 152,9 257975 152,9 257975 2016. 24,4 65880 140 210000 400 600000 164,4 275880 564,4 875880 2017. 25,5 67575 145 217500 400 600000 170,5 285075 570,5 885075 2018. 26,3 68380 150 225000 400 600000 176,3 293380 576,3 893380 2019. 27,2 69360 155 232500 400 600000 182,2 301860 582,2 901860 2020. 27,7 69250 158 237000 400 600000 185,7 306250 585,7 906250 2021. 28,1 68845 160 240000 400 600000 188,1 308845 588,1 908845 2022. 28,4 68160 162 243000 400 600000 190,4 311160 590,4 911160 2023. 28,7 67445 164 246000 400 600000 192,7 313445 592,7 913445 2024. 28,8 63360 165 247500 400 600000 193,8 310860 593,8 910860 2025. 29 62350 166 249000 400 600000 195 311350 595 911350 2026. 29,3 61530 167 250500 400 600000 196,3 312030 596,3 912030 2027. 29,5 60475 168 252000 400 600000 197,5 312475 597,5 912475 2028. 29,65 59300 169 253500 400 600000 198,65 312800 598,65 912800 2029. 29,9 59800 170 255000 400 600000 199,9 314800 599,9 914800 2030. 30 60000 170 255000 400 600000 200 315000 600 915000

U prvoj varijanti, gdje je sam grad Kakanj, nema nekih problema sa aspekta obezbjeđenja topline iz TE Kakanj.Izvor topline je značajno veći od konzuma. Dakle, radi se o 30 MW konzuma u krajnjoj godini analize. Ne treba posebno analizirati umanjenje proizvodnje električne energije zbog grijanja samog Kaknja jer je to relativno mali broj na ukupnu proizvodnju električne energije. Dakle, radi se o različitim redovima veličina. Ovo može biti pokriveno iz bilo kojeg bloka u bilo koje vrijeme.

Slika 55: Pregled toplinskog konzuma po gradovima sa mogućnošću priključenja TE Kakanj do 2030. godine

050

100150200250300350400450

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

Topl

insk

i kon

zum

, MW

KakanjZenicaSarajevo


BOSNA‐S/ENOVA 84

Druga varijanta je kad je u pitanju pokrivenost konzuma Kaknja i Zenice zajedno. Tada se radi o 200 MW toplinskog konzuma u krajnjoj godini analize. Za ovu varijantu načinjena je projekcija pokrivenosti toplinskog konzuma do 2030. godine od strane pojedinih blokova u TE Kakanj, uvažavajući godine izlaska starih i godine ulaska novih blokova. U tabeli 21 je data distribucija toplinskog konzuma po pojedinim blokovima računajući godina za godinu do 2030. godine. Također u tabeli 21 je data godišnja proizvodnja toplinske energije za svaku godinu do 2030. godine. Ovo je jedna od mogućih varijanti pokrivanja toplinskog konzuma za varijantu 2, ali ovo treba urediti i dovesti do optimalnog, onda kada se završi blok 6 i urade garantna ispitivanja sa ciljem utvrđivanja stepena korisnosti turbinskog ciklusa. Tada će biti potrebno uraditi optimizaciju, u cilju upotrebe blokova sa najvećim stepenom korisnosti za određenu snagu konzuma.

Slika 56: Pregled toplinskog konzuma po varijantama priključenja na TE Kakanj do 2030. godine

Tabela 21: Distribucija angažiranja pojedinih blokova za potrebe grijanja do 2030. godine(Kakanj+Zenica)

Kakanj+Zenica Blok 5 Blok 6 Blok 7 Blok 8

Godina MWt MWht MWt MWht MWt MWht MWt MWht MWt MWht 2011. 13,4 41540 13,4 41540 0 0 0 0 0 0 2012. 17 51000 17 51000 0 0 0 0 0 0 2013. 19,6 57820 19,6 57820 0 0 0 0 0 0 2014. 141,2 239360 50 84759 50 84759 41,2 69842 0 0 2015. 152,9 257975 50 84361 50 84361 52,9 89254 0 0 2016. 164,4 275880 75 125858 50 83905 39,4 66117 0 0 2017. 170,5 285075 75 125400 50 83600 45,5 76076 0 0 2018. 176,3 293380 75 124807 50 83205 51,3 85368 0 0 2019. 182,2 301860 50 65000 60 78000 50 65000 72,2 93860 2020. 185,7 306250 0 0 75 123687 60 98950 50,7 83613 2021. 188,1 308845 0 0 75 123144 75 123144 38,1 62557 2022. 190,4 311160 0 0 75 122568 75 122568 40,4 66023 2023. 192,7 313445 0 0 75 121995 75 121995 42,7 69456 2024. 193,8 310860 0 0 75 120302 75 120302 43,8 70256 2025. 195 311350 0 0 75 119750 75 119750 45 71850 2026. 196,3 312030 0 0 50 79478 75 119217 71,3 113335 2027. 197,5 312475 0 0 0 0 75 118661 122,5 193814 2028. 198,65 312800 0 0 0 0 75 118097 123,65 194703 2029. 199,9 314800 0 0 0 0 0 0 199,9 314800 2030. 200 315000 0 0 0 0 0 0 200 315000

0

100

200

300

400

500

600

700

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

Topl

insk

i kon

zum

, MW

KakanjKak+ZenKak+Zen+Sar


BOSNA‐S/ENOVA 85

Proizvodnjom toplinske energije u blokovima TE Kakanj, ako se ne želi izgubiti planirana proizvodnja električne energije, tada se povećanim brojem sati rada može ostvariti planirani EEB i plan proizvodnje toplinske energije. Za prethodno utvrđenu distribuciju toplinskog konzuma, za svaki blok je izračunata proizvodnja toplinske energije na godišnjem nivou i to za svaku godinu do 2030. godine. Pri ovom proračunu uzet je u obzir stepen korisnosti svakog turbinskog postrojenja posebno za određenu prosječnu snagu. Efikasnost turbinskog postrojenja je data za svaki blok posebno na slici 57.

Slika 57: Pregled efikasnosti turbinskog ciklusa za slučaj kogeneracije blokova TE Kakanj

Bruto efikasnost kogeneracije

40

50

60

70

80

90

100

80 130 180 230 280

El. snaga postrojenja, MW

Efik

asno

st k

ogen

erat

ivno

g po

stro

jenj

a

Blok 5Blok 6Blok 7 Blok 8


BOSNA‐S/ENOVA 86

Tabela 22: Proizvodnja toplotne i električne energije u TE Kakanj do 2030. godine (Kakanj+Zenica)

Kakanj+Zenica Blok 5 Blok 6 Blok 7 Blok 8

Godina MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe 2011. 13,4 20100 13,4 41540 0 0 0 0 0 0 0 0 2012. 17 25500 2117 17 51000 450 0 0 457 0 0 1210 0 0 0 2013. 19,6 29400 2202 19,6 57820 460 0 0 468 0 0 1274 0 0 0 2014. 141,2 211800 2202 50 84759 460 91,2 84759 468 0 69842 1274 0 0 0 2015. 152,9 229350 2202 50 84361 460 102,9 84361 468 0 89254 1274 0 0 0 2016. 164,4 246600 2202 75 125858 460 89,4 83905 468 0 66117 1274 0 0 0 2017. 170,5 255750 2110 75 125400 368 95,5 83600 468 0 76076 1274 0 0 0 2018. 176,3 264450 2018 75 124807 276 101,3 83205 468 0 85368 1274 0 0 0 2019. 182,2 273300 2673 0 65000 184 100 78000 468 240 65000 1176 82,2 93860 845 2020. 185,7 278550 3334 0 0 100 123687 468 240 98950 1176 85,7 83613 1690 2021. 188,1 282150 3334 0 0 100 123144 468 240 123144 1176 88,1 62557 1690 2022. 190,4 285600 3334 0 0 100 122568 468 240 122568 1176 90,4 66023 1690 2023. 192,7 289050 3138 0 0 100 121995 468 240 121995 980 92,7 69456 1690 2024. 193,8 290700 2864 0 0 100 120302 390 240 120302 784 93,8 70256 1690 2025. 195 292500 2590 0 0 100 119750 312 240 119750 588 95 71850 1690 2026. 196,3 294450 2512 0 0 100 79478 234 240 119217 588 96,3 113335 1690 2027. 197,5 296250 2278 0 0 0 0 300 118661 588 197,5 193814 1690 2028. 198,65 297975 2278 0 0 0 0 300 118097 588 198,65 194703 1690 2029. 199,9 299850 1690 0 0 0 0 0 0 0 199,9 314800 1690 2030. 200 300000 1690 0 0 0 0 0 0 0 200 315000 1690


BOSNA‐S/ENOVA 87

Treća varijanta je vrlo interesantna, a podrazumijeva grijanje Kaknja, Zenice, Sarajeva i usputnih gradova. Ova varijanta u krajnjoj godini analize ima 600 MWt konzuma. Kod ove varijante puno je veće i ozbiljnije angažiranje svih blokova u TE Kakanj. U tabeli 23 je data distribucija toplinskog konzuma po pojedinim blokovima računajući godina za godinu do 2030. godine. Važno je primijetiti, da za ovu varijantu u posljednje dvije godine analize nema pokrivenosti toplinskog konzuma sa kogeneracijskim izvorom topline iz TE Kakanj. Ovo može uticati na donošenje odluke o novim i zamjenskim blokovima u TE Kakanj. Bez obzira na sve, ova varijanta toplinskog konzuma je ona na kojoj bi se trebala bazirati kogeneracija u TE Kakanj, odnosno o potrebi planiranja i gradnje pored bloka 8, još jedan blok 9, koji će biti zamjenski za blokove koji izlaze iz pogona. Također u tabeli 23 je data godišnja proizvodnja toplinske energije za svaku godinu do 2030. godine. Za prethodno utvrđenu distribuciju toplinskog konzuma, za svaki blok je izračunata proizvodnja električne energije na godišnjem nivou i to za svaku godinu do 2030. godine. Pri ovom proračunu uzet je u obzir stepen korisnosti svakog turbinskog postrojenja posebno za određenu prosječnu snagu. U Tabeli 24 je data proizvodnja toplinske i električne energije za svaku godinu do 2030. godine po pojedinim blokovima i ukupno. Na Slikama 58 i 59 je grafički prikazana proizvodnja toplotne i električne energije iz kogeneracije. Jasno se vidi da je proizvodnja toplotne energije jako malena u odnosu na efekte kogeneracije, posebno za slučaj grijanja Kaknja i Zenice, a to su najveća efikasnost pretvorbe primarne u finalnu energiju, vrlo jeftina toplinska energija, toplinska energija generisana uz najmanje povećanje entropije, emisija štetnih gasova, prašine i čađi, koje emituju mala individualna ložišta smanjena nekoliko puta (ne procenata), znatno veći komfor grijanja u stambenim i poslovnim objektima. Tabela 23: Distribucija angažiranja pojedinih blokova za potrebe grijanja u TE Kakanj do 2030. godine, varijanta Kakanj+Zenica+Sarajevo

Kak+Zen+Sar Blok 5 Blok 6 Blok 7 Blok 8 Godina MWt MWht MWt MWht MWt MWht MWt MWht MWt MWht 2011. 13,4 41540 13,4 41540 0 0 0 0 0 0 2012. 17 51000 17 51000 0 0 0 0 0 0 2013. 19,6 57820 19,6 57820 0 0 0 0 0 0 2014. 141,2 239360 50 84759 91,2 154601 0 0 0 0 2015. 152,9 257975 50 84361 102,9 173614 0 0 0 0 2016. 564,4 875880 140 217263 140 217263 284,4 441354 0 0 2017. 570,5 885075 140 217196 140 217196 290,5 450682 0 0 2018. 576,3 893380 140 217028 140 217028 296,3 459324 0 0 2019. 582,2 901860 75 102921 120 164673 240 329346 222,2 304920 2020. 585,7 906250 0 0 120 185675 240 371351 225,7 349224 2021. 588,1 908845 0 0 120 185447 240 370894 228,1 352504 2022. 590,4 911160 0 0 120 185195 240 370390 230,4 355575 2023. 592,7 913445 0 0 120 184939 240 369878 232,7 358628 2024. 593,8 910860 0 0 140 214753 240 368148 213,8 327959 2025. 595 911350 0 0 140 214435 240 367603 215 329311 2026. 596,3 912030 0 0 140 214127 240 367076 216,3 330827 2027. 597,5 912475 0 0 0 0 300 458146 297,5 454329 2028. 598,65 912800 0 0 0 0 300 457429 298,65 455371 2029. 599,9 914800 0 0 0 0 0 0 300 914800 2030. 600 915000 0 0 0 0 0 0 300 915000


BOSNA‐S/ENOVA 88

Slika 58: Proizvodnja toplotne i električne energije za varijantu grijanja Kakanj i Zenica

Slika 59: Proizvodnja toplotne i električne energije za varijantu grijanja Kakanj, Zenica i Sarajevo

Kakanj + Zenica

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

2010 2015 2020 2025 2030Godine

Pro

izvo

dnja

en.

MW

Topl- energijaElekt. energija

Kakanj + Zenica + Sarajevo

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

2010 2015 2020 2025 2030Godine

Pro

izvo

dnja

en.

, MW

Topl- energijaElekt. energija


BOSNA‐S/ENOVA 89

Tabela 24: Proizvodnja toplotne i električne energije u TE Kakanj do 2030. godine (Kakanj+Zenica+Sarajevo)

Kakanj+Zenica+Sarajevo Blok 5 Blok 6 Blok 7 Blok 8

Godina MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe MWt MWht GWhe 2011. 13,4 41540 13,4 41540 0 0 0 0 0 0 0 0 2012. 17 51000 2117 17 51000 450 0 0 457 0 0 1210 0 0 0 2013. 19,6 57820 2202 19,6 57820 460 0 0 468 0 0 1274 0 0 0 2014. 141,2 239360 2202 41,2 84759,21 460 100 154600,8 468 0 0 1274 0 0 0 2015. 152,9 257975 2202 52,9 84360,69 460 100 173614,3 468 0 0 1274 0 0 0 2016. 564,4 875880 2202 140 217262,9 460 140 217262,9 468 284,4 441354,1 1274 0 0 0 2017. 570,5 885075 2110 140 217196,3 368 140 217196,3 468 290,5 450682,4 1274 0 0 0 2018. 576,3 893380 2018 140 217027,9 276 140 217027,9 468 296,3 459324,1 1274 0 0 0 2019. 582,2 901860 2673 0 102920,7 184 120 164673,2 468 240 329346,3 1176 222,2 304919,8 845 2020. 585,7 906250 3334 0 0 120 185675,3 468 240 371350,5 1176 225,7 349224,2 1690 2021. 588,1 908845 3334 0 0 120 185447 468 240 370894,1 1176 228,1 352503,9 1690 2022. 590,4 911160 3334 0 0 120 185195,1 468 240 370390,2 1176 230,4 355574,6 1690 2023. 592,7 913445 3138 0 0 120 184939,1 468 240 369878,2 980 232,7 358627,7 1690 2024. 593,8 910860 2864 0 0 120 214753,1 390 240 368148,2 784 233,8 327958,7 1690 2025. 595 911350 2590 0 0 120 214435,3 312 240 367603,4 588 235 329311,3 1690 2026. 596,3 912030 2512 0 0 120 214127,5 234 240 367075,6 588 236,3 330826,9 1690 2027. 597,5 912475 2278 0 0 0 0 300 458146,4 588 297,5 454328,6 1690 2028. 598,65 912800 2278 0 0 0 0 300 457429,2 588 298,65 455370,8 1690 2029. 599,9 914800 1690 0 0 0 0 0 0 0 300 914800 1690 2030. 600 915000 1690 0 0 0 0 0 0 0 300 915000 1690

Studija opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenice

BOSNA‐S/ENOVA 90

3.5 OCJENA MOGUĆNOSTI I KAPACITETA POSTOJEĆIH RUDNIKA ZA SNABDIJEVANJE UGLJEM POSTOJEĆIH TERMOBLOKOVA TE KAKANJ

U periodu od 2010. do 2030. godine, planirano je da se Termoelektrana Kakanj snabdijeva ugljem iz rudnika uglja Srednje Bosne – rudnici Kakanj, Breza, Zenica, Gračanica, Bila i Tušnica. Od 2012. godine, rudnik Tušnica se prestaje koristiti, dok je planirano da se ostali rudnici koriste do završetka 2026. godine. Nakon toga, planirano je samo korištenje rudnika Kakanj, Breza i Zenica. Receptura uglja koja se planira koristiti u TE Kakanj do 2027. približno odgovara slijedećem omjeru u procentima:

• Kakanj – 55%, • Breza – 21%; • Zenica – 10%; • Gračanica – 9%; • Bila – 5%.

Nakon prestanka eksploatacije rudnika Gračanica i Bila, planirani omjer je:

• Kakanj – 70%, • Breza – 20%; • Zenica – 10%.

JP Elektroprivreda BiH je napravila analizu potreba uglja za proizvodnju planiranih potreba električne energije (prema elektroenergetskom bilansu za TE Kakanj od 2012‐2030. godine) i rudnici su u mogućnosti isporučiti potrebne količine uglja. Međutim, neophodno je analizirati da li su rudnici u stanju isporučiti dodatne količine uglja za potrebe proizvodnje toplotne energije. Koristeći podatke o planiranom razvoju toplotnog konzuma područja do/i Zenice, te planiranom razvoju toplotnog konzuma u Sarajevu, urađena je analiza potrebnih količina uglja za tri varijante:

a) snabdijevanje toplotom Zenice; b) snabdijevanje toplotom Zenice i Kaknja; c) snabdijevanje toplotom Zenice, Kaknja i Sarajeva.

Rezultati analize su prikazani u tabeli 25. Nakon analize rezervi uglja u saradnji sa JP EP BiH, a prema raspoloživim podacima iz rudnika, može se pouzdano zaključiti da uglja ima u dovoljnim količinama za instalirane i proširene kapacitete TE Kakanj za sve razmatrane varijante do 2030. godine. Implementacija ovog projekta bi za posljedicu imala, kao jedan od benefita, i povećanje proizvodnje i isporuke uglja iz rudnika koji snabdijevaju TE Kakanj, što je također veoma bitno za dugoročnu održivost tih rudnika.


BOSNA‐S/ENOVA 91

Tabela 25: Potrebne količine uglja za proizvodnju toplotne energije do 2030. godine

2011. 2012. 2013. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020.

a) Zenica

Toplinski bilans (MW) 13,4 17 19,6 120 130 140 145 150 155 158

Toplinski bilans (GWh) 0,00 0,00 0,00 180,00 195,00 210,00 217,50 225,00 232,50 237,00

Količina uglja (tona) 0 0 0 54.334 58.862 63.390 65.654 67.918 71.045 72.962

b) Zenica+Kakanj

Toplinski bilans (MW) 13,4 17 19,6 141,2 152,9 164,4 170,5 176,3 182,2 185,7


Količina uglja (tona) 12.561 15.395 17.453 72.252 77.871 83.276 86.051 88.558 92.239 94.281

c) Zenica+Kakanj+Sarajevo

Toplinski bilans (MW) 13,4 17 19,6 141,2 152,9 564,4 570,5 576,3 582,2 585,7



2021. 2022. 2023. 2024. 2025. 2026. 2027. 2028. 2029. 2030.

a) Zenica

Toplinski bilans (MW) 160 162 164 165 166 167 168 169 170 170



b) Zenica+Kakanj

Toplinski bilans (MW) 188,1 190,4 192,7 193,8 195 196,3 197,5 198,65 199,9 200



c) Zenica+Kakanj+Sarajevo

Toplinski bilans (MW) 588,1 590,4 592,7 593,8 595 596,3 597,5 598,65 599,9 600




BOSNA‐S/ENOVA 92

3.6 LITERATURA

1. Modernizacija daljinskog grijanja grada Zenice, Javno preduzeće „Grijanje“ d.o.o. Zenica

2. Studija energetskog sektora u Bosni i Hercegovini, Svjetska banka, 2008

3. http://www.grijanje.co.ba/ ‐ JP Grijanje d.o.o. Kakanj

4. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo, Procjena i projekcija elektroenergetskog bilansa za TE Kakanj za period 2012.‐2030. godine

5. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo, Projekcija isporuke uglja sa rudnika Koncerna JP EP BiH prema EEB do 2030. godine


BOSNA‐S/ENOVA 93

4 PRIJEDLOG TEHNIČKOG RJEŠENJA ZA SNABDIJEVANJE TOPLINSKOM ENERGIJOM IZ TE KAKANJ PODRUČJA DO/I ZENICE

4.1 IZRADA DETALJNOG TEHNIČKOG RJEŠENJA U poglavlju 4 su date tehničke mogućnosti dobivanja toplinske energije iz pojedinih blokova TE Kakanj. Tehnička rješenja za dobivanje toplinske energije mogu biti različita. Unificiranje rješenja može dati rezultat jednostavnijeg i jeftinijeg održavanja postrojenja. U tom smislu treba i praviti tehnička rješenja. U TE Kakanj na svim blokovima su ugrađene parne turbine proizvođača Škoda, Plzeň, Republika Češka. To su trokućišne turbine, koje se sastoje od visokotlačnog dijela, u kome para ekspandira i po izlasku jednim dijelom ide na međupregrijanje, a drugi dio ide na visokotlačni zagrijač napojne vode. Potom međupregrijana para ekspandira u srednjetlačnom dijelu, a zatim preko dva prestrujna parovoda se vodi u niskotlačni dio, gdje ekspandira do nekog stanja vlažne pare. Po izlasku iz niskotlačnog dijela vlažna para kondenzira u kondenzatoru uz pomoć vode iz zatvorenog rashladnog sistema. Kondenzat se pomoću pumpe kondenzata, prolazeći kroz regenerativne niskotlačne zagrijače, dovodi do spremnika napojne vode sa otplinjačem, gdje se napojna voda priprema termički i hidraulički. Zagrijači se napajaju parom sa pojedinih oduzimanja sa niskotlačnog i srednjetlačnog dijela turbine. Spremnik napojne vode se napaja parom sa srednjetlačnog dijela turbine. Iz spremnika napojne vode, voda ide na napojne pumpe koje napajaju kotao uz prethodno predgrijavanje vode u dva visokotlačna zagrijača vode. Ovi zagrijači se napajaju parom sa prvog oduzimanja srednjetlačnog dijela turbine i sa izlaznom parom iz visokotlačnog dijela turbine. Dakle, ovo je zajednička karakteristika sve tri turbine u TE Kakanj. 4.1.1 Intervencije na bloku 5 i 6 u TE Kakanj Blok 5 i blok 6, čija je toplotna šema data na slici 60, ima sve karakteristike opisane u prethodnom paragrafu. Blok 6 je nakon modernizacije, koja je obavljena 2003. godine, projektovan i izveden kao kogenerativno postrojenje. Zahvati koji su urađeni na bloku u cilju pripreme bloka za kogeneraciju a i zbog modernizacije su provedeni da bi nova kondenzaciona parna turbina povećala efikasnost i pouzdanosti i obezbijedila oduzimanja pare za potrebe grijanje u dvije faze. Nova turbina je moderne konstrukcije sa svrhom smanjenja unutrašnjih i vanjskih gubitaka pare. U odnosu na postojeću turbinu rotori i brtvene kutije su moderne konstrukcije. Tehničko rješenje je popraćeno odgovarajućim proračunima, shemama i dijagramima. Ove kalkulacije su rađene i prezentirane za različita opterećenja turbine, tehničko minimalno, optimalno i maksimalno opterećenje, a parametri su dati u poglavlju 4. Rekonstrukcija turbine i turbinskog postrojenja je obuhvatila:

• Novi visokotlačni dio turbine; • Novi srednjetlačni dio turbine; • Nove lopatice rotora niskog tlaka i revitalizacija rotora niskog tlaka; • Nove visokotlačne i srednjetlačne brzozatvarajuće ventile; • Nove visokotlačne i srednjetlačne regulacione ventile; • Nove regulacione ventile za oduzimanje pare za sisteme grijanja; • Rekonstrukciju ležajnih blokova visokotlačnog dijela turbine;


BOSNA‐S/ENOVA 94

• Novi sistem za hlađenje zadnjeg reda NT lopatica; • Zamjenu cijevi, dizni i difuzora parnog ejektora; • Novi sistem odvodnjavanja turbine; • Nove visokotlačne parovode turbine; • Rekonstrukciju uljnog sistema za podmazivanje ležajeva turbine (novi autonomni sistem

regulacije pritiska i temperature ulja za podmazivanje, nove uljne pumpe za hitne slučajeve, nova uljna pumpa za podizanje rotora turbine i generatore, novi filteri za ležajno i regulaciono ulje);

• Novi sistem brtvene i ventilacione pare turbine; • Novi sistem regulacije rada turbine SIEMENS sistem SYMADYN D (rekonstrukcije prethodnog

mehaničko‐hidrauličnog kontrolnog sistema i prelaska na direktnu elektronsku kontrolu. Sekundarno i niskotlačno ulje stvaraju se sa dva para EH – kontrolora VOITH koji su novo instalirani. Oni daju upravljačke signale za otvaranje kontrolnih i prekidnih ventila i za otvaranje novih zaklopaca u niskotlačnom dijelu u spojnim cjevovodima srednjeg i niskotlačnog dijela);

• Novi sistem zaštite od prevelike brzine WOODWARD Pro Tech 203; • Sistem praćenja pomjeranja i vibracija BENTLEY NEVADA 3500.

Na bloku 5 je predviđeno i urađeno da se para za grijanje vrelovodne stanice daljinskog grijanja obezbjeđuje na slijedeći način:

• Oduzimanjem pare sa prestrujnih cjevovoda ST‐NT dijela turbine 5 i 6; • Napajanje parom sa VI oduzimanja turbine 5 i 6; • Napajanje parom preko RS‐4 bloka 5 i 6; • Napajanje parom sa bloka 230 MW preko RS‐4 bloka 5 i 6.

Povoljna varijanta oduzimanja pare za potrebe grijanja je sa prestrujnog voda ST‐NT i sa 6‐tog turbinskog oduzimanja blokova 5 i 6 jer odgovara parametrima pare toplotnih podstanica grijanja bez reduciranja pritiska. I ranije se para koristila za grijanje vrelovodne stanice sa prestrujnog parovoda ST‐NT dijela turbine i sa 6‐tog oduzimanja turbine bloka 5 i 6, ali su to bila neregulisana oduzimanja i opasna po sigurnost turbine. Pošto su ovo bila neregulisana oduzimanja, bez ikakve zaštite turbine od prevelikog pada pritiska i mjerenja količine oduzete pare, u slučaju njihove izvedbe, postojala bi mogućnost da zagrijači u nekom pogonskom režimu imaju potrebu za većom količinom pare od maksimalno dozvoljene i time direktno ugroze rad turbine. U slučaju manjih opterećenja turbine, pritisak V i VI turbinskog oduzimanja je manji od pritiska reducir stanica te postoji mogućnost da dolazi do suprotnog strujanja pare. U cilju rješenja ovih problema urađeno je to da se na cjevovod oduzimanja sa prestrujnog parovoda ST‐NT dijela turbine, dodatno, ugradila hidraulička klapna sa prespojnim vodom čija je funkcija vezana za brzozatvarajući sistem turbine i ima ulogu njene zaštite. Detalji rješenja ovog problema definisani su Pogonskim uputstvima za oduzimanje pare sa prestrujnog parovoda. Ovim rješenjem se ovo oduzimanje pri radu blokova 110 MW treba koristiti kao osnovno oduzimanje pare za grijanje NT‐zagrijača vrelovodne stanice. Da bi se omogućilo pouzdano korištenje pare VI oduzimanja, urađeno je regulisano oduzimanje pare sa ciljem da se zaštiti od maksimalnog protoka, koja će onemogućiti da VT zagrijači u vrelovodnoj stanici u bilo kom trenutku povuku više pare od projektovane vrijednosti. Dakle način dobivanja pare za vrelovodnu stanicu daljinskog grijanja dat je na slici 60, gdje se jasno vidi kako se vrši oduzimanje pare na pojedinim dijelovima turbine i nepoželjno ali rezervno preko reducir stanica sa VIII oduzimanje prema shemi na slici 61. Para se može dobiti, kako je ranije rečeno i sa bloka 7, bloka 230 MW, preko reducir stanice RS‐4 blokova 5 i 6. Ova veza parovodom između bloka 5 i 6 i bloka 7 je već realizirana.


BOSNA‐S/ENOVA 95

Shema međuveza blokova 5 i 6TE "Kakanj" Blok - MW5i6 110 Crtež broj 1

VT ST NT

I oduz.

IV o

duz.

V o

duz.

VI o

duz.

VII

oduz

.

II oduz.

III oduz.

VTZ 1 VTZ 2

NTZ 5 NTZ 4 NTZ 3 KLP

KOP

KP

KOND

KEP

NTZ 2

NTB

VTB

NTZ 1

SNV

ENP

RS 1RS 2RS 3

RS 4

VT

VT

ST NT

NT

I oduz.

IV o

duz.

V o

duz.

VI o

duz.

VII

oduz

.

II oduz.

III oduz.

VTZ 1 VTZ 2

NTZ 5 NTZ 4 NTZ 3 KLPKOP

KP

KOND

NTZ 2

NTB

VTB

NTZ 1

SNV

ENP

RS 1RS 2RS 3

RS 5RS 5

RS 4

na R

S 1

i 2

sa RS 3

na lo

kaln

u TS

sa RS blokova 32 MW

TOPLOTNA STANICA ZA GRIJANJE KAKNJA

BLOK 5 BLOK 6

BLOK 7

na zagrijače zraka

dizne KO 5dizne KO 6

zrak

otpl

injač

otpl

injač

eksp

ande

r ods

olja

vanj

a

eksp

ande

r ods

olja

vanj

a

NO 200

NO

200

NO

200

NO

200

NO 2

00

NO 2

00

NO

200

NO

200

NO

200

NO 300

NO 300

NO 200

NO 400

NO 400

NO 400

NO 150 NO 150

Slika 60: Toplotna shema turbinskog ciklusa bloka 5 i 6 TE Kakanj sa sistemom zagrijača


BOSNA‐S/ENOVA 96

U toku je modernizacija turbine bloka 6 sa slijedećim ciljevima:

• Produženje životnog vijeka za narednih 100–120 hiljada pogonskih sati (15–20 godina) i modernizacija;

• Mogućnost rada revitalizirane turbine u čisto kondenzacionom režimu i u toplifikacionom režimu, odnosno režimu kogeneracije električne energije i do 150 MWt toplotne energije;

• Povećanje snage turbine na 118 MW; • Povećanje energetske efikasnosti turbine i turbinskog postrojenja u odnosu na

prvobitno projektovano stanje, kod kondenzacionog režima rada; • Obezbjeđenje potrebne količine pare za projektni nagrijev napojne vode kroz VTZ‐e; • Povećanje pouzdanosti i raspoloživosti rada turbine i turbinskog postrojenja; • Poboljšanje uslova rada pogonskog personala.

Postizanje ovih ciljeva zahtijeva slijedeći obim radova:

Kompletna zamjena VT i ST dijela turbine; Modernizacija postojećeg NT dijela turbine; Zamjena prestrujnih parovoda turbine i parovoda turbinskih oduzimanja; Zamjena pogona ventila turbinskih oduzimanja i povratnih klapni VT dijela sa

servopogonima sa pneumatskim pogonima; Zamjena BZ i regulacionih ventila VT i ST dijela turbine sa servopogonima; Zamjena sistema brtvljenja i odvodnjavanja turbine; Ugradnja novog sistema regulacije i zaštita turbine; Modernizacija sistema ulja za podmazivanje ležajeva turbine; Zamjena prekretnog stroja turbine; Zamjena sistema za podizanje rotora TG‐a; Sanacija vakumskog sistema i sistema regeneracije turbinskog postrojenja; Zamjena parnih i vodenih (hlađenje) regulacionih ventila VT by‐passa turbine; Zamjena sistema odvodnjavanja by‐passa; Zamjena hidrauličnih spojki ENP‐i; Zamjena dotrajale armature u strojarnici; Zamjena cijevnog registra hladnjaka vode za hlađenje vodika.

MM

G

NAPOJNA VODA

VODA ZA DALJINSKO GRIJANJE

ZAGRIJAČ 2. STUPNJA ZAGRIJAČ 1. STUPNJA

U KONDENZATOR

150°C 115°C75°C

PRESTRUJNI PAROVOD

ODUZIMNAJE SASREDNJEG TLAKA

REDUCIR STANICA 1 REDUCIR STANICA 2

VTD STD NTD

Slika 61: Shema oduzimanja pare za potrebe vrelovodne stanice daljinskog grijanja


BOSNA‐S/ENOVA 97

4.1.2 Intervencije na bloku 7 u TE Kakanj Ono što nije do sada urađeno, jeste priprema bloka 7, 230 MW za kogeneraciju. Turbina 230 MW proizvođača Škoda, Plzeň, Republika Češka je trokućišne izvedbe akcijskog tipa. Svježa para ekspandira najprije kroz stupnjeve u kućištu visokog tlaka. Nakon toga para se manjim dijelom oduzima za regenerativno zagrijavanje napojne vode, a veći se dio vodi cjevovodom hladnog međupregrijanja natrag u kotao gdje se vrši međupregrijanje. Nakon međupregrijanja para se vodi u kućište srednjeg tlaka iz kojeg se prestrujnim cjevovodom vodi u kućište niskog tlaka. Kućište srednjeg tlaka ima četiri priključka za oduzimanje, a kućište niskog tlaka ima dva priključka za oduzimanje pare u svrhu regenerativnog zagrijavanja napojne vode koje se vrši pomoću sedam (7) zagrijača (4 NTZ, 2 VTZ i SNV – zagrijač napojne vode). Na kraju ekspanzije para iz kućišta niskog tlaka odlazi u kondenzator. Kondenzator je hlađen rashladnom vodom, te para kondenzira, a kondenzat se pomoću pumpe kondenzata prolazeći kroz regenerativne zagrijače niskog tlaka (napajaju se parom svaki iz svojeg oduzimanja označenih slovima I do IV) dovodi u otplinjač i spremnik napojne vode. Oduzimanje „V” napaja otplinjač i spremnik napojne vode. Napojna pumpa dobavlja napojnu vodu iz spremnika u kotao pri čemu se napojna voda zagrijava prolazom kroz regenerativne zagrijače visokog tlaka (napajaju se parom svaki iz svojeg oduzimanja). U zimskom režimu potrebna je maksimalna snaga grijanja od cca. 300 MW. Pri ravnomjernom opterećenju oba serijski spojena zagrijača vrele vode i maksimalnoj temperaturi polaza mrežne vode za daljinsko grijanje potrebno je oduzimati paru za zagrijače na dva nivoa tlaka. Pritisak oduzimanja za zagrijavanje u prvom stupnju određen je pritiskom u prestrujnom vodu, koji se može vidjeti sa shema ovog bloka u poglavlju 4 kojim se para vodi iz kućišta srednjeg tlaka u kućište niskog tlaka. Oduzimanje velikog volumnog protoka pare koji je potreban za postizanje toplinske snage traži velike presjeke cjevovoda što je moguće realizirati ugradnjom T priključka na svaki prestrujni cjevovod. Regulacija pritiska, a time i količine oduzete pare, vrši se pomoću regulacionih zaklopki ugrađenih na prestrujni cjevovod iza račvanja, a ispred ulaza pare u niskotlačno kućište. Cjevovodi pare do zagrijača moraju biti osigurani od neželjenog porasta pritiska pomoću sigurnosnih ventila. Za slučaj ispada turboagregata iz pogona predviđa se snabdijevanje zagrijača parom pomoću redukciono‐rashladne stanice, koja bi potrebnu količinu pare preusmjerila iz niskotlačnog obilaza u zagrijače prvog stupnja. Turbina niskog tlaka osigurava se pri tome od povratnog strujanja pare pomoću dva serijski ugrađena, prisilno upravljana, protupovratna organa. Isto vrijedi i za zagrijač drugog stupnja zagrijavanja koji se pri ispadu turboagregata napaja preko redukciono‐rashladne stanice iz hladnog voda međupregrijanja. U normalnom pogonu turboagregata zagrijač drugog stupnja snabdijeva se parom oduzetom iz turbine srednjeg tlaka. U kućište srednjeg tlaka uvodi se međupregrijana para tlaka 36,4 bar i temperature 530 °C. Para se nakon prolaza kroz brzozatvarajuće i regulacijske ventile srednjeg tlaka uvodi parorazvodnim cjevovodom kroz vanjsko kućište srednjeg tlaka u obje (donju i gornju) polovine unutarnjeg kućišta. Na taj način postignuta je ravnomjerna raspodjela temperatura po obodu provodnog prostora unutarnjeg kućišta čime se izbjegavaju visoka toplinska naprezanja pri prijelaznim pojavama (promjenama opterećenja, a naročito pri puštanju u pogon). Svrha unutarnjeg kućišta je ujedno da se u njemu izvrši ekspanzija pare (pri punom opterećenju) od ulaznog tlaka 36,4 bar do tlaka od 16,3 bar. Ekspanzija se vrši kroz 5 stupnjeva, a pri tome se razvijena kinetička energija pare predaje rotoru. Nakon izlaska iz unutarnjeg kućišta tok pare mijenja smjer (para je strujala gledano duž osi – suprotno od generatora) i prolazi prostorom između unutarnjeg i vanjskog kućišta srednjeg tlaka, te ulazi u sljedeću grupu stupnjeva. Prostor unutar vanjskog kućišta srednjeg tlaka podijeljen je ukupno na 4 dijela i to:

• Prostor nakon i oko unutarnjeg kućišta sa grupom stupnjeva iz kojeg se vrši oduzimanje pare (VI) za regenerativno zagrijavanje napojne vode u zagrijaču br. 6, odnosno VTZ‐1. U normalnom pogonu turbine u ljetnom režimu u ovom prostoru vlada tlak od cca. 16,5 bar;


BOSNA‐S/ENOVA 98

• Prostor nakon prvog reda rotorskih lopatica grupe stupnjeva iz kojeg se vrši oduzimanje (V) za otplinjač;

• Prostor u drugom redu rotorskih lopatica grupe stupnjeva iz kojeg se vrši oduzimanje za niskotlačni zagrijač br. 4;

• Prostor nakon drugog reda rotorskih lopatica grupe stupnjeva iz kojeg se vrši oduzimanje za niskotlačni zagrijač br. 3. Ovaj prostor je istovremeno i prostor na koji se vezuje prestrujni cjevovod prema kućištu niskog tlaka.

Oduzimanje pare za drugi stupanj zagrijavanja treba biti pritiska većeg ili jednakog od 5,3 bar čime se postiže dovoljna razlika temperature zasićenja (pri kojoj se oduzeta para kondenzira) i potrebne izlazne temperature vode za daljinsko grijanje. Zbog velikog volumnog protoka pare potrebnog za punu toplinsku snagu drugog stupnja zagrijavanja, mjesto oduzimanja traži velike otvore na novom rekonstruiranom kućištu. Osim rekonstrukcije vanjskog kućišta također je potrebna rekonstrukcija i unutarnjeg kućišta, 1. i 2. nosača statorskih dijafragmi, odnosno lopatica, a i samog rotora srednjeg tlaka. Na donjoj polovini vanjskog kućišta treba izvesti dva priključka promjera 500 mm za snabdijevanje zagrijača i otplinjača potrebnom količinom pare. Samu izvedbu i optimizaciju s obzirom na čvrstoću kućišta treba provesti izvođač rekonstrukcije. Nakon oduzimanja, pritisak se reducira regulaciono‐redukcionim ventilom na potrebni pritisak za zagrijavanje vode do 150 0C, te nakon prigušenja u ventilu treba povećati promjere cjevovoda na 600 mm. Zbog gabarita predviđene su dvije linije zagrijača 1. i 2. stupnja, svaka linija po 150 MW toplinske snage. Time se postiže da su zagrijači unificirani i jednaki zagrijačima predviđenim za turbine 110 MW. 4.1.3 Priprema bloka 8 za kogeneraciju u TE Kakanj Blok 8 se tek projektuje, ali je u projektnom zadatku jasno naznačeno da treba da bude kogeneracijsko postrojenje. Kao što se vidi sa slike 62 iz toplinske sheme bloka 8, turbina je također trokućišna, sa ukupno 7 zagrijača vode, od toga 2 su visokotlačna, a 4 su niskotlačni zagrijači uz spremnik napojne vode. Tako ova turbina ima tri oduzimanja na NTD turbine i tri oduzimanja na STD turbine. Principijelno, potpuno je ista shema oduzimanja pare za potrebe grijanja vrele vode za daljinsko grijanja. U zimskom režimu, potrebna je sa bloka 8 maksimalna snaga grijanja od cca. 300 MW. Pri ravnomjernom opterećenju oba serijski spojena zagrijača vrele vode i maksimalnoj temperaturi polaza mrežne vode za daljinsko grijanje, potrebno je oduzimati paru za zagrijače na dva nivoa pritiska. Pritisak oduzimanja za zagrijavanje u prvom stupnju određen je pritiskom u prestrujnom vodu, koji se može vidjeti sa sheme ovog bloka na slici 62, kojim se para vodi iz kućišta srednjeg tlaka u kućište niskog tlaka. Oduzimanje velikog volumnog protoka pare koji je potreban za postizanje toplinske snage traži velike presjeke cjevovoda, što je moguće realizirati ugradnjom T priključka na svaki prestrujni cjevovod. Regulacija pritiska, a time i količine oduzete pare, vrši se pomoću regulacionih zaklopki ugrađenih na prestrujni cjevovod iza račvanja, a ispred ulaza pare u niskotlačno kućište. Cjevovodi pare do zagrijača moraju biti osigurani od neželjenog porasta pritiska pomoću sigurnosnih ventila. Za slučaj ispada turboagregata iz pogona predviđa se snabdijevanje zagrijača parom pomoću redukciono‐rashladne stanice, koja bi potrebnu količinu pare preusmjerila iz niskotlačnog obilaza u zagrijače prvog stupnja. Turbina niskog tlaka osigurava se pri tome od povratnog strujanja pare pomoću dva serijski ugrađena prisilno upravljana protupovratna organa. Isto vrijedi i za zagrijač drugog stupnja zagrijavanja koji se pri ispadu turboagregata napaja preko redukciono‐rashladne stanice iz hladnog voda međupregrijanja. U normalnom pogonu turboagregata zagrijač drugog stupnja snabdijeva se parom oduzetom iz STD turbine.


BOSNA‐S/ENOVA 99

Slika 62: Toplinska shema novoprojektovanog bloka 8 u kogeneracijskom režimu


BOSNA‐S/ENOVA 100

Oduzimanje pare za drugi stupanj zagrijavanja treba biti pritiska većeg ili jednakog od 5,3 bar čime se postiže dovoljna razlika temperature zasićenja (pri kojoj se oduzeta para kondenzira) i potrebne izlazne temperature vode za daljinsko grijanje. Na turbini bloka 8 planirano je da se za drugi stupanj vrši oduzimanje pare sa 5. oduzimanja. Tako će 5. oduzimanje biti regulirano oduzimanje. Nakon oduzimanja, tlak se reducira regulaciono‐redukcionim ventilom na potrebni tlak za zagrijavanje vode do 150 0C, te nakon prigušenja u ventilu treba povećati promjere cjevovoda na 600 mm. Zbog gabarita predviđene su dvije linije zagrijača 1. i 2. stupnja, svaka linija po 150 MW toplinske snage. Time se postiže da su zagrijači unificirani i jednaki zagrijačima predviđenima za turbine 110 MW.

4.1.4 Procjena investicionih ulaganja u opremu na turbinama radi kogeneracije u TE Kakanj Blok 5 je već pripremljen za kogeneraciju sa toplinskom snagom od maksimalnih 150 MW. No, on sada radi sa maksimalnih 30,4 MW kolika je snaga sadašnje vrelovodne stanice. Da bi radio sa punom snagom grijanja potrebni su veći cjevovodi i pripadajuća armatura.

Tabela 26: Procjena investicionih ulaganja ‐ turbina bloka 5

Oprema i radovi Cijena € Rekonstrukcija srednjeg tlaka i ostala oprema u sklopu pripreme za dvostepeno

zagrijavanje vrele vode za daljinsko grijanje.

1 Cjevovod pare drugog stupnja zagrijavanja vode za daljinsko grijanje 504.000 Cjevovod od turbine do zagrijača drugog stupnja, sigurnosna i zaporna armatura,

odvodnjavanja, odzračivanja, brtvljenja, zavješenja i izolacija. 2 Cjevovod pare prvog stupnja zagrijavanja vode za daljinsko grijanje 960.000 Cjevovod do zagrijača prvog stupnja, cjevovod sa redukciono‐rashladnom stanicom

za snabdijevanje zagrijača iz NT obilaz u slučaju ispada turboagregata, potrebna ostala sigurnosna i zaporna armatura, odvodnjavanja, odzračivanja, brtvljenja, zavješenja i izolacija.

3 Proširenje sustava mjerenja, regulacije, zaštite i upravljanja 240.0004 Ostalo 120.0005 Montaža i probni pogon 210.000 UKUPNO turbina 110 MW blok 5 2.034.000 Kako su intervencije na kućištu turbine bloka 6 već ugovorene, one se neće spominjati u investicionom ulaganjima i vrlo su slična ulaganja kao u blok 5.


Oprema i radovi Cijena € Rekonstrukcija srednjeg tlaka i ostala oprema u sklopu pripreme za dvostepeno

zagrijavanje vrele vode za daljinsko grijanje.

1 Cjevovod pare drugog stupnja zagrijavanja vode za daljinsko grijanje 504.000 Cjevovod od turbine do zagrijača drugog stupnja, sigurnosna i zaporna armatura,

odvodnjavanja, odzračivanja, brtvljenja, zavješenja i izolacija. 2 Cjevovod pare prvog stupnja zagrijavanja vode za daljinsko grijanje 960.000 Cjevovod do zagrijača prvog stupnja, cjevovod sa redukciono‐rashladnom stanicom

za snabdijevanje zagrijača iz NT obilaz u slučaju ispada turboagregata, potrebna ostala sigurnosna i zaporna armatura, odvodnjavanja, odzračivanja, brtvljenja, zavješenja i izolacija.

3 Proširenje sustava mjerenja, regulacije, zaštite i upravljanja 240.0004 Ostalo 120.0005 Montaža i probni pogon 210.000 UKUPNO turbina 110 MW blok 6 2.034.000


BOSNA‐S/ENOVA 101


Oprema i radovi Cijena € 1 Rekonstrukcija turbine srednjeg tlaka,

Novo vanjsko kućište, novo (kraće) unutarnje kućište, novi (kraći) prvi nosač statorskih lopatica, novi rotor sa većim razmakom između stupnjeva koji rade u unutarnjem kućištu i onih koji rade u prvom nosaču statorskih lopatica.

3.720.000

2 Cjevovod pare drugog stupnja zagrijavanja vode za daljinsko grijanje, Cjevovod od turbine do zagrijača drugog stupnja, redukcioni ventili dvostruki prisilno upravljani protupovratni organi, cjevovod sa redukciono‐rashladnom stanicom za snabdijevanje zagrijača iz hladnog voda međupregrijanja u slučaju ispada turboagregata, potrebna ostala sigurnosna i zaporna armatura, odvodnjavanja, odzračivanja, brtvljenja, zavješenja i izolacija.

1.080.000

3 Cjevovod pare prvog stupnja zagrijavanja vode za daljinsko grijanje Rekonstrukcija prestrujnog cjevovoda ST/NT, regulacijske zaklopke, cjevovod do zagrijača prvog stupnja, dvostruki prisilno upravljani protupovratni organi, cjevovod sa redukciono‐rashladnom stanicom za snabdijevanje zagrijača iz NT mimovoda u slučaju ispada turboagregata, potrebna ostala sigurnosna i zaporna armatura, odvodnjavanja, odzračivanja, brtvljenja, zavješenja i izolacija.

1.440.000

4 Proširenje sustava mjerenja, regulacije, zaštite i upravljanja 240.0005 Ostalo 360.0006 Montaža i probni pogon 660.000 UKUPNO turbina 230 MW blok 7 7.500.000 Blok 8 će se graditi direktno kao kogeneracijski blok sa svim potrebnim cjevovodima i armaturama, tako da se neće analizirati ulaganja u blok 8 zbog kogeneracije. Vrijednosti investicijskih ulaganja ocijenjene su na bazi podataka i konsultacija sa firmom ŠKODA i ALSTOM i iskustva na sličnim projektima. 4.1.5 Rješenje vrelovodne stanice u TE Kakanj Rješenje vrelovodne stanice za blok 5 i blok 6 dato je na slici 63, gdje se može vidjeti da se voda za daljinsko grijanje priprema u dva stupnja. U prvom stupnju voda se zagrijava od 70 do 115oC, a u drugom 115 na 150oC. Snaga grijanja prvog stupnja je 81,5 MW, a obezbjeđuje se sa prestrujnog parovoda između ST i NT dijela turbine. Snaga grijanja u drugom stupnju je 68,5 MW i obezbjeđuje se sa 6. oduzimanje turbine. Postojeći kondenzacijski agregati nominalne snage 2x110 MW, 1x230 MW, se rekonstruišu u oduzimno–kondenzacijske s regulisanim oduzimanjima pare. Uz turboagregate se postavljaju izmjenjivači topline tipa para‐voda za zagrijavanje mrežne vode. Ovim kombiniranim korištenjem zagrijača mrežne vode može se osigurati ukupno 600 MWt uz uslov temperaturnog režima 150/70°C. Međutim, ako se radi samo o grijanju Zenice i Kaknja, tada nam blok 7 obezbjeđuje sigurnost u snabdijevanju toplotnom energijom. Mrežna voda kao nosilac toplinske energije, transportuje se kroz polazni i povratni vrelovod pumpama mrežne vode. Kao mrežna voda koristi se omekšana voda, koja se dobiva iz postrojenja za omekšavanje dekarbonizirane vode u krugu TE Kakanj. Vrelovodni sistem je koncipiran tako da sklopovi zagrijača blokova mogu raditi paralelno, dakle u nekoliko linija zagrijavanja za slučaj istovremenog rada blokova zavisno od polazne temperature mrežne vode. Sklopovi zagrijača za blokove od 110 MW koji se lokacijski nalaze relativno blizu sastoje se od po dva zagrijača spojenih u seriju. Za blok 7 i blok 8 vrelovodna stanica je snage 300 MW i koncepcijski se rješava kao dva paralelna sklopa serijskih izmjenjivača topline, snage po 150 MW,


BOSNA‐S/ENOVA 102

istih kao na blokovima od 110 MW, zbog unificiranosti opreme. Blok 7 i blok 8 će također biti uvezani u jedinstven sistem pripreme mrežne vrele vode.

Slika 63: Shema vrelovodne stanice za daljinsko grijanje blokova 5, 6,7 i 8 u TE Kakanj

Kapacitet grijanja po liniji zagrijača je 150 MW (dva izmjenjivača serijski spojena, svaki od po 75 MW) koji zagrijavaju vodu na potrebnu polaznu temperaturu. Svaka od ovih linija zagrijača dimenzionirana je za protok vode za 1/4 nominalnog kapaciteta. Omjer snaga izmjenjivača 1 i 2 je 1:1 tj. svaki dobavlja 50% potrebne snage, odnosno svaki s 75 MW uz Δt = 40°C po izmjenjivaču. Potrebna ogrjevna para za izmjenjivače dobiva se iz oduzimanja od turbine. Ovisno o potrebnoj količine topline uključuje se manje ili više linija zagrijača, s tim da se ovisno o temperaturi okoline nastoji maksimalno koristiti 300 MW koje mogu dati niskotlačni zagrijači prvog stupnja zagrijavanja, jer je pri tome veća proizvodnja električne energije.

Slika 64: Uzdužni presjek turbine 230 MW


BOSNA‐S/ENOVA 103

Razmatrajući situaciju elektrane, njenu konfiguraciju, ispunjenost prostora, razmještaj opreme i sadržaja, zaključujemo da nije moguće izgraditi centralnu toplinsku stanicu u kojoj bi bila smještena sva oprema tj. svi zagrijači, cirkulacijske pumpe, te ostala oprema. Definiranje toplinske stanice vrelovoda kao jednog jedinstvenog objekta nije moguće ostvariti zbog razmaknutog razmještaja blokova u okviru elektrane, nužnosti smještaja zagrijača uz turbinsko postrojenje (najkraće trase cjevovoda ogrjevne pare) i princip paralelnog vezivanja skupine zagrijača na vrelovod, tako da se razmatra lokacija za smještaj vrelovodne stanice za blok 5 i 6, te pumpi i pomoćne opreme. Sav razmještaj opreme vrelovoda i toplinske stanice mora biti prilagođen specifičnim uvjetima koji proizlaze iz razvučene dispozicije postrojenja. Dispozicija TE Kakanj je prikazana na slici 65.

Slika 65: Dispozicija osnovne opreme u TE Kakanj

Mogući prostor za smještaj toplotne stanice sa pumpama i izmjenjivačima je na mjestu starog autoparka, što je prikazano na slici 65. Razlog za izmještanje toplotne stanice i izmjenjivača je nedostatak prostora oko blokova 5 i 6 za smještaj izmjenjivača za grijanje, iako bi bilo idealno da su zagrijači što bliže turbini zbog velikog promjera cjevovoda pare. Za smještaj pumpne stanice potreban je prostor veličine 30x20 m2. 4.1.5.1 Vrelovodni zagrijači

Svi zagrijači su istog kapaciteta, tj. 75 MW. Zagrijavanje se provodi u dva stepena, tj. dva zagrijača su serijski spojena u jednoj liniji zagrijavanja vrele vode. Predviđene su i by‐pass linije svakog izmjenjivača, čime je omogućeno isključivanje pojedinih izmjenjivača iz sistema. Predviđeni su zagrijači vertikalne izvedbe, tipa plašt i cijevni snop, oslonjeni na koti ±0,0 pumpne stanice. Iznad zagrijača predviđen je prostor potreban za izvlačenje cijevnih registara. Pad pritiska kroz pojedini zagrijač na strani vode iznosi maksimalno 0,5 bar kod nominalnog protoka vode. 4.1.5.2 Kondenzacijske pumpe

Kondenzat iz zagrijača I stupnja dotiče u zagrijač II stupnja, a kondenzat iz tog zagrijača odvodi se pumpama kondenzata u napojni spremnik odgovarajućeg turbinskog kruga. Za svaki zagrijač

Predložena lokacija nove pumpne stanice sa izmjenjivačima toplote

Ekspanzioni rezervoar


BOSNA‐S/ENOVA 104

predviđene su dvije pumpe, jedna radna a druga u rezervi. Regulacija protočne količine se obavlja pomoću regulacijskih ventila na tlačnim vodovima. Pumpe su smještene na koti ±0,0 u strojarnici, uz odgovarajuće blokove odnosno zagrijače. 4.1.5.3 Parovodi

Zagrijavanje vrele vode obavlja se oduzimnom parom iz turbine. Radi što kraćih parovoda predviđa se smještaj zagrijača što bliže izvoru topline tj. parnoj turbini. Parovodi su dimenzionirani obzirom na nominalni toplinski učinak po zagrijaču od 75 MW. 4.1.5.4 Vrelovodi

Vrelovod položen unutar postrojenja TE Kakanj pripada toplinskoj stanici, izvan granica sistema daljinskog vrelovoda. Orijentacione veličine dimenzija vrelovoda određene su za sabirni vod i iznose 2xDN1000, a spojni s zagrijačima na DN600. Unutar kruga elektrane vrelovodi se vode visoko nadzemno. Vrelovodi su termički izolirani staklenom vunom. 4.1.5.5 Popis opreme vrelovodnog postrojenja

1. Vrelovodni zagrijači Zagrijač 1: Izvedba vertikalna Nazivni toplinski učinak 75 MW

Ogrjevna para: Tlak 3 bar Temperatura 250°C Protočna količina, max. 34 kg/s

Vrela voda: Ulazna temperatura 70°C Izlazna temperatura 110°C Tlak 30 bar Pad tlaka 0,5 bar Protočna količina 444 kg/s

Težina praznog zagrijača 12 t Broj komada 5

Zagrijač 2: Izvedba vertikalna Nazivni toplinski učinak 75 MW

Ogrjevna para: Tlak 7 bar Temperatura 450°C Protočna količina, max. 34 kg/s

Vrela voda: Ulazna temperatura 110°C Izlazna temperatura 150°C Tlak 30 bar Pad tlaka 0,5 bar Protočna količina 444 kg/s Težina praznog zagrijača 12 t Broj komada 5


BOSNA‐S/ENOVA 105

2. Kondenzacijske pumpe Količina dobave 67 kg/s Visina dobave 11 bar Temperatura kondenzata 130°C Snaga elektromotora 120 kW Broj komada 10 3. Ekspanzijski spremnik Volumen spremnika (radni) 1.000 m3 Tlak 1,05 bar Temperatura medija 70°C Težina 100 t Broj komada 2 4. Parovodi Parovodi za zagrijače 1: Pritisak pare 3 bar Temperatura medija 150 – 250°C Vanjski promjer 800 mm Parovodi za zagrijače 2: Pritisak pare 7 bar Temperatura medija 255 – 450°C Vanjski promjer 600 mm 5. Vrelovodi u krugu elektrane Vrelovod polaz/povrat DN 1000 Temperatura medija 150/70°C Pritisak 20 bar

Vrelovod – spoj zagrijača DN 600 Temperatura medija 150°C Pritisak 25 bar

Vrelovod – spoj pumpi DN 800 Temperatura medija 150/70°C Pritisak 20 bar Tabela 29: Procjena investicionih ulaganja – zagrijači

Oprema i radovi Cijena € 1 Vrelovodni zagrijači 75 MW 10 kom17

Zagrijači stojeće izvedbe s parom u plaštu i vodom u cijevima, izolirani staklenom vunom sa pumpama kondenzata, svom potrebnom armaturom i priključcima, te mjernim uređajima.

7.500.000

2 Spremnici Ekspanzijski spremnik 1.000 m3 2 kom Spremnici zajedno s galerijama, armaturom, mjernim uređajima i spojnim cijevima.

504.000

3 Cjevovodi Parovodi, vrelovodi u krugu elektrane i spojni cjevovodi (kondenzat, dodatna voda, rasterećenje i ostalo) sve s potrebnom armaturom, mjernim uređajima, izolacijom i osloncima. Nosiva čelična konstrukcija (stupovi, konzole i cijevni mostovi).

1.100.000

17 U studiji je predviđeno 12 vrelovodnih zagrijača i to 10 novih i 2 postojeća od 75MW koji su u sklopu bloka 5, a koji će 2018. godine biti slobodni kada blok 5 izađe iz pogona, tako da će se moći iskoristiti za blok 8.


BOSNA‐S/ENOVA 106

4.2 PRIJEDLOG TEHNIČKOG RJEŠENJA VRELOVODNOG SISTEMA Pri odabiru adekvatnog tehničkog rješenja za vrelovodni sistem, potrebno je analizirati nekoliko parametara – prečnik cijevi, debljinu stjenke, materijal cijevi i debljinu izolacije. Ovi parametri utiču na pad pritiska, dozvoljeni radni pritisak i gubitke toplote. Optimizacija ovih parametara utiče na odabir pumpi koje će biti instalirane, što je direktno vezano za operativne troškove vrelovodnog sistema. Glavni ograničavajući parametar pri analizi dimenzija cjevovoda je brzina fluida (vode) kroz cjevovod. Preporučene brzine za daljinske vodove su od 2 do 4 m/s. Uz kapacitet potreban za grijanje gradova Kakanj i Zenica, koristit ćemo preporučene brzine da bismo dobili opseg mogućih prečnika. Biće analizirane dvije varijante:

1) Grijanje Kaknja i Zenice zajedničkim vrelovodom (ukupna snaga 200 MW od TE Kakanj do grada Kakanj i 170 MW od Kaknja do Zenice);

2) Grijanje Zenice uz zadržavanje postojećeg vrelovoda do Kaknja (ukupna snaga 170 MW od TE Kakanj do grada Zenica).

Također je analizirana i opcija grijanja samo Zenice bez odvajanja za Kakanj. Međutim ustanovljeno je da takva opcija ne bi imala smisla jer pokrivanje toplotnom energijom Kaknja suštinski ne utiče ni na konzum ni na investicione troškove (vrlo mali konzum i zanemarljivi troškovi prema ukupnom konzumu i ukupnoj investiciji). 4.2.1 Prečnik cijevi Kao polazna osnova analize prečnika cijevi uzima se sistem vrelovodnog tipa parametara 150/75°C i voda sa specifičnim toplotnim kapacitetom od 4200 J/kg K.

Tabela 30: Preliminarna analiza prečnika cijevi

Snaga (MW) 170 200

Maseni protok, m (kg/h) 2.081.632,65 2.448.979,59

Maseni protok, m (m3/h) 2.081,63 2.448,98

Brzina fluida, v (m/s) 2 2,5 3 3,5 4 2 2,5 3 3,5 4

Proračunski prečnik cijevi (mm)

606,7 542,7 495,4 458,6 429,0 658,1 588,6 537,3 497,5 465,3

Preporučeni prečnik cijevi DN650 DN550 DN550 DN500 DN450 DN700 DN600 DN550 DN550 DN500

Preporučeni prečnik cijevi, (in)

26" 22" 22" 20" 18" 28" 24" 22" 22" 20"

Iz tabele 30 se može vidjeti da je za snagu od 200 MW moguće koristiti cijevi prečnika DN500 i veće, dok je za snagu od 170 MW moguće koristiti i cijev prečnika DN450. Ovo su minimalni prečnici cijevi da bi se ispoštovala maksimalna preporučena brzina u cjevovodu od 4 m/s. Dalja analiza će optimizirati prečnik cijevi uzimajući u obzir debljinu stjenke (koja utiče na pad pritiska, zbog smanjenog unutrašnjeg prečnika cijevi, i dozvoljeni radni pritisak), materijal (koji utiče na dozvoljeni radni pritisak) i debljinu izolacije (koja je direktno vezana uz gubitke toplote). Pri analizi se mora uzeti u obzir zahtjev da za parametre vrele vode temperature između 120°C i 300°C i nadpritisak do 64 bar proizvod temperature zida cijevi i radnog pritiska mora biti manji od 7200. Iz ovog proizlazi da pritisak u sistemu vrelovoda TE Kakanj‐Zenica ne smije biti veći od 48 bar.

7200p(bar)C)( <⋅°t ⇒ 481507200p(bar) =<


BOSNA‐S/ENOVA 107

Uzimajući u obzir da je:

• pad pritiska kroz toplotnu stanicu u TE Kakanj 2 bar, • toplotnu podstanicu u Zenici 1,5 bar, • i rezervu u pritisku od 1 bar,

dolazi se do zaključka da maksimalni pad pritiska u sistemu (linijski + lokalni otpori) ne smije biti veći od 43,5 bar. Pad pritiska se računa kao zbir linijskih i lokalnih otpora koje fluid mora savladati dok putuje kroz cijev. Linijski otpori zavise od brzine fluida, prečnika cijevi, debljine stjenke i dužine vrelovoda, dok lokalni otpori uglavnom zavise od konfiguracije trase i izbora rješenja. Pošto je u pitanju magistralni vrelovod koji nema velike lokalne otpore (nema naglih promjena pravca), za potrebe studije je usvojeno da lokalni otpori čine 5% od vrijednosti linijskih otpora. Pad pritiska u cijevima DN450 i DN500 veći je od 43,5 bar pri opterećenju od 170 MW, te ove prečnike nećemo koristiti u daljim analizama. Pad pritiska zavisno od debljine stjenke je prikazan na slijedećim dijagramima. Vidljivo je da se pad pritiska povećava sa povećanjem debljine stjenke. Za manje prečnike cjevovoda (≤DN550), povećanje pada pritiska zbog veće debljine stjenke je značajnije.

Slika 66: Pad pritiska za snagu od 200 MW

Slika 67: Pad pritiska za snagu od 170 MW

Pad pritiska zavisno od debljine stijenke za kapacitet od 200 MW

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

6,4 7,1 7,9 8,7 9,5 10,3

11,1

11,9

12,7

14,3

15,9

17,5

19,1

20,6

22,2

23,8

25,4

Debljina stijenke, mm

Pad

prit

iska

, bar

DN600 + DN550DN600DN650 + DN550DN650 + DN600DN650DN700 + DN550DN700 + DN600DN700 + DN650DN700 DN750 + DN550DN750 + DN600DN750 + DN650DN750 + DN700DN800 + DN550DN800 + DN600DN800 + DN650DN800 + DN700NP25 - dozvoljeni pritisakNP40 - dozvoljeni pritisak

Pad pritiska zavisno od debljine stijenke za kapacitet od 170 MW

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

6,4 7,1 7,9 8,7 9,510 ,3

11 ,111 ,9

12 ,714 ,3

15 ,917 ,5

19 ,120 ,6

22 ,223 ,8

25 ,4


Pad

prit

iska

, bar

DN 550DN 600DN 650DN 700NP25 - dozvoljeni pritisakNP40 - dozvoljeni pritisak


BOSNA‐S/ENOVA 108

Na dijagramima su označene dvije granične vrijednosti – klase cjevovoda NP25 (crvena linija) i NP40 (crna linija). Kod povećanja temperature smanjuje se izdržljivost materijala, tako da pri temperaturi od 150 °C, granična vrijednost za klasu NP25 iznosi 22 bar, dok je za NP40, 37 bar. Iz dijagrama se može zaključiti da je za snagu od 200 MW, pad pritiska kroz cijevi DN700, DN 800 i njihovu kombinaciju niži od 22 bar do debljine stjenke 20,6 bar, što znači da se ove cijevi mogu koristiti u klasi NP25. Kombinacije cijevi DN800 i DN650, DN750 i DN650, DN700 i DN650, te cijev DN650 moguće je koristiti u klasi NP40, jer je pad pritiska veći od 22 bar, a manji od 37 bar. Kombinacije cijevi DN800 i DN600, DN750 i DN600, DN700 i DN600 moguće je koristiti u klasi NP40 do debljine stjenke 20,6 mm , jer je pad pritiska veći od 22 bar, a manji od 37 bar. Ako bi se trasa izgradila od cijevi DN600 ili DN650, kompletan cjevovod bio bi u klasi NP40 do debljine stjenke 17,5 mm. Sve kombinacije sa dimenzijom DN550 imaju previsok pad pritiska da bi bile uzete u razmatranje. Pri analizi dijagrama, evidentno je da najveći uticaj na pad pritiska ima dio trase od Kaknja do Zenice, koji je dužine 30 km. Prvi dio cjevovoda (2 km) ne utiče znatno na pad pritiska. Za snagu od 170MW, u klasi NP 25 mogu se koristiti cijevi DN700 i veće, te DN650 do debljine stjenke od 15,9 mm. Trasa izvedena sa cijevi DN600 bila bi izvedena u klasi NP40, dok je cijev dimenzije DN550 neprikladna zbog visokog pada pritiska (>37 bar). Ovo se može vidjeti na slici 67. Prečnici cjevovoda DN750, DN650 i DN550 su nestandardni kod predizolovanih cijevi, ali je moguće da su proizvođači zainteresovani isporučiti ove prečnike zbog velikih količina. Ekonomska analiza će pokazati da li je opravdano uvrstiti ih u analizu. 4.2.2 Debljina stjenke i materijal cijevi U slijedećoj tabeli prikazane su minimalne vrijednosti debljine stjenke za kombinaciju različitih prečnika i materijala za dva nazivna pritiska – NP25 i NP40. Tabela 31: Minimalne debljine stjenke zavisno od prečnika cijevi i klase cjevovoda

DN600 DN650 DN700 DN750 DN800

Klasa NP2

5

API 5L Gr. A25

9,5 10,3 11,1 11,9

API 5L Gr. A 7,9 8,7 9,5 10,3

API 5L Gr. B 7,1 7,9 7,9 8,7

API 5L Gr. X42 6,4 6,4 6,4 7,1

Klasa NP4

0

API 5L Gr. A25 14,3 15,9 17,5 17,5 19,1

API 5L Gr. A 11,9 12,7 14,3 14,3 15,9

API 5L Gr. B 10,3 11,1 11,9 12,7 14,3

API 5L Gr. X42 8,7 9,5 10,3 10,3 11,1

Povećanje debljine stjenke vodi ka povećanju dozvoljenog pritiska koji cijev može izdržati, što se vidi iz slijedećeg dijagrama.


BOSNA‐S/ENOVA 109

Slika 68: Dozvoljeni pritisk zavisno od debljine stjenke i materijala

Isti trend je vidljiv sa promjenom materijala – poboljšan kvalitet materijala vodi ka povećanju dozvoljenog radnog pritiska. Razmotrena su četiri tipa materijala API 5L:

• Gr. A25, sa čvrstoćom materijala 172 MPa, • Gr. A, sa čvrstoćom materijala 207 MPa, • Gr. B, sa čvrstoćom materijala 241 MPa, • Gr. X42, sa čvrstoćom materijala 290 Mpa.

4.2.3 Rezultati analize Standardne predizolovane cijevi se proizvode u klasi API 5L, Gr. B, što odgovara čeliku klase St. 37.0 ili P235. Kada se uzmu standardne debljine stjenke dobije se pad pritiska kao što je prikazano na dijagramu ispod. Ovi rezultati se koriste za dimenzionisanje glavnih cirkulacionih pumpi.

Slika 69: Pad pritiska za različite dimenzije cjevovoda (sa standardnim debljinama stjenke)

Maksimalni dozvoljeni pritisak zavisno od debljine stijenke i materijala

10

20

30

40

50

6,4 7,1 7,9 8,7 9,5 10,3

11,1

11,9

12,7

14,3

15,9

17,5

19,1

20,6

22,2

23,8

25,4


Prit

isak

, bar

DN600 Grade A25DN650 Grade A25DN700 Grade A25DN750 Grade A25DN800 Grade A25DN600 Grade ADN650 Grade ADN700 Grade ADN750 Grade ADN800 Grade ADN600 Grade BDN650 Grade BDN700 Grade BDN750 Grade BDN800 Grade BDN600 Grade X42DN650 Grade X42DN700 Grade X42DN750 Grade X42DN800 Grade X42NP25NP40

4550


BOSNA‐S/ENOVA 110

Za izvedbu cjevovoda u klasi NP25 (maksimalni radni pritisak 22 bar pri 150°C), postoje tri kombinacije prečnika cjevovoda:

1) cijela trasa DN700, 2) DN750 prvi dio trase + DN700 drugi dio trase, 3) DN800 prvi dio trase + DN700 drugi dio trase.

Iz predhodno navedenoge može se zaključiti da cijela trasa vrelovoda treba biti izvedena u prečniku DN700. Za izvedbu cjevovoda u klasi NP40 (maksimalni radni pritisak 37 bar pri 150°C), postoji još 9 mogućih rješenja. Kombinacije koje mogu doći u obzir su:

1) cijela trasa DN600, 2) DN650 prvi dio trase + DN600 drugi dio trase, 3) cijela trasa DN650, 4) DN700 prvi dio trase + DN600 drugi dio trase, 5) DN700 prvi dio trase + DN650 drugi dio trase, 6) DN750 prvi dio trase + DN600 drugi dio trase, 7) DN750 prvi dio trase + DN650 drugi dio trase, 8) DN800 prvi dio trase + DN600 drugi dio trase 9) DN800 prvi dio trase + DN650 drugi dio trase.

Koristeći standardne dimenzije cijevi, mogu se odbaciti opcije 2), 3), 5), 6), 7) i 9). Na kraju ostaju tri opcije koje imaju približne vrijednosti pada pritiska. Finalni odabir najpovoljnijeg rješenja ovisi o tehničkim mogućnostima i ograničenjima glavnih cirkulacionih pumpi. Nakon što se utvrdi koliki napor pumpe mogu da savladaju, moguće je završiti tehno‐ekonomsku analizu, te zaključiti da li je isplativije potrošiti više sredstava inicijalno za nabavku cjevovoda većeg prečnika, a uštedjeti na eksploataciji sistema, tj. sniženim troškovima električne energije za pogon pumpi i održavanju manjih pumpi, ili uštedjeti na početku tako što će se izabrati cjevovod manjeg prečnika, ali zato potrošiti više u eksploataciji i održavanju. 4.2.4 Pumpe U sistemu postoje pumpe za održavanje pritiska (dopunu vode u sistemu) i pumpe za cirkulaciju vode. Glavne cirkulacione pumpe moraju biti u mogućnosti da savladaju ukupni pad pritiska u sistemu. Pumpe za održavanje pritiska su znatno manje snage od glavnih pumpi. Ove pumpe se dimenzionišu prema pritisku zasićenja, tako da moraju biti u stanju da održe pritisak iznad 4,7 bar. Pri odabiru klase cjevovoda, potrebno je provjeriti stacionarni pritisak koji čini zbir hidrostatskog pritiska, pritiska zasićenja i pritiska sigurnosti (rezerva). Odabir se vrši prema većoj vrijednosti između stacionarnog pritiska i pada pritiska u sistemu.

sigurnostzasićstac pphgp ++Δ⋅⋅= ρ

‐ Gustoća vode pri 150 °C iznosi 917 kg/m3, ‐ TE Kakanj je na nadmorskoj visini 380 m, dok je Zenica na 320 m, ‐ Pritisak zasićenja pri temperaturi od 150 °C iznosi 3,76 bar.

barpstac 16,10176,3)320380(81,9917 =++−⋅⋅= , usvaja se pstac=11 bar.

Ostala oprema na trasi vrelovoda je slijedeća:

• Izmjenjivačka podstanica sa više izmjenjivača, koja će omogućiti etapno puštanje u rad zavisno od aktualnog opterećenja – 1x za Kakanj, 1x za Zenicu,


BOSNA‐S/ENOVA 111

• Ekspanzioni sistem; • Sekcione armature, zajedno sa armaturama za odzračivanje i odmuljivanje.

Pored troškova investicije, u ukupnu cijenu treba uzeti u obzir i troškove eksproprijacije, eksploatacije, održavanja, te izvođačke radove:

• Građevinske – iskop rova, zatrpavanje cijevi, rekonstrukcija i/ili izgradnja novih pumpnih stanica, šahtova za sekcione armature, izgradnja izmjenjivačkih podstanica;

• Mašinske – polaganje i spajanje vrelovoda, instalacija pumpi, instalacija izmjenjivačkih podstanica;

• Elektro – kabliranje i spajanje pumpi; • Instrumentacija – instalacija instrumenata, nadzor i upravljanje.

4.2.5 Pijezometrijski dijagram Kao što je spomenuto ranije, biće razmatrane dvije varijante rješenja cirkulacije vode u sistemu. Prva varijanta je rješenje sa jednom pumpnom stanicom na lokaciji TE Kakanj, koja je u stanju da savlada sve otpore u sistemu. Napor pumpe je 20 bar, a traženi protok je moguće obezbijediti sa više pumpi povezanih paralelno. Druga varijanta uzima u obzir dvije pumpne stanice – jednu u TE Kakanj, a drugu u Zenici. Ovime se postiže rasterećenje sistema, te je moguće koristiti opremu sa nižom klasom pritiska. Lokacija druge pumpne stanice je predviđena u Zenici, jer se tamo predviđa izgradnja izmjenjivačke stanice koja će odvojiti magistralni vrelovod od vrelovodnog sistema u Zenici. Ovime bi se smanjio obim građevinskih radova, tako što će sve izgraditi na jednoj lokaciji.

Slika 70: Pijezometrijski dijagram za varijantu sa jednom pumpnom stanicom


BOSNA‐S/ENOVA 112

Slika 71: Pijezometrijski dijagram za varijantu sa dvije pumpne stanice

4.2.6 Količina vode u sistemu Tokom zagrijavanja i hlađenja sistema daljinskog grijanja, dolazi do širenja i skupljanja vode. Ove promjene utiču na rad sistema, te je potrebno instalirati ekspanzioni sistem koji će omogućiti ekspanziju vode pri zagrijavanju ili dopunu vode kod hlađenja pri zaustavljanju cirkulacije. Da bi se odredila veličina ekspanzionog uređaja i dozir pumpi, potrebno je prvo izračunati ukupnu zapreminu vode u cjevovodu. Širenje vode se izračunava kao razlika između početne temperature (T1=15°C) i srednje temperature sistema (Tsr=(150+75)/2=112,5 °C), a prema slijedećem izrazu:

15

155,1120 ν

νν −⋅=Δ VV

gdje je: V0 – zapremina sistema vrelovoda (m3), v112,5 – specifična zapremina vode pri temperaturi 112,5 °C (m3/kg), v15 – specifična zapremina vode pri temperaturi 15 °C (m3/kg). Zapremine vrelovoda i širenja vode u ovisnosti od dimenzija cjevovoda su prikazane u tabeli 32. Za dimenzionisanje dozir pumpi koje dopunjuju sistem vodom iz rezervoara (ekspanzione posude), koristi se slijedeći izraz:

( )75150 νν −⋅= mV &&

Gdje je:

V& – protok vode (m3/h), m& – maseni protok vode (kg/h), v150 – specifična zapremina vode pri temperaturi 150°C (m3/kg), V75 – specifična zapremina vode pri temperaturi 75°C (m3/kg).


BOSNA‐S/ENOVA 113

Tabela 32: Zapremina vode u cjevovodu i zapremina širenja vode pri Tsr=112,5 °C

Prečnik cijevi Zapremina

(m3)

Zapremina širenja vode

(m3)

Vrijeme izjednačenja za 170 MW (h)

Vrijeme izjednačenja za 200 MW (h)

DN550 15453,22 821,41 6,52 5,55 DN600 + DN550 15630,36 830,83 6,60 5,61 DN600 18376,02 976,77 7,76 6,59 DN650 + DN550 15828,51 841,36 6,68 5,68 DN650 + DN600 18574,17 987,31 7,84 6,67 DN650 21645,51 1150,56 9,14 7,77 DN700 + DN550 16035,88 852,38 6,77 5,75 DN700 + DN600 18781,54 998,33 7,93 6,74 DN700 + DN650 21852,87 1161,59 9,23 7,84 DN700 25067,05 1332,43 10,58 9,00 DN750 + DN550 16265,95 864,61 6,87 5,84 DN750 + DN600 19011,61 1010,56 8,03 6,82 DN750 + DN650 22082,94 1173,81 9,32 7,93 DN750 + DN700 25297,12 1344,66 10,68 9,08 DN800 + DN550 16504,23 877,28 6,97 5,92 DN800 + DN600 19249,89 1023,22 8,13 6,91 DN800 + DN650 22321,22 1186,48 9,42 8,01 DN800 + DN700 25535,40 1357,33 10,78 9,16

Koristeći podatke iz tabele 25, dobije se:

( ) 159100908,1026,159,979.448.2 3200 =⋅−⋅= −V& m3/h za snagu od 200 MW

( ) 135100908,1026,165,632.081.2 3170 =⋅−⋅= −V& m3/h za snagu od 170 MW

Dozir pumpe moraju biti u stanju da održe pritisak viši od pritiska zasićenja (4,7 bar). Zbog ovog se odabire pumpa sa naporom od 6 bar. Vrijeme izjednačenja se može izračunati tako što se ukupna zapremina širenja podijeli sa protokom dozir pumpi. Rezultati su prikazani u tabeli 30 za snage od 170 i 200 MW. 4.2.7 Gubici toplote na trasi Gubici toplote na trasi se mogu izračunati koristeći stvarne podatke od proizvođača cijevi. Koeficijent gubitka toplote varira u ovisnosti od debljine izolacije, tipa izolacije i dimenzije cijevi. Za predizolovane cijevi prečnika DN550 do DN800, ovaj koeficijent kreće se između 60 i 80 W/m. Za prečnike cijevi koji bi se koristili za toplifikaciju Zenice iz TE Kakanj, postoje dvije debljine izolacije – Tip 1 i Tip2. Debljina izolacije se kreće od 75,6 mm do 120 mm za Tip 1 i od 120,6 mm do 170 mm za Tip 2. Debljina izolacije za različite prečnike i odgovarajući koeficijent provodnosti toplote su prikazani u sljedećoj tabeli.

Tabela 33: Debljina izolacije i koeficijent provodnosti toplote za različite tipove izolacije

Prečnik cijevi

Vanjski prečnik cijevi (mm)

Vanjski prečnik cijevi sa izolacijom Tip 1 (mm)

Vanjski prečnik cijevi sa izolacijom Tip 2 (mm)

Debljina izolacije Tip 1 (mm)

Debljina izolacije Tip 2 (mm)

Koeficijent provodnosti toplote za

izolaciju Tip 1 (W/m K)

Koeficijent provodnosti toplote za

izolaciju Tip 2 (W/m K)

DN550 558,8 710 800 75,6 120,6 0,6307 0,4757 DN600 610 800 900 95 145 0,5655 0,4086 DN650 660 900 1000 120 170 0,5375 0,4542 DN700 711 900 1000 94,5 144,5 0,6407 0,4614 DN750 762 1000 1100 119 169 0,6020 0,5087 DN800 813 1000 1100 93,5 143,5 0,7186 0,5158


BOSNA‐S/ENOVA 114

Rezultati proračuna ovisno o dimenziji cijevi za različite kombinacije cijevi su prikazani na grafikonu ispod.

Slika 72: Gubici toplote na trasi u ovisnosti od prečnika cijevi i tipa izolacije

Iz grafikona na slici 72 se vidi da se gubici toplote na trasi kreću od 3,9 MW do 4,7 MW za izolaciju Tip 1, dok su vrijednosti za izolaciju Tip 2 između 3,0 MW i 3,5 MW. Uzimajući u obzir ukupnu toplotnu snagu sistema (200 MW), dobiva se da su gubici za cijev sa izolacijom Tip 1 u rasponu od 1,94% do 2,33%. Za cijev sa izolacijom Tip 2, gubici su u rasponu od 1,48% do 1,73%. Najveća razlika gubitaka toplote između izolacije Tip 1 i Tip 2 je 1,31 MW za čitavu trasu, što znači da je godišnji gubitak, za prosječnu vrijednost od 2000 angažovanih sati, 2620 MWh. Ako se koristi prodajna cijena toplotne energije 23,35 KM/MWh, maksimalni godišnji gubitak na račun toplotne energije bi bio 60.995 KM. Gubici za ostale kombinacije prečnika cjevovoda su prikazani u tabeli ispod.

Tabela 34: Razlika u gubicima toplote za izolaciju Tip 1 i Tip 2

Prečnik cijevi

Gubici toplote Tip 1 (MW)

Gubici toplote Tip 2 (MW)

Razlika u gubicima (MW)

Razlika u gubicima (MWh)

Razlika u KM za cijenu od

23,35 KM/MWh

Razlika u investiciji

između Tip 2 i Tip 1 (KM)

DN550 4,56 3,44 1,12 2.240,37 52.312,64 10.379.760,23 DN600 + DN550 4,53 3,41 1,12 2.242,03 52.351,50 10.354.529,93 DN600 4,09 2,95 1,13 2.267,83 52.953,89 9.963.460,17 DN650 + DN550 4,52 3,43 1,09 2.177,56 50.846,04 10.694.022,52 DN650 + DN600 4,07 2,97 1,10 2.203,36 51.448,43 10.302.952,76 DN650 3,88 3,28 0,60 1.204,02 28.113,82 14.094.748,86 DN700 + DN550 4,56 3,43 1,13 2.261,66 52.809,69 10.641.027,50 DN700 + DN600 4,12 2,98 1,14 2.287,46 53.412,07 10.249.957,74 DN700 + DN650 3,93 3,29 0,64 1.288,11 30.077,47 14.041.753,84 DN700 4,63 3,33 1,30 2.591,60 60.513,91 10.823.089,41 DN750 + DN550 4,55 3,45 1,09 2.186,32 51.050,51 10.920.739,02 DN750 + DN600 4,10 3,00 1,11 2.212,12 51.652,90 10.529.669,27 DN750 + DN650 3,91 3,31 0,61 1.212,77 28.318,29 14.321.465,36

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

DN550

DN600 + D

N550

DN600

DN650 + D

N550

DN650 + D

N600

DN650

DN700 + D

N550

DN700 + D

N600

DN700 + D

N650

DN700

DN750 + D

N550

DN750 + D

N600

DN750 + D

N650

DN750 + D

N700

DN800 + D

N550

DN800 + D

N600

DN800 + D

N650

DN800 + D

N700

Gub

ici t

oplo

te (M

W)

Tip 1 Tip 2


BOSNA‐S/ENOVA 115

DN750 + DN700 4,61 3,36 1,26 2.516,26 58.754,73 11.043.316,21 DN800 + DN550 4,60 3,46 1,14 2.282,24 53.290,37 10.862.176,59 DN800 + DN600 4,15 3,00 1,15 2.308,04 53.892,76 10.471.106,83 DN800 + DN650 3,96 3,31 0,65 1.308,70 30.558,15 14.262.902,93 DN800 + DN700 4,66 3,36 1,31 2.612,19 60.994,59 10.996.580,15 Min 3,88 2,95 0,60 1204,02 28.113,82 9.963.460,17 Max 4,66 3,46 1,31 2612,19 60.994,59 14.321.465,36 Prosjek 4,30 3,26 1,04 2077,92 48.519,54 11.386.292,18

Materijalni gubici kroz vrelovod prouzrokovani gubicima toplote su znatno manji od razlike u investiciji između cijevi za izolacijom Tip 1 i cijevi sa izolacijom Tip 2. Investicija za cijevi sa izolacijom Tip 2 su u prosjeku skuplje od cijevi sa izolacijom Tip 1 cca. 11.386.000 KM. Ovo znači da bi se investicija isplatila nakon 260 godina. Logično je zaključiti da nije isplativo investirati u cijevi sa debljom izolacijom, tako da se predlaže nabavka cijevi sa izolacijom Tip 1. 4.2.8 Sistem nadzora i upravljanja i razvoda električne energije U ovom poglavlju će se dati opis i procjena investicionog ulaganja za sistem nadzora i upravljanja vrelovodom, te sistem napajanja električnom energijom. Slijedeća oprema je predviđena:

• Distribuirani sistem daljinskog nadzora i upravljanja na dvije lokacije (TE Kakanj i prijemna stanica u Zenici);

• Sistem automatske detekcije kvara na vrelovodu; • Senzori, transmiteri, automatski regulatori i regulacioni ventili u polju; • SN postrojenje za napajanje glavnih pumpi za cirkulaciju na dvije lokacije (TE Kakanj i

prijemna stanica u Zenici); • NN razvod za napajanje ostalih uređaja na dvije lokacije (TE Kakanj i prijemna stanica u

Zenici); • Sistem besprekidnog napajanja na dvije lokacije (TE Kakanj i prijemna stanica u Zenici).

Važno je napomenuti da procjenom nisu obuhvaćene aktivnosti na postojećim blokovima 5,6 i 7, kao ni na novom kogeneracijskom postrojenju, nego samo aktivnosti vezane za novi vrelovod TE Kakanj – Zenica, tj. za prijem, regulaciju, transport i predaju vrele vode. 4.2.8.1 Distribuirani sistem daljinskog nadzora i upravljanja

Distribuirani sistem daljinskog nadzora i upravljanja će biti implementiran na dvije lokacije, u TE Kakanj i u prijemnoj stanici u Zenici i sadržavati će slijedeće funkcionalnosti:

• Nadzor i upravljanje svim tehnološkim parametrima vrelovoda; • Nadzor rada digitalnih regulatora procesnih parametara na vrelovodu; • Nadzor svih relevantnih procesnih parametara blokova 5, 6 i 7 termoelektrane Kakanj; • Nadzor svih relevantnih procesnih parametara kogeneracijskog postrojenja u termoelektrani

Kakanj; • Nadzor i upravljanje svim pumpama i motorizovanim ventilima na vrelovodu; • Prikaz procesnih mjerenih veličina isporučene toplotne energije; • Nadzor rada automatskog sistema detekcije kvara na vrelovodu.

Distribuirani sistem daljinskog nadzora i upravljanja na obje lokacije će se sastojati od redundantnog modularnog programabilnog logičkog kontrolera i SCADA softvera koji će omogućiti akviziciju, obradu, prikaz i procesiranje svih gore navedenih signala. Programabilni kontroler će posjedovati slijedeće module:

• Modul digitalnih ulaza; • Modul relejnih izlaza;


BOSNA‐S/ENOVA 116

• Modul analognih ulaza; • Modul analognih izlaza; • Modul temperaturnih ulaza (RTD); • Ethernet modul; • Serijski RS485 modul.

Dvije kontrolne sale, u TE Kakanj i u prijemnoj stanici u Zenici će biti povezane fiberoptičkim kablom sa 4 vlakna, što će osigurati da svi procesni parametri budu dostupni na obje lokacije. Primarno upravljanje će se vršiti iz kontrolne sale u TE Kakanj, a nadzor svih procesnih parametara će biti moguć u kontrolnoj sali u Zenici. 4.2.8.2 Sistem automatske detekcije kvara na cjevovodu

Sistem automatske detekcije kvara na vrelovodu radi na principu promjene električnog otpora usljed prodora vode u izolaciju. U izolaciju se postavljaju dva linijska žična provodnika čiji otpor mjere kontroleri curenja raspoređeni duž trase. Na ovaj način je pored detekcije curenja omogućeno i lociranje mjesta curenja. Svi alarmi se automatski prenose u kontrolnu salu distribuiranog sistema daljinskog nadzora i upravljanja. 4.2.8.3 Senzori, transmiteri, automatski regulatori i regulacioni ventili u polju

Na dovodnim linijama pare iz blokova 5,6,7 i kogeneracijskog postrojenja, na toplotnim izmjenjivačima, te duž vrelovoda je potrebno pratiti vrijednosti temperature, pritiska i protoka pare i vrele vode. U tu svrhu su predviđeni smart transmiteri, koji će se vezati na odgovarajuće digitalne regulatore ili direktno na ulazno/izlazne module programabilnog logičkog kontrolera. Na toplotnim izmjenjivačima će se vršiti automatska regulacija temperature vode, dok će se količina isporučene toplotne energije planirati zavisno od vanjske temperature, te regulirati upotrebom regulatora protoka i regulacionog ventila na povratnoj liniji vode iz toplotnog izmjenjivača. Sve vrijednosti procesnih parametara, režim rada svakog regulatora, kao i sva alarmna stanja biće dostupna u kontrolnoj sali distribuiranog sistema daljinskog nadzora i upravljanja. 4.2.8.4 SN postrojenje za napajanje glavnih pumpi za cirkulaciju

SN postrojenje za napajanje glavnih pumpi za cirkulaciju potrebno je instalirati na dvije lokacije, u TE Kakanj i u prijemnoj stanici u Zenici. Jedno SN postrojenje (6,6kV) će se sastojati od dvije prijemne ćelije (omogućavajući redundantnost napajanja), 5 ćelija za napajanje motornih pogona (za 4 glavne pumpe i 1 rezervna), 1 ćelije za napajanje NN razvoda putem trafoa, 1 mjerne ćelije i 1 preklopne ćelije („bus coupler“). Sve ćelije će biti kompletirane sa svom mjernom i zaštitnom opremom, a biće predviđena i ugradnja brojila potrošnje električne energije na obje dovodne linije. 4.2.8.5 NN razvod za napajanje ostalih uređaja

NN razvod je potrebno instalirati na dvije lokacije, u TE Kakanj i u prijemnoj stanici u Zenici. NN će biti napajan putem trafoa sa SN postrojenja i pored toga iz još jednog nezavisnog izvora. Koristit će se za napajanje motorizovanih ventila, digitalnih regulatora, transmitera i regulacionih ventila u polju, rasvjetu i ostale potrošače. Pored toga koristit će se i za punjenje baterija koje će se koristiti u sistemu besprekidnog napajanja. 4.2.8.6 Sistem besprekidnog napajanja

Sistem besprekidnog napajanja je potrebno instalirati na dvije lokacije, u TE Kakanj i u prijemnoj stanici u Zenici. Sistem treba obezbijediti ukupno 3200W sa autonomijom od 12 h za potrebe


BOSNA‐S/ENOVA 117

distribuiranog sistema daljinskog nadzora i upravljanja. Sistem uključuje bezodržavajuće baterije, dva punjača i invertera u redundantnom režimu rada i zaobilaznu sklopku (by‐pass switch). 4.2.8.7 Ostala oprema

Ostala oprema uključuje signalne, kontrolne i napojne kablove, uzemljivačku opremu, razvodne kutije, kablovske kanalice, uvodnice, markere, itd. 4.2.9 Tehnološke sheme Kao što je opisano ranije, priprema vrele vode se vrši uz pomoć pare koja se oduzima između turbine srednjeg i niskog pritiska i izmjenjivača prvog i drugog stepena. Izmjenjivači prvog stepena zagrijavaju vodu sa 75 °C na 115 °C i koriste se stalno. Izmjenjivači drugog stepena se koriste kada je opterećenje veliko (niske vanjske temperature) i zagrijavaju vodu sa 115 °C na 150 °C. Vrela voda se transportuje od TE Kakanj do Zenice kroz cjevovod. Prethodno urađena analiza predlaže korištenje predizolovanih cijevi DN700 sa izolacijom debljine 94,5 mm. Za savladavanje otpora (linijskih i lokalnih) izabran je sistem sa dvije pumpne stanice. Sa pijezometrijskog dijagrama se vidi da je to optimalno rješenje da bi se rasteretio pritisak u sistemu, a pri čemu sva oprema i cjevovod mogu biti izvedeni u klasi NP25. Ovo znači da sva oprema spada u standardnu izvedbu, što omogućava da troškovi ostanu niski i pored visokih zahtjeva za savladavanjem pada pritiska. Ovisno o mogućnostima proizvođača i dinamici izgradnje, predlaže se ugradnja tri ili četiri pumpe u svakoj pumpnoj stanici. Pumpe bi bile instalirane u paralelnu konfiguraciju, što omogućava da se ukupan protok podijeli. Ovakva konfiguracija ima više prednosti. Smanjen protok omogućava jednostavniju izvedbu pumpi, što povećava broj proizvođača koji mogu odgovoriti traženim zahtjevima i samim tim snižava cijenu. Druga prednost kod korištenja više pumpi je postepena ugradnja. Ukupni protok od 2450 m3/h je proračunat za toplotnu snagu od 200 MW koji se očekuje 2030. godine. Do tada je planiran postepeni rast sa sadašnjih 80 MW i neće biti potrebe da pumpe transportuju ukupan protok. Prema sadašnjim potrebama (cca. 80‐100 MW), dvije pumpe od 600 ili 800 m3/h će biti u stanju da zadovolje potražnju. Ovime bi se postigla postepena ugradnja i ne bi bilo potrebe obezbijediti sva finansijska sredstva odmah, nego bi se raspodijelila na duži period. Ovo je značajno, jer pored cjevovoda pumpe su najskuplja oprema. Instalacija više pumpi daje i fleksibilnost pri upravljanju, jer uvijek postoji jedna rezervna pumpa. Istovremeni rad svih pumpi se očekuje samo nekoliko dana u godini pri ekstremno niskim temperaturama. Kod ovakve konfiguracije, nije potrebno da sve pumpe imaju frekventnu regulaciju. Frekventna regulacija omogućava pumpama optimalan rad i uštedu energije jer smanjuje broj obrtaja pumpe pri smanjenom kapacitetu, odnosno smanjenom protoku. Predlaže se da jedna ili dvije pumpe budu sa frekventnom regulacijom, a ostale bez. Upravljačka logika omogućuje da se pumpe sa frekventnom regulacijom koriste za mala opterećenja i pokrivanja „vršnih“ opterećenja. Npr., ako se ugrade četiri pumpe sa po 600 m3/h, od toga dvije sa frekventnom regulacijom, kada je potreban protok od 300 m3/h, koristi se pumpa sa frekventnom regulacijom. Kada je potreban protok od 800 m3/h, koristi se obična pumpa od 600 m3/h, a ostatak pokriva pumpa sa frekventnom regulacijom. Ovakva konfiguracija omogućava optimalan, siguran i pouzdan rad pumpi, prilagođava se stvarnim i trenutnim potrebama sistema, a sve uz minimalno opterećenje za investiciju.


BOSNA‐S/ENOVA 118

Predlaže se korištenje pumpi slijedećih karakteristika:

Opcija a): četiri (4) pumpe u svakoj pumpnoj stanici (ukupno 8 pumpi) Q = 600 m3/h H = 10 bar NP25 Dvije (2) pumpe sa frekventnom regulacijom, dvije (2) bez frekventne regulacije.

Opcija b): tri (3) pumpe u svakoj pumpnoj stanici (ukupno 6 pumpi)

Q = 800 m3/h H = 10 bar NP25 Jedna (1) pumpa sa frekventnom regulacijom, dvije (2) bez frekventne regulacije.

Optimalno rješenje iz predhodne dvije opcije je opcija a). Obzirom da bi pumpe bile u paru čime bi se dobila maksimalna fleksibilnost pri održavanju ili eventualnim kvarovima. Svaka puma (sa i bez frekventne regulacije) imala bi radnu i rezervnu pumpu. Da bismo odvojili magistralni vrelovod od gradskog sistema grijanja, predlaže se izgradnja izmjenjivačke podstanice sa istim parametrima sekundara kao što se trenutno koristi – 130/70 °C. Ovim bi se omogućilo da gradski sistem grijanja radi pri nižem pritisku, jer je u dosta lošem stanju, uz minimalne zahvate na toplotnim podstanicama u postojećem sistemu grijanja. Postoje ogromni gubici vode u gradskom sistemu zbog dotrajalosti cijevi. Postoji mogućnost čestih zastoja u radu i bespotrebnih gubitaka velike količine vode koju treba stalno dopunjavati. Dopuna magistralnog voda je predviđena iz TE Kakanj, te bi bilo veoma teško utvrditi odgovornost zbog finansijskih posljedica prouzrokovanih stalnim gubitkom vode. Razdvajanjem magistralnog vrelovoda i gradskog sistema se osigurava autonomija rada magistralnog vrelovoda. Izgradnja izmjenjivačke podstanice se predviđa na istoj lokaciji kao i dodatna (druga) pumpna stanica. Pri izgradnji se koristi isti pristup kao i kod izgradnje pumpnih stanica. Predlaže se ugradnja tri ili četiri cijevna izmjenjivača toplote, što omogućava optimalan rad i postepenu ugradnju prema proširenju toplotne snage. Parametri izmjenjivača su:

Opcija a): četiri (4) izmjenjivača po 44 MW Primar: 150/75 °C, NP 25 Sekundar: 130/70 °C, NP 16

Opcija b): tri (3) izmjenjivača po 59 MW

Primar: 150/75 °C, NP 25 Sekundar: 130/70 °C, NP 16

U toplotnoj podstanici u Zenici se predviđa ugradnja mjerača utroška toplote na sekundaru da bi se evidentirala stvarna predata energija JP Grijanje Zenica. Regulacija polazne temperature sekundara predviđa se promjenom protoka primara u zavisnosti od vanjske temperature. Dopuna sekundarnog vrelovodnog sistema hemijski pripremljenom vodom je u nadležnosti JP Grijanje Zenica. Ne predlaže se dopuna sekundara iz primarnog voda da se ne bi narušio integritet sistema. Dopunu je potrebno vršiti iz gradskog vodovodnog sistema grada Zenice uz instaliranje sistema za hemijsku pripremu vode.


BOSNA‐S/ENOVA 119

Ugradnja mjerača utroška toplote u TE Kakanj predviđena je na povratu primara, čime bi se evidentirala ukupna proizvedena toplotna energija i omogućila kalkulacija toplotnih gubitaka. Ukoliko se odabere opcija grijanja gradova Zenica i Kakanj zajedničkim vrelovodom, neophodno je riješiti spajanje grijanja Kaknja na vrelovod. Izrađivač Studije predlaže izgradnju toplotne podstanice sa izmjenjivačima i pumpama sekundara dimenzionisanih na predviđenu toplotnu snagu 30 MW. Ovo bi omogućilo autonoman rad vrelovodne mreže i odvajanje od sekundarne mreže grada Kaknja, jer se u Kaknju susreću isti problemi kao u Zenici – dotrajalost cijevne mreže i nesigurnost pri radu sa višim pritiscima. Lokacija toplotne podstanice je predviđena u neposrednoj blizini postojeće vrelovodne mreže u naselju Rampa (vidi Sliku 73), što omogućuje maksimalno korištenje postojeće cijevne mreže. Ovakvo rješenje bi odvojilo prostore koji su u vlasništvu TE Kakanj, a trenutno su spojeni na zajednički vrelovod koji služi za grijanje grada Kaknja. Ukoliko ovo nije fizički moguće odvojiti, predlaže se ugradnja mjerača utroška toplotne energije za prostore TE Kakanj. Ovim bi se omogućilo potpuno odvajanje kapaciteta u vlasništvu JP Grijanje Kakanj od TE Kakanj i neovisnu i tačnu naplatu stvarno utrošene toplotne energije. U svakom slučaju je neophodno ugraditi mjerač utroška toplotne energije na sekundaru radi utvrđivanja stvarno isporučene toplotne energije JP Grijanje Kakanj. Trošak investicije za izgradnju toplovodne podstanice u Kaknju je niži nego za toplotnu podstanicu u Zenici radi smanjene snage postrojenja. Na trasi su predviđene izolacione armature sa aktuatorima koje omogućuju automatsku ili manuelnu izolaciju pojedinih dionica u slučaju potrebe (curenje ili kvar). Na svaku dionicu se instalira osjetnik pritiska koji je povezan sa centralnom komandnom salom. Zbog veličine sistema (Vuk = 25.067 m

3), predlaže se instalacija izolacionih armatura na svakih cca. 8,5 km, što iznosi šest (8) dionica. Svaka dionica bi imala cca. 3134 m3 vode u cjevovodu. U slučaju ispuštanja vode iz pojedine dionice, potrebno ju je ponovo napuniti vodom za 5‐6 sati, što znači da bi pumpe za dopunu vode morale biti sa protokom od cca. 600 m3/h. U cilju smanjenja troškova, predlaže se korištenje jedne od glavnih cirkulacionih pumpi za dopunu vode u sistemu. Istom analogijom predlaže se korištenje glavnih cirkulacionih pumpi za inicijalno pumpanje vode u sistem. Kada bi se koristile dvije glavne pumpe od 600 m3/h, trebalo bi cca. 21 sat da se cijeli sistem napuni vodom. Ekspanziona posuda, koja se koristi prilikom širenja i skupljanja vode u sistemu (opisana u paragrafu 4.2.6), koristiće se i pri inicijalnom punjenju tako što se voda preko by‐pass ventila usmjeri direktno na glavne cirkulacione pumpe. Dopuna ekspanzione posude se vrši preko elektromagnetnog ventila sa hemijski pripremljenom vodom iz postrojenja TE Kakanj. Ekspanziona posuda treba da bude zapremine 1350 m3. Ovaj kapacitet se može postići sa rezervoarom prečnika cca. 14 m i visinom 10 m. Tehnološke sheme su prikazane u Prilogu (crteži broj 6027‐000‐PID‐0021‐001‐R0‐P&ID u TE Kakanj i 6027‐000‐PID‐0021‐002‐R0‐P&ID izmjenjivačka stanica Zenica).


BOSNA‐S/ENOVA 120

Slika 73: Sistem daljinskog grijanja u Kaknju

4.3 TEHNO‐EKONOMSKA ANALIZA I ODREĐIVANJE UKUPNIH INVESTICIONIH TROŠKOVA U ovom dijelu biće predstavljena procjena potrebnih zahvata i investicije, a sve na osnovu prikupljenih ponuda, trenutnih tržišnih cijena, te iskustava. 4.3.1 Vrelovod Vrelovod, kako je opisano u ranijim poglavljima će biti izrađen od predizolovanih čeličnih cijevi, a sve u skladu sa važećim evropskim normama koje reguliraju ovu oblast. Obzirom da proizvođači nude cijevi sa dva različita nivoa izolacije (vidi tabelu 33 sa karakteristikama), urađena je i kratka analiza isplativosti upotrebe jednog ili drugog tipa cijevi. Na osnovu rezultata analize, utvrđeno je da

Lokacija nove toplotne stanice za potrebe grijanja grada Kakanja


BOSNA‐S/ENOVA 121

korištenje cijevi Tip 2 ne bi imalo značajan uticaj na uštedu energije, pa samim tim i ekonomski rezultati bi bili nepovoljni. Pored različitih tipova izolacije, cijevi se proizvode i u različitim klasama nazivnog pritiska. Na osnovu proračuna pada pritiska (vidi Sliku 69), evidentno je da dvije klase cijevi zadovoljavaju postavljene uvjete– NP 25 i NP 40. Cijevi NP 25 se smatraju standardnim, dok se cijevi NP 40 rade po specijalnoj narudžbi, pa su samim tim i znatno skuplje (cca. 30%). Tehno‐ekonomska analiza u kojoj su u obzir uzete različite kombinacije prečnika i klasa cijevi pokazuje da je kada se u obzir uzmu vrijednost investicije i eksploatacioni troškovi povoljnije ići na veći prečnik i niži nazivni pritisak (NP 25). Cijene cijevi su bazirane na konkretnoj ponudi ponuđača i mogu se vidjeti u tabeli 35. Tabela 35: Cijena za nabavku i instalaciju predizolovanih cijevi Tip 1

Prečnik cijevi Predizolovane cijevi

Tip 1 Cijene u €

Građevinski radovi na trasi Tip 1 Cijene u €

Mašinski radovi na trasi Tip 1 Cijene u €

DN550 30.030.000,00 8.418.033,68 8.990.692,86 DN600 + DN550 29.906.032,00 8.418.033,68 9.102.892,86 DN600 27.984.528,00 8.418.033,68 10.841.992,86 DN650 + DN550 30.810.000,00 8.830.295,97 9.177.692,86 DN650 + DN600 28.888.496,00 8.830.295,97 10.916.792,86 DN650 42.900.000,00 8.830.295,97 12.076.192,86 DN700 + DN550 30.608.136,00 8.830.295,97 9.252.492,86 DN700 + DN600 28.686.632,00 8.830.295,97 10.991.592,86 DN700 + DN650 42.698.136,00 8.830.295,97 12.150.992,86 DN700 30.437.880,00 8.830.295,97 13.310.392,86 DN750 + DN550 31.590.000,00 9.291.059,71 9.331.032,86 DN750 + DN600 29.668.496,00 9.291.059,71 11.070.132,86 DN750 + DN650 43.680.000,00 9.291.059,71 12.229.532,86 DN750 + DN700 31.193.160,00 9.291.059,71 13.388.932,86 DN800 + DN550 31.394.792,00 9.291.059,71 9.409.572,86 DN800 + DN600 29.473.288,00 9.291.059,71 11.148.672,86 DN800 + DN650 43.484.792,00 9.291.059,71 12.308.072,86 DN800 + DN700 31.043.000,00 9.291.059,71 13.467.472,86

Vrelovod bi također bio opremljen sistemom za praćenje curenja, i to pomoću žica za signalizaciju koje se instaliraju ispod izolacije prilikom prefabrikacije cijevi. Ovaj sistem omogućava da se utvrde sva eventualna curenja na cjelokupnoj trasi vrelovoda, te da se odredi tačna lokacija, što u mnogome pojednostavljuje i snižava cijenu održavanja.

Žica za signalizaciju: € 264.000,00 4.3.2 Radovi na trasi Radovi na trasi su u direktnoj korelaciji sa vanjskim prečnikom cjevovoda koji će biti instaliran. U procjeni troškova uzeti su u obzir građevinski i mašinski radovi, a isti su bazirani na aktuelnim cijenama na tržištu dobivenim sa sličnih infrastrukturnih projekata iz tekuće godine. Cijena građevinskih i mašinskih radova za instalaciju predizolovanih cijevi Tip 1 su prikazane u tabeli 35. Izgled rova za dvije vrelovodne cijevi je dat u Prilogu (crteža broj 6027‐000‐DW‐1454‐001‐R0‐Detalj rova). 4.3.3 Pumpe i izmjenjivači Pumpe i izmjenjivači su dimenzionirani na osnovu potrebnih kapaciteta za toplotnom energijom, te postojećeg stanja na blokovima u TE Kakanj (vidi poglavlje 4.1). Bitno je naznačiti da se pri izboru pumpi i izmjenjivača vodilo računa o minimiziranju troškova eksploatacije i maksimizaciji pogonske


BOSNA‐S/ENOVA 122

sigurnosti. Troškovi koji su prikazani i koji se koriste za ekonomske analize bazirani su na aktuelnim tržišnim cijenama, odnosno budžetskim ponudama nekih od vodećih svjetskih proizvođača ove opreme. Bitno je napomenuti da je odabrana kombinacija pumpi sa i bez frekventne regulacije. Pumpe sa frekventnom regulacijom su i do 80% skuplje od klasičnih pumpi, no obzirom na prirodu protoka medija u vrelovodu koji varira ovisno o vanjskoj temperaturi, ova investicija će se isplatiti u veoma kratkom periodu, tim prije što vrijednost pumpi u ukupnoj vrijednosti opreme iznosi svega 0,5%. Tabela 36: Cijena pumpi sa i bez frekventne regulacije

Prečnik cijevi

Cijena u € glavnih pumpi bez frekventne regulacije

Cijena u € glavnih pumpi sa frekventnom regulacijom

DN550 266.577,78 479.840,00 DN600 + DN550 260.420,48 468.756,86 DN600 190.938,63 343.689,53 DN650 + DN550 256.630,05 461.934,10 DN650 + DN600 187.148,20 336.866,76 DN650 144.337,25 259.807,04 DN700 + DN550 254.341,35 457.814,43 DN700 + DN600 184.859,50 332.747,09 DN700 + DN650 142.048,54 255.687,38 DN700 116.176,27 209.117,28 DN750 + DN550 252.813,67 455.064,60 DN750 + DN600 183.331,82 329.997,27 DN750 + DN650 140.520,86 252.937,55 DN750 + DN700 114.648,59 206.367,45 DN800 + DN550 251.828,95 453.292,10 DN800 + DN600 182.347,09 328.224,77 DN800 + DN650 139.536,14 251.165,05 DN800 + DN700 113.663,86 204.594,95

Cijena pumpi je u direktnoj korelaciji sa protokom i naporom pumpe. Što je veći pad pritiska u sistemu, potrebne su pumpe sa više snage, tj. pumpe sa većim naporom. Pad pritiska je u direktnoj vezi sa prečnikom cjevovoda (vidi poglavlje 4.2.3 i sliku 69) – kroz veći nazivni prečnik je manji pad pritiska i obratno. Zbog toga je trošak za nabavku pumpi ugrađenih na sistem sa većim nazivnim prečnikom cjevovoda niži od troška pumpi ugrađenih na sistem sa manjim prečnikom cjevovoda. 4.3.4 Ekspanzioni sistem Projektovani sistem daljinskog grijanja je zatvorenog tipa, te je stoga potrebno imati i ekspanzioni sistem koji će kompenzirati promjene u zapremini vode koja se nalazi u cjevovodu usljed promjena u temperaturi medija. Predviđeno je da se ekspanzioni sistem instalira unutar TE Kakanj, a isti će se sastojati od ekspanzionog atmosferskog rezervoara i pumpi za održavanje pritiska. Vrijednost investicije je procijenjena na osnovu aktuelnih cijena izgradnje sličnih rezervoara u svijetu, te na osnovu konkretne ponude za pumpe. Ekspanzioni sistem (rezervoar i diktir pumpe), zavisno od prečnika vrelovoda: € 142.500,00 – 192.500,00. 4.3.5 Armature Armature su raspoređene duž trase kako bi se omogućilo što efikasnije održavanje sistema. U procjenu su uključene i sve izolacione slavine oko pumpi, filteri, nepovratni ventili, te mjerač utroška


BOSNA‐S/ENOVA 123

toplote. Procjene troškova za armature su bazirane na iskustvenim podacima, te cijenama sa sličnih projekata rađenih u proteklih godinu dana. Armature, zavisno od prečnika vrelovoda: € 637.000,00 – 782.000,00 4.3.6 Sistem nadzora i upravljanja i razvoda električne energije Distribuirani sistem daljinskog nadzora i upravljanja:

a) Oprema, softver i licence u kontrolnoj sali u TE Kakanj ‐ € 350.000,00 b) Oprema, softver i licence u kontrolnoj sali u prijemnoj stanici u Zenici ‐ € 200.000,00 c) 5km fiberoptičkog kabla sa 4 vlakna ‐ € 375.000,00

Ukupno: € 925.000,00 Sistem automatske detekcije kvara na cjevovodu: € 150.000,00 Senzori, transmiteri, automatski regulatori i regulacioni ventili u polju: € 350.000,00 SN postrojenje: 2 x 300.000 € ‐ € 600.000,00 NN razvod:

a) NN razvod u TE Kakanj, uključujući trafo 400kVA 6,6kV/0,4kV: € 125.000,00 b) NN razvod u prijemnoj stanici u Zenici, uključujući trafo 250kVA 6,6kV/0,4kV: € 100.000,00

Ukupno: € 225.000,00 Sistem besprekidnog napajanja:

a) Sistem besprekidnog napajanja u TE Kakanj (2000W, 12 h): € 20.000,00 b) Sistem besprekidnog napajanja u prijemnoj stanici u Zenici (1200W, 12 h): € 15.000,00

Ukupno: € 35.000,00 Ostala oprema: € 275.000,00 Ukupno materijal: € 2.560.000,00 Projektovanje: € 250.000,00 Radovi: € 625.000,00 Ukupno sistem nadzora i upravljanja, te sistem razvoda električne energije: € 3.435.000,00 4.3.7 Eksproprijacija Za magistralni vrelovod s maksimalnim radnim pritiskom od 25 bar, definiraju se radni koridor i sigurnosni pojas.

• Širina radne zone ovisi o vrsti zemljišta kroz koje prolazi vrelovod, a za ovu studiju uzet je radni koridor širine 16 m.

• Sigurnosni pojas za održavanje vrelovoda (pravo služnosti), je površina na kojoj vlasnik vrelovoda uvijek ima pravo pristupa. Nakon izgradnje vrelovoda, to je zona, širine 5 m, lijevo i desno od sredine rova.

Eksproprijacija će se vršiti u skladu sa Zakonom o izvlaštenju („Službene novine FBiH“, broj 70/07). Procjena cijene koštanja eksproprijacije računata je na sljedećoj osnovi:

• Za privatno vlasništvo uzeta je prosječna cijena eksproprijacije od 18 KM/m2 u širini radne zone vrelovoda.

• Visina naknade za korištenje cestovnog zemljišta, za širinu rova od 3,3 m uzeta je prema „Uredbi o mjerilima za obračun naknade za korištenje cestovnog zemljišta i naknade za obavljanje pratećih djelatnosti na autocestama i brzim cestama u F BiH“, a kako je opisano u poglavlju 2.2.6.


BOSNA‐S/ENOVA 124

Za autoceste godišnja naknada je 1,50 KM/m2 pomnožena sa koeficijentom usklađivanja 0,50 (za površine preko 5.000 m2), a za brze ceste godišnja naknada je 1,00 KM/m2 pomnožena sa istim koeficijentom usklađivanja – 0,50.

Visina naknade za korištenje zemljišta na zaštitnom pojasu javnih cesta (regionalni put i lokalne ceste) je 3,00 KM/m'.

Ove naknade se za svaku narednu godinu umanjuju za 50 %.

• Zbog nedefinisane visine naknade za korištenje zemljišta koje se nalazi u sklopu zaštitnog pojasa željezničkih pruga, za potrebe ove Studije cijena koštanja je procijenjena na 3 KM/m'.

• Za državno vlasništvo uzeta je prosječna cijena od 10 KM/m2 u širini radne zone vrelovoda. Ovdje je potrebno napomenuti, da nakon što Vlada F BiH proglasi javni interes izgradnje predmetnog vrelovoda, Vlada F BiH kao 100% vlasnik na državnom zemljištu i zemljištu unutar sigurnosnog pojasa za gore spomenute ceste može donijeti odluku u kome nije potrebno izvršiti plaćanje naknade za predmetna zemljišta, jer je Investitor (Elektroprivreda BiH) u njenom većinskom vlasništvu. Potrebno je da Investitor prikupi saglasnost nadležnih institucija za prolazak vrelovoda i da nakon završenih svih radova sve vrati u prvobitno stanje. Ukupni troškovi eksproprijacije iznose cca. € 2.150.000,00. U slučaju da Vlada F BiH oslobodi JP EP BiH plaćanja naknade za zemlju koja je u njenom vlasništvu, ukupni troškovi eksproprijacije bi iznosili cca. € 2.060.000,00. 4.3.8 Ukupni troškovi Na slijedećim dijagramima su prikazani ukupni troškovi investicije, koji su navedeni iznad, te troškovi za električnu energiju utrošenu za pokretanje glavnih cirkulacionih pumpi. Slika 74 daje prikaz ukupnih investicionih troškova zajedno sa eksploatacionim troškom za napajanje pumpi za 30 godina. Evidentno je da je vrelovod sa DN700 najisplativija varijanta. Ukupni trošak za ovaj vrelovod je € 76.840.700,00 od čeka je inicijalna investicija € 61.726.485,00 dok je trošak za električnu energiju za 30 godina € 15.114.215,00. Također je razmotrena opcija sa eksploatacionim troškom 40% od ukupnog troška, što je prikazano na slici 75. Ovdje postoje četiri kombinacije cjevovoda koje su imaju približno isti trošak. Logično je zaključiti da je optimalno rješenje izabrati vrelovod sa DN700 radi fleksibilnosti sistema, koje će omogućiti eventualno veće opterećenje. Za ovu varijantu, trošak za električnu energiju je € 6.045.686,00 dok je ukupni trošak € 67.772.171,00. Na slici 76 je dat prikaz raspodjele svih troškova za vrelovod DN700. Najveći udio čini investicija za vrelovod (49,2%), te mašinski (21,5%) i građevinski radovi (14,3%). Troškovi za ostalu opremu i radove čine 15% ukupne investicije. Ovdje nisu uzeti u obzir troškovi za eksploataciju.


BOSNA‐S/ENOVA 125

Slika 74: Troškovi investicije i eksploatacije vrelovoda za različite kombinacije prečnika

91.744

.389

€

90.922

.953

€

81.676

.083

€

91.815

.553

€

82.568

.683

€

92.213

.007

€

91.387

.530

€

82.140

.661

€

91.784

.985

€

76.840

.700

€ 92.707

.812

€

83.460

.942

€

93.105

.267

€

77.934

.397

€ 92.461

.656

€

83.214

.786

€

92.859

.111

€

77.733

.289

€

0 €

10.000.000 €

20.000.000 €

30.000.000 €

40.000.000 €

50.000.000 €

60.000.000 €

70.000.000 €

80.000.000 €

90.000.000 €

100.000.000 €

DN55

0DN

600 +

DN55

0

DN60

0DN

650 +

DN55

0DN

650 +

DN60

0

DN65

0DN

700 +

DN55

0DN

700 +

DN60

0DN

700 +

DN65

0

DN70

0 DN

750 +

DN55

0DN

750 +

DN60

0DN

750 +

DN65

0DN

750 +

DN70

0DN

800 +

DN55

0DN

800 +

DN60

0DN

800 +

DN65

0DN

800 +

DN70

0

Ukupni trošak Investicija Tip 1 Eksploatacija 30 god.


BOSNA‐S/ENOVA 126

Slika 75: Troškovi investicije i 40% eksploatacije vrelovoda za različite kombinacije prečnika

70.935

.765

€

70.594

.957

€

66.771

.727

€

71.783

.432

€

67.960

.201

€ 80.946

.279

€

71.534

.062

€

67.710

.831

€ 80.696

.909

€

67.772

.171

€

72.973

.592

€

69.150

.362

€ 82.136

.439

€

68.985

.117

€

72.804

.301

€

68.981

.071

€ 81.967

.148

€

68.860

.874

€

0 €

10.000.000 €

20.000.000 €

30.000.000 €

40.000.000 €

50.000.000 €

60.000.000 €

70.000.000 €

80.000.000 €

90.000.000 €

DN55

0DN

600 +

DN55

0

DN60

0DN

650 +

DN55

0DN

650 +

DN60

0

DN65

0DN

700 +

DN55

0DN

700 +

DN60

0DN

700 +

DN65

0

DN70

0 DN

750 +

DN55

0DN

750 +

DN60

0DN

750 +

DN65

0DN

750 +

DN70

0DN

800 +

DN55

0DN

800 +

DN60

0DN

800 +

DN65

0DN

800 +

DN70

0

Ukupni trošak ‐ 40% Investicija Tip 1 Eksploatacija ‐ 40%


BOSNA‐S/ENOVA 127

Slika 76: Udio troškova u investiciji za vrelovod DN700

Eksproprijacija3,5%

Glavne pumpe sa i bez frekventne regulacije

0,5%

Mašinski radovi na trasi Tip 121,5%

Građevinski radovi na trasi Tip 114,3%

Cjevi Tip 149,2%

Elektrooprema2,3%

Armature sa aktuatorima

1,2%

Nadzor i upravljanje3,2%

Pumpna stanica0,4%

Žica za signalizaciju0,4%

Izmjenjivači3,2%

Ekspanzioni sistem0,3%


BOSNA‐S/ENOVA 128

4.4 ANALIZA UTICAJA PROJEKTA Kao što je opisano u poglavlju 3.4.5, na slici 58 je grafički prikazana proizvodnja toplotne energije u poređenju s proizvodnjom električne energije. Evidentno je da je udio proizvodnje toplotne energije u ukupno proizvedenoj energiji jako malen (cca. 8‐10%) i ne bi trebao uticati na EES i EEB, ekonomiju rada i performanse sistema JP EP BiH, ekonomiju FBiH i BiH u cjelini. Istina, proizvodnja toplotne energije će uticati na povećanje energetske efikasnosti pojedinih blokova u TE Kakanj, te na povećanje energetske efikasnosti za cijeli sistem Elektroprivrede BiH. Ovo je jako bitno, obzirom da će se uskoro usvojiti Zakon o energetskoj efikasnosti, te u tom duhu ovaj projekat jako pomaže JP EP BiH da odgovori zahtjevima spomenutog Zakona. Za slučaj varijante grijanja samo Kaknja i Zenice izvršen je proračun povećanja energetske efikasnosti pojedinih blokova za period do 2030. godine za svaku godinu dana. U tabeli 37 je dato kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 5 i 6 u TE Kakanj do kraja životnog vijeka, te povećanje energetske efikasnosti koje je vrlo značajno za blok 6 koji će raditi znatno duže od bloka 5. Tabela 37: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 5 i 6 u TE Kakanj za slučaj varijante grijanja Kaknja i Zenice

Kakanj+Zenica Blok 5 Blok 6

Godina MWt MWht MWt MWel

Efikasnost turbinskog ciklusa18

Povećanje efikasnosti MWt MWel

Bruto efikasnost

Povećanje efikasnosti

2011. 13,4 41540 13,4 115 46 1 0

2012. 17,0 51000 17 114 47 2 0

2013. 19,6 57820 19,6 114 48 2 0

2014. 141,2 239360 50 106 53 8 91,2 96 64 18

2015. 152,9 257975 50 106 53 8 102,9 93 66 20

2016. 164,4 275880 75 100 57 12 140 83 74 28

2017. 170,5 285075 75 100 57 12 140 83 74 28

2018. 176,3 293380 75 100 57 12 140 83 74 28

2019. 182,2 301860 50 106 53 8 120 88 70 24

2020. 185,7 306250 0 120 88 70 24

2021. 188,1 308845 0 120 88 70 24

2022. 190,4 311160 0 120 88 70 24

2023. 192,7 313445 0 120 88 70 24

2024. 193,8 310860 0 140 83 74 28

2025. 195,0 311350 0 140 83 74 28

2026. 196,3 312030 0 140 83 74 28

2027. 197,5 312475 0 0

2028. 198,65 312800 0 0

2029. 199,9 314800 0 0

2030. 200,0 315000 0 0

U tabeli 38 je dato kretanje bruto efikasnosti blokova 7 i 8 u TE Kakanj do kraja životnog vijeka, te povećanje energetske efikasnosti, koje nije toliko veliko zbog malog angažovanja toplotne snage u odnosu na raspoloživu.

18 U režimu grijanja dobiva se linearnom interpolacijom između podataka za efikasnost turbinskog ciklusa u tabelama 14 i 15.


BOSNA‐S/ENOVA 129

Tabela 38: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 7 i 8 u TE Kakanj za slučaj varijante grijanja Kaknja i Zenice

Kakanj+Zenica Blok 7 Blok 8


Efikasnost turbinskog ciklusa


Bruto efikasnost


2011. 13,4 41540 0 0 0

2012. 17,0 51000 0 0 0

2013. 19,6 57820 0 0 0

2014. 141,2 239360 41,2 222 48 5 0 0

2015. 152,9 257975 52,9 220 49 7 0 0

2016. 164,4 275880 39,4 222 47 5 0 0

2017. 170,5 285075 45,5 221 48 6 0 0

2018. 176,3 293380 51,3 220 49 7 0 0

2019. 182,2 301860 50 220 49 6 72,2 285 50 7

2020. 185,7 306250 60 219 50 8 50,7 289 48 5

2021. 188,1 308845 75 216 52 10 38,1 292 47 4

2022. 190,4 311160 75 216 52 10 40,4 291 47 4

2023. 192,7 313445 75 216 52 10 42,7 291 48 4

2024. 193,8 310860 75 216 52 10 43,8 291 48 4

2025. 195,0 311350 75 216 52 10 45,0 290 48 4

2026. 196,3 312030 75 216 52 10 71,3 285 50 7

2027. 197,5 312475 75 216 52 10 122,5 274 55 12

2028. 198,65 312800 75 216 52 10 123,65 274 55 12

2029. 199,9 314800 0 0 199,9 257 63 20

2030. 200,0 315000 0 0 200,0 257 63 20

Na slici 77 je dat prikaz promjene energetske efikasnosti pojedinih blokova TE Kakanj u periodu do 2030. godine.

Slika 77:Prikaz kretanja povećanja energetske efikasnosti pojedinih blokova (Kakanj+Zenica)

Međutim za slučaj veće anagažovanosti toplotne snage pojedinih blokova situacija bi se značajno promijenila u pozitivnom smislu u pogledu energetske efikasnosti blokova. Tako je u tabeli 39 prikazano kretanje efikasnosti blokova 5 i 6 za slučaj grijanja Kaknja, Zenice i Sarajeva, dok je u tabeli 40 isti parametar prikazan za blokove 7 i 8. Značajno je veći porast bruto efikasnosti blokova, što se posebno odnosi na blok 7, koji bi u slučaju kogeneracije imao najpovoljniji odnos snaga električne i toplotne. Srednji porast efikasnosti blokova na nivou TE Kakanj za slučaj grijanja samo Kaknja i Zenice iznosi 12,31%, a za slučaj grijanja pored Zenice i Kaknja i Sarajeva, taj porast je znatno veći i u prosjeku na nivou TE Kakanj iznosi 21,9 % za posmatrani period do 2030. godine.Na slikama 79 i 80 je prikazan srednji porast efikasnosti blokova u posmatranom periodu.

0

5

10

15

20

25

30

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Pov

ecan

je b

ruto

efik

asno

st

Blok 5Blok 6Blok 7Blok 8


BOSNA‐S/ENOVA 130

Tabela 39: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 5 i 6 u za slučaj većeg angažovanja toplotne snage (varijanta grijanja Kaknja, Zenice i Sarajeva)

Kak+Zen+Sar Blok 5 Blok 6


Efikasnost turbinskog ciklusa


Bruto efikasnost


2011. 13,4 41540 13,4 115 46 1

2012. 17,0 51000 17 114 47 2

2013. 19,6 57820 19,6 114 48 2

2014. 141,2 239360 50 106 53 8 91,2 96 64 18

2015. 152,9 257975 50 106 53 8 102,9 93 66 20

2016. 564,4 875880 140 83 69 24 140 83 74 28

2017. 570,5 885075 140 83 69 24 140 83 74 28

2018. 576,3 893380 140 83 69 24 140 83 74 28

2019. 582,2 901860 75 100 57 12 120 88 70 24

2020. 585,7 906250 120 88 70 24

2021. 588,1 908845 120 88 70 24

2022. 590,4 911160 120 88 70 24

2023. 592,7 913445 120 88 70 24

2024. 593,8 910860 140 83 74 28

2025. 595,0 911350 140 83 74 28

2026. 596,3 912030 140 83 74 28

2027. 597,5 912475

2028. 598,65 912800

2029. 599,9 914800

2030. 600,0 915000

Tabela 40: Kretanje bruto efikasnosti turbinskog ciklusa blokova 7 i 8 u za slučaj većeg angažovanja toplotne snage (varijanta grijanja Kaknja, Zenice i Sarajeva)

Kak+Zen+Sar Blok 7 Blok 8

Godina MWt MWht MWt MWel Bruto

efikasnost Povećanje efikasnosti MWt MWel

Bruto efikasnost


2011. 13,4 41540

2012. 17,0 51000

2013. 19,6 57820

2014. 141,2 239360

2015. 152,9 257975

2016. 564,4 875880 284,4 176 81 39

2017. 570,5 885075 290,5 174 82 40

2018. 576,3 893380 296,3 173 83 41

2019. 582,2 901860 240 184 75 33 222,2 253 65 22

2020. 585,7 906250 240 184 75 33 225,7 252 66 22

2021. 588,1 908845 240 184 75 33 228,1 251 66 22

2022. 590,4 911160 240 184 75 33 230,4 251 66 23

2023. 592,7 913445 240 184 75 33 232,7 250 66 23

2024. 593,8 910860 240 184 75 33 213,8 254 64 21

2025. 595,0 911350 240 184 75 33 215,0 254 64 21

2026. 596,3 912030 240 184 75 33 216,3 254 65 21

2027. 597,5 912475 300 173 83 41 297,5 237 73 29

2028. 598,65 912800 300 173 83 41 298,65 236 73 29

2029. 599,9 914800 300,0 236 73 29

2030. 600,0 915000 300,0 236 73 29


BOSNA‐S/ENOVA 131

Slika 78:Prikaz kretanja povećanja energetske efikasnosti pojedinih blokova (Kakanj+Zenica+Sarajevo)

Slika 79:Srednje povećanje energetske efikasnosti pojedinih blokova

(varijanta Kakanj + Zenica)

Slika 80:Srednje povećanje energetske efikasnosti

pojedinih blokova (varijanta Kakanj + Zenica+Sarajevo)

Nakon analize rezervi uglja prema raspoloživim podacima iz rudnika (poglavlje 3.5), može se pouzdano zaključiti da uglja ima u dovoljnim količinama za instalirane i proširene kapacitete TE Kakanj za sve razmatrane varijante do 2030. godine, te povećanje potrošnje uglja zbog proizvodnje toplotne energije neće bitno uticati na plasman domaćeg uglja iz rudnika. 4.5 OKOLINSKI ASPEKTI Prilikom razmatranja ponuđenih rješenja uzeti su u obzir i okolinski aspekti i odgovarajuća domaća regulativa, kao što je „Pravilnik o graničnim vrijednostima emisije u zrak iz postrojenja za sagorijevanja“ Zakona o zaštiti zraka Federacije BiH. Osim domaće regulative uvažena je i EU regulativa, naročito Direktiva 2001/80/EZ preuzeta iz ugovora o energetskoj zajednici. Okolinski aspekti su za potrebe studije opisani kroz tri poglavlja:

• Pregled domaćih i međunarodnih standarda i propisa, • Analiza podataka o emisiji CO2, SO2 i NOx, • Analiza podataka o redukciji emisije CO2, SO2 i NOx.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Pove

canj

e br

uto

efik

asno

st

Blok 5Blok 6Blok 7Blok 8

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Blok 5 7

Blok 6 25

Blok 7 8

Blok 8 9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Blok 5 12

Blok 6 25

Blok 7 36

Blok 8 24


BOSNA‐S/ENOVA 132

4.5.1 Pregled domaćih i međunarodnih standarda i propisa 4.5.1.1 Zakon o zaštiti zraka

Zakon o zaštiti zraka (Sl. novine Federacije BiH, br. 33/03 i 04/10) reguliše tehničke uvjete za sprječavanja ili smanjivanja emisija u zrak, uzrokovanih ljudskim djelovanjem koje se moraju poštovati u procesu proizvodnje, na teritoriju Federacije Bosne i Hercegovine, planiranja zaštite kvalitete zraka, posebne izvore emisija, katastar emisija, kvalitet zraka, nadzor i kazne za prekršaje za pravne i fizičke osobe. Prema ovom zakonu zabranjeno je uzrokovanje značajnog zagađivanja zraka ili nanošenje štete okolišu putem emisija. Svaki izvor emisija mora da ispunjava sljedeće uvjete:

• da su emisije zagađujućih materija u zrak, kao i emisije neprijatnih mirisa, smanjene na najmanju moguću mjeru uz upotrebu najboljih raspoloživih tehnika u fazama planiranja, projektovanja, puštanja u rad i rada, i

• da emisione kvote i granične vrijednosti emisija ne budu prekoračene. Emisije u zrak koje potiču iz izvora emisija za koje postoji obaveza procjene uticaja na okoliš i pribavljanje okolinske dozvole reguliraju se okolinskom dozvolom. Za nove izvore emisija za koje je potrebna okolinska dozvola, kao i u slučajevima kada se procjeni da mogu štetno uticati na ljudsko zdravlje i/ili okoliš u cjelini, na zahtjev Federalnog ministarstva okoliša i turizma19 podnosilac zahtjeva izrađuje studiju o zraku u kojoj detaljno opisuje očekivane emisije u zrak i njihov uticaj na okoliš. Ministarstvo neće zahtijevati izradu Studije o zraku od podnosioca zahtjeva kome se za izvor emisije izdaje okolinska dozvola, na osnovu Studije o uticaju na okoliš, pod uvjetom da su tom studijom obrađena slijedeća pitanja koja se nalaze u članu 10. zakona o zaštiti zraka:

• podatke o projektu, uključujući lokaciju, okruženje, infrastrukturu, prirodu djelatnosti i gdje je to potrebno tehnologiju koja će se koristiti;

• poređenje tehnologije koja se koristi u odnosu na najbolje raspoložive tehnologije, posebice one koje se odnose na emisije u zrak;

• kvalitet i količinu supstanci koje će se koristiti za proces proizvodnje i za produkovanje energije, gdje je to potrebno;

• kvalitet i količinu supstanci koje će biti emitirane tokom normalnog rada objekta uključujući difuzne emisije;

• kvalitet i količinu supstanci koje će biti emitirane iz objekta u slučaju nesreća većih razmjera; • opis uticaja na okoliš koje imaju zagađujuće materije tokom normalnog rada i u slučaju

nesreća većih razmjera koji obuhvaća: • skicu područja koje je pod uticajem u okolini izvora emisije; • opis kvaliteta zraka u odlučnom području u slučaju nerealiziranja datog projekta; • opis dodatnog zagađenja prouzrokovanog projektom uz korištenje detaljnih proračuna

prijenosa i informacija o lokalnim meteorološkim uvjetima gdje je to odgovarajuće; • opis sveukupnog kvaliteta zraka u relativnom području; • opis uticaja sveukupnog kvaliteta zraka (to jest očekivanog kvaliteta zraka nakon realiziranja

projekta) na ljude, biljni i životinjski svijet, tlo (putem depozicije), materijalno i kulturno naslijeđe koji uključuje opis sveukupnog zagađenja zraka u odnosu na granične vrijednosti predviđene provedbenim propisima;

19Prema „Pravilniku o pogonima i postrojenjima za koje je obavezna procjena uticaja na okoliš i pogonima i postrojenjima koji mogu biti izgrađeni i pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Sl. novine FBiH 19/04)” termoelektrane i ostala postrojenja sa sagorijevanje sa toplotnim izlazom od 50 MW i više okolinsku dozvolu izdaje Federalno ministarstvo okoliša i turizma nakon procjene uticaja na okoliš.


BOSNA‐S/ENOVA 133

• listu preventivnih i olakšavajućih mjera kojima se sprečava, ili ukoliko to nije moguće, smanjuje uticaj uzrokovan emisijama datog projekta;

• opis podataka koji se koriste i metoda koje su primijenjene u pripremi Studije, • netehnički rezime koji se priprema radi informiranja javnosti.

Netehnički rezime studije o zraku mora biti javno objavljen odmah nakon kompletiranja na način prilagođen sredini u kojoj će objekat biti lociran ili imati uticaja na sredinu, u periodu od najmanje dva mjeseca. Studija o zraku je integralni dio dokumentacije kod izdavanja okolinske dozvole za izvore emisija. Federalno ministarstvo okoliša i turizma neće izdati okolinsku dozvolu u slučaju da Studija o zraku ukazuje na znatne štetne uticaje na ljudsko zdravlje i/ili okoliš. U postupku izdavanja okolinske dozvole za izvore emisija, prije donošenja odluke o zahtjevu za izdavanje dopuštenja mora se pribaviti mišljenje bilo koje općine koja bi mogla biti pod značajnim uticajem toga izvora. Općina mora dostaviti svoje mišljenje s primjedbama i sugestijama najkasnije 15 dana od dana traženja. Federalno ministarstvo okoliša i turizma u ovom slučaju vodi račun o pribavljenom mišljenju. U ovom slučaju okolinska dozvola sadrži i:

• razloge na osnovu kojih je nadležni organ utvrdio kako su preduzete sve potrebne preventivne mjere protiv zagađivanja zraka, uključujući primjenu najboljih raspoloživih tehnologija, pod uvjetom da provođenje takvih mjera ne zahtijeva pretjerane troškove;

• primjenljivost određenih zabrana i ograničenja na izvor emisije koje su definirane u dokumentima prostornog uređenja;

• definiranje odgovarajućeg načina ispusta zagađujućih materija iz izvora emisije i definiranje ostalih uvjeta ispuštanja;

• granične vrijednosti emisija koje dani objekt mora poštovati; • izričitu obavezu da vrijeme rada objekta ne smije prekoračiti granične vrijednosti emisija i

kvalitete zraka; • određivanje lokacija za uzimanje uzoraka, mjerenje i određivanje postupaka koji će se

koristiti kako bi se ispunile obveze koje se tiču periodičnog mjerenja; • mjere koje će se poduzeti u slučaju nesreća većih razmjera.

Operator stacionarnog izvora emisije jednom godišnje dostavlja izvješće Federalnom ministarstvu okoliša i turizma. Izvješće sadrži podatke o emisijama iz danoga izvora, o potrošnji energije i goriva, te opće podatke o potencijalnom uticaju na zdravlje koji mogu imati supstance koje emitira dati izvor. Izvješće mora biti javno objavljeno odmah nakon što je sačinjeno na način prilagođen datoj sredini u kojoj će objekat biti lociran za razdoblje od najmanje dva mjeseca. Prema zakonu o izmjenama i dopunama zakona o zaštiti zraka (Sl. novine Federacije BiH, br. 04/10) operator stacionarnog izvora zagađivanja zraka dužan je:

• podatke o stacionarnom izvoru, operatoru i svakoj njegovoj primjeni dostaviti nadležnom organu za zaštitu okoliša i nadležnom inspektoru zaštite okoliša;

• osigurati redovno praćenje emisije i o tome voditi evidenciju; • osigurati vršenje mjerenja emisije zagađujućih materija iz stacionarnog izvora; • voditi evidenciju o izvršenim mjerenjima sa podacima o mjernim mjestima i rezultatima

mjerenja, te učestalosti mjerenja emisija; • voditi evidenciju o upotrijebljenom gorivu i otpadu kod procesa suspaljivanja; • voditi evidenciju o radu uređaja za smanjivanje emisija.

U slučaju da redovito izvješće operatora, promjena u propisima ili nalaz inspekcije pokaže da se granične vrijednosti emisije ne mogu osigurati prema uvjetima utvrđenim u okolišnom dopuštenju, nadležni će organ po službenoj dužnosti ponovno razmotriti okolišno dopuštenje.


BOSNA‐S/ENOVA 134

O prekoračenju graničnih vrijednosti emisija iz izvora emisija operator je dužan odmah obavijestiti Federalno ministarstvo okoliša i turizma i nadležnog inspektora zaštite okoliša. Ministarstvo i nadležni inspektor zaštite okoliša će naložit obustavu rada izvora emisije dok se ne poduzmu neophodne mjere radi usklađivanja sa standardima emisije. Federalno ministarstvo i nadležni inspektor zaštite okoliša određuje najveće dopušteno razdoblje za bilo koje tehnički neizbježne prekide tijekom kojih koncentracije emisija u zrak prijelaze predviđene granične vrijednosti. U slučaju kvara operator smanjuje ili prekida rad dok se ne steknu uvjeti normalnog rada. U tom slučaju izvor emisije ne može ni pod kojim uvjetima nastaviti rad duže od osam sati bez prekida, a ukupno godišnje trajanje rada u takvim uvjetima ne može biti duže od 96 sati. Federalno ministarstvo okoliša i turizma će, kao i stanovništvo koje živi u okruženju izvora emisije, u najkraćem vremenskom roku biti obaviješteni o nesreći većih razmjera u izvoru emisije. Federalni ministar će posebnim propisom regulirati monitoring emisija i kvalitete zraka. Ukoliko se ne može primijeniti ni jedna granična vrijednost emisija utvrđena posebnim propisima, nadležno će ministarstvo odrediti graničnu vrijednost emisije za dati izvor. Pitanja koja se odnose na emisiju iz postrojenja za sagorijevanje s nominalnom termalnom snagom jednakom ili većom od 10 MW kao i iz postrojenja za sagorijevanje s nominalnom termalnom snagom manjom od 10 MW uređuju se provedbenim propisom koji proizlazi iz zakona o zaštiti zraka. Federalno ministarstvo okoliša i turizma može dopustiti privremeno prekoračenje graničnih vrijednosti emisija određenih za pogone sa sagorijevanjem koji koriste domaća čvrsta goriva. 4.5.1.2 Pravilnik o graničnim vrijednostima emisije u zrak iz postrojenja za sagorijevanje Pravilnik o graničnim vrijednostima emisije u zrak iz postrojenja za sagorijevanje (Sl. novine Federacije BiH br.12/05) uređuje granične vrijednosti zagađujućih materija u zrak iz postrojenja za sagorijevanje fosilnih goriva (čvrsta, tečna ili gasovita) i to:

1) postrojenja u kojima se produkti sagorijevanja koriste neposredno za zagrijavanje, sušenje ili 2) neki drugu vrstu tretiranja predmeta ili materijala. 3) postrojenja za naknadno sagorijevanje, tj. bilo koji tehnički uređaj projektovan za

prečišćavanje 4) otpadnih gasova putem sagorijevanja koji ne funkcioniše kao nezavisno postrojenje za

sagorijevanje, 5) pogoni za regeneraciju katalizatora za katalizaciju procesa krekovanja, 6) pogoni za konverziju sumpor vodika u sumpor, 7) reaktori koji se koriste u hemijskoj industriji, 8) koksne peći, 9) kauperi.

Odredbe ovog pravilnika ne primjenjuju se na postrojenja koja imaju pogon na dizel, benzin i gasne motore ili gasne turbine, bez obzira na gorivo koje se koristi. Prema ovom pravilniku postrojenja/pogoni mogu da rade samo u okviru nominalnog termalnog inputa i da koriste u radu samo goriva onih karakteristika koja je proizvođač opreme datog postrojenja ili pogona specifično odredio.

Zavisno od nominalnog termalnog inputa pojedinačnog ložišta mogu se koristiti sljedeća ulja: • Ako je nominalni termalni input ≤ 0,07 MW mogu se koristiti ekstra laka (EL) ulja; • Ako je nominalni termalni input > 0,07 – 10 MW mogu se koristiti ekstra laka (EL) i laka (L)

ulja; • Ako je nominalni termalni input > 10 mogu se koristiti sve vrste mazuta.

Ispusni gasovi se ispuštaju na kontrolisan način putem dimnjaka a okolinskom dozvolom određuju se uslovi ispuštanja zagađujućih materija. Tokom projektovanja energetskog postrojenja moraju se predvidjeti priključci za monitoring emisije i obezbijediti uvjeti za pravilno mjerenje iste.


BOSNA‐S/ENOVA 135

Ako se desi da postrojenje koristi istovremeno dvije ili više vrsta goriva za koje postoje različiti provedbeni propisi za granične vrijednosti emisije, granična vrijednost emisije za takvo postrojenje odredit će se uzimajući u obzir pojedinačne granične vrijednosti goriva i težinsko učešće pojedinih vrsta goriva razmjerno unesenim toplotama. Sto se tiče emisije sumpor dioksida, ova se ograničavaju kroz:

• propisivanje dozvoljenog sadržaja sumpora u gorivu; • utvrđivanje uvjeta sagorijevanja kako bi se koristili mehanizmi vezivanja sumpora za pepeo; • emisione kvote za izvore čija je emisija od nacionalnog značaja; • propisivanje graničnih vrijednosti emisije; • okolinsku dozvolu.

Prema ovom pravilniku postojeće kotlovnice, energane i elektrane snage preko 10 MW mogu da koriste ugljeve koji nemaju viši sadržaj sumpora od onog za koga su dobili urbanističku saglasnost. U slučaju da postrojenja ne mogu zadovoljiti ovaj uslov, u okolinskoj dozvoli će se utvrditi korištenje ugljeva sa višim sadržajem sumpora. Što se tiče novih kotlovnica i energana, prema ovom pravilniku iste se projektuju tako da se koriste tehnologije sagorijevanja koje će obezbijediti maksimalno vezivanje sumpora iz uglja za pepeo. Ovi uvjeti se utvrđuju u okolinskoj dozvoli. Emisija sumpor dioksida (SO2) iz novih postrojenja na ugalj toplotne snage između 50 i 300 MW se određuje linearnom inerpolacijom vrijednosti od 2000 mg/m3 (što je granična vrijednost za nova postrojenja na ugalj toplotne snage do 50 MW) i 400 mg/m3 (što je granična vrijednost za nova postrojenja na ugalj toplotne snage preko 300 MW). Ova stavka se Pravilnika se ne primjenjuje na postrojenja kod kojih je u postupku dobivanja okolinske dozvole utvrđeno:

• da su ovi zahtjevi tehno‐ekonomski neodrživi; • da je izabrana konstrukcija ložišta i tehnologija sagorijevanja uglja koji omogućuju

maksimalno vezivanje sumpora za pepeo; • da postrojenje ne ugrožava zdravlje ljudi i eko‐sisteme.

Emisija SO2 iz novih postrojenja na tečno gorivo toplotne snage od 50 do 300 MW ograničava se na 1700 mg/m3. Granične vrijednosti emisije za SO2 za nova postrojenja na gasovita goriva iznose:

• Za gasovita goriva 35 mg/m3; • Za gas pretvoren u tečno stanje (kondenzovan) 5 mg/m3; • Za gasove niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije rafinerijskih taloga, koksnog gasa, gasa iz

visokih peći 800 mg/m3. Granične vrijednosti emisije za azotnih oksida (NOx), za nova postrojenja toplotne snage iznad 50 MW iznose:

• Za čvrsta goriva 650 mg/m3; • Za čvrsta goriva sa 10% manje od isparljivih jedinjenja 1300 mg/m3; • Za tečna goriva 450 mg/m3; • Za gasovita goriva 350 mg/m3.

Prema ovom pravilniku granične vrijednosti čvrstih čestica za nova postrojenja snage iznad 50 MW su prikazane u slijedećoj tabeli:


BOSNA‐S/ENOVA 136

Tabela 41: Granične vrijednosti čvrstih čestica za nova postrojenja snage iznad 50 MW

Vrsta goriva Toplotni kapacitet MW Granična vrijednost (mg/m3)Čvrsta >500

<500 50100

Tečna Sva postrojenja 50Gasovita Sva postrojenja 5 po pravilu:

10 za gas iz visokih peći: 50 za gasove proizvedene u industriji čelika koji se mogu koristiti i drugdje.

Navedene su i granične emisije čađi mjerene metodom po Bacharachu:

• Ložišta na gas: 0 • Ložišta na ekstra lako ulje: 1 • Ložišta na lako ulje: 1 • Ložišta na srednje i teško ulje: 2

Sadržaj volatilnih organskih spojeva (VOC) u sobnim pećima u širokoj prodaji ne smije da prekorači slijedeće vrijednosti:

• Čvrsta goriva (ručno loženje) 80 mg/m3 • Čvrsta goriva (automatsko loženje) 40 mg/m3 • Ekstra lako ulje 6 mg/m3

Granične vrijednosti za ugljen monoksid (CO) su prikazane u slijedećoj tabeli: Tabela 42: Granične vrijednosti CO za nova postrojenja snage iznad 50 MW

Kategorija izvora Granična vrijednost emisije (mg/m3) Čvrsta fosilna goriva: >1 ‐ 50 MWth

150

Čvrsta fosilna goriva: 0,35 ‐ 1 MWth

1000

Tečna goriva 10 – 50 MWth

1700

Kao što se može vidjeti u nastavku ovog poglavlja, vrijednosti nekih od graničnih vrijednosti emisija koje se nalaze u Pravilniku o graničnim vrijednostima emisije u zrak iz postrojenja za sagorijevanje (Sl. novine Federacije BiH br.12/05) su ista ili slična onima koje su određena za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003 i koje se nalaze u Direktivi 2001/80/EZ o ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih postrojenja za sagorijevanje u zrak. 4.5.1.3 Direktiva 2001/80/EZ o ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih postrojenja za

sagorijevanje u zrak

Ova se Direktiva primjenjuje na postrojenja za sagorijevanje, čiji je nominalni toplinski učinak 50 MW ili veći, bez obzira na upotrebu vrste goriva (kruto, tekuće ili plinovito). To je tako određeno zato što postojeća velika postrojenja za sagorijevanje znatno doprinose emisijama sumpornog dioksida u Evropskoj zajednici, pa je potrebno smanjiti te emisije. Osim toga, sve države članice potpisale su Gothenburški protokol 1. decembra 1999. godine uz Konvenciju Ekonomske Komisije Ujedinjenih naroda za Evropu (UNECE) iz 1979. godine o prekograničnom zagađenju zraka, koja uključuje obaveze smanjenja sumpornog dioksida i azotnih oksida. Da bi postigao ovaj rezultat Evropska zajednica će pokušati postići smanjenje emisija i kroz korištenje kombinirane proizvodnje toplotne i električne energije, koja može poboljšati cjelokupnu efikasnost upotrebe goriva. Izražena je i znatna porast upotrebe prirodnog gasa koja će i nastaviti, posebno kroz upotrebu plinskih turbina.


BOSNA‐S/ENOVA 137

Prema direktivi najkasnije do 1. jula 1990. države članice su bile dužne da izrade odgovarajuće programe za postepeno smanjenje ukupne godišnje emisije iz postojećih postrojenja za sagorijevanje. Ti programi trebaju sadržavati vremenski raspored i postupke prema kojima se trebaju provesti. Države članice nastaviti će se tako pridržavati gornjih granica emisije i odgovarajućih postotaka smanjenja za sumporni dioksid, određeni u prilogu I i u prilogu II ove Direktive20. U slučaju da temeljita i neočekivana promjena u potražnji energije ili raspoloživosti određenih vrsta goriva ili određenih proizvodnih pogona u nekoj od država članica uzrokuje ozbiljne tehničke poteškoće u provedbi programa, Komisija će, na zahtjev te određene države članice i uzimajući u obzir uvjete njezinih zahtjeva, donijeti odluku kojom se u toj državi članici mijenjaju gornje granične emisije i/ili datumi navedeni u Prilozima I i II, te priopćiti svoju odluku Vijeću i državama članicama. Svaka država članica može uputiti Vijeću odluku Komisije u roku od tri mjeseca. Vijeće može kvalificiranom većinom u roku od tri mjeseca donijeti drukčiju odluku. Prema ovoj direktivi države članice će poduzeti odgovarajuće mjere kako bi osigurale da sve građevinske dozvole ili, ukoliko za to nije predviđen postupak, upotrebne dozvole za nove pogone, koje prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, sadrže uvjete vezane za poštivanje graničnih vrijednosti emisija sumpornog dioksida, azotnih oksida i prašine iz stava A od Priloga III do VII. U prilogu III nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 6%), za kruto gorivo. Pod stavom A se nalazi jedan grafikon koji se treba pratiti pri utvrđivanju graničnih vrijednosti emisija. U prilogu IV nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za tekuća goriva. Pod stavom A se nalazi jedan grafikon koji se treba pratiti pri utvrđivanju graničnih vrijednosti emisija. U prilogu V nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za gasovita goriva. Pod stavom A se nalazi tabela sa graničnim vrijednostima emisija. Granične vrijednosti emisije za SO2 za nova postrojenja na gasovita goriva puštene u rad prije 27. novembra 2003. iznose:

• Za gasovita goriva 35 mg/Nm3; • Za gas pretvoren u tečno stanje (kondenzovan) 5 mg/Nm3; • Za gasove niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije rafinerijskih taloga, koksnog gasa i gasa iz

visokih peći 800 mg/Nm3. U prilogu VI nalaze se granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 (udio O2 za kruto gorivo je 6%, a udio O2 za tekuća i gasovita goriva je 3%). Pod stavom A se nalazi tabela sa graničnim vrijednostima emisija.

20Granične vrijednosti navedene u Prilogu I i u Prilogu II Direktive 2001/80/EZ o ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih postrojenja za sagorijevanje u zrak odnose se na zonu EU15, tj na slijedeće Držve članice: Belgija, Danska, Njemačka, Grčka, Španija, Francuska, Irska, Italija, Luksemburg, Nizozemska, Portugal, Velika Britanija, Austrija, Finska, Švedska.


BOSNA‐S/ENOVA 138

Slika 81: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 6%), za kruto

gorivo za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003.

Slika 82: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za tekuća

goriva za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003.

Tabela 43: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 27. novembra 2003.

Vrsta goriva Granična vrijednost (mg/Nm3) Čvrsta: 50>500 MWth: >500 MWth: Od 1. januara 2016 50>500 MWth: >500 MWth:

600 500 600 200


BOSNA‐S/ENOVA 139

Tečna: 50>500 MWth: >500 MWth:

450 400

Gasovita:50>500 MWth: >500 MWth:

300 200

U prilogu VII nalaze se granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 (udio O2 za kruto gorivo je 6%, a udio O2 za tekuća i gasovita goriva je 3%). Pod stavom A se nalazi tabela sa graničnim vrijednostima prašine. Tabela 44: Granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 27.11.2003.

Vrsta goriva Toplotni kapacitet MW Granična vrijednost (mg/Nm3) Čvrsta ≥500

<500 50100

Tečna Sva postrojenja 50Gasovita Sva postrojenja 5 po pravilu:

10 za gas iz visokih peći: 50 za gasove proizvedene u industriji čelika koji se mogu koristiti i drugdje.

Što se tiče novih postrojenja puštene u rad poslije 27. novembra 2003, Države članice će poduzeti odgovarajuće mjere kako bi osigurale da sve građevinske dozvole ili, ukoliko za to nije predviđen postupak, upotrebne dozvole , ispunjavaju uvjete vezane za poštivanje graničnih vrijednosti emisija sumpornog dioksida, azotnih oksida i prašine, opisanih u stavovima B od Priloga III do VII. Iste granične vrijednosti emisija primjenjivati će se na nove dijelove postrojenja za sagorijevanje koja su proširena za barem 50 MW, i bit će utvrđene u skladu s toplinskim kapacitetom čitavog postrojenja za sagorijevanje. Što se tiče ove dvije vrste postrojenja, države članice će se pobrinuti da se provjeri tehnička i ekonomska izvodljivost kombinirane proizvodnje topline i električne energije. Ukoliko se izvodljivost dokaže, imajući na umu tržište i opskrbnu situaciju, pristupit će se ugradnji. U prilogu III nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 6%), za kruto gorivo. Pod stavom B se nalazi jedna tabela sa graničnim vrijednostima emisija. Tabela 45: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 6%), za kruto gorivo, za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003.

Vrsta goriva 50>100 MWth 100>300 MWth >300 MWth Biomasa 200 200 200 Opći slučaj 850 200 200

U prilogu IV nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za tekuća goriva. Pod stavom B se nalazi jedna tabela sa graničnim vrijednostima emisija. Tabela 46: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za tekuća goriva, za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003.

50>100 MWth 100>300 MWth >300 MWth 850 400 – 200

(linearno smanjenje) 200

U prilogu V nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 3%), za gasovita goriva. Pod stavom B se nalazi tabela sa graničnim vrijednostima emisija. Granične vrijednosti emisije za SO2 za nova postrojenja na gasovita goriva puštene u rad poslije 27. novembra 2003. iznose:

• Za gasovita goriva 35 mg/m3; • Za gas pretvoren u tečno stanje (kondenzovan) 5 mg/m3;


BOSNA‐S/ENOVA 140

• Za gasove niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije koksnog gasa 400 mg/Nm3; • Za gasove niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije gasa iz visokih peći 200 mg/Nm3.

U prilogu VI nalaze se granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 (udio O2 za kruto gorivo je 6%, a udio O2 za tekuća i gasovita goriva je 3%). Pod stavom B se nalaze tabele sa graničnim vrijednostima emisija. Tabela 47: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003.

Vrsta goriva Toplotni kapacitet MWth Granična vrijednost (mg/Nm3)Čvrsta Biomasa: Opći slučaj:

50>100 100>300 >300 50>100 100>300 >300

400 300 200 400 200 200

Tečna 50>100100>300 >300

400200 200

Gasovita Prirodni gas: Ostali plinovi:

50>300 >300 50>300 >300

150 100 200 200

U istom prilogu se nalazi i jedna posebna tabela sa graničnim vrijednostima za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 15%), za gasne turbine. Tabela 48: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 (udio O2 je 15%), za gasne turbine, za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003.

Vrsta goriva >50MWth(toplotni kapacitet prema ISO

standardu) Prirodni gas 50Tekuća goriva 120Gasovita goriva (sva osim prirodnog gasa)

120

U prilogu VII nalaze se granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 (udio O2 za kruto gorivo je 6%, a udio O2 za tekuća i gasovita goriva je 3%). Pod stavom B se nalaze tabele sa graničnim vrijednostima prašine. Tabela 49: Granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 (udio O2 za kruto gorivo je 6%, a udio O2 za tekuća i gasovita goriva je 3%), za pogone puštene u rad poslije 27. novembra 2003.

Vrsta goriva Toplotni kapacitet MWth Granična vrijednost (mg/Nm3)Čvrsta 50>100

>100 5030

Tečna 50>100>100

5030

Gasovita po pravilu: za gas iz visokih peći: za gasove proizvedene u industriji čelika koji se mogu koristiti i drugdje:

Sva postrojenja5 10 50


BOSNA‐S/ENOVA 141

Prema ovoj Direktivi države članice osiguravaju da građevinske dozvole ili, ukoliko za to nije predviđen postupak, upotrebne dozvole sadrže postupke u slučaju neispravnog funkcioniranja ili kvara opreme za pročišćavanje. U slučaju kvara, nadležna tijela će posebno zahtijevati od uprave da smanji ili prekine procese, ako se nije moguće vratiti na uobičajeno funkcioniranje u roku od 24 sata, ili da se za rad postrojenja za sagorijevanje upotrijebe goriva koja su manji zagađivači. U svakom slučaju, nadležna tijela treba obavijestiti u roku od 48 sati. Ukupno trajanje rada bez pročišćavanja u razdoblju od 12 mjeseci ni u kom slučaju ne smije premašiti 120 sati. Nadležna tijela mogu dozvoliti iznimke od 24 sata i 120 sati više, ako po njihovom mišljenju:

a) postoji velika potreba za održavanjem zaliha energije, ili b) će postrojenje za sagorijevanje u kvaru biti privremeno zamijenjena drugom elektranom, što

bi izazvalo ukupno povećanje emisija. Nadležno tijelo može dozvoliti maksimalnu suspenziju od 6 mjeseci od obveze pridržavanja graničnih vrijednosti emisije za sumporni dioksid. Postrojenje za sagorijevanje koje obično koristi gorivo s niskim udjelom sumpora, ako se uprava ne može pridržavati tih graničnih vrijednosti zbog prekida u nabavi goriva s niskim udjelom sumpora uslijed ozbiljne nestašice. Komisiju treba odmah izvijestiti o takvim slučajevima. Nadležno tijelo može osloboditi obveze pridržavanja graničnih vrijednosti emisije postrojenja za sagorijevanje koja obično koristi isključivo plinovito gorivo, i koja bi u protivnom morala imati postrojenje za pročišćavanje otpadnih plinova, i dozvoliti da iznimno i najduže 10 dana, osim ako ne postoji velika potreba za održavanjem zaliha energije, koristi druga goriva zbog nenadanog prekida u opskrbi plinom. Nadležno tijelo treba odmah obavijestiti o svakom pojedinom takvom slučaju, kad se on dogodi. Države članice će odmah obavijestiti Komisiju o slučajevima ovoj vrsti slučaja. Pri izdavanju dozvola postrojenjima koja istovremeno koriste dvije ili više vrsta goriva, i koja su proširena za barem 50 MW, nadležno tijelo će utvrditi granice emisije na slijedeći način:

1. prvo, uzimajući granične vrijednosti emisije posebno za svako gorivo i svako onečišćenje, koje odgovaraju nominalnom toplinskom učinku postrojenja za sagorijevanje, kao što je već gore opisano;

2. drugo, utvrđivanjem graničnih vrijednosti emisije prema težini goriva, koje se izračunavaju množenjem gornje pojedinačne granične vrijednosti emisije s toplinskim učinkom koji proizvodi svako gorivo, te se dobiveni rezultat podijeli zbrojem toplinskih učinaka koje proizvode sva goriva;

3. treće, zbrajanjem graničnih vrijednosti emisije prema težini goriva. Kod postrojenja na više vrsta goriva koja za vlastitu potrošnju koriste destilacijske ili preradbene ostatke pri rafiniranju krute nafte, same ili zajedno s ostalim gorivima, primjenjivat će se odredbe o gorivima s najvišom graničnom vrijednosti emisije (određujućem gorivu), ako pri radu postrojenja za sagorijevanje udjel tog goriva u ukupnom zbroju toplinskih učinaka svih goriva iznosi barem 50%. Ako je udio određujućeg goriva manji od 50%, granična se vrijednost emisije utvrđuje razmjerno toplinskom unosu kojega proizvodi pojedino gorivo u odnosu na zbroj toplinskih učinaka koje proizvode sva goriva, na slijedeći način:

1. prvo, uzimajući granične vrijednosti emisije posebno za svako gorivo i svako onečišćenje, koje odgovaraju nominalnom toplinskom učinku postrojenja za sagorijevanje, kao što je već gore opisano u tabelama;

2. drugo, utvrđivanjem granične vrijednosti emisije za određujuće gorivo (gorivo s najvišom graničnom vrijednosti emisije prema opisanim graničnim vrijednostima u gore navedenim tabelama sa graničnim vrijednostima, te gorivo s višim toplinskim učinkom, u slučaju da dva goriva imaju istu graničnu vrijednost emisije); ta se vrijednost izračunava množenjem granične vrijednosti emisije za to gorivo, navedene u tabelama sa graničnim vrijednostima, s faktorom dva, te umanjivanjem dobivenog rezultata za graničnu vrijednost emisije goriva s najnižom graničnom vrijednosti,

3. treće, utvrđivanjem graničnih vrijednosti emisije prema težini goriva, koje se dobivaju množenjem izračunate granične vrijednosti emisije s toplinskim učinkom određujućeg goriva


BOSNA‐S/ENOVA 142

i množenjem ostalih graničnih vrijednosti emisije s toplinskim učinkom koji daje svako pojedino gorivo, te dijeljenjem dobivenog rezultata zbrojem toplinskih učinaka koje proizvode sva goriva.

4. četvrto, zbrajanjem graničnih vrijednosti emisije prema težini goriva. Kao alternativa mogu se primjenjivati slijedeće prosječne granične vrijednosti emisije za sumporni dioksid (bez obzira na kombinaciju goriva koja se koristi):

• za postrojenja za sagorijevanje ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003: 1000 mg/Nm3, u prosjeku za sva takva postrojenja unutar rafinerije;

• za postrojenja za sagorijevanje ukoliko je pogon pušten u rad poslije 27. novembra 2003: 600 mg/Nm3, u prosjeku za sva takva postrojenja unutar rafinerije, osim plinskih turbina. Nadležna tijela će se pobrinuti da primjena ovih odredbi ne uzrokuje povećanje emisije iz postojećih postrojenja za sagorijevanje.

Otpadni plinovi iz postrojenja za sagorijevanje ispuštaju se na kontrolirani način kroz dimnjak. Upotrebne i građevinske dozvola za postrojenja za sagorijevanje navode uvjete ispuštanja plinova. Nadležno tijelo obvezno je posebno osigurati da visina dimnjaka bude izračunata na način da se zaštite zdravlje i okoliš. Prema ovoj Direktivi države članice trebaju poduzeti odgovarajuće mjere kako bi osigurale da uprava postrojenja za sagorijevanje u razumnim vremenskim rokovima obavještava nadležna tijela o rezultatima kontinuiranih mjerenja, o kontroli mjernih instrumenata, pojedinačnim mjerenjima i svim ostalim mjerenjima koja se vrše kako bi se ocijenila provedba ove Direktive. Države članice trebaju i odrediti kazne koje će se primjenjivati pri kršenju nacionalnih odredbi usvojenih sukladno ovoj Direktivi. Te kazne trebaju biti efikasne, razmjerne i preventivne u donosu na prekršaje. 4.5.1.4 Direktiva 2010/75/EU o industrijskim emisijama Direktiva 2010/75/EU Evropskoga Parlamenta i Viječa o industrijskim emisijama integriše: IPPC direktivu, Direktivu o spaljivanju otpada (200/76/EC), Direktivu o velikim postrojenjima za sagorijevanje ‐ LCP direktiva (2001/80/EC), Direktivu o hlapljivim organskim spojevima nastalim upotrebom organskih otapala ‐ VOC Solvents direktiva (1999/13/EC) i Direktiva o titan‐dioksidu. Ova nova Direktiva je usvojena 24 Novembra 2010. godine a publikovana je zvanično 17 Decembra 2010. u službenom glasilu EU. Ova Direktiva stupila je na snagu 6 januara 2011. godine i ista mora biti transponovana u nacionalno zakonodavstvo zemalja članica EU do 7 januara 2013. godine Direktivom se propisuju obveze pojedinačnog i/ili kontinuiranog praćenja emisija uz osigurane visoko standardizirane tehnike mjerenja u cilju osiguranja valjane ocjene izmjerenih emisija onečišćujućih tvari i poštivanje propisanih graničnih vrijednosti emisija. Poglavlje III ove direktive primjenjuje se na postrojenja za sagorijevanje, čiji je nominalni toplinski učinak 50 MW ili veći, bez obzira na upotrebu vrste goriva (kruto, tekuće ili plinovito). Odredbe iz ove direktive se ne primjenjuju na slijedeća postrojenja za sagorijevanje:

• postrojenja u kojima se proizvodi sagorijevanja koriste za direktno grijanje, sušenje, ili bilo koje druge obrade predmeta ili materijala;

• postrojenja za post‐sagorijevanje dizajnirana za pročišćavanje otpadnih plinova putem sagorijevanja, koja nisu djelovala kao samostalna postrojenja za sagorijevanje;

• postrojenja za obnovu katalizatora katalitičkog pucanja; • postrojenja za pretvaranje vodikovog sulfida u sumpor; • reaktori korišteni u hemijskoj industriji; • koksne peći; • cowpers; • bilo koji tehnički uređaj koji se koristi za pogon vozila, brodova ili zrakoplova; • gasne turbine i gasni motori koji se koriste na morskim platformama; • postrojenja koja koriste bilo koji čvrsti ili tekući otpad kao gorivo.


BOSNA‐S/ENOVA 143

Ovo je tako određeno zato što postojeća velika postrojenja za sagorijevanje znatno doprinose emisijama sumpornog dioksida u Evropskoj zajednici, pa je potrebno smanjiti te emisije. Da bi postigao ovaj rezultat Evropska zajednica će pokušati postići smanjenje emisija i kroz korištenje kombinirane proizvodnje toplotne i električne energije, koja može poboljšati cjelokupnu efikasnost upotrebe goriva. Izražena je i znatna porast upotrebe prirodnog gasa koja će i nastaviti, posebno kroz upotrebu plinskih turbina. Prema ovoj direktivi države članice će poduzeti odgovarajuće mjere kako bi osigurale da sve građevinske dozvole ili, ukoliko za to nije predviđen postupak, upotrebne dozvole za nove pogone, koje prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 7. januara 2013. ukoliko je pogon pušten u rad prije 7. januara 2014, sadrže uvjete vezane za poštivanje graničnih vrijednosti emisija sumpornog dioksida, azotnih oksida i prašine iz Aneksa V, dijela 1. Sve granične vrijednosti emisija izračunavaju se na temperaturi od 273 15 K, , na pritisku od 101,3 kPa i nakon korekcije za sadržaj vodene pare u otpadnim plinovima i na standardiziranom udjelu O2 od 6% za kruta goriva, a od 3% za sagorijevanje, osim plinskih turbina i plinskih motora koji koriste tekuća i plinska goriva i 15% za plinske turbine i plinske motore. U prilogu V (dio 1, stav 2), nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3, za tekuća goriva i za kruta goriva, sa izuzetkom za gasne turbine i gasne motore. Tabela 50: Granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 7. januara 2014. Toplotni kapacitet MWth

Ugljen i lignit i druga kruta goriva

Biomasa Treset Tekuća goriva

50 – 100 400 200 300 350

100 – 300 250 200 300 250

> 300 200 200 200 200

Za postrojenja za sagorijevanje na kruta goriva, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, i koja ne rade više od 1500 operativnih sati godišnje kao prosjek u periodu od 5 godina, važi granična vrijednost za sumpor dioksida (SO2) od 800 mg/Nm3. Za postrojenja za sagorijevanje na tekuća goriva, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, i koja ne rade više od 1500 operativnih sati godišnje kao prosjek u periodu od 5 godina, važe granične vrijednosti za sumpor dioksida (SO2) od:

• 850 mg/Nm3 ukoliko se radi o postrojenjima čiji toplotni kapacitet ne prelazi 300 MW; • 400 mg/Nm3 ukoliko se radi o postrojenjima čiji toplotni kapacitet prelazi 300 MW.

U prilogu V (dio 1, stav 3), nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3, za gasovita goriva, sa izuzetkom za gasne turbine i gasne motore:

• Za gasovita goriva 35 mg/Nm3; • Za gas pretvoren u tečno stanje (kondenzovan) 5 mg/Nm3; • Za gasove niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije gasa iz koksnih peći 400 mg/Nm3 • Za gasove visokih peći gasa iz visokih peći 200 mg/Nm3.

Za postrojenja za sagorijevanje gasova niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije rafinerijskih ostataka, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002.


BOSNA‐S/ENOVA 144

ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, važi granična vrijednost za emisije sumpor dioksida (SO2) od 800 mg/Nm3. U prilogu V (dio 1, stav 4), nalaze se granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za tekuća goriva i za kruta goriva, sa izuzetkom za gasne turbine i gasne motore. Tabela 51: Granične vrijednosti za emisije azotnih oksida (NOx) (izmjerene u azotnim dioksidima NO2) izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 7. januara 2014.

Toplotni kapacitet MWth

Ugljen i lignit i druga kruta goriva Biomasa i treset Tekuća goriva

50 – 100 300

450 u slučaju sagorijevanja lignita u prahu

300 450

100 – 300 200 250 250

> 300 200 200 150

Postrojenja za sagorijevanje u hemijskim pogonima koja koriste tekuće proizvodne ostatke kao nekomercijalna goriva za vlastitu potrošnju čiji toplotni kapacitet ne prelazi 500 MW i koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003 podliježu graničnim vrijednost za emisije azotnih oksida (NOx) od 450 mg/Nm3. Za postrojenja za sagorijevanje na kruta ili tekuća goriva, čiji toplotni kapacitet ne prelazi 500 MW, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, i koja ne rade više od 1500 operativnih sati godišnje kao prosjek u periodu od 5 godina, važi granična vrijednost za azotni oksid (NOx) od 450 mg/Nm3. Za postrojenja za sagorijevanje na kruta goriva, čiji toplotni kapacitet prelazi 500 MW, koja su dobila dozvole prije 1. jula 1987. godine i koja ne rade više od 1500 operativnih sati godišnje kao prosjek u periodu od 5 godina, važi granična vrijednost za azotni oksid (NOx) od 450 mg/Nm3. Za postrojenja za sagorijevanje na tekuća goriva, čiji toplotni kapacitet prelazi 500 MW, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, i koja ne rade više od 1500 operativnih sati godišnje kao prosjek u periodu od 5 godina, važi granična vrijednost za azotni oksid (NOx) od 400 mg/Nm3. Prema dijelu 1 stav 5, za gasne turbine (uključujući kombinirane cikluse na plinskih turbina (CCGT)) koje koriste lakše i srednje destilata kao tekuća goriva podliježu na granične vrijednosti emisije za NOx od 90 mg/Nm3 i za CO od 100 mg/Nm3. Gasne turbine koje se koriste za nužne potrebe i koje su operativne manje od 500 sati godišnje ne trebaju da prate navedene granične vrijednosti. U prilogu V (dio 1, stav 6) nalaze se granične vrijednosti za emisije NOx i CO u postrojenjima za sagorijevanje na gas.


BOSNA‐S/ENOVA 145

Tabela 52: Granične vrijednosti za emisije NOx i CO izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 7. januara 2014.

NOx CO

Postrjenja za sagorijevanje na gas, osim gasnih turbina i gasnih motora

100 100

Postrojenja za sagorijevanje gasa iz visokih peći, iz koksnih peći ili niske toplotne vrijednosti iz gasifikacije rafinerijskih ostataka, osim gasnih turbina i gasnih motora

200)21

Postrojenja za sagorijevanje na ostale plinove, osim gasnih turbina i gasnih motora

200(1)

Gasne turbine, uključujući kombinirane cikluse na plinske turbine (CCGT) koje koriste prirodni gas kao gorivo

50 100

Gasne turbine, uključujući kombinirane cikluse na plinske turbine (CCGT) koje koriste ostale plinove kao gorivo

120

Gasni motori 100 100

Za gasne turbine, uključujući kombinirane cikluse na plinske turbine (CCGT), granične vrijednosti za emisije NOx i CO navedene u tabeli iznad primjenjuju se samo iznad 70% opterećenja. Gasne turbine koje se koriste za nužne potrebe i koje su operativne manje od 500 sati godišnje ne trebaju da prate navedene granične vrijednosti. Za gasne turbine, uključujući kombinirane cikluse na plinske turbine (CCGT), koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003 i koja ne rade više od 1500 operativnih sati godišnje kao prosjek u periodu od 5 godina, važe granične vrijednosti azotnih oksida (NOx) od:

• 150 mg/Nm3 ukoliko se radi o postrojenjima za sagorijevanje prirodnog gasa; • 200 mg/Nm3 ukoliko se radi o postrojenjima za sagorijevanje ostalih plinova ili tekućih goriva.

U prilogu V (dio 1, stav 7), nalaze se granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3, za tekuća goriva i za kruta goriva, sa izuzetkom za gasne turbine i gasne motore. Tabela 53: Granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3 za pogone puštene u rad prije 7. januara 2014.

Toplotni kapacitet MWth Ugljen i lignit i druga kruta goriva

Biomasa i treset Tekuća goriva

50 – 100 30 30 30

100 – 300 25 20 25

> 300 20 20 20

Za postrojenja za sagorijevanje od destilacije i obrađenje ostataka iz prerade sirove nafte za vlastitu potrošnju u postrojenjima za sagorijevanje, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003, važi granična vrijednost za prašinu od 50 mg/Nm3. U prilogu V (dio 1, stav 8), nalaze se granične vrijednosti za prašinu izražene u mg/Nm3, za gasovita goriva, sa izuzetkom za gasne turbine i gasne motore:

21 300 mg/Nm3 ukoliko se radi o postrojenjima čiji toplotni kapacitet ne prelazi 500 MW koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003.


BOSNA‐S/ENOVA 146

• Za gasovita goriva 5 mg/Nm3; • Za gas iz visokih peći 10 mg/Nm3; • Za gasove proizvedene u industriji čelika koji se mogu koristiti i drugdje 30 mg/Nm3.

U prilogu 5 (dio 5, stav 1) nalaze se minimalne stope za odsumporavanje za gore nvavedena postrojenja za sagorijevanje. Tabela 54: Minimalne stope za odsumporavanje za postrojenja za gore nvavedena sagorijevanje puštene u rad prije 7. januara 2014.

Toplotni kapacitet MWth

Minimalna stopa za odsumporavanje

Postrojenja za sagorijevanje, koja prema ocjeni nadležnih tijela ispune sve uvjete za izdavanje dozvole prije 27. novembra 2002. ukoliko je pogon pušten u rad prije 27. novembra 2003

Ostala postrojenja

50 – 100 80% 92%

100 – 300 90% 92%

> 300 96% 96%

Što se tiče svih ostalih postrojenja, uključujući i postrojenja na koja se poziva član 4 stav 4 Direktive 2001/80/EZ o ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih postrojenja za sagorijevanje u zrak i koja će biti puštena u rad od 1. januara 2016. godine trebaju ispunjavati uvjete vezane za poštivanje graničnih vrijednosti emisija sumpornog dioksida, azotnih oksida i prašine, opisanih u Aneksu V, dijelu 2. Iste granične vrijednosti emisija primjenjivati će se na nove dijelove postrojenja za sagorijevanje koja su proširena za barem 50 MW, i bit će utvrđene u skladu s toplinskim kapacitetom čitavog postrojenja za sagorijevanje. U prilogu V (dio 2, stav 2), nalaze se granične vrijednosti za emisije sumpor dioksida (SO2), izražene u mg/Nm3, za tekuća goriva i za kruta goriva, sa izuzetkom za gasne turbine i gasne motore. 4.5.1.5 Ugovor o energetskoj zajednici

Također je uzet u obzir ugovor o energetskoj zajednici, odnosno sva legislativa (The acquis) iz istog ugovora, a koja ima šest osnovnih sektora:

• The Acquis on Electricity (Električna energija); • The Acquis on Gas (Gas); • The Acquis on Environement (Okoliš); • The Acquis on Competition (Konkurencija); • The Acquis on Renewables (OiE); • The Acquis on Energy Efficiency (Energetska efikasnost).

Sve EZ direktive vezane za energetsku zajednicu po navedenim sektorima, a koje je BiH dužna implementirati kroz svoje pravilnike, mogu se potvrditi na internet stranici zajednice22. Ugovor o energetskoj zajednici je stupio na snagu u julu 2006. godine uključujući sljedeće stranke ugovora: Evropska zajednica (EU) na jednoj strani i ugovorne strane koje čine Albanija, Bugarska, BiH,

22http://www.energycommunity.org/portal/page/portal/ENC_HOME/ENERGY_COMMUNITY/Legal/EU_Legislation


BOSNA‐S/ENOVA 147

Hrvatska, Makedonija, Crna Gora, Rumunija, Srbija i UNMIK Kosovo u skladu sa rezolucijom 1244 UN‐a. Prema studiji ugovora23, a koji se odnosi na emisije stakleničkih gasova u BiH, ukupna proizvodnja energije u državi varira od 5,8 TWh do 9,2 TWh. Sukladno ovome, emisija CO2 varira od 6,3 miliona u 2001. do 9,8 miliona tona u 2020. godini, emisije metana variraju od 44 tone do 74 tone, a emisija NOx varira od 109 do 169 tona za iste godine. Ekvivalentne emisije CO2 su ovakve zbog uticaja metana i NOx. Očekuje se da će emisije SO2 biti smanjene sa 143 na 18 Gg u skladu sa planom desumporizacije. Konačno planirane emisije lebdećih čestica su unutar granica od 2 do 2,3 hiljade tona godišnje na državnom nivou. BiH je potpisnica UNFCCC konvencije od decembra 2006. godine i prati instrukcije prema vodiču za Pripremu za Državnu Komunikaciju za zemlje članice koje nisu uključene u Aneks I konvencije. Potrošnja energije u 2009. je iznosila 2385 kWh/capita što je također manje od svjetskog prosjeka (za zemlje OECD ovaj prosjek iznosi 2752 kWh/capita). Količine emisija stakleničkih gasova za BiH registar su evidentirane u skladu sa UNFCCC vodiljama za izvještavanje i prema Evropskoj CORINAIR metodologiji. Prema istom izvještaju zajednice najveći izvor CO2 je energetski sektor sa 74%. Ostale emisije uključuju poljoprivredu, industriju i otpad. U energetskom sektoru najviše mjesto zauzima energija dobivena iz termoelektrana na ugalj (77%), zatim na tečna goriva (17%) i gas (6%).

Slika 83: Udio u emisiji CO2 u 1999. godini

Prema istom izvještaju predviđene su mjere smanjenja stakleničkih gasova iz energetskog sektora vezan za povećanje efikasnosti sistema, kogeneraciju, prenos i korištenje obnovljivih izvora energije. Transfer tehnologija se desio samo u malom broju slučajeva: u velikim državnim kompanijama s ciljem da se provedu mjere smanjenja uticaja emisija na okoliš. BiH nažalost nema kvalitetno razvijenu strukturu u cilju identifikacije i prikupljanja informacija u vezi sa dostupnim novim tehnologijama i posebnim subvencionim sistemima. Mada DNA24 tijelo još nije ni uspostavljeno u BiH, razvijeno je nekoliko CDM projekata. Očekuje se da ovakvi projekti se odnosne na smanjenje N2O u proizvodnji koksa, smanjenje emisija CH4 u rudnicima, termoenergetske blokove i manje hidroelektrane. BH fokal point za CDM je Ministarstvo prostornog planiranja, građevinarstva i ekologije Republike Srpske. 23 Study on the Potential for Climate Change Combating in Power Generation in the Energy Community, 30/03/2011 24 Designated National Authority, državno tijelo odgovorno za odobravanje CDM projekata koji se odnose na prodaju CO2 kredita iz BiH kvalifikovanim kupcima.


BOSNA‐S/ENOVA 148

Tabela 55: BiH energetski sistem ‐ opis godišnjih opterećenja (osnovni scenarij)

Godina PEAK MIN. ENERGIJA Rast Opterećenje MW MW GWh % %

2010. 2033 781 11639,6 ‐ 65,36 2011. 2130 822,7 12255,4 5,3 65,68 2012. 2181 842,4 12545,2 2,4 65,66 2013. 2233 861,3 12845,5 2,4 65,67 2014. 2287 882,1 13173 2,5 65,75 2015. 2342 899,7 13391,3 1,7 65,27 2016. 2398 928,7 13816,3 3,2 65,77 2017. 2456 947,3 14134 2,3 65,7 2018. 2515 970,1 14483,6 2,5 65,74 2019. 2575 993,2 14775,8 2,0 65,5 2020. 2637 1017,1 15173,4 2,7 65,69

Tabela 56: Odnosi obnovljivih i neobnovljivih izvora energije u BiH

Godina Obnovljivi izvori Neobnovljivi izvori % %

2010. 50,11% 49,89% 2011. 47,58% 52,42% 2012. 46,48% 53,52% 2013. 46,26% 53,74% 2014. 45,11% 54,89% 2015. 44,37% 55,63% 2016. 43,02% 56,98% 2017. 42,05% 57,95% 2018. 41,03% 58,97% 2019. 40,22% 59,78% 2020. 39,17% 60,83%

Projekcija dozvoljenih emisija stakleničkih gasova za BiH (preuzeto iz dokumenta Ugovora o Energetskoj zajednici) date su u sljedećoj tabeli.

Tabela 57: Projekcija emisija stakleničkih gasova za BiH – osnovni i alternativni scenarij

God. TE (GWh) CO2 CH4 N2O CO2 SO2 NOx Čestice izlaz /Gg/ /t/ /t/ Gg Gg Gg t

Osnovni scenarij: 2010 5.807 6.293 48 109 6.327 142,9 7,83 19942011 6.424 6.994 53 121 7.032 162,8 8,13 22352012 6.714 7.323 55 126 7.363 171,6 8,57 23452013 6.839 7.385 56 127 7.425 124,8 8,40 23562014 7.231 7.733 58 133 7.776 88,7 8,31 22382015 7.450 7.969 60 138 8.013 55,2 8,56 23022016 7.871 8.439 64 146 8.485 32,6 9,19 24552017 8.191 8.694 66 150 8.742 30,3 8,84 22832018 8.542 9.071 68 157 9.121 16,1 9,02 21012019 8.832 9.390 71 162 9.441 16,9 9,39 21922020 9.231 9.821 74 169 9.875 18,0 9,87 2300Alternativni scenarij: 2010 5.653 6.119 46 106 6.153 142,9 7,58 14182011 6.217 6.763 51 117 6.800 162,8 7,84 15562012 6.459 7.034 53 121 7.073 171,6 8,21 16202013 6.319 6.810 51 118 6.847 124,8 7,70 15162014 6.613 7.032 53 121 7.071 88,7 7,28 14432015 6.812 7.255 55 125 7.295 55,2 7,60 14932016 7.170 7.658 58 132 7.700 32,6 8,15 1572


BOSNA‐S/ENOVA 149

2017 7.427 7.858 59 136 7.901 30,3 7,83 15402018 7.705 8.161 62 141 8.206 16,1 7,97 13422019 7.936 8.407 63 145 8.453 16,9 8,21 13792020 8.264 8.768 66 151 8.817 18,0 8,66 1450 Dakle, postoje dva osnovna scenarija, osnovni bez mjera energetske efikasnosti i korištenja obnovljivih izvora energije i optimističniji alternativni scenarij sa realističnim uračunatim mjerama energetske efikasnosti i korištenjem obnovljivih izvora energije. Specifični faktori emisije koji su korišteni u ovome radu kod proračuna emisija za konkretnu analizu mogućnosti snabdijevanja grada Zenice kogenerativnim sistemom u TE Kakanj su računati za odgovarajuće vrsta uglja koji se koriste u kakanjskoj termoelektrani, a u skladu sa specifičnim faktorima koji se koriste u izvještaju za Ugovor o energetskoj zajednici i u potpunosti su u skladu sa obavezama smanjenja emisija prema istom ugovoru.¸ 4.5.2 Analiza podataka o emisiji CO2, SO2 i NOx 4.5.2.1 Trenutni trendovi smanjenja CO2 i globalno zatopljenje

Ako se u Evropskoj uniji postigne povećanje proizvodnje električne energije dobivene iz kogeneracije za 100 TWh godišnje, što se smatra mogućim, onda bi godišnja emisija CO2 bila smanjenja za 50 miliona tona. Ova činjenica, zajedno sa drugim prednostima kogeneracije opravdava korištenje i promovisanje kogeneracije25. Fenomen globalnog zatopljenja jedan je od najvećih izazova današnje energetike. Zbog toga je važno utvrditi kakav uticaj na njega ima kogeneracijska tehnologija. Zbog veće efikasnosti proizvodnje energije u kogeneraciji, njena primjena rezultira smanjenjem emisije CO2 u atmosferu što je dokazano u poglavlju 4.5.3 za konkretan projekat Studije opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenica. Zbog efikasnijeg korištenja goriva u kogenerativnim postrojenjima, pored uštede goriva i smanjenja troškova, kogeneracija može, ali i ne mora uvijek, da doprinese i smanjenju emisije štetnih gasova u toku jedne godine rada postrojenja. To zavisi od samog sistema za kogeneraciju kao i tehnologija koje se koriste za odvojenu proizvodnju električne i toplotne energije, ali i vrste goriva koja se koriste u tim procesima. Također, moguće je da dođe do smanjenja jedne vrste posmatrane supstance (npr. CO2), a porasta druge (npr. SO2 ili NOx). Sve zavisi od vrste goriva. 4.5.2.2 Okolinske prednosti TE Kakanj

Prednost je da se velike termoelektrane uglavnom nalaze na periferijama gradova, imaju odgovarajuću opremu za smanjenje zagađenja, kao i visoke dimnjake za disperziju zagađujućih materija. Nekoliko korisnih polaznih informacija preuzeto je sa internet stranice kakanjske termoelektrane:

25Model planiranja razvoja distribuiranekogeneracije i njene integracije uregionalni energetski sistem, Branka Gvozdenac, Novi Sad, 2010


BOSNA‐S/ENOVA 150

“Prvo značajno poboljšanje kvaliteta zraka na području općine Kakanj postignuto je sufinansiranjem izgradnje sistema daljinskog grijanja prigradskih naselja i grada Kaknja iz termoelektrane, što je imalo za posljedicu prestanak rada velikog broja kotlovnica i individualnih ložišta. U sklopu izgradnje V etape izgrađen je dimnjak visine 300 m, na koji su spojeni dimovodni kanali blokova 5, 6 i 7. Izgradnjom ovog dimnjaka poboljšana je disperzija emitovanih štetnih materija u odnosu na uže područje oko termoelektrane. Potpuni prestanak emisije štetnih materija iz dimnjaka visine 100 metara uslijedio je prestankom rada blokova 1, 2, 3 i 4. Provedenim aktivnostima izgradnje novog elektrofiltera bloka 5 i dogradnje elektrofiltera bloka 6, tokom 1997. i 1998. godine, emisija čvrstih čestica iz termoelektrane je prvi puta dovedena u zakonske okvire. U pogledu zaštite kvaliteta vode rijeke Bosne važno je napomenuti da je izgradnjom etape V termoelektrane izgrađeno i postrojenje za tretman otpadnih voda i muljeva. Ovo postrojenje je pušteno u rad 1999. godine a isto godišnje tretira cca. 5,5 miliona m3 otpadnih voda, čime se smanjuje opterećenje rijeke Bosne za oko 150.000 ES (ekvivalentnih stanovnika). Tokom 1998. godine instaliran je monitoring sistem emisije štetnih materija, te monitoring kvaliteta zraka. Ovaj sistem omogućava kontinuirano praćenje emisije čvrstih čestica, SO2, NOx, CO i CO2. U slučaju povećanja emisije čvrstih čestica i CO, odgovorno osoblje poduzima tehničko‐organizacione mjere u cilju smanjenja emisija. Uslovi disperzije emitovanih štetnih materija se prate pomoću meteorološke stanice locirane na brdu Turbići iznad termoelektrane. Na stanici za praćenje kvaliteta zraka u Kaknju, mjeri se sadržaj lebdećih čestica, SO2, NOx, CO u zraku, zatim, mjeri se brzina vjetra, smjer vjetra, temperatura zraka, vlažnost zraka, te intenziteta solarnog zračenja. U cilju smanjenja površinske emisije čvrstih čestica sa deponije šljake i pepela, na aktivnom dijelu deponije tokom 2001. godine je instalirano postrojenje za kvašenje površine deponije koje se po potrebi proširuje. Također, u istom cilju, na deponiji je asfaltiran pristupni put za kamione i radne mašine mjestu utovara šljake i pepela u kamione, te je izvršena rekultivacija na oglednoj parceli površine cca. 3 ha. Značajan dio nastalog pepela i šljake se nastoji koristiti kao sirovina u proizvodnji cementa i građevinskih materijala, čime se u znatnoj mjeri smanjuje potencijalno opterećenje okoline zbog izbjegnutog odlaganja. U pogledu zaštite i unaprjeđenja kvaliteta tla, značajan rezultat je postignut rekultivacijom degradiranih površina. U krugu termoelektrane je

na degradiranu površinu od cca.1 ha dovezen humus i ta površina je ozelenjena. Isto tako, na prostoru oko skladišta uglja na brdu Hrasno izvršena je rekultivacija 1,1 ha zemljišta, te je oko cijele deponije izvršena sadnja cca. 6.000 sadnica šumskog i vjetrozaštitnog pojasa. Osim navedenih radnji, u toku je i realizacija drugih aktivnosti kojim se nastoji smanjiti negativan uticaj na okolinu: • Spajanje dimovodnih kanala blokova 5 i 6 na 300 metarski dimnjak, • Izgradnja daljinskog sistema grijanja grada Kaknja (termoelektrana učestvovala u finansiranju) • Rekonstrukcija elektrofiltera blokova 5, 6 i 7 (period 1997‐2005), • Izgradnja i puštanje u rad postrojenje za tretman otpadnih voda i muljeva, • Sanacija i produženje tunela ispod deponije šljake i pepela, • Izgradnja sistema kvašenja pepela prije odlaganja, • Rekultivacija prostora oko deponije uglja "Hrasno" i prostora u krugu termoelektrane, • Rekultivacija ogledne parcele na deponiji šljake i pepela Turbići (cca. 3 ha), • Izgradnja sistema za kvašenje deponije šljake i pepela u sušnom periodu, • Prestanak rada blokova 4 X 32 MW (Prestanak emisije polutanata kroz dimnjak 100 m), • Rekonstrukcija kotlova blokova 5 i 7 (win‐win projekat). Rezultat rekonstrukcije je povećana energijska efikasnost blokova 5 i 7 i smanjene specifične emisije štetnih materija iz ovih blokova, • Ugradnja niskoazotnih ložišta na blokovima 5 i 7 (dodatno smanjenje specifične emisije NOx iz ovih blokova za cca. 20 %), • Rekonstrukcija i zatvaranje rashladnog sistema blokova 5 i 6 (Rezultat: smanjena je godišnja količina zahvaćene vode iz rijeke Bosne za preko 80%), • Rekonstrukcija rashladnog sistema bloka 7 (Rezultat: povećanje energijske efikasnosti bloka i smanjenja gubitaka vode u rashladnom sistemu), • Izvoz i zbrinjavanje 24 t otpada kontaminiranog PCB‐om, • Izgradnja hibridnog filtera na bloku 5 (Primjena najbolje raspoložive tehnike u cilju smanjenja emisije čvrstih čestica), • Ugradnja prigušivača buke na sigurnosnim ventilima blokova 5, 6 i 7, te na anfar ventilima bloka 7, • Certifikacija sistema okolinskog upravljanja prema zahtjevima Standarda BAS EN ISO 14001:2006, • Izrada projekta uređenja deponije šljake i pepela,


BOSNA‐S/ENOVA 151

• Izrada Studija odsumporavanja i denitrifikacije dimnih plinova, • Sadnja šumskog i vjetrozaštitnog pojasa na deponiji šljake i pepela (preko 6 000 sadnica autohtonih vrsta), • Uspostava sistema upravljanja otpadom u skladu sa zakonskim zahtjevima itd. PLANOVI TERMOELEKTRANE: • Rekonstrukcija bloka 6 u cilju povećanja energijske efikasnosti (Očekivani rezultat: čuvanje reursa, smanjenje specifične potrošnje uglja, odnosno smanjenje specifične emisije svih produkata sagorjevanja uglja, dodatno smanjenje emisije azotnih oksida zbog ugradnje niskoazotnih ložišta) • Izgradnja vrećastog filtera na bloku 6 • Biološka rekultivacija zapadne kosine deponije šljake i pepela • Potpuno ograđivanje deponije šljake i pepela • Uspostava sistema upravljanja oborinskim vodama na deponiji i oko deponije • Smanjenje emisije buke iz sistema za vanjsku dopremu uglja • Proširenje kapaciteta za kogeneraciju (za daljinsko grijanje okolnih područja) • Smanjenje specifične potrošnje vode u TE • Rušenje dimnjaka blokova 1‐4 (visina dimnjaka 100 m) • Demontaža opreme blokova 1‐4 • Modernizacija pogona za tretman otpadnih voda”.26

26 www.tekakanj.ba


BOSNA‐S/ENOVA 152

Dakle, TE Kakanj već snabdijeva grad Kakanj i prigradska naselja toplotnom energijom u sezoni grijanja. Predaja toplotne energije vrši se Javnom preduzeću "Grijanje" Kakanj. Osnovni tržišni proizvod TE Kakanj je električna energija. Proizvodnja električne energije je zavisna od resursa, te je istovremeno usklađena sa potrebama interesne strane Elektroprijenosa ‐ Sarajevo. Veleprodaja električne energije je u nadležnosti Javnog Preduzeća Elektroprivreda BiH. 4.5.2.3 Emisije CO2, SO2 i NOx

Veći kogenerativni sistemi koji se grade pri industriji ili termoelektranama, kao što je ovaj u Kaknju su zbog svoje veličine i uticaja na okoliš pod strogim nadzorom državnih organa. Proizvođači takve opreme, prilikom izgradnje postrojenja, brinu o svim aspektima uticaja na okoliš i o tome da buka, vibracije i emisija štetnih gasova u atmosferu bude u skladu sa graničnim emisijama, koje su propisane važećim zakonom o okolišu. Najvažnije pitanje uticaja kogeneracije na okoliš jeste da li konkretna kogeneracija poboljšava ili degradira kvalitet zraka. To pitanje je naročito važno za naseljena područja, gdje kvalitet zraka ne smije biti lošijeg kvaliteta od dozvoljenog i gdje je tolerancija za dodatnim emisijama mala. Procjena uticaja kogeneracije na okoliš je često komplikovana, jer se ona razlikuje od mjesta do mjesta na kojem se postrojenje postavlja. Dosadašnje prakse prelaska sa konvencijalnog sistema grijanja lokalnim kotlovnicama na toplovodne mreže sa kogenerativnih sistema velikih termoelektrana su u BiH uvijek imale pozitivan uticaj (smanjenje emisije) u blizini glavne lokacije – Tuzla, grad Kakanj, Ugljevik. Mrežna emisija na nivou BiH za 2010. godinu iznosi:27:

‐ CO2‐ 0,726 kg/kWh, ‐ SO2‐ 0,022 kg/kWh, ‐ NOx ‐0,001 kg/kWh.

Primjera radi, usvojeni emisioni faktor za kogenerativne sisteme na ugalj u Engleskoj je 0,591 kg/kWh28. U tabeli 5821 prikazani su tipični nivoi emisija za različite kogenerativne tehnologije. Stvarni nivo emisije zavisi od kogenerativne tehnologije, godine proizvodnje postrojenja, stanja u kojem se nalazi jedinica, njene instalisane snage, opterećenja, vrste i kvaliteta goriva koje se koristi, ugrađene opreme za smanjenje zagađenja. Iz navedenog razloga tabela 58 daje samo neke opće, ali važeće i validne referentne parametre u skladu sa Evropskim normama. Zakoni i regulative koji određuju granične emisije za elektrane i toplane obično su primjenljivi i na kogenerativne sisteme (tabela 58). Za proizvodnju toplotne i električne energije u odvojenim postrojenjima neophodno je u obzir uzeti podatke iz oba ciklusa. U tradicionalnim elektranama ovi podaci su malo drugačiji i prikazani su u tabelama 59 i 60.

27Nihad Harbaš, 2011, Uticaj karbonske intenzivnosti na razvoj pojedinih elektroprivrednih preduzeća u BiH, III Savjetovanje o energetici u BiH, Neum 2011, i Zinaida Dimitrijević, 2011, Primjena okolinskih eksternih troškova u elektroenergetskom sektoru u Bosni i Hercegovini, III Savjetovanje o energetici u BiH, Neum 2011, 28 Revised Emmission factors for national calculation methodologies, Christine Pout, 2009, United Kingdom


BOSNA‐S/ENOVA 153

Tabela 58: Vrijednosti emisije za određene kogenerativne sisteme29

Sistem Gorivo ηee[%] Specifične emisije [gr/kWhe]

CO2 CO NOX HC SOX čestice

Dizel Dizel 0,2%S 35 738,15 4,08 15,562 0,46 0,91 0,32

Dual1 593,35 3,81 11,303 3,95 0,09 0,04

Gasni motori Prirodni gas 35 577,26 2,80 1,90 1,00 ≈0 ≈0

Gasne turbine Prirodni gas 25 808,16 0,13 2,14 0,10 ≈0 0,07

Dizel 0,2%S 1.033,41 0,05 4,35 0,10 0,91 0,18

Gasne turbine sa niskim NOX

Prirodni gas 35 577,26 0,30 0,50 0,05 ≈0 0,05

Parne turbine

Ugalj 25 1.406,40 0,26 4,53 0,07 7,75 0,65

Lož‐ulje 1.100 ≈0 1,94 0,07 5,18 0,65

Prirodni gas 808,16 ≈0 1,29 0,26 0,46 0,07

Gorive ćelije Prirodni gas 40 505,1 0,03 0,03 0,05 ≈0 ≈01Gorivo mješovitog sastava: 90% prirodnog gasa i 10% dizela 2Motori savremenog dizajna emituju 11‐12 gr NOX/kWhe 3Motori savremenog dizajna emituju 7‐8 gr NOX/kWhe

Tabela 59: Tipične vrijednosti emisije iz tradicionalnih elektrana

Sistem Gorivo ηee[%] Specifične emisije [gr/kWhe]

CO2 CO NOX HC CO2 CO

Parne turbine

(stara)

Ugalj 3%S 34 1.034,12 0,18 3,13 0,05 19,87 1,41

Lož‐ulje 1%S 31 887 0,18 3,18 0,05 4,76 0,23

Prirodni gas 31 651,74 0,19 3,04 0,18 ≈0 0,05

Parne turbine

(nova)

Ugalj 31 1.134,20 0,18 2,50 0,05 6,00 0,14

Lož‐ulje sa niskim sad. sumpora

31 887,06 0,18 1,36 0,05 3,63 0,14

Gasne turbine Dizel 34 759,86 0,55 2,40 0,18 0,14 0,18

Prirodni gas 34 594,24 0,55 1,95 ≈0 ≈0 0,05

Gasne turbine sa niskim NOX

Prirodni gas 38 531,68 0,30 0,50 ≈0 ≈0 0,04

Tabela 60: Tipične vrijednosti emisije za odvojene sisteme toplovodnih i parnih kotlova (ηt =80%)

Sistem Gorivo Specifične emisije [gr/kWhe]

CO2 CO NOX HC CO2 CO

Toplotni kotao Prirodni gas Dizel 0,2 % S

252,55322,94

0,030,06

0,190,25

0,020,02

≈0 0,37

0,020,03

Parni kotao

Ugalj 439,50 0,08 1,36 0,02 2,32 0,20

Lož‐ulje 343,73 0,06 0,57 0,02 1,55 0,20

Prirodni gas 252,55 0,03 0,39 ≈0 ≈0 0,02

Industrijski parni kotao

Ugalj 2% S 439,50 0,16 1,12 0,08 5,65 0,98

Lož‐ulje 1% Prirodni gas

343,73252,55

0,060,03

0,780,33

0,02≈0

2,03 ≈0

0,300,03

29EDUCOGEN: The European Educational Tool on Cogeneration (2nd Edition), EC SAVE. Programme Contract n XVII/4.1031/P/99‐159, 2001, www.energymanagertraining.com/.../13‐ V‐EDUCOGEN_Publishable_Report.pdf


BOSNA‐S/ENOVA 154

4.5.2.4 Procjena postojećih emisija Zeničke toplane

Toplinska energija se proizvodi u krugu pogona Željezare ArcelorMittal, koja je u vlasništvu koncerna „Mittal Steel“, gdje se nalaze parne kotlovnice instaliranog kapaciteta 174 MWht, koje su u sastavu kogeneracijskog postrojenja električne snage 7 MWe. Toplotni konzum Zeničke toplane se procjenjuje na oko 100 MW, a planirani rast do 2030. godine na oko 170 MW što bi toplana unutar kompanije ArcelorMittal mogla da obezbijedi. Od Javnog preduzeća Grijanje Zenica potvrđena je slijedeća potrošnja energenata i energije za dvije navedene sezone: Tabela 61: Pregled potrošnje energenata u zeničkoj toplani

SEZONA 2008/2009. (6 mjeseci) SEZONA 2009/2010. (5 mjeseci) Proizvedena količina pare (tona)

842.623 777.840

Proizvedena količina topline (MWh)

648.171 598.338

Ako se ne uračunaju gubici u mreži od standardnih 5%, onda se za pokrivenost od 1.200.000 m2 prostora dobiva specifična potrošnja od 475 kWh/m2. Ovo pokazuje da su ogromni gubici u toplovodu odnosno da su puno veći od 5% i da hitno treba poduzeti mjere na poboljšanju kvaliteta i izolovanosti toplovoda. Trenutno je korišteni kapacitet postrojenja za proizvodnju toplotne energije (snaga) unutar kompanije ArcelorMital procijenjen na oko 100 MW za gore navedenu potrošnju a stvarna potrošnja po svim korištenim energentima je potvrđena također od Zeničke toplane, odnosno AcerolMittal‐a, i navedena u tabeli 62.

Tabela 62: Stvarne potrošnje energenata u Zeničkoj toplani po sezonama

Stvarne količine potrošenih energenata za 100MW

2008/2009. 2009/2010.

Energent J.M. spec.pot./t količina spec.pot./t količina Energetski ugalj tona 0,116 107.135 0,116 89.862 Visokopećni plin 000 m3 0,248 164.993 0,248 192.701 Koksni plin 000 m3 0,045 30.987 0,045 35.076 Zemni plin 000 m3 0,016 11.276 0,016 12.684 El.energija MWh 0,031 25.234 0,031 24.490 Para GJ 0,708 252.154 0,708 550.763 Industrijska voda 000 m3 0,002 3.097 0,002 1.630 Demineril. voda 000 m3 0,226 373.488 0,226 176.011 Omekšana voda 000 m3 0,000 0 0,000 0

Na raspolaganju je bila i studija koju je Toplana Zenica radila za potrebe potencijalnog CDM projekta u okviru NORSK projekta u koji je bilo uključeno 8 toplana i potencijalnih toplana širom BiH tokom 2010. godine. U istom radu je utvrđeno da je po svakom kupljenom MWh‐u toplotne energije od kompanije ArcelorMital koeficijent emisija CO2 iznosio 340 kg/MWht. Međutim ovakav koeficijent je suviše mali i ne može se uzeti kao relevantan. Za potrebe studije upućen je zvanični zahtjev kompaniji ArcelorMittal o usvojenim koeficijentima emisija za navedene i potvrđene su vrijednosti navedene u tabeli 62. Urađena je detaljna analiza u skladu sa Priručnikom ispuštanja u zrak Agencije za zaštitu okoliša Hrvatske gdje su navedeni faktori emisija za visokopećni plin, koksni plin, zemni plin i ugljeve kao i njihove donje toplotne moći te Faktori emisije onečišćujućih tvari za proces zagrijavanja željeza i čelika koristeći detaljnu metodologiju proračuna. Ovako su naspram vrijednosti ukupne distribuisane topline iz tabele 61, potrošnje energenata iz tabele 62 i proračunatih emisija dobivene sljedeće vrijednosti faktora emisija za zeničku toplanu: CO2 (0,42t/MWh), SO2 (0,017


BOSNA‐S/ENOVA 155

t/MWh) i NOx (0,00195 t/MWh). Ovo se moglo uraditi jer je odnos proizvedene električne i toplotne energije kogeneracijom u toplani isuviše mali, a također trebalo je u obzir uzeti emisije za koksni plin, zemni splin i visokopećni plin. 4.5.2.5 Proračun postojećih emisija TE Kakanj

Na raspolaganju su podaci o trenutno usvojenim koeficijentima koje je koristila Elektroprivreda BiH za proračune emisija u svim elektranama na ugalj u FBiH, uključujući i TE Kakanj. Prema TP – P3 Tehničkoj preporuci za bilansiranje emisija CO2, SO2, NOx, CO i čvrstih čestica u JP Elektroprivreda BiH d.d. – Sarajevo, koja je utvrđena Odlukom broj: 01‐16829/10 od dana 28.06.2010. godine, odnosno tačkama 6.2.8. Izvještavanje i 6.2.8.1. Struktura internog izvještaja, izvršeno bilansiranje emisija CO2, SO2 i NOx za 2010.godinu na mjesečnom nivou za svaki termoblok posebno i ukupno za sve termoelektrane. U 2010. godini, u TE Kakanj ukupno je proizvedeno 1.897,58 GWh energije, od čega 1.831,00 GWh električne, a 66,58 GWh toplinske energije. Istovremeno je potrošeno 1.713.118 tona uglja. Očigledno se radi o Topping sistemu gdje je prioritet proizvodnja električne energije sa očekivanim proširenjem kapaciteta potrošnje električne energije. Koeficijent emisije po proizvedenom MWh‐u toplotne energije iznosi 1131 kg/MWht za TE Kakanj

30. Ukupna ovako proračunata emisija je u 2010. godini iznosila 2.142.898 tona CO2 godišnje. Koncentracija emisije SO2 prema izvještaju o emisijama iz termoelektrana iznosi 8.652 mg/m3, odnosno emisija SO2 je 70.143 tone/godišnje, što u odnosu na ukupno distribuisane MWh‐e daje faktor od 0,036 t/MWh. Za očekivati je da će globalno emisije SO2 porasti u fazama kada je odnos proizvedene toplotne i električne energije kogeneracijom manji (kada se malo toplotne energije proizvodi kogeneracijom), ali opet sve emisije moraju biti unutar dozvoljenih limita. Koncentracija emisije NOx prema istom izvještaju iznosi 980 mg/m3, odnosno 7.467 tone NOx godišnje, što u odnosu na ukupno distribuisane MWh‐e daje faktor od 0,004 tNOx/MWh. 4.5.3 Analiza podataka o redukciji emisije CO2, SO2 i NOx 4.5.3.1 Usporedba emisija TE Kakanj i zeničke toplane U slučaju kombinovane proizvodnje topline i električne energije postoji nekoliko načina proračuna sagorijevanja ugljika iz goriva31:

1. U slučaju da je prioritet kogeneracije toplotna energija, onda se koeficijent emisije u kgCO2/kWh računa naspram isporučene topline, a svaki kWhel se računa da nema emisija CO2.

2. U slučaju da se kogeneracijom prevashodno proizvodi električna energija onda se CO2 dobiven toplotnom energijom tretira kao zero CO2 emisija.

3. CO2 se može računati i na osnovu količine goriva koja bi bila potrebna da se proizvede ista toplina u konvencijalnom kotlu, a ne u kogeneracijskom postrojenju.

Kapacitet grijanja Zenice iz Mittala je 174 MWtu okviru kojeg postoji i kogeneracijsko postrojenje s dva turbogeneratora električne snage 7 i 25 MWe. Od tog kapaciteta je oko 4,5 MWe rezervirano za rad postrojenja za grijanje, odnosno za potrebe JP „Grijanje“ Zenica. Pošto je odnos električne energije u odnosu na toplotnu suviše mali (ispod 5%) očito se radi o veoma „malom“ bottoming sistemu, te sve emisije se mogu računati kao kod odvojenog sistema za proizvodnju toplotne energije sa industrijskim parnim kotlom na ugalj. 30Izvještaj o emisijama iz termoelektrana za 2010. godinu 31Emission Factors and The Future of Fuel,Gavin Killip, Environmental Change Institute, University of Oxford, March 2005


BOSNA‐S/ENOVA 156

Ako se uzme da je izgradnjom novog tristometarskog dimnjaka poboljšana disperzija emitovanih štetnih materija u odnosu na uže područje oko kakanjske termoelektrane i da je nakon prestanka rada blokova 1, 2, 3 i 4 dokazan prestanak emisije štetnih materija iz ovih blokova, te provedenim aktivnostima izgradnje novog elektrofiltera bloka 5 i dogradnje elektrofiltera bloka 6, može se globalno, odnosno na period od 30‐ak godina, računati na smanjenje emisija CO2 i zagađivača. Kako? 4.5.3.2 Proračun emisija i usporedna analiza

U proračunu korištenom u ovom radu polazi se od koeficijenata emisije CO2 i dva glavna polutanta (SO2 i NOx) pri kogeneraciji električne i toplinske energije u TE Kakanj tako da se emisije svode na tone emitovanih čestica po MWh proizvedene energije, pri čemu se u obzir uzima proizvedena električna i proizvedena (isporučena) toplinska energija, odnosno zbir te dvije energije u jedan emisioni faktor, pri čemu je u konkretnom slučaju značajno veći udio električne energije u prvih 10 godina proizvodnje energije. Na raspolaganju su bili i procentualni udjeli korištenja različitih ugljeva iz rudnika koji snabdijevaju Termoelektranu Kakanj. Podaci o kaloričnim vrijednostima i hemijska analiza za ugalj korišten u TE Kakanj dati su u sljedećoj tabeli: Tabela 63: Primjer elementarne analize ugalja korištenih u TE Kakanj u januaru 2009. godine

Naziv K Br Z G Bi L MK‐09‐Janc [%] 30,37 41,06 69,65 29,53 41,61 34,15 33,21h[%] 2,25 3,14 5,63 2,39 2,91 2,58 2,49n[%] 0,53 0,72 1,19 0,62 0,70 0,68 0,59ssag[%] 0,88 0,68 2,81 0,76 1,54 1,62 0,86o[%] 8,98 12,29 20,74 11,27 11,25 10,88 10,10a[%] 45,35 28,82 0,00 17,80 23,09 29,41 37,59wuk[%] 11,64 13,30 0,00 37,63 18,89 20,68 15,26S[%] 100,00 100,01 100,02 100,00 99,99 99,99 100,10

Gdje je: K – rudnik Kakanj, BR – Breza, Z – Zenica, G – Gračanica, Bi – Bila, L – Tušnica

Prema IPCC metodi32, količina CO2 emitiranog u atmosferu zbog izgaranja goriva u kogeneraciji računa se prema:

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ +⋅⋅=

Hd

QQ

qGEMuk

thel

Co3,3

2 . (1)

gdje je: GCO2=1,2 kg/kg goriva – faktor emisije ugljika prema IPCC‐u (Carbon Emission Factor) za ugalj

uzimajući u obzir sadržaj ugljika iz tabele 63; q = 12.165 kJ/kWh – specifični utrošak toplotne energije goriva naspram dobivenih kWh

električne energije; 3,3 je ekvivalent proizvodnje toplotne i električne energije u TE Kakanj; Hd – donja toplotna moć; Qel– ukupna proizvedena električna energija; Qth– ukupna proizvedena toplotna energija.

Proračun iz jednačine (1) je baziran na projiciranoj srednjoj vrijednosti ekvivalenta proizvodnje toplotne i električne energije za termoblokove TE Kakanj u projektnom periodu od 3.3. Prema toplinskim shemama rekonstruisanih blokova uz maksimalnu isporuku topline teoretska vrijednost

32 Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Workbook, published on: http://www.ipcc‐nggip.iges.or.jp/public/gl/guidelin/ch1wb1.pdf


BOSNA‐S/ENOVA 157

ekvivalenta proizvodnje toplote i električne energije u TE Kakanj je oko 5.0, a realna aktuelna vrijednost ekvivalenta za termoblokove TE Kakanj za sadašnji nivo, režime i shemu izdvajanja topline je oko 3.0. Bitno je napomenuti da su efekti smanjenja još veći sa uzimanjem u proračun veće vrijednosti ovog ekvivalenta.

Na isti način se proračuna i emisija SO2 i NOx, s tim da su faktori emisija: GSO2= 0,036 kg/kg goriva; GNOx=0,004 kg/kg goriva.

Princip određivanja smanjenja emisije zbog eliminacije, odnosno prestanka korištenja topline iz postojeće toplane u Zenici, i nadomještanja te energije kogeneracijskom proizvodnjom toplinske energije iz TE Kakanj, sastojao se od sljedećih koraka:

1. Izračunaju se emisije iz postojeće toplane u Zenici prema usvojenom faktoru emisije od 440kg/MWh proizvedene/dobivene toplotne energije;

2. Zbroje se emisije od TE Kakanj i toplane u Zenici – time se dobije referentno stanje u tonama i po MWh;

3. Ukupna toplotna energija Toplane u Zenici treba nadomjestiti proizvodnjom u TE Kakanj u režimu kogeneracije ‐ znači treba dodati tu toplotu energiju u bilans TE

4. Izračunaju se emisije iz TE Kakanj blokova u odnosu na proizvedenu električnu i novobilansiranu toplinsku energiju;

5. Uporede se stavke pod 2. i pod 4. i registruje smanjenje/povećanje emisije u tonama i po MWh proizvedene energije.

Čitav ovaj proces je proračunat korištenjem očekivanih konkretnih vrijednosti potrebne i proizvedene toplotne i električne energije u TE Kakanj i urađeni u posebnoj Excel tabeli. U poglavlju 3.4.5, tabeli 20, prikazan je razvoj toplinskog konzuma priključenog na TE Kakanj do 2030. godine koji se koristi kao osnova kod proračuna smanjenja emisija toplifikacijom, odakle su izdvojene potrebe za toplotnom energijom Kaknja i Zenice: Tabela 64: Potrebe za toplinom Kaknja i Zenice u narednom periodu

Kakanj Zenica Kakanj+Zenica

Godina MWt MWht MWt MWht MWt MWht 2011. 13,4 41540 0 0 13,4 41540 2012. 17 51000 0 0 17 51000 2013. 19,6 57820 0 0 19,6 57820 2014. 21,2 59360 120 180000 141,2 239360 2015. 22,9 62975 130 195000 152,9 257975 2016. 24,4 65880 140 210000 164,4 275880 2017. 25,5 67575 145 217500 170,5 285075 2018. 26,3 68380 150 225000 176,3 293380 2019. 27,2 69360 155 232500 182,2 301860 2020. 27,7 69250 158 237000 185,7 306250 2021. 28,1 68845 160 240000 188,1 308845 2022. 28,4 68160 162 243000 190,4 311160 2023. 28,7 67445 164 246000 192,7 313445 2024. 28,8 63360 165 247500 193,8 310860 2025. 29 62350 166 249000 195 311350 2026. 29,3 61530 167 250500 196,3 312030 2027. 29,5 60475 168 252000 197,5 312475 2028. 29,65 59300 169 253500 198,65 312800 2029. 29,9 59800 170 255000 199,9 314800 2030. 30 60000 170 255000 200 315000


BOSNA‐S/ENOVA 158

Kako je opisano u poglavlju 3.4.5, prema planu izgradnje elektroenergetskih objekata u FBiH, planirana je izgradnja dva bloka na lokaciji TE Kakanj:

Blok 8 instalirane električne snage na pragu od 300MWe; Kombi ciklus na gas je predviđen da se realizira sa novom gasnom turbinom.

Za proračun stvarnih smanjenja emisija ključni su očekivani odnosi proizvodnje toplotne i električne energije po kogenerativnim blokovima koji su prikazani u tabeli 22. Rezultati, odnosno uštede po očekivanim proizvodnjama naspram proračunatih potreba, koristeći formulu (1) za toplotnu energiju iz tabele 22 i poštujući gore opisanih 5 koraka proračuna smanjenja emisija su prikazana u sljedećim tabelama. Naime, smanjenje emisija polutanata se posmatra u zavisnosti od povećanja efikasnosti koje se dobija dodatnim proizvodom (toplotnom energijom), a količina goriva koje se troši se ustvari ne mijenja.

Tabela 65: Smanjenje emisije CO2 po blokovima i ukupno za period od 30 godina

Godina Smanjenje emisije CO2 (tona godišnje) Blok 5 Blok 6 Blok 8

2011. 1206,866253 0 0 2012. 1531,098978 0 0 2013. 1765,267057 0 0 2014. 3710,663406 9006,464577 0 2015. 4764,419761 9006,464577 0 2016. 1296,930899 13509,69687 0 2017. 1846,325238 13509,69687 0 2018. 2368,700184 13509,69687 0 2019. 0 9006,464577 7403,313883 2020. 0 9006,464577 7718,540143 2021. 0 9006,464577 7934,695293 2022. 0 9006,464577 8141,843978 2023. 0 9006,464577 8348,992663 2024. 0 9006,464577 8448,063774 2025. 0 9006,464577 8556,141349 2026. 0 9006,464577 8673,225388 2027. 0 0 17787,76754 2028. 0 0 17891,34188 2029. 0 0 18003,92269 2030. 0 0 18012,92915

Ukupno po blokovima 18490,27178 130593,7364 136920,7777 Ukupno za posmatrani period 286004,7859

Treba napomenuti da je smanjenje CO2 evidentno u svakoj godini rada kogenerativnih postrojenja. Na isti način proračunato je smanjenje emisija SO2 i NOx za navedeni period. Tabela 66: Smanjenje emisije SO2 po blokovima i ukupno za period od 30 godina

Godina Smanjenje emisije SO2 (tona godišnje) Blok 5 Blok 6 Blok 8

2011. 109,171 0 0 2012. 138,5005 0 0 2013. 159,683 0 0 2014. 335,6601 814,709 0


BOSNA‐S/ENOVA 159

2015. 430,9811 814,709 0 2016. 117,3181 1222,064 0 2017. 167,0153 1222,064 0 2018. 214,2685 1222,064 0 2019. 0 814,709 669,6908 2020. 0 814,709 698,2056 2021. 0 814,709 717,7586 2022. 0 814,709 736,497 2023. 0 814,709 755,2353 2024. 0 814,709 764,1971 2025. 0 814,709 773,9736 2026. 0 814,709 784,5648 2027. 0 0 1609,05 2028. 0 0 1618,419 2029. 0 0 1628,603

2030. 0 0 1629,418


Također je evidentno smanjenje emisija SO2 prelaskom na sistem kogeneracije. To je i bilo za očekivati naročito u fazama kada odnos proizvedene toplotne i električne energije kogeneracijom raste. Ukupno smanjenje emisije NOx za posmatrani period je: Tabela 67: Smanjenje emisije NOx po blokovima i ukupno za period od 30 godina

Godina Smanjenje emisije NOx (tona godišnje) Blok 5 Blok 6 Blok 8

2011. 9,651537 0 0 2012. 12,24449 0 0 2013. 14,11717 0 0 2014. 29,67488 72,0264 0 2015. 38,10196 72,0264 0 2016. 10,3718 108,0396 0 2017. 14,76541 108,0396 0 2018. 18,94294 108,0396 0 2019. 0 72,0264 59,2057 2020. 0 72,0264 61,72662 2021. 0 72,0264 63,45526 2022. 0 72,0264 65,11186 2023. 0 72,0264 66,76847 2024. 0 72,0264 67,56076 2025. 0 72,0264 68,42508 2026. 0 72,0264 69,36142 2027. 0 0 142,2521 2028. 0 0 143,0804 2029. 0 0 143,9808 2030. 0 0 144,0528


Ovi iznosi su dakle znatni za posmatrani period, ali treba uzeti u obzir broj MWh‐i proizvedene električne energije za navedeni period koji bi se definitivno proizvodio i bez kogeneracije toplotne i


BOSNA‐S/ENOVA 160

električne energije uz puno veće emisione faktore (967.034 MWh električne energije u 2012. godini do 1.881.830 MWh u 2030. godini). Dakle, okolišni benefiti su dosta prihvatljiviji kada se odnos proizvedene toplotne energije naspram električne energije poveća na 20% ili više, što znači da što prije treba povećati mogućnost korištenja kogenerativne toplote iz kakanjskih postrojenja za dobrobit svih aktera u procesu, naročito građana kao potrošača i toplotne i električne energije. IED33 direktiva je dizajnirana da pod jednu direktivu stavi nekoliko tazličitih dijelova EU legislative o industrijskim emisijama. Donje vrijednosti prikazuju trenutne Emission Limit Values (ELVs )– granične emsione vrijednosti – za kotlove na ugalj prema LCPD‐u i prema IED‐u34: able 1 – Current and proposemaed ELV’sfor existing GB plants SO2 (mg/Nm3 ) LPCD IED Coal plant (> 500MWth) 400 200 CCGT 35 35 NOX (mg/Nm3 ) LPCD IED Coal plant (> 300MWth) 500 200 CCGT ( 50 ‐ 500MWth) 300 50 CCGT ( >500MWth) 200 50 Large Combustion Plants Directive (LCPD=2001/80/EC) direktiva se primjenjuje na kotlove sa termalnim izlazom iznad 50 MW u vezi sa ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih elektrana u zrak, uključujući elektrane, rafinerije, željezare i druge industrijske pogone sa sagorijevanjem. Regulisane emisije se odnose na SO2, NOX i prašinu. Uz Konvenciju Ekonomske Komisije Ujedinjenih naroda za Europu (UNECE) iz 1979 o dalekosežnom prekograničnom zagađenju zraka za smanjenje zakiseljavanja/acidifikacije, eutrofikacije i prizemnog ozona, koji, između ostalog, uključuje obveze smanjenja emisija sumpornog dioksida i dušikovih oksida, Evropska zajednica se obavezala na smanjenje emisija ugljičnog dioksida. Ukoliko je ova konvencija provediva, kombinirana proizvodnja topline i električne energije predstavlja dragocjenu mogućnost da se znatno poboljša cjelokupna učinkovitost upotrebe goriva. Smanjenja emisija koja su navedena u radu se odnose na godišnje emisije iz razmatranih blokova TE Kakanj, a ne tretiraju graničnu vrijednost emisija iz pojedinih blokova TE Kakanj. LCP Direktiva propisuje granične vrijednosti emisija SO2, NOX i prašine u zavisnosti od toplotne snage bloka. Granična vrijednost emisije predstavlja graničnu vrijednost koncentracije zagađujuće materije u izduvnim gasovima i izražava se u mg/m3. Prema studiji Elektroprivrede (Izvještaj o emisijama iz Termoelektrana, Mart 2011) vrijednosti navedene u mg/m3 su znatno veće od navedenih limita prema LCPD‐u pa time i IED‐u. Evidentno je da su navedena smanjenja na godišnjem nivou mala, te da vrijednosti emisija (mg/m3) nisu biti u skladu sa GVE, ali kao što je navedeno smanjenja emisija ipak postoje.

33Industrial Emmissions Directive 34A briefing note from Pöyry Energy Consulting on IED


BOSNA‐S/ENOVA 161

4.6 LITERATURA

1. Bosna i Hercegovina, Vlada Federacije BiH, Ministarstvo energije, rudarstva i industrije: izgradnja elektroenergetskih objekata u Federaciji BiH, Sarajevo, mart 2010.

2. Izvještaj Javnog preduzeća “ELEKTROPRIVREDA BIH” D.D. Sarajevo za 2010. godinu, Broj: 06‐05/11, Sarajevo, juni 2011. godine

3. N.Delalić, T.Sadović, S.Sirbubalo, A.Lekić, I.Smajević, N.Stošić, Importance of Energy Efficiency Measurements in Thermal Power Plants, Workshop and Round Table Discussion, Effective Methods of Energy Conversion and Relevant Measurement Techniques, 4‐5 November 2002, Sarajevo, B&H

4. F. Aždajić, N.Delalić: Izrada glavnog mašinskog projekta parovodnih veza između bloka V i bloka VI u TE “Kakanj”, Sarajevo, septembar 2004.

5. Š.Hodžić, N.Delalić: Izrada kontrolnog proračuna turbinskog ciklusa bloka 5 TE „Kakanj“ i uporedba računskih i izmjerenih vrijednosti energetskih značajki rada turbinskog ciklusa, Sarajevo, oktobar 2004.

6. N.Delalić: Supernadzor garantnog ispitivanja kotlovskog, postrojenja bloka 5 TE “Kakanj” i stručna revizija rezultata ispitivanja Sarajevo, april 2005.

7. N.Delalić, N.Hodžić: Stručna revizija izvještaja „garancijska ispitivanja bloka 5 TE Kakanj”, Institut Vinča – Beograd, septembar 2005.

8. N.Mioković, N.Delalić: Analiza energetskih karakteristika bloka 6 TE „Kakanj“ sa prijedlogom mjera za revitalizaciju, Kakanj, april 2007.

9. Škoda Power, a.s. Revitalizacija bloka 6, 110 MW, TE Kakanj, juli 2010

10. N.Delalić, N.Hodžić: Supernadzor garantnog ispitivanja kotla 7 (230 MWe) u TE "Kakanj" i stručna revizija rezultata ispitivanja, Sarajevo, 2007.

11. N.Delalić: Ispitivanje energetskih performansi toplotnih aparata u toplotnoj podstanici za grijanje Kaknja u TE “Kakanj”, Sarajevo, Januar 2009.

12. N.Delalić, Z.Čengić, H.Lulić: Toplifikacija grada Živinice‐Glavni projekat, Sarajevo, Unioninvest Sarajevo, august 2008.

13. D.Dizdarević, N.Delalić: Idejni projekat toplifikacije Konjica iz postojeće energane Unisa, Konjic, April 2007.

14. H. Hajrulahović, N.Delalić: Idejni projekat toplifikacije Cazina, Cazin, april 2007.

15. G.Krstović,M.Huremović, E.Smajlović, N.Delalić: Studija izvodljivosti sistema centralnog grijanja na biomasu za Općinu Maglaj, Sarajevo, April 2011.

16. Boyce, M. P., Handbook for Cogeneration and Combined Cycle Power Plants, ASME 2001.

17. N. Delalić: Possibilities of Using CHP Systems in B&H, International Workshop and Round Table Discussion “Energy Future of Bosnia and Herzegovina”, 15 ‐ 16 june 2000, Sarajevo

18. T.Sadović, N. Delalić: Possibilities of Reducing Energy Costs by Using CHP Systems in Urban Area of Sarajevo Region, Euro Conference ‐Renewable Technologies for Sustainable Development, 26‐29 June 2000, Madeira Island, Portugal

19. Kerr, T., Cogeneration and District Energy: Sustainable energy technologies for today and tomorrow, IEA report, www.iea.org, 2009

20. LifeCroCHP Sustainable development of Croatian capacity in CHP sector, http://powerlab.fsb.hr/lifecrochp, CTT – FSB, 2004


BOSNA‐S/ENOVA 162

21. N. Delalić: Cogeneration, Development Perspectives and Dimension of Encouragement in BiH, Renewable Energy Sources in BH and European Perspective, Mostar, Bosnia and Herzegovina, 5‐6 October, 2007.

22. Reknagel, Šprenger, Šramek, Čeperković, „Grejanje i klimatizacija“, 2005/06

23. http://www.isoplus.dk – Isoplus Fjernvarmeteknik A/S

24. http://www.logstor.com – Logstor Preinsulated Pipes

25. Zakon o zaštiti zraka (Sl. novine Federacije BiH, br. 33/03 i 04/10)

26. Pravilnik o pogonima za koje je obavezna studija uticaja na okolinu i pogonima koji mogu biti pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Službene novine Federacije BiH, Br. 19/04)

27. Pravilnik o graničnim vrijednostima emisije u zrak iz postrojenja za sagorijevanje (Sl. novine Federacije BiH br.12/05)

28. Direktiva 2001/80/EZ o ograničenjima ispuštanja nekih onečišćenja iz velikih postrojenja za sagorijevanje u zrak

29. Uredba o mjerilima za obračun naknade za korištenje cestovnog zemljišta i naknade za obavljanje pratećih djelatnosti na autocestama i brzim cestama u Federaciji BiH (Službene novine Federacije BiH“, broj 87/10)

30. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo, Izvještaj o emisijama iz termoelektrana, 2009

31. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo, Izvještaj o emisijama iz termoelektrana, 2010


BOSNA‐S/ENOVA 163

5 PREFERIRANO RJEŠENJE

5.1 DEFINISANJE VARIJANTI PRIJEDLOGA TEHNIČKO‐TEHNOLOŠKIH RJEŠENJA U ovom dijelu je razmatrano nekoliko varijanti tehničko‐tehnološkog rješenja.

OPCIJA I: „Ne raditi ništa na proširenju kogeneracije“ – trenutno stanje;

U prvoj varijanti, gdje je sam grad Kakanj, nema nekih problema sa aspekta obezbjeđenja topline iz TE Kakanj.Izvor topline je značajno veći od konzuma. Dakle, radi se o 30 MW konzuma u krajnjoj godini analize. Ne treba posebno analizirati umanjenje proizvodnje električne energije zbog grijanja samog Kaknja jer je to relativno mali broj na ukupnu proizvodnju električne energije. Dakle, radi se o različitim redovima veličina. Ovo može biti pokriveno iz bilo kojeg bloka u bilo koje vrijeme.

OPCIJA II: „Grijanje područja do/i Kaknja i područja do/i Zenice iz TE Kakanj“;

Druga varijanta je kad je u pitanju pokrivenost konzuma Kaknja i Zenice zajedno. Tada se radi o 200 MW toplinskog konzuma u krajnjoj godini analize. Za ovu varijantu načinjena je projekcija pokrivenosti toplinskog konzuma do 2030. godine od strane pojedinih blokova u TE Kakanj, uvažavajući godine izlaska starih i godine ulaska novih blokova. U tabeli 20 je data distribucija toplinskog konzuma po pojedinim blokovima računajući godina za godinu do 2030. godine. Također u tabeli 20 je data godišnja proizvodnja toplinske energije za svaku godinu do 2030. godine. Ovo je jedna od mogućih varijanti pokrivanja toplinskog konzuma za varijantu 2, ali ovo treba urediti i dovesti do optimalnog, onda kada se završi blok 6 i urade garantna ispitivanja sa ciljem utvrđivanja stepena korisnosti turbinskog ciklusa. Tada će biti potrebno uraditi optimizaciju, u cilju upotrebe blokova sa najvećim stepenom korisnosti za određenu snagu konzuma.

OPCIJA III: „Grijanje samo područja do/i Zenice iz TE Kakanj“; i

Ovo je slična varijanta kao i Opcija II, te se mogu koristiti isti zaključci kao što je opisano iznad.

OPCIJA IV: „Grijanje područja do/i Kaknja, do/i Sarajeva i područja do/i Zenice iz TE Kakanj“;

Ova varijanta je vrlo interesantna, a podrazumijeva grijanje Kaknja, Zenice, Sarajeva i usputnih gradova. Ova varijanta u krajnjoj godini analize ima 600 MWt konzuma. Kod ove varijante, puno je veće i ozbiljnije angažiranje svih blokova u TE Kakanj. U tabeli 22 je data distribucija toplinskog konzuma po pojedinim blokovima računajući godina za godinu do 2030. godine. Važno je primijetiti, da za ovu varijantu u posljednje dvije godine analize nema pokrivenosti toplinskog konzuma sa kogeneracijskim izvorom topline iz TE Kakanj. Ovo može uticati na donošenje odluke o novim i zamjenskim blokovima u TE Kakanj. Bez obzira na sve, ova varijanta toplinskog konzuma je ona na kojoj bi se trebala bazirati kogeneracija u TE Kakanj, odnosno o potrebi planiranja i gradnje pored bloka 8, još jedan blok 9, koji će biti zamjenski za blokove koji izlaze iz pogona. Također u Tabeli 22 je data godišnja proizvodnja toplinske energije za svaku godinu do 2030. godine. Za prethodno utvrđenu distribuciju toplinskog konzuma, za svaki blok je izračunata proizvodnja električne energije na godišnjem nivou i to za svaku godinu do 2030. godine. Pri ovom proračunu uzet je u obzir stepen korisnosti svakog turbinskog postrojenja posebno za određenu prosječnu snagu.


BOSNA‐S/ENOVA 164

5.2 IZRADA PREFERIRANOG TEHNIČKOG RJEŠENJA 5.2.1 Trasa vrelovoda od TE Kakanj do Zenice Vrelovod će cijelom svojom dužinom biti ukopan u tlo na minimalnu dubinu od 80 cm od tjemena cijevi, osim kod prolaza preko rijeke Bosne, gdje će vrelovod biti izveden nadzemno vješanjem o most. Cjelokupna predložena trasa prikazana je na situaciji u mjerilu 1:20.000 u Prilogu (Broj crteža 6027‐000‐DW‐1442‐001‐R0‐Predložena trasa vrelovoda od TE Kakanj do/i Zenice). Prečnik transportnog vrelovoda, tj. polaznog i povratnog voda je DN 700 u dužini od 66 km nazivnog pritiska NP 25. Trasa vrelovoda odabrana je temeljem rekognosciranja terena u cijeloj njegovoj dužini. Trasiranjem je vođeno računa o nekoliko faktora, a to je blizina prometnice, prijelazi preko postojećih infrastrukturnih objekata i instalacija, mogućnosti za izvođenje radova izgradnje i održavanja te skladištenje materijala i opreme uzduž trase, vlasništvo terena koje se koristi za polaganje vrelovoda, izbjegavanje neravnih i bočno nagnutih terena, blizina visokonaponskih vodova, itd. Zbog nemogućnosti odabira, vrelovod će jednim dijelom biti položen u cestovnom zemljištu (zaštitnom pojasu) Koridora Vc i magistralnog puta M17, za što se treba dobiti saglasnost upravitelja ceste i prema pravilniku o naknadama za korištenje cestovnog zemljišta (Službene novine FBiH 75/10) platiti naknada za korištenje istog, kako je već opisano u poglavlju 2.2.6. Križanja sa magistralnim putem M17 predviđena su metodom horizontalnog bušenja s utiskivanjem zaštitne cijevi, a križanja s nerazvrstanim cestama izvesti će se prekopom. Prolaz cjevovoda ispod melioracijskih kanala i vodotoka izvest će se prekopom i polaganjem vrelovodne cijevi u zaštitnu cijev te zaštitom korita vodotoka kamenom oblogom. Prolaz vrelovoda preko rijeke Bosne izvest će se vješanjem na postojeći most postavljanjem novih čeličnih nosača za prihvat cjevovoda na postojeću mostovsku konstrukciju. Trasa vrelovoda počinje u TE Kakanj, mjesto Ćatići, općina Kakanj i ista je položena dijelom uz regionalni put „Visoko‐Kakanj“ gdje prelazi rijeku Bosnu i nastavlja do Polja, zatim lokalnim putem nastavlja prema Studencima i Dugim Njivama gdje ponovo prelazi rijeku Bosnu. Od Dugih Njiva trasa vrelovoda prati željezničku prugu „Šamac‐Sarajevo“ do Željezničke stanice u Kaknju, odakle nastavlja lokalnim putem i prelazi rijeku Bosnu i dalje nastavljajući uz autoput Koridor Vc. Kod Repovačkog mosta trasa vrelovoda se odvaja od Koridora Vc i prolazi uz lokalni put kroz Otave i Begino polje, a kod Pot‐polja dolazi uz magistralni put M17 „Zenica ‐ Sarajevo“. Kroz Dolipolje trasa vrelovoda se odvaja od magistralnog puta M17 i prolazi uz rijeku Bosnu. Od Dolipolja, trasa vrelovoda nastavlja uz magistralni put do Lašvanske petlje gdje prolazi rijeku Bosnu. Od Lašvanske petlje trasa nastavlja prema Janjićima uz istočnu stranu magistralnog puta M17 i u blizini sela Medinjače vrelovod prelazi sa istočne na zapadnu stranu magistralnog puta M17 i dalje nastavlja zapadnom stranom sve do naselja Krčevine. U blizini naselja Krčevine trasa vrelovoda se odvaja od magistralnog puta M17 i prolazi kroz naselja Lukovo polje i Bilmišće, odakle nastavlja uz željezničku prugu, prelazeći rijeku Bosnu i završava u fabrici ArcelorMittal Steel Zenica. Zbog nemogućnosti drugačijeg odabira iz razloga velikih strmina, potrebno je napomenuti da trasa vrelovoda na dijelu Bilješevo kod novog tunela na Koridoru Vc „Vijenac“ i kod Lašvanske petlje nema alternativni izbor trase, pa nije moguće koristiti novu trasu već vrelovod mora ići samim magistralnim putem M17 ili Izvođač radova mora prilagoditi svoju tehnologiju gotovo ekstremnim uslovima terena, a o čemu treba obratiti posebnu pažnju tokom izrade glavnog projekta. Za potrebe gradnje vrelovoda potrebno je izgraditi radni pojas širine 16 metara, u kojem će se kretati mašine za iskop i uređenje rova, montažu i polaganje vrelovoda, te zatrpavanje i uređenje trase.


BOSNA‐S/ENOVA 165

Nakon završenih primarnih radova, sve prometnice i uređene površine uz trasu vrelovoda potrebno je vratiti u prvobitno stanje. Tokom građenja ili naknadno obavezno je izvršiti geodetski snimak izvedenog vrelovoda, te izraditi elaborat za katastar podzemnih instalacija. 5.2.2 Tehničko rješenje Detaljan opis tehničkog rješenja je dat u poglavlju 4, te se neće ovdje ponavljati. 5.3 OKOLINSKI ASPEKTI Uvođenjem dodatnog kombi bloka sa novom gasnom turbinom, a na osnovu plana izgradnje novih blokova na lokaciji TE Kakanj, bilo bi moguće dobiti još 360 MW toplinske energije. Ako se usporede gasno‐parna postrojenja sa postrojenjima na ugalj iste snage, prva imaju manji uticaj na okolinu. Emisije SO2 ne postoje, a praktično ne postoje niti emisije čvrstih čestica, dok se emisije NOx lakše kontrolišu. Prema CCGT Studiji EPBiH 2010 smanjenja emisija za slučaj ove studije ukupne vrijednosti smanjenja emisija se mogu dodatno smanjiti 32%, 40% i 39% redom za CO2, SO2 i NOx naspram proračunatih vrijednosti bez CCGT bloka. Tabela 68: Smanjenje emisija CO2, SO2 i NOx po blokovima i ukupno uz korištenje CCGT postrojenja

Godina CO2 SO2 NOx

Blok 5 Blok 6 Blok 8 Blok 5 Blok 6 Blok 8 Blok 5 Blok 6 Blok 8 2011. 1.593,06 0,00 0,00 144,11 0,00 0,00 13,42 0,00 0,00 2012. 2.021,05 0,00 0,00 182,82 0,00 0,00 17,02 0,00 0,00 2013. 2.330,15 0,00 0,00 210,78 0,00 0,00 19,62 0,00 0,00 2014. 4.898,08 11.888,53 0,00 443,07 1.140,59 0,00 41,25 100,12 0,00 2015. 6.289,03 11.888,53 0,00 568,90 1.140,59 0,00 52,96 100,12 0,00 2016. 1.711,95 17.832,80 0,00 154,86 1.710,89 0,00 14,42 150,18 0,00 2017. 2.437,15 17.832,80 0,00 220,46 1.710,89 0,00 20,52 150,18 0,00 2018. 3.126,68 17.832,80 0,00 282,83 1.710,89 0,00 26,33 150,18 0,00 2019. 0,00 11.888,53 9.772,37 0,00 1.140,59 937,57 0,00 100,12 82,30 2020. 0,00 11.888,53 10.188,47 0,00 1.140,59 977,49 0,00 100,12 85,80 2021. 0,00 11.888,53 10.473,80 0,00 1.140,59 1.004,86 0,00 100,12 88,20 2022. 0,00 11.888,53 10.747,23 0,00 1.140,59 1.031,10 0,00 100,12 90,51 2023. 0,00 11.888,53 11.020,67 0,00 1.140,59 1.057,33 0,00 100,12 92,81 2024. 0,00 11.888,53 11.151,44 0,00 1.140,59 1.069,88 0,00 100,12 93,91 2025. 0,00 11.888,53 11.294,11 0,00 1.140,59 1.083,56 0,00 100,12 95,11 2026. 0,00 11.888,53 11.448,66 0,00 1.140,59 1.098,39 0,00 100,12 96,41 2027. 0,00 0,00 23.479,85 0,00 0,00 2.252,67 0,00 0,00 197,73 2028. 0,00 0,00 23.616,57 0,00 0,00 2.265,79 0,00 0,00 198,88 2029. 0,00 0,00 23.765,18 0,00 0,00 2.280,04 0,00 0,00 200,13 2030. 0,00 0,00 23.777,07 0,00 0,00 2.281,19 0,00 0,00 200,23 Ukupno 24407,15875 172383,732 180.735,43 ‐737.677 13007.18 16604.12 205,5396 1451,692 1522,024

Ukupno 377.526,32 3.179,26

Time će uštede emisija uspoređene sa ovima u tabelama 64, 65 i 66 biti znatno veće, što je prikazano u tabeli 68 (poređenje je dato po blokovima ponaosob kada se proizvedena energija na istim blokovima zamijeni CGGT sistemom po posmatranim godinama). Time će okolišni benefiti biti znatno veći, puno više prostora će biti otvoreno za dokazivanje validnosti ovakvog projekta kao CDM projekta i naspram obaveza Bosne i Hercegovine unutar Acquisa o Energetskoj Efikasnosti iz Ugovora o energetskoj zajednici i očekivanih smanjenja emisija CO2, SO2 i NOx.


BOSNA‐S/ENOVA 166

Međutim treba uzeti u obzir da prema istoj studiji35 iz ekonomske analize izgradnje gasne elektrane proizlazi da kod sadašnjih odnosa cijena prirodnog gasa i prodajnih cijena električne energije u BiH izgradnja gasne elektrane nije ekonomski opravdana. U ekonomskoj analizi obuhvaćene su kao koristi elektrane samo proizvodnja električne energije. Gasna elektrana ima i ostale koristi za elektroenergetski sistem, kao što je regulacija frekvencije i druge sistemske usluge, međutim obim tih usluga financijski ne može bitno povećati rentabilnost elektrane. Za ekonomsku opravdanost gasne elektrane moralo bi doći do smanjenja nabavnih cijena gasa i do povećanja prodajnih cijena električne energije što je s obzirom na postojeći trend rasta cijene ovog energenta teško očekivati. Investicija u gasnu elektranu postiže 8% internu stopu rentabilnosti kod povećanja prodajne cijene za oko 40% (na 157 KM/MWh) i smanjenje cijene gasa za 23% (na 541 KM/000 Sm3). 5.4 ANALIZA RIZIKA Da bi se napravila ispravna odluka o slijedećim koracima koje treba preduzeti u realizaciji projekta snabdijevanja Zenice toplotnom energijom iz TE Kakanj, potrebno je analizirati potencijalne faktore koji bi mogli ugroziti projekat. Trenutno snabdijevanje toplotom se vrši iz željezare „ArcelorMittal Zenica“ po cijeni od 38 KM/MWh. Kao što je ranije opisano, ova cijena se formira na osnovu stvarnog utroška energenata i nekih operativnih troškova, a finalna cijena se dogovara za svaku godinu zasebno između JP Grijanje Zenica i proizvođača toplotne energije. Cijena je vezana sa nabavnom cijenom gasa, tako da je realno očekivati da će cijena toplotne energije rasti iz godine u godinu. Postoje nagađanja da će cijena grijanja za slijedeću sezonu porasti na 45 KM/MWh. Isporuka toplotne energije iz željezare nije upitna sve dok je željezara u pogonu. Potencijalni problemi nastaju pri zastoju proizvodnje, gdje željezara mora proizvesti toplotnu energiju, tj. raditi sa postrojenjem samo za potrebe grada Zenice. Ovo predstavlja teret za željezaru jer se ovaj dio sistema mora održavati neovisno o potrebama željezare. U zadnje vrijeme se puno polemiše o izgradnji CCGT bloka na gas u Zenici, koji bi imao dovoljno kapaciteta da obezbijedi i grijanje gradu Zenici. Ovo je privatni projekat, koji je u fazi pripreme i nedostupan je za javnost. Izvođač Studije nije u stanju pribaviti informacije o ovom projektu, te nemamo dovoljno podataka da bismo mogli zaključiti da li je isplativo proizvoditi toplotu iz ovakvog postrojenja. Međutim, ovaj problem ćemo probati zaobići modeliranjem kotlovnice na gas snage 170 MW. Kotlovnica je koncipirana kao postrojenje sa četiri vrelovodna kotla, svaki snage 43 MW. Kao i kod rješenja za pumpe i izmjenjivače, moguća je postepena i modularna izgradnja kotlovnice u skladu sa stvarnim potrebama Grada. Za procjenu investicije, uzete su u obzir slijedeće stavke:

• mašinska oprema; • elektro oprema; • građevinski radovi; • mašinski i elektro radovi; • dimnjak.

Kao podloga za analizu uzeti su stvarni podaci o izgradnji kotlovnice 8,4 MW od KJKP Toplane Sarajevo. Cijena izgradnje po MW je bila cca. € 79.000,00. Cijene pojedinih dijelova su izračunate procentualno prema stvarnim podacima. Ova procjena je dosta gruba i može odstupati od stvarne investicione vrijednosti, jer se u slučaju toplifikacije Zenice radi o kotlovima velike snage koji nisu standardne izvedbe i cijena po MW je viša nego za kotlove za manja postrojenja. 35 CCGT studija EPBiH 2010


BOSNA‐S/ENOVA 167

Tabela 69: Investicioni trošak bez eksproprijacije

• Mašinska oprema 42,30% € 5.680.890,00

• Elektro oprema 7,70% € 1.034.110,00

• Građevinski radovi (cca. 2000 m2) 15,40% € 2.068.220,00

• Dimnjak 15,40% € 2.068.220,00

• Radovi (mašinski + elektro) 19,20% € 2.578.560,00

• Ukupno kotlovnica 170 MW 100,00% € 13.430.000,00

Ukupan investicioni trošak (bez eksproprijacije zemlje) je cca. € 13.430.000,00 što je znatno niže od investicionog troška izgradnje vrelovoda od TE Kakanj do Zenice (€ 61.726.500,00). Međutim, potrebno je uzeti u obzir i troškove eksploatacije vezane sa proizvodnjom toplotne energije iz gasa. Ovaj dio će biti obrađen u ekonomskoj analizi. Također je veoma bitno napomenuti da su kotlovi ove snage veliki i vrlo teško ih je transportovati zbog lokalnih i regionalnih cestovnih propisa. Transport se mora vršiti u dijelovima koji bi se kasnije spajali na licu mjesta u Zenici. Procjena troškova ne uzima u obzir transport i ugradnju na licu mjesta koji bi mogli biti značajne stavke u ukupnom trošku investicije. Ključni faktor u eliminaciji rizika za ovakav projekat je potpisivanje dugoročnog ugovora o snabdijevanju toplotom grada Zenice, gdje je definisana bazna cijena MWh toplotne energije. Također je bitno ugovorom definisati da će se cijena usklađivati sa cijenom ulaznog energenta, u ovom slučaju uglja, koji čine cca. 80‐90% ukupnih troškova proizvodnje toplotne energije. Bez garancije o dugoročnom kupcu toplotne energije, nema smisla ulaziti u projekat ove vrste. Ono što je sigurno, a to je da će cijena prirodnog gasa rasti mnogo više nego cijena uglja, tako da je rizik potpisivanja dugoročnog ugovora sa JP EP BIH mnogo manji nego sa vlasnikom bloka na prirodni gas.


BOSNA‐S/ENOVA 168

5.5 LITERATURA

1. Zakon o izvlaštenju (Službene novine Federacije BiH, broj 70/07)

2. TKAKPE‐0X1000 – Sažetak studije Termoelektrana Kakanj gasno‐parni blok, august 2010.


BOSNA‐S/ENOVA 169

6 EKONOMSKI ASPEKTI

6.1 PARAMETRI I PRETPOSTAVKE Kako bi se utvrdila isplativost projekta urađena su tri bazna finansijska modela koji se razlikuju u kreditnim aranžmanima i cijeni toplotne energije. Parametri i pretpostavke uzete u obzir tokom analize isplativosti za sva tri modela su slijedeći: Cijena toplotne energije i kredit

Uzimajući u obzir da je cijena toplotne energije u Zenici za sezonu grijanja 2010‐2011 iznosila 38,00 KM/MWh (tj. 19,43 €/MWh), a za sezonu grijanja 2011‐2012 očekuje se da će cijena grijanja iznositi 45,00 KM/MWh (23,00 €/MWh), uzete u obzir cijene grijanja prikazane su u tabeli 70. Za potrebe finansijske analize uzet je u obzir kredit koji će pokriti 70% investicionih troškova, sa kamatnom stopom od 7%, ali različitim rokovima otplate za sva tri modela.

Tabela 70: Parametri korišteni pri ekonomskoj analizi

Cijena toplotne energije

(€/MWh) Iznos kredita (€ milion)

Rok otplate (godina)

Grace period (godina)

Model 1 18,4 51,66 10 2

Model 2 20,00 51,66 20 2

Model 3 20,00 51,66 15 2

Cijena uglja (osnovnog energenta)

Cijena uglja za sva tri modela iznosi 33,69 €/toni. Operativni troškovi

Operativni troškovi se sastoje od troškova eksploatacije i općih troškova. Godišnji operativni troškovi su prikazani u tabeli 71.

Tabela 71: Operativni troškovi projekta

Operativni troškovi €/god.

Trošak eksploatacije 503.807,16

Opći troškovi 61.440,00

U troškove eksploatacije uračunati su troškovi potrošnje električne energije kompletnog toplovodonog sistema i održavanje istog. Obrtni kapital

U sva tri modela pretpostavljeno je da će potraživanja od kupaca iznositi 10% od ukupne prodaje, a da će obaveze prema dobavljačima biti 20% od ukupne nabavke materijala. Kapitalna ulaganja

Osnovna kapitalna ulaganja koja se sastoje od kupovine opreme za proizvodnju energije, izgradnju prateće infrastrukture, građevinskih objekata i ostalih radova dati su u donjoj tabeli:


BOSNA‐S/ENOVA 170

Tabela 72: Kapitalna ulaganja

Troškovi 2012 (€) 2013 (€) Vrelovod Cijevi 15.218.940,00 15.218.940,00Građevinski radovi 4.415.147,99 4.415.147,99Mašinski radovi 6.655.196,43 6.655.196,43Žica za signalizaciju 264.000,00Eksproprijacija 2.147.555,25

Pumpe 225.000,00Izmjenivači 2.000.000,00Ekspanzioni sistem 192.514,00Armature 721.200,00Elektroenergetska oprema 1.425.000,00Sistem nadzora i upravljanja 2.010.000,00Investiciona ulaganja u opremu na turbinama Turbina 110 MW blok 5 2.034.000,00 Turbina 110 MW blok 6 2.034.000,00 Turbina 230 MW blok 7 7.500.000,00

Godišnji zbir 40.004.839,67 33.126.998,42UKUPNO 73.131.838,09

Proizvodnja Početak proizvodnje je planiran u 2014. godini, dok je projicirano da će se vrhunac proizvodnje dostići u 2029. godini kada će instalirana snaga biti 170 MW. Ova toplotna snaga je samo za potrebe Zenice, a uzeta je u razmatranje jer predstavlja najnepovoljniju varijantu. Svako povećanje toplotne snage čini projekat isplativijim.

Slika 84: Proizvodnja toplotne energije (2014.‐2042.)

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

Godina

Proi

zvod

nja

(MW

h)


BOSNA‐S/ENOVA 171

Potrošnja uglja Potrošnja uglja u 2014. godini iznosi 158.221 tona pri instaliranoj snazi od 120 MW, dok u 2029. godini, kada postrojenje bude radilo u punoj snazi, potrošnja uglja bi trebala iznositi 233.109 tona.

Slika 85: Potrošnja uglja (2014.‐2042.)

Jedinični trošak proizvodnje

Shodno podacima o specifičnoj potrošnji uglja dostavljenoj obrađivaču, te izračunatih troškova eksploatacije dobivena je izračunata cijena toplotne energije koja iznosi 11,93 €/MWh (23,33 KM/MWh). Za svaku godinu u proračunu cijena je korigovana uzimajući u obzir pretpostavljene vremenske fluktuacije cijena proizvodnje i eksploatacije.

6.2 METODOLOGIJA Kako bi se ocijenila isplativost projekta obrađena su prethodno navedena tri modela. U svrhu analize napravljen je integrisani finansijski model koji u sebi posjeduje potrebne tehničke i ekonomske parametre. Svi potrebni parametri su smješteni u takozvanu tabelu parametara, odakle su formulama povezani sa ostatkom modela. Model se sastoji od ukupno 12 tabela, koje su date u tabeli 73. Finansijski model je razvijen pomoću programa MS Excel i koristeći funkcije MS‐Excel‐a sprovedena je analiza i dobiveni su rezultati. Tabela 73: Tabele finansijske analize

Tabela 1 Tabela parametara

Tabela 2 Stope inflacije i kursne razlike

Tabela 3 Investicioni troškovi

Tabela 4 Proizvodnja, prodaja i obrtni kapital

Tabela 5 Jedinični trošak proizvodnje

Tabela 6 Kredit

Tabela 7 Amortizacija

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

Godina

Potr

ošnj

a ug

lja (T

one)


BOSNA‐S/ENOVA 172

Tabela 8 Bilans uspjeha

Tabela 9 Nominalni cashflow – Ukupna investicija

Tabela 10 Realni cashflow – Ukupna investicije

Tabela 11 Nominalni cashflow – Vlasnik investicije

Tabela 12 Realni cashflow – Vlasnik investicije

Finansijski model je prikazan na slici 86. Iz finansijskog modela su dobiveni ključni parametri za ocjenu isplativosti investicije, a to su:

• Neto sadašnja vrijednost (NPV): vrijednost neto tokova novca nakon što su diskontirani u određeni vremenski period sa odgovarajućom diskontnom stopom.

• Interna stopa povrata (IRR): interna stopa povrata je povrat zarađen na datom projektu. To je diskontna stopa pri kojoj je neto sadašnja vrijednost novčanih tokova jednak nuli.

Također iz ovog finansijskog modela izračunati su omjeri koji pokazuju kapacitet projekta da otplaćuje svoje kredite, a ti omjeri su:

• Omjer pokrivenosti godišnjeg duga: prikazuje mogućnost projekta da otplati svoja kreditna zaduženja iz cashflow‐a . Računa se putem sljedeće formule:

Omjer pokrivenosti godišnjeg duga Godišnji neto cashflow Realni

Godišnja otplata kredita Realna

• Omjer kapaciteta servisiranja duga: prikazuje mogućnost dodatnog zaduženje u slučaju da je

potrebno otplatiti kredite. Računa se putem slijedeće formule:

Omjer kapaciteta servisiranja duga PV36 neto cashflow RealniPV otplata kredita Realna

Nakon dobivanja gore navedenih pokazatelja sprovedena je analiza osjetljivosti (Sensitivity Analysis). Parametri (NPV, stopa povrata, omjer pokrivenosti godišnjeg duga i omjer kapaciteta servisiranja duga) su testirani da bi se vidjela njihova osjetljivost na promjene pojedinih parametara projekta, odnosno njihova korelacija.

36PV – sadašnja vrijednost neto cash flow‐a


BOSNA‐S/ENOVA 173

Slika 86: Finansijski model


BOSNA‐S/ENOVA 174

6.3 PREGLED REALNIH TOKOVA NOVCA (CASH FLOW) S ASPEKTA VLASNIKA U tabelama 74, 75 i 76 dati su pregledi realnih tokovi novca (cash flow) sa aspekta vlasnika za Model 1, Model 2 i Model 3.

Tabela 74: Realni cash flow s aspekta vlasnika investicije ‐ Model 1

Godina 2012 2013 2014 2041 2042 PRIHODI Prodaja toplotne energije 0,00 0,00 9.935,81 18.413,99 18.598,13Promjene u potraživanjima 0,00 0,00 -993,58 -53,98 -54,52 Kredit 28.003,39 23.188,90 Preostala vrijednost

Građevinski objekti 9.195,49Oprema 672,54

UKUPNI PRIHODI (+) 28.003,39 23.188,90 8.942,23 18.360,01 28.411,64 RASHODI Investicioni troškovi

Vrelovod Cijevi 15.218,94 15.218,94 Gradjevinski radovi 4.415,15 4.415,15 Mašinski radovi 6.655,20 6.655,20 Žica za signalizaciju 0,00 264,00 Eksproprijacija 2.147,56 0,00

Pumpe 0,00 225,00 Izmjenivači 0,00 2.000,00 Ekspanzioni sistem 0,00 192,51 Armature 0,00 721,20 Elektro energetska oprema 0,00 1.425,00 Sistem nadzora i upravljanja 0,00 2.010,00 Investiciona ulaganja u opremu na turbinama 0,00 0,00

Turbina 110 MW blok 5 2.034,00 0,00 Turbina 110 MW blok 6 2.034,00 0,00 Turbina 230 MW blok 7 7.500,00 0,00

Troškovi sirovine Trošak uglja 0,00 0,00 5.437,61 10.480,45 10.585,25

Opertivni troškovi Uposlenici 0,00 0,00 57,63 75,39 76,15 Trošak eksploatacije 0,00 0,00 513,93 672,33 679,06

Otplata kredita 0,00 0,00 8.440,53 0,00 0,00 Promjene u obavezama 0,00 0,00 -1.087,52 -61,45 -62,06 Promjene u saldu 0,00 0,00 496,79 26,99 27,26 UKUPNI RASHODI (-) 40.004,84 33.127,00 13.858,98 11.193,72 11.305,66 NETO CASH-FLOW PRIJE OPOREZIVANJA -12.001,45 -9.938,10 -4.916,75 7.166,29 17.105,99 Porez 0,00 0,00 0,00 598,40 717,96 NETO CASH-FLOW POSLIJE OPOREZIVANJA -12.001,45 -9.938,10 -4.916,75 6.567,90 16.388,02 NPV 8% -7.085,17 IRR 6,56%


BOSNA‐S/ENOVA 175


Godina 2012 2013 2014 2041 2042 PRIHODI Prodaja toplotne energije 0,00 0,00 10.799,79 20.015,21 20.215,36Promjene u potraživanjima 0,00 0,00 -1.079,98 -58,67 -59,26 Kredit 28.003,39 23.188,90 Preostala vrijednost








Otplata kredita 0,00 0,00 5.958,02 0,00 0,00 Promjene u obavezama 0,00 0,00 -1.087,52 -61,45 -62,06 Promjene u saldu 0,00 0,00 539,99 29,34 29,63 UKUPNI RASHODI (-) 40.004,84 33.127,00 11.419,66 11.196,07 11.308,03 NETO CASH-FLOW PRIJE OPOREZIVANJA -12.001,45 -9.938,10 -1.699,85 8.760,47 18.716,11 Porez 0,00 0,00 0,00 758,52 879,69 NETO CASH-FLOW POSLIJE OPOREZIVANJA -12.001,45 -9.938,10 -1.699,85 8.001,95 17.836,42 NPV 8% 7.646,25 IRR 9,87%


BOSNA‐S/ENOVA 176


Godina 2012 2013 2014 2041 2042 PRIHODI Prodaja toplotne energije 0,00 0,00 10.799,79 20.015,21 20.215,36Promjene u potraživanjima 0,00 0,00 -1.079,98 -58,67 -59,26 Kredit 28.003,39 23.188,90 Preostala vrijednost








Otplata kredita 0,00 0,00 6.785,53 0,00 0,00 Promjene u obavezama 0,00 0,00 -1.087,52 -61,45 -62,06 Promjene u saldu 0,00 0,00 539,99 29,34 29,63 UKUPNI RASHODI (-) 40.004,84 33.127,00 12.247,17 11.196,07 11.308,03 NETO CASH-FLOW PRIJE OPOREZIVANJA -12.001,45 -9.938,10 -2.527,35 8.760,47 18.716,11 Porez 0,00 0,00 0,00 758,52 879,69 NETO CASH-FLOW POSLIJE OPOREZIVANJA -12.001,45 -9.938,10 -2.527,35 8.001,95 17.836,42 NPV 8% 6.196,02 IRR 9,39%


BOSNA‐S/ENOVA 177

6.4 REZULTATI ANALIZE U ovom poglavlju dati su rezultati sprovedenih analiza za sva tri modela koja su urađena da bi se ocijenila isplativost projekta. 6.4.1 Model 1 (cijena toplotne energije 18,40 €/MWh, rok otplate kredita 10 godina) Kao što je već navedeno u poglavlju 7.1, za potrebe finansijske analize projekta predviđeno je kreditno zaduživanje u iznosu od 51,66 miliona eura, po kamatnoj stopi od 7%, na period od 10 godina, sa grace periodom od 2 godine. U tabeli 77 prikazani su troškovi finansiranja i otplatni plan kredita za prvi model projekta. Tabela 77: Troškovi finansiranja i otplatni plan kredita (milioni €) (Model 1)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Isplata kredita

28,00 23,65

Dug na početku perioda

28,00 51,65 51,66 46,49 41,32 36,16 30,99 25,83 20,66 15,50 10,33 5,17

Otplata kamate

0,00 0,00 3,62 3,25 2,89 2,53 2,17 1,81 1,45 1,08 0,72 0,36

Otplata glavnice

0,00 0,00 5,17 5,17 5,17 5,17 5,17 5,17 5,17 5,17 5,17 5,17

Ukupna otplata kredita

0 0 8,78 8,42 8,06 7,70 7,34 6,97 6,61 6,25 5,89 5,53

Dugovanje na kraju godine

28,00 51,66 46,49 41,32 36,16 30,99 25,83 20,66 15,50 10,33 5,17 0,00

Sa aspekta ukupne investicije, iz realnog cashflow‐a proračunati su omjeri pokrivenosti duga i kapaciteta servisiranja duga i dobiveni su sljedeći rezultati: Tabela 78: Omjer pokrivenosti duga (Model 1)

Godina 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Omjer pokrivenosti duga 0,41 0,53 0,62 0,69 0,77 0,85 0,92 1,01 1,11 1,22

Omjer kapaciteta servisiranja duga

0,72 0,78 0,84 0,89 0,94 0,99 1,05 1,10 1,16 1,22

Prema dobivenim rezultatima može se zaključiti da bi projekt mogao imati poteškoća sa otplaćivanjem kredita, jer omjeri pokrivenosti su manji od 1 za godine od 2014. do 2020. Projekat tek bi mogao pokrivati svoje troškove kredita u 2021. godini gdje je omjer pokrivenosti duga 1,01, što znači da projekt generiše prihode koji su veći od godišnje rate kredita. Analizirajući omjer kapaciteta servisiranja duga, također se može zaključiti da se projekt ne bi mogao zadužiti kod drugih kreditnih institucija da pokrije postojeći kredit iz razloga što su omjeri kapaciteta servisiranja duga niži od 1. Omjer kapaciteta servisiranja duga veći je od 1 u godinama 2020 do 2023. Najbolje rješenje bi bilo da vlasnik investicije ugovori kredite po povoljnijim uslovima ili da produži rok otplate sa analiziranih 10 godina na periode od 15 godina ili 20 godina.


BOSNA‐S/ENOVA 178

Neto sadašnja vrijednost projekta (NPV) izračunata je iz realnog cashflow‐a sa stava gledišta vlasnika investicija i ona iznosi € ‐7.085.170,00 sa diskontnom stopom od 8% i stopom povrata 6,56%. Prema standardnim kriterijima za ocjenjivanje ovaj projekat nije isplativ, te isti ne treba poduzimati. Analizom osjetljivosti utvrđen je pozitivan trend u slučaju rasta cijene toplotne energije. Za ovaj scenarij, ustanovljeno je da ekonomska prodajna cijena toplotne energije pri spomenutim parametrima iznosi 19,40 €/MWh (NPV = € 0,00). Svaki dodatni rast cijene toplotne energije uzrokovao bi rastom NPV.

Slika 87: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni toplotne energije (Model 1)

Analizirajući promjene u cijeni uglja, koji kao glavni energent čini glavni trošak u cijelom projektu, u slučaju da dođe do pada u cijeni uglja za 3,69 €/toni NPV projekta bio bi pozitivan. Tabela 79: Promjene u NPV i cijeni uglja (Model 1)

Cijena uglja (€/toni)

NPV IRR

20,00 22.285,65 12,33%

25,00 11.614,90 10,29%

30,00 884,72 8,18%

33,69 ‐7.085,17 6,56%

35,00 ‐9.918,93 5,98%

40,00 ‐20.817,36 3,63%

Promjene NPV‐a i nivoa ulaganja za model 1 prikazane su donjoj slici.

-40.000

-20.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

0 5 10 15 20 25 30 35

Cijena toplotne energije (Euro/MWh)

NPV

(Eur

o 00

0's)


BOSNA‐S/ENOVA 179

Slika 88: NPV vs. Nivo ulaganja (Model 1)

Iz dobivenih rezultata može se zaključiti da bi smanjenjem troškova ovaj model projekta imao pozitivan NPV što bi značilo da isti vrijedi poduzeti. Smanjenjem troškova većih od 10% NPV projekta bi bio iznad 0,00 Eura. 6.4.2 Model 2 (cijena toplotne energije 20,00 €/MWh, rok otplate kredita 20 godina) U tabeli 80 prikazani su troškovi finansiranja i otplatni plan kredita prema Modelu 2. Kao što je vidljivo iz tabele, troškovi finansiranja i otplata kredita se razlikuje od Modela 1. U Modelu 2 uzeto je u obzir da će rok otplate kredita biti 20 godina, dok su kamatna stopa i iznos kredita ostali isti.

Promjena nivoa ukupnih ulaganja

-30.000,00

-25.000,00

-20.000,00

-15.000,00

-10.000,00

-5.000,00

0,00

5.000,00

10.000,00

-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%

% Promjene nivoa ulaganja

NPV


BOSNA‐S/ENOVA 180

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

Isplata kredita

28,00 23,65


28,00 51,66 51,66 49,07 46,49 43,91 41,32 38,74 36,16 33,58 30,99 28,41 25,83 23,25 20,66 18,08 15,50 12,91 10,33 7,75 5,17 2,58

Otplata kamate

0 0 3,62 3,44 3,25 3,07 2,89 2,71 2,53 2,35 2,17 1,99 1,81 1,63 1,45 1,27 1,08 0,90 0,72 0,54 0,36 0,18

Otplata glavnice

0 0 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58 2,58


0 0 6,20 6,02 5,84 5,66 5,48 5,29 5,11 4,93 4,75 4,57 4,39 4,21 4,03 3,85 3,67 3,49 3,31 3,13 2,94 2,76


28,00 51,66 49,07 46,49 43,91 41,32 38,74 36,16 33,58 30,99 28,41 25,83 23,25 20,66 18,08 15,50 12,91 10,33 7,75 5,17 2,58 0,00

Tabela 80: Troškovi finansiranja i otplatni plan kredita (milioni €) (Model 2)


BOSNA‐S/ENOVA 181

Za ovaj model omjeri pokrivenosti dobiveni iz realnog cashflow‐a sa aspekta ukupne investicije su:

Tabela 81: Omjer pokrivenosti duga (Model 2)

Godina Omjer pokrivenosti

duga Omjer kapaciteta servisiranja duga

2014 0,70 1,49 2015 0,91 1,61 2016 1,04 1,71 2017 1,14 1,81 2018 1,25 1,91 2019 1,36 2,02 2020 1,46 2,13 2021 1,57 2,24 2022 1,70 2,36 2023 1,83 2,48 2024 1,97 2,60 2025 2,11 2,73 2026 2,26 2,87 2027 2,43 3,02 2028 2,64 3,17 2029 2,87 3,33 2030 3,11 3,50 2031 3,38 3,67 2032 3,68 5,58 2033 4,04 4,04

Prema dobivenim rezultatima projekt bi mogao imati poteškoća sa otplaćivanjem kredita u prve dvije godine (2014.‐2015.), dok već u 2016. godini projekt bi trebao da generiše dovoljno sredstava kako bi pokrio dugovanja, obzirom da je omjer pokrivenosti veći od 1. Prema ovom scenariju projekt bi bez većih poteškoća trebao da otplati svoj kredit. U prve dvije godine otplata kredita može se pokriti i dodatnim kratkoročnim kreditima, jer omjeri kapaciteta servisiranja duga za ove dvije godine su iznad 1, što znači da će projekt iz svojih budućih tokova novca generisati dovoljno sredstava da može otplatiti dodatno zaduženje. Kao što je već navedeno u prijašnjem poglavlju produžavanjem roka otplate kredita znatno su se poboljšali omjeri pokrivenosti dugova i kapaciteta servisiranja duga. Neto sadašnja vrijednost projekta (NPV) izračunata iz realnog cashflow‐a sa stava gledišta vlasnika investicija iznosi € 7.646.250,00 sa diskontnom stopom od 8% i stopom povrata 9,87% pri cijeni toplotne energije od 20 €/MWh. Prema standardnim kriterijima za ocjenjivanje ovaj projekat je isplativ, te isti treba poduzimati. Izvršenom analizom osjetljivosti za ovaj scenarij ustanovljeno je da ekonomska prodajna cijena toplotne energije pri spomenutim parametrima iznosi 18.92 €/MWh (NPV = € 0,00), što bi značilo da bi investitor pri ovoj cijeni uspio da pokrije svoje troškove, ali ne bi imao zaradu od projekta. Svaki rast cijene toplotne energije uzrokovao bi rastom NPV.


BOSNA‐S/ENOVA 182


Analizom osjetljivosti NPV‐a na kretanja u cijeni uglja, koji se koristi kao glavni energent da bi se proizvela toplotna energije, utvrđeno je da prilikom rasta cijene uglja dolazi do pada u NPV‐u, zbog rasta troškova proizvodnje. Cijena uglja korištena u svrhu analize projekta iznosila je 33,69 €/toni. Prema dobivenim rezultatima analize osjetljivosti kada bi cijena uglja porasla na 37,23 €/toni, NPV projekta bi bio 0,00 €, a svako dodatno poskupljenje uglja bi značilo pad NPV‐a.

Slika 90: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni uglja (Model 2)

Još jedan analizirani parametar je postotak zaduženja. Obzirom da je NPV projekta izračunat iz realnog cashflow‐a sa aspekta vlasnika investicije, koji prema baznom scenariju treba da uloži 30% vlastitih sredstava u projekt dok ostalih 70% biti će finansirano kroz kreditni aranžman, dobiveni su slijedeći rezultati iz analize osjetljivosti:

-20.000-15.000-10.000-5.000

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.00055.00060.00065.00070.00075.00080.00085.00090.00095.000

100.000105.000

0 5 10 15 20 25 30 35

Cijena toplotne energije (Euro/MWh)

NPV

(Eur

a 00

0's)

-100.000,00

-80.000,00

-60.000,00

-40.000,00

-20.000,00

0,00

20.000,00

40.000,00

60.000,00

0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00

Cijena uglja (Euro/toni)

NPV

(Eur

o 00

0's)


BOSNA‐S/ENOVA 183

Tabela 82: Odnos postotka zaduženja i NPV‐a (Model 2)

% Zaduženja NPV

0% ‐5.193,35

10% ‐3.351,00

20% ‐1.508,64

25% ‐587,46

30% 333,71

35% 1.254,89

40% 2.176,07

45% 3.097,25

50% 4.018,42

55% 4.939,60

60% 5.846,46

65% 6.746,35

70% 7.646,25

75% 8.536,62

80% 9.418,16 Iz dobivenih rezultata vidljivo je da NPV raste sa rastom zaduženja, što je u jednu ruku i normalno jer sa tačke gledišta vlasnika investicije veći je priliv novca iz kreditnih zaduženja. Međutim, bitno je imati u vidu da li je moguće da se kreditna sredstva otplate. U tabelama 83 i 84 prikazani su rezultati analize osjetljivosti omjera pokrivenosi duga i kapaciteta servisiranja duga.


BOSNA‐S/ENOVA 184

Tabela 83: Odnos postotka zaduženja i omjera pokrivenosti duga (Model 2)

% Zaduženja

Omjer pokrivenosti duga

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

10% 4,66 6,03 6,92 7,65 8,43 9,20 9,92 10,71 11,59 12,55 13,52 14,52 15,58 16,82 18,27 19,90 21,62 23,54 25,72 28,21

20% 2,36 3,04 3,49 3,85 4,24 4,62 4,98 5,38 5,82 6,30 6,78 7,28 7,81 8,43 9,15 9,96 10,82 11,78 12,87 14,11

25% 1,90 2,44 2,80 3,09 3,41 3,71 4,00 4,31 4,66 5,05 5,43 5,83 6,25 6,75 7,33 7,98 8,66 9,43 10,30 11,29

30% 1,59 2,05 2,34 2,59 2,85 3,10 3,34 3,60 3,89 4,21 4,53 4,87 5,22 5,63 6,11 6,65 7,22 7,86 8,58 9,41

35% 1,37 1,76 2,02 2,23 2,45 2,66 2,87 3,09 3,34 3,62 3,89 4,18 4,48 4,83 5,24 5,71 6,19 6,74 7,36 8,06

40% 1,21 1,55 1,77 1,95 2,15 2,34 2,52 2,71 2,93 3,17 3,41 3,66 3,92 4,23 4,59 5,00 5,42 5,90 6,44 7,06

45% 1,08 1,38 1,58 1,74 1,92 2,08 2,24 2,42 2,61 2,82 3,04 3,26 3,49 3,76 4,08 4,44 4,82 5,25 5,73 6,27

50% 0,98 1,25 1,43 1,57 1,73 1,88 2,02 2,18 2,36 2,54 2,74 2,93 3,14 3,39 3,68 4,00 4,34 4,72 5,15 5,65

55% 0,90 1,14 1,30 1,44 1,58 1,71 1,84 1,99 2,15 2,32 2,49 2,67 2,86 3,09 3,35 3,64 3,95 4,29 4,69 5,13

60% 0,82 1,05 1,20 1,32 1,45 1,58 1,69 1,82 1,97 2,13 2,29 2,45 2,63 2,83 3,07 3,34 3,62 3,94 4,30 4,71

65% 0,76 0,98 1,11 1,22 1,34 1,46 1,57 1,69 1,82 1,97 2,11 2,27 2,43 2,62 2,84 3,08 3,34 3,64 3,97 4,35

70% 0,70 0,91 1,04 1,14 1,25 1,36 1,46 1,57 1,70 1,83 1,97 2,11 2,26 2,43 2,64 2,87 3,11 3,38 3,68 4,04

75% 0,66 0,85 0,97 1,07 1,17 1,27 1,37 1,47 1,59 1,71 1,84 1,97 2,11 2,27 2,46 2,68 2,90 3,15 3,44 3,77

80% 0,62 0,80 0,91 1,00 1,10 1,19 1,28 1,38 1,49 1,61 1,73 1,85 1,98 2,13 2,31 2,51 2,72 2,96 3,23 3,53


BOSNA‐S/ENOVA 185

Tabela 84: Odnos postotka zaduženja i omjera kapaciteta servisiranja duga (Model 2)

% Zaduženja


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

10% 10,16 10,96 11,68 12,40 13,13 13,88 14,65 15,45 16,28 17,14 18,03 18,96 19,93 20,97 22,07 23,21 24,37 25,59 38,94 28,21

20% 5,11 5,50 5,86 6,22 6,59 6,96 7,34 7,74 8,16 8,59 9,03 9,49 9,98 10,50 11,04 11,61 12,19 12,80 19,48 14,11

25% 4,09 4,41 4,70 4,99 5,28 5,58 5,88 6,20 6,53 6,88 7,23 7,60 7,99 8,40 8,84 9,29 9,76 10,25 15,59 11,29

30% 3,42 3,68 3,92 4,16 4,41 4,65 4,91 5,17 5,45 5,74 6,03 6,34 6,66 7,01 7,37 7,75 8,13 8,54 12,99 9,41

35% 2,94 3,16 3,37 3,57 3,78 3,99 4,21 4,44 4,68 4,92 5,17 5,44 5,71 6,01 6,32 6,64 6,97 7,32 11,14 8,06

40% 2,58 2,77 2,95 3,13 3,32 3,50 3,69 3,89 4,10 4,31 4,53 4,76 5,00 5,26 5,53 5,82 6,11 6,41 9,75 7,06

45% 2,30 2,47 2,63 2,79 2,95 3,12 3,28 3,46 3,64 3,83 4,03 4,23 4,45 4,68 4,92 5,17 5,43 5,70 8,67 6,27

50% 2,07 2,23 2,37 2,52 2,66 2,81 2,96 3,12 3,28 3,45 3,63 3,81 4,01 4,21 4,43 4,66 4,89 5,13 7,80 5,65

55% 1,89 2,03 2,16 2,29 2,42 2,56 2,69 2,84 2,99 3,14 3,30 3,47 3,64 3,83 4,03 4,23 4,44 4,66 7,09 5,13

60% 1,73 1,87 1,98 2,10 2,22 2,35 2,47 2,60 2,74 2,88 3,03 3,18 3,34 3,51 3,70 3,88 4,08 4,28 6,50 4,71

65% 1,60 1,73 1,84 1,94 2,06 2,17 2,29 2,41 2,53 2,66 2,80 2,94 3,09 3,25 3,41 3,59 3,76 3,95 6,00 4,35

70% 1,49 1,61 1,71 1,81 1,91 2,02 2,13 2,24 2,36 2,48 2,60 2,73 2,87 3,02 3,17 3,33 3,50 3,67 5,58 4,04

75% 1,39 1,50 1,60 1,69 1,79 1,89 1,99 2,09 2,20 2,31 2,43 2,55 2,68 2,82 2,96 3,11 3,26 3,42 5,21 3,77

80% 1,31 1,41 1,50 1,59 1,68 1,77 1,86 1,96 2,07 2,17 2,28 2,39 2,51 2,64 2,78 2,92 3,06 3,21 4,88 3,53


BOSNA‐S/ENOVA 186

Iz prikazanih rezultata u tabelama 83 i 84 može se zaključiti da zaduženje projekta preko 70% smanjuje mogućnost projekta da otplati kredit iz vlastitih sredstava, dok smanjenjem postotka zaduženja projekt može pokriti otplatu kredita iz vlastitih sredstava. U slučaju da se vlasnici projekta opredijele za opciju da finansiraju projekt putem kredit koji će pokriti svega 45% investicionog troška, u tom slučaju projekt bi trebao bez većih poteškoća da otplati kredit, ali bi NPV iznosio € 3.097.250,00. Analizom osjetljivosti NPV na promjene u nivou ulaganja za model 2 prikazane su na slici.

Slika 91: NPV vs. Nivo promjene ulaganja (Model 2)

Evidentno je da će svako smanjenje investicionih troškova dovesti do povećanja NPV‐a, a povećanje investicionih troškova bi prouzrokovalo smanjenje NPV‐a. U slučaju da se investicioni troškovi povećaju za 13,2% NPV projekta bi iznosio 0,00 Eura. 6.4.3 Model 3 (cijena toplotne energije 20,00 €/MWh, rok otplate kredita 15 godina) U tabeli 85 prikazani su troškovi finansiranja i otplatni plan kredita prema Modelu 3. Kao što je vidljivo iz tabele prikazane ispod, troškovi finansiranja i otplata kredita se razlikuju od Modela 1 i Modela 2. U Modelu 3 uzeto je u obzir da će rok otplate kredita biti 15 godina, dok je kamatna stopa ista kao u prethodna dva modela.

Promjena nivoa ukupnih ulaganja

-15.000

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%

% Promjene nivoa ulagnja

NPV


BOSNA‐S/ENOVA 187

Tabela 85: Troškovi finansiranja i plan otplate kredita (Model 3)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

Isplata kredita

28,00 23,65


28,00 51,66 51,66 48,21 44,77 41,32 37,88 34,44 30,99 27,55 24,11 20,66 17,22 13,77 10,33 6,89 3,44

Otplata kamate

0 0 3,62 3,37 3,13 2,89 2,65 2,41 2,17 1,93 1,69 1,45 1,21 0,96 0,72 0,48 0,24

Otplata glavnice

0 0 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44 3,44


0 0 7,06 6,82 6,58 6,34 6,10 5,85 5,61 5,37 5,13 4,89 4,65 4,41 4,17 3,93 3,68


28,00 51,66 48,21 44,77 41,32 37,88 34,44 30,99 27,55 24,11 20,66 17,22 13,77 10,33 6,89 3,44 0,00


BOSNA‐S/ENOVA 188

Za ovaj model, omjeri pokrivenosti dobiveni iz realnog cashflow‐a s aspekta ukupne investicije su: Tabela 86: Omjeri pokrivenosti duga (Model 3)

Godina Omjer pokrivenosti

duga Omjer kapaciteta servisiranja duga

2014 0,62 1,22

2015 0,80 1,31

2016 0,92 1,40

2017 1,01 1,48

2018 1,12 1,57

2019 1,22 1,66

2020 1,32 1,75

2021 1,43 1,84

2022 1,56 1,94

2023 1,70 2,04

2024 1,84 2,14

2025 2,00 2,24

2026 2,16 2,35

2027 2,36 2,47

2028 2,60 2,60

Iz dobivenih rezultata, projekt bi mogao imati poteškoća sa otplaćivanjem kredita u prve tri godine (2014.‐2016.), dok već u 2017. godini projekt bi trebao da generiše dovoljno sredstava kako bi pokrio dugovanja, obzirom da je omjer pokrivenosti veći od 1. Prema ovom scenariju, projekt bi bez većih poteškoća trebao da otplati svoj kredit. U prve dvije godine, otplata kredita može se pokriti i dodatnim kratkoročnim kreditima, jer omjeri kapaciteta servisiranja duga za ove dvije godine su iznad 1, što znači da će projekt iz svojih budućih tokova novca generisati dovoljno sredstava da može otplatiti dodatno zaduženje. Usporedbom omjera pokrivenosti i kapaciteta servisiranja duga Modela 3 i Modela 2, vidljivo je da je došlo do blagog pada u omjerima obzirom da je rok otplate smanjen sa 20 godina na 15 godina. Neto sadašnja vrijednost projekta (NPV) izračunata iz realnog cashflow‐a sa stava gledišta vlasnika investicija iznosi € 6.196.020,00 sa diskontnom stopom od 8% i stopom povrata 9,39%, pri cijeni toplotne energije od 20,00 €/MWh. Prema standardnim kriterijima za ocjenjivanje ovaj projekat je isplativ, te isti treba poduzimati. Izvršenom analizom osjetljivosti za ovaj scenarij ustanovljeno je da ekonomska prodajna cijena toplotne energije pri spomenutim parametrima iznosi 19,13 €/MWh (NPV = € 0,00), što bi značilo da bi investitor pri ovoj cijeni uspio da pokrije svoje troškove, ali ne bi imao zaradu od projekta. Svaki rast cijene toplotne energije uzrokovao bi rastom NPV.


BOSNA‐S/ENOVA 189


Analizom osjetljivosti NPV na kretanja u cijeni uglja koji se koristi kao glavni energent da bi se proizvela toplotna energije utvrđeno je da prilikom rasta cijene uglja dolazi do pada u NPV‐u, zbog rast troškova proizvodnje. Cijena uglja korištena u svrhu analize projekta iznosila je 33,69 €/toni, prema dobivenim rezultatima analize osjetljivosti kada bi cijena uglja porasla na 37,23 €/toni, NPV projekta bi bio € 0,00 a svako dodatno poskupljenje uglja bi značilo pad NPV‐a.

Slika 93: Trend kretanja NPV zbog promjena u cijeni uglja (Model 3)

Parameter koji je također analiziran je postotak zaduženja. Rezultati analize dati su donjoj tabeli:

-40.000

-20.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

0 5 10 15 20 25 30 35

Cijene toplotne energije (Euro/MWh)

NPV

(Eur

o 00

0's)

-100.000,00

-80.000,00

-60.000,00

-40.000,00

-20.000,00

0,00

20.000,00

40.000,00

60.000,00

0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00

Cijena uglja (Euro/toni)

NPV

(Eur

o 00

0's)


BOSNA‐S/ENOVA 190

Tabela 87: Odnos postotka zaduženja i NPV‐a (Model 3)

% Zaduženja NPV

0% ‐5.193,35

10% ‐3.558,17

20% ‐1.922,99

25% ‐1.105,40

30% ‐287,81

35% 529,78

40% 1.347,37

45% 2.164,96

50% 2.982,55

55% 3.800,14

60% 4.603,41

65% 5.399,72

70% 6.196,02

75% 6.987,64

80% 7.765,91 Dobiveni rezultati su slični kao za Model 2. Razlika je da se donji prag % zaduženja pomjerio na 35%, što znači da se investicija ne bi isplatila ako bi se investitor učestvovao sa 70% vlastitih sredstava. U tabelama 88 i 89 prikazani su rezultati analize osjetljivosti omjera pokrivenosti duga i kapaciteta servisiranja duga.


BOSNA‐S/ENOVA 191

Tabela 88: Odnos postotka zaduženja i omjera pokrivenosti duga (Model 3)

% Zaduženja

Omjer pokrivenosti duga

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

10% 4,09 5,32 6,14 6,83 7,57 8,31 9,03 9,83 10,73 11,72 12,75 13,85 15,05 16,47 18,16

20% 2,07 2,68 3,09 3,44 3,81 4,18 4,53 4,93 5,38 5,88 6,39 6,94 7,53 8,24 9,08

25% 1,67 2,16 2,48 2,76 3,06 3,35 3,64 3,95 4,31 4,71 5,12 5,55 6,03 6,59 7,27

30% 1,40 1,81 2,08 2,31 2,55 2,80 3,04 3,30 3,60 3,93 4,27 4,63 5,03 5,50 6,06

35% 1,21 1,55 1,79 1,98 2,19 2,40 2,61 2,83 3,09 3,37 3,66 3,97 4,31 4,71 5,19

40% 1,06 1,37 1,57 1,74 1,93 2,11 2,29 2,48 2,71 2,95 3,21 3,48 3,77 4,13 4,54

45% 0,95 1,22 1,40 1,55 1,72 1,88 2,04 2,21 2,41 2,63 2,85 3,10 3,36 3,67 4,04

50% 0,86 1,10 1,27 1,40 1,55 1,70 1,84 1,99 2,17 2,37 2,57 2,79 3,02 3,30 3,64

55% 0,79 1,01 1,15 1,28 1,41 1,54 1,67 1,82 1,98 2,16 2,34 2,54 2,75 3,00 3,31

60% 0,72 0,93 1,06 1,18 1,30 1,42 1,54 1,67 1,82 1,98 2,15 2,33 2,52 2,75 3,03

65% 0,67 0,86 0,98 1,09 1,20 1,31 1,42 1,54 1,68 1,83 1,98 2,15 2,33 2,54 2,80

70% 0,62 0,80 0,92 1,01 1,12 1,22 1,32 1,43 1,56 1,70 1,84 2,00 2,16 2,36 2,60

75% 0,58 0,75 0,86 0,95 1,05 1,14 1,24 1,34 1,46 1,59 1,72 1,87 2,02 2,21 2,43

80% 0,54 0,70 0,81 0,89 0,98 1,07 1,16 1,26 1,37 1,49 1,62 1,75 1,90 2,07 2,28


BOSNA‐S/ENOVA 192

Tabela 89: Odnos postotka zaduženja i omjera kapaciteta servisiranja duga (Model 3)

% Zaduženja


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

10% 8,28 8,96 9,58 10,19 10,80 11,43 12,07 12,74 13,43 14,15 14,87 15,62 16,40 17,25 18,16

20% 4,16 4,50 4,81 5,11 5,42 5,73 6,05 6,38 6,73 7,08 7,44 7,82 8,21 8,63 9,08

25% 3,34 3,61 3,85 4,10 4,34 4,59 4,84 5,11 5,39 5,67 5,96 6,26 6,57 6,91 7,27

30% 2,79 3,01 3,22 3,42 3,62 3,83 4,04 4,26 4,49 4,73 4,97 5,22 5,48 5,76 6,06

35% 2,39 2,59 2,76 2,94 3,11 3,29 3,47 3,66 3,85 4,06 4,26 4,47 4,70 4,94 5,19

40% 2,10 2,27 2,42 2,57 2,73 2,88 3,04 3,20 3,38 3,55 3,73 3,92 4,11 4,32 4,54

45% 1,87 2,02 2,16 2,29 2,43 2,56 2,70 2,85 3,00 3,16 3,32 3,48 3,66 3,84 4,04

50% 1,69 1,82 1,95 2,07 2,19 2,31 2,44 2,57 2,70 2,85 2,99 3,14 3,29 3,46 3,64

55% 1,54 1,66 1,77 1,88 1,99 2,10 2,22 2,34 2,46 2,59 2,72 2,85 2,99 3,14 3,31

60% 1,41 1,53 1,63 1,73 1,83 1,93 2,03 2,14 2,26 2,37 2,49 2,62 2,74 2,88 3,03

65% 1,31 1,41 1,50 1,60 1,69 1,78 1,88 1,98 2,09 2,19 2,30 2,42 2,53 2,66 2,80

70% 1,22 1,31 1,40 1,48 1,57 1,66 1,75 1,84 1,94 2,04 2,14 2,24 2,35 2,47 2,60

75% 1,14 1,23 1,31 1,39 1,47 1,55 1,63 1,72 1,81 1,90 2,00 2,10 2,20 2,31 2,43

80% 1,07 1,15 1,23 1,30 1,38 1,46 1,53 1,61 1,70 1,79 1,87 1,97 2,06 2,16 2,28


BOSNA‐S/ENOVA 193

Iz prikazanih rezultata u tabelama 88 i 89 može se zaključiti da zaduženje projekta preko 60% smanjuje mogućnost projekta da otplati kredit iz vlastitih sredstava, dok smanjenjem postotka zaduženja projekt može pokriti otplatu kredita iz vlastitih sredstava. Na slici 98 prikazani su rezultati promjene NPV‐a radi promjene investicionih ulaganja.

Slika 94: NPV vs. Promjena nivoa ulaganja (Model 3)

Još jedan parameter koji je testiran na promjene da bi se ustanovio trend NPV‐a je diskontna stopa, u tabeli 90. Tabela 90: Promjene u NPV‐u i diskontnoj stopi

Diskontna stopa NPV (€) Model 1 Model 2 Model 3

5% 10.806.807,00 28.171.220,00 27.748.580,0010% ‐13.859.950,00 ‐428.870,00 ‐2.219.220,0015% ‐22.067.810,00 ‐11.076.760,00 ‐13.121.760,00

Analiza osjetljivosti je također urađena na promjene u proizvodnji toplotne energije, parametri koji su testirani su stepen iskoristivosti cjelokupnog sistema i promjena u instaliranoj snazi za pojedine godine (tabela 91, tabela 92, tabela 93).

Tabela 91: Odnos faktora iskoristivosti i NPV‐a

Faktor iskoristivosti Model 2 Model 3 NPV (€) NPV (€)

1,00 7.646.230,00 6.196.010,00 0,90 ‐6.603.470,00 ‐8.041.010,00 0,80 ‐21.106.000,00 ‐22.492.270,00 0,70 ‐35.998.340,00 ‐37.274.360,00 0,60 ‐51.368.890,00 ‐52.556.120,00 0,50 ‐66.992.440,00 ‐68.179.670,00 0,40 ‐82.623.060,00 ‐83.810.290,00 0,30 ‐98.253.680,00 ‐99.440.910,00

Promjena nivoa ulaganja

-15.000

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%

% Promjene ulaganja

NPV


BOSNA‐S/ENOVA 194

Tabela 92: Promjene u instaliranoj snazi i NPV‐u za 2020. godinu

Instalirana snaga (2020) Model 2 Model 3 NPV (€) NPV (€)

100 6.348.520,00 4.898.290,00 110 6.572.260,00 5.122.040,00 120 6.796.010,00 5.345.780,00 130 7.019.750,00 5.569.530,00 140 7.243.490,00 5.793.270,00 150 7.467.240,00 6.017.010,00 158 7.646.230,00 6.196.010,00

Tabela 93: Promjene u instaliranoj snazi i NPV‐u za 2030. godinu

Instalirana snaga (2030) Model 2 Model 3 NPV (€) NPV (€)

120 7.046.770,00 5.635.400,00 125 7.106.720,00 5.691.460,00 130 7.166.660,00 5.747.520,00 135 7.226.610,00 5.803.580,00 140 7.286.560,00 5.859.640,00 145 7.346.500,00 5.915.700,00 150 7.406.450,00 5.971.760,00 155 7.466.390,00 6.027.830,00 160 7.526.340,00 6.083.890,00 165 7.586.290,00 6.139.950,00 170 7.646.230,00 6.196.010,00

6.5 SNABDIJEVANJE TOPLOTNE ENERGIJE IZ KOTLOVNICE ZENICA S ciljem poređenja cijena toplote iz različitih proizvodnih kapaciteta u sklopu Studije izrađen je i model snabdijevanja Zenice toplotnom energijom iz kotlovnice na gas. Dakle, ukoliko bi se za potrebe snabdijevanja toplotnog konzuma navedenog u Studiji pristupilo izgradnji kotlovnice na gas (ekvivalent proizvodnog kapaciteta toplotne energije TE Kakanj), procjenjuje se da bi izgradnja takvog postrojenja koštala cca. € 13.430.000,00 što je znatno niža investicija nego investicija za izgradnju vrelovoda od Kaknja do Zenice, u sklopu ove analize uzeta je cijena gasa 46,00 €/MWh a cijena. Međutim, unatoč znatno nižoj investiciji ekonomska analiza bazirana na parametrima korištenim u ovoj Studiji pokazuje slijedeće:

o Pri prodajnoj cijeni od 20,00 €/MWh, NPV dobiven iz analize ovog modela iznosi (€ 216.710.250,00),

o Ekonomska prodajna cijena toplotne energije iz ovog postrojenja iznosi 47,78 €/MWh (NPV = € 0,00),

o Pri cijeni plina od 10,00 €/MWh, NPV bi bio pozitivan. Ovo pokazuje da pri trenutnim cijenama gasa, nije isplativo proizvoditi toplotnu energiju iz gasa. Iako su investicioni troškovi znatno niži za ovu varijantu, proizvođač ne bi bio u stanju naći kupca pri ovako visokoj proizvodnoj cijeni toplotne energije, jer je trenutna cijena toplotne energije u Zenici znatno niža (19,40 €/MWh).


BOSNA‐S/ENOVA 195

6.6 LITERATURA

1. G. Jenkins, Integrated Investment Appraisal: Concepts and Practices. Kingston Ontario, Canada, 2004


BOSNA‐S/ENOVA 196

7 ZAKLJUČAK

Kroz pripremu Studije opravdanosti snabdijevanja toplinskom energijom iz TE Kakanj područja do/i Zenice sagledani su i analizirani ključni aspekti koji su bitni u realizaciji ovakvog projekta. Pregledom pravnog okvira (Prilog 1) ustanovljeno je da postoje brojni lokalni zakoni i regulative koje treba ispoštovati prije početka realizacije. Međutim, pokazano je da nema elemenata koji bi mogli negativno uticati na implementaciju projekta. Dat je pregled tehnologija i trendova u oblasti kogeneracije i daljinskog grijanja, te usporedba sa sličnim projektima u regionu. Utvrđeno je da ovakva rješenja imaju smisla i da su efekti nakon realizacije projekta pozitivni – finansijski i ekološki. Urađena je identifikacija početnog stanja sistema grijanja na području do/i Zenice, koje je odredilo osnovu za dalje idejno projektovanje sistema, određujući granične vrijednosti potreba za toplotnom energijom na projektnom području. Ukupni toplotni konzum u 2030. godini je procijenjen na 200 MW – za potrebe grijanja Zenice potrebno je 170 MW, dok je za Kakanj potrebno 30 MW. Na području između Kaknja i Zenice nema velikih potrošača koji bi se mogli priključiti na magistralni vrelovod. Uvidom u postojeće stanje u TE Kakanj, utvrđeno je da se potrebna toplota može dobiti regulisanim oduzimanjima sa blokova 5, 6, 7 i budućeg bloka 8. Kombinacijom ovih blokova moguće je proizvesti neophodnu toplotnu energiju sve do 2026. godine. Nakon toga, radi sigurnosti opskrbe i podmirenja električnog i toplinskog konzuma u projektnom vijeku (do 2010. godine), neophodna je izgradnja i ulazak u pogon novih zamjenskih blokova prema specificiranoj dinamici, u skladu s potrebama. Optimalno rješenje za daljinsko grijanje gradova Zenica i Kakanj je vrelovod DN700 napravljen od predizolovanih čeličnih cijevi. Za savladavanje pada pritiska u sistemu koristile bi se pumpe sa frekventnom regulacijom. Na ovaj način se postiže optimizacija protoka zavisno od stvarnih potreba za toplotnom energijom. Predaja toplotne energije krajnjim potrošačima vršit će se preko izmjenjivačkih podstanica lociranih u Kaknju i Zenici. Ovakvim rješenjem bi se gradski sistemi grijanja odvojili od magistralnog vrelovoda, te bi se osigurao pouzdaniji rad čitavog sistema. Proširenje kogeneracije u TE kakanj na postojećim termoblokovima doprinosi povećanju neto efikasnosti tih termoblokova zbog veće proizvedene ukupne energije (električne i toplinske) za približno istu ulaznu energiju. Ovo je jedan od ključnih benefita projekta, koji predstavlja i doprinos ispunjenju zahtjeva iz okolinske dozvole, a također je na liniji nadolazećeg Zakona o energetskoj efikasnosti. Analizom ekoloških efekata, ustanovljeno je da bi se implementacijom ovog projekta smanjile emisije CO2, SO2 i NOx. Glavni razlog je centralizacija proizvodnje toplotne energije u kontroliranom i efikasnom postrojenju praćeno sa isključenjem velikog broja pojedinačnih ložišta koja bi prešla na centralni sistem grijanja. Projekti sa investicionim ulaganjima tipa kogeneracije su podložni velikim rizicima te su analizirani potencijalni faktori koji bi mogli ugroziti projekat. Ključni faktor u eliminaciji rizika za ovakav projekat je potpisivanje dugoročnog ugovora o snabdijevanju toplotom grada Zenice, gdje je definisana bazna cijena MWh toplotne energije. Također je bitno ugovorom definisati da će se cijena usklađivati sa cijenom ulaznog energenta, u ovom slučaju uglja, koji čine cca. 80‐90% ukupnih troškova proizvodnje toplotne energije. Bez garancije o dugoročnom kupcu toplotne energije, nema smisla ulaziti u projekat ove vrste.


BOSNA‐S/ENOVA 197

Također je ustanovljeno da EES i EEB JP EP BiH, ekonomija FBiH, te BiH u cjelini, neće biti ugrožene povećanjem proizvodnje uvjetovane proizvodnjom toplotne energije, a da će rudnici biti u stanju isporučiti dodatne količine uglja potrebne za povećanje proizvodnje u datom periodu (do 2030. godine). Implementacija ovog projekta bi za posljedicu imala, kao jedan od benefita, i povećanje proizvodnje i isporuke uglja iz rudnika koji snabdijevaju TE Kakanj, što je također veoma bitno za dugoročnu održivost tih rudnika. Osim navedenog, bitno je istaknuti neophodnost izgradnje i ulaska u pogon novih zamjenskih blokova prema specifičnoj dinamici, u skladu sa potrebama, zbog sigurnosti opskrbe i podmirenja električnog i toplinskog konzuma do 2030. godine. Analizom nekoliko različitih modela, utvrđeno je da je ovaj projekat izvodljiv i da treba ići u njegovu realizaciju. Ukupna investicija za predloženo rješenje je € 73.131.838,00. Moguće je realizovati projekat sa kreditnim aranžmanom u omjeru sredstava 70% kredit, 30% vlastita sredstva, sa rokom otplate 15 godina i „grace“ periodom 2 godine. Cijena MWh sa ovakvim modelom iznosi € 19,13 što je ispod cijene koju JP Grijanje Zenica trenutno plaća ArcelorMittal‐u. Potencijalni konkurenti (ArcelorMittal i CCGT blok na gas) neće biti u stanju da isporuče toplotnu energiju po cijeni nižoj od JP EP BiH, jer cijena po kojoj JP Grijanje Zenica trenutno kupuje toplotnu energiju iznosi 19,40 €/MWh, a projicirana cijena za CCGT blok na gas, tj. kotlovnicu na gas, iznosi 47,78 €/MWh. Također, isporuka toplotne energije iz ArcelorMittal‐a nije upitna sve dok je željezara u pogonu. Međutim, potencijalni problemi nastaju pri zastoju proizvodnje, gdje bi željezara trebala proizvesti toplotnu energiju, tj. raditi sa postrojenjem samo za potrebe grada Zenice. Ovo jasno predstavlja teret za željezaru i, s obzirom na trenutnu praksu, u takvim slučajevima se isporuka toplotne energije gradu Zenici obustavlja. S ovog aspekta, snabdijevanje toplotnom energijom iz TE Kakanj rješava pitanje dugoročne sigurne opskrbe toplotnom energijom iz ovog izvora. Zbog veličine investicije, ključni faktor u realizaciji ovog projekta je osiguranje dugoročnog ugovora o isporuci toplotne energije sa krajnjim korisnikom ‐ JP Grijanje Zenica, tj. Općinom Zenica.


BOSNA‐S/ENOVA 198

8 PRILOG 1 – PREGLED PRAVNOG OKVIRA

Najveći problem sa kojim se suočavaju potencijalni investitori kada pokušaju implementirati svoje ideje su prikupljanje svih dozvola i odobrenja. Na ovaj način, sve kompanije zainteresovane za investiranje ne mogu na jednostavan i brz način osigurati svu potrebnu dokumentaciju. Potrebne dozvole za ovu vrstu investicije su:

Okolinske dozvole; Urbanističke dozvole Građevinske dozvole; i Upotrebne dozvole.

8.1 POTREBNE DOZVOLE ZA KOGENERACIJSKO POSTROJENJE Procedura izdavanja svih potrebnih dozvola postoji, ali usljed nedostatka jasne regulative često se javljaju neočekivani problemi. Slijedi pregled zakona i pravilnika kojima je definisan proces dobivanja potrebnih dozvola za izgradnju kombi‐ciklusa (cca. 100 MW) na prirodni gas na lokaciji starih blokova. 8.1.1 Okolinska dozvola za kogeneracijsko postrojenje Okolinska dozvola ima za cilj visok nivo zaštite okoliša i regulisana je Zakonom o zaštiti okoliša ("Sl. novine FBiH", broj 33/03 i 38/09). Nadležni organ neće izdati urbanističku saglasnost ili druge neophodne saglasnosti za projekte za koje je neophodna procjena uticaja na okoliš ukoliko nije dostavljena okolinska dozvola. Prije dobivanja okolinske dozvole, potrebno je procijeniti uticaj izgradnje kombi‐ciklusa (cca. 100 MW) na prirodni gas na okolinu i izraditi Studiju uticaja na okolinu. Okolinska dozvola je integrirani pravni dokument – pravni akt kojim se propisuju mjere zaštite svih sastavnica okoline (zrak, voda, zemljište, biodiverzitet). U postupku izdavanja urbanističke saglasnosti, investitor za čiji projekat se smatra da ima ili može imati negativni uticaj na okolinu, dužan je prethodno pribaviti okolinsku dozvolu.

Slika 95: Zahtjevi za procjenu uticaja na okolinu

Zahtjev za izdavanje okolinske dozvole

Prethodna procjena uticaja na okolinu

Prethodna procjena uticaja na okolinu

Nadležni organ, na osnovu prethodne procjene uticaja na okolinu donosi zaključak o izradi studije o uticaju na okolinu

Podnosilac zahtjeva dostavlja Studiju o uticaju na okolinu nadležnom organu


BOSNA‐S/ENOVA 199

Okolinska dozvola treba biti izdata u narednim slučajevima:

1. Izgradnja novih pogona i postrojenja prema Pravilniku o pogonima za koje je obavezna studija uticaja na okolinu i pogonima koji mogu biti pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Službene novine Federacije BiH br. 19/04)

2. Značajne promjene u radu postojećih pogona (prema Pravilniku); 3. Postojeći pogoni za koje je okolinska dozvola izdata prije stupanja na snagu Zakona o zaštiti

okoline FBiH, i to najkasnije do 31.12.2011. godine. Pogoni i postrojenja koji trebaju okolinsku dozvolu:

1. Novi pogoni i postrojenja Pravilnik o pogonima i postrojenjima za koje je obavezna procjena uticaja na okoliš i pogonima i postrojenjima koji mogu biti izgrađeni i pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Sl. novine Federacije BiH br. 19/04) – Federalni pravilnik, definisane su instalacije koje trebaju okolinsku dozvolu.

2. Postojeći pogoni i postrojenja Operatori/investitori postojećih pogona koji podliježu obavezi dobivanja okolinske dozvole najkasnije do 31.12.2011. shodno Pravilniku o uvjetima za podnošenje zahtjeva za izdavanje okolinske dozvole za pogone i postrojenja koji imaju izdate dozvole prije stupanja na snagu Zakona o zaštiti okoliša (Sl. novine Federacije BiH br.68/05) dužni su prije podnošenja zahtjeva za izdavanje okolinske dozvole izraditi Plan aktivnosti sa mjerama i rokovima za postupno smanjenje emisija, odnosno zagađenja i usaglašavanje sa najboljom raspoloživom tehnikom.

U skladu sa članom 4. Pravilnika o pogonima i postrojenjima za koje je obavezna procjena uticaja na okoliš i pogonima i postrojenjima koji mogu biti izgrađeni i pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Sl. novine Federacije BiH br. 19/04) izgradnja kombi‐ciklusa (cca. 100 MW) na prirodni gas zahtjeva procjenu uticaja na okoliš. Prema Članu 4. ovog Pravilnika, termoelektrane i ostala postrojenja sa sagorijevanjem sa toplotnim izlazom od 50 MW i više moraju proći proceduru procjene uticaja na okoliš u postupku izdavanja okolinske dozvole. U ovom slučaju Federalno ministarstvo okoliša i turizma provodi proceduru uticaja na okoliš. Procedure izdavanja okolinske dozvole Postupak izdavanja okolinske dozvole podrazumijeva slijedeće faze:

1) Zaprimanje zahtjeva za okolinsku dozvolu (zahtjev, jedna uvezana kopija elaborata i jedna elektronska verzija zahtjeva – CD ili flopi disk, uplaćena administrativna taksa);

2) Pokretanje upravnog postupka izdavanja okolinske dozvole; 3) Učešće javnosti u odlukama o posebnim aktivnostima – informisanje javnosti se sastoji od:

- upoznavanje sa predloženim aktivnostima investitora podnosioca zahtjeva za okolinsku dozvolu,

- upoznavanje sa organom uprave koji donosi okolinsku dozvolu, - upoznavanje sa tokom postupka (način učešća javnosti, vrijeme i mjesto javne rasprave, uvid

u dokumentaciju, poduzetim mjerama za smanjenje uticaja na okolinu itd), - upoznavanje da li aktivnosti instalacije potpadaju entitetskom ili prekograničnom PUO, - informiranje o nacrtu okolinske dozvole.

Javnu raspravu organizuje nadležno ministarstvo u saradnji sa investitorom. Investitor je dužan da animira javnost za učešće u javnoj raspravi, a ministarstvo obavještava i poziva javnost putem štampe i web stranice.


BOSNA‐S/ENOVA 200

Zahtjev za izdavanje okolinske dozvole Zahtjev za izdavanje okolinske dozvole priprema sam investitor ili unajmljeno preduzeće specijalizovano za oblast zaštite okoline. Sadržaj zahtjeva za izdavanje okolinske dozvole propisan je u Zakonu o zaštiti okoline FBiH i sadrži:

ime i adresu operatora/investitora; izvod iz planskog akta odnosnog područja sa ucrtanom legendom o namjeni površina

šireg područja i namjenama površine predmetne lokacije; lokaciju pogona i postrojenja kao i opis:

- pogona i postrojenja i aktivnosti (plan, tehnički opis rada itd.), - osnovnih i pomoćnih sirovina, ostalih supstanci i energije koja se koristi ili koju

proizvodi pogon i postrojenje, - izvora emisija iz pogona i postrojenja, - stanja lokacije pogona i postrojenja, - prirode i količine predviđenih emisija iz pogona i postrojenja u okoliš (zrak, voda, tlo)

kao i identifikaciju značajnih uticaja na okoliš, - predloženih mjera, tehnologija i drugih tehnika za sprečavanje ili ukoliko to nije

moguće, smanjenje emisija iz postrojenja, - mjera za sprečavanje produkcije i za povrat korisnog materijala iz otpada koji

produkuje postrojenje, - ostalih mjera radi usklađivanja sa osnovnim obavezama operatora posebno mjera

nakon zatvaranja postrojenja, - mjera planiranih za monitoring emisija unutar područja i/ili njihov uticaj, - predviđenih alternativnih rješenja;

kopiju zahtjeva za dobivanje drugih dozvola koje će biti izdate zajedno sa okolinskom dozvolom;

netehnički rezime i plan upravljanja otpadom.

Za pogone i postrojenja za koje je obavezna izrada studije o procjeni uticaja na okoliš, uz zahtjev za izdavanje okolinske dozvole, umjesto procjene uticaja na okolinu, podnosi se studija o uticaju na okoliš. Procjena uticaja na okolinu – PUO U skladu sa odredbama Zakona o zaštiti okoliša, pojedini pogoni i postrojenja prije izdavanja okolinske dozvole moraju proći proceduru procjene uticaja na okoliš(PUO), te izraditi Studiju uticaja na okoliš (SUO). Procjena uticaja na okoliš (PUO) obuhvaća identificiranje, opis i procjenu, izravan i neizravan uticaj projekta ili djelatnosti na:

ljude, biljni i životinjski svijet, tlo, vodu, zrak, klimu i prostor, materijalna dobra i kulturno naslijeđe, međudjelovanje gore navedenih faktora.

U postupku procjene uticaja na okolinu uključit će se nadležni organi na federalnom nivou. Procjena uticaja na okoliš se može obavljati u dvije faze:

Prethodna procjena uticaja na okoliš i Studija uticaja na okoliš.

Ukoliko se na osnovu zahtjeva za izdavanje okolinske dozvole i priloženih dokaza utvrdi da nije potrebna izrada Studije o procjeni uticaja na okoliš, Federalno ministarstvo okoliša i turizma donosi rješenje o izdavanju okolinske dozvole na osnovu prethodne procjene na okoliš.


BOSNA‐S/ENOVA 201

Prethodna procjena uticaja na okoliš Za pogone i postrojenja za koja je potrebna prethodna procjena uticaja na okoliš nadležno ministarstvo (u ovom slučaju Federalno ministarstvo okoliša i turizma) dostavlja zahtjev za izdavanje okolinske dozvole, zajedno sa prilozima, nadležnim organima i zainteresiranim subjektima radi davanja mišljenja i sugestija. Sugestije i primjedbe trebaju biti dostavljene u roku od 15 dana od prijema zahtjeva. Studija o uticaju na okolinu – SUO Studiju o uticaju na okolinu mogu raditi firme koje ispunjavaju uslove i kriterije propisane od strane nadležnog ministra. Federalno ministarstvo okoliša i turizma, na osnovu prethodne procjene uticaja na okoliš, donosi rješenje o izradi Studije o uticaju na okoliš u roku od 15 dana od dana isticanja roka za dostavljanje sugestija i primjedaba. U ovom rješenju se određuje sadržaj Studije o uticaju na okolinu uzimajući u obzir uputstva za procjenu uticaja na okoliš. Ocjenu Studije o uticaju na okolinu vrši stručna komisija koju imenuje Ministar. Isti će propisati provedbenim propisom sastav, naknade i druga pitanja vezana uz rad komisije. U ovom provedbenom propisu uredit će se i uvjeti kao i kriteriji koje moraju ispunjavati nosioci izrade Studije o uticaju na okolinu za obavljanje poslova izrade Studije o uticaju na okolinu, lista nosilaca izrade Studije o uticaju na okolinu, kao i visina nadoknade i troškova. Naknada za ocjenu Studije o uticaju na okolinu obuhvata nadoknadu za rad pravnih i tehničkih stručnjaka iz nadležnog organa i sve ostale troškove koje mogu imati nadležni organi ili drugi učesnici u postupku procjene uticaja na okoliš. Naknadu i ostale troškove snosi podnosilac zahtjeva. Podnosilac zahtjeva dostavlja Studiju o uticaju na okolinu nadležnom ministarstvu (u ovom slučaju Federalno ministarstvo okoliša i turizma) u roku od 30 dana od dana prijema Studije od nosioca izrade Studije. Tokom ocjene Studije o uticaju na okolinu Federalno ministarstvo okoliša i turizma poziva javnost na raspravu kako bi javnost mogla dostaviti sugestije i primjedbe u roku od 30 dana od dana javnog obavještenja. Javnu raspravu organizuje Ministarstvo koji 3 dana nakon javne rasprave priprema i zapisnik sa javne rasprave. U slučaju da nosilac izrade Studije o uticaju na okolinu ima saznanja da će projekat vjerovatno imati značajan uticaj na okoliš drugog entiteta/druge države, dužan je izraditi posebno poglavlje o Studiji o uticaju na okolinu sa podacima o mogućim uticajima na okoliš drugog entiteta/ druge države. Troškove za izradu poglavlja Studije o uticaju na okolinu snosi podnosilac zahtjeva. Federalno ministarstvo će drugom entitetu/ državi dostaviti obavijest koja, između ostalog, sadrži:

Opis projekta sa dostupnim podacima o mogućem prekograničnom uticaju; Informacije o odluci koja može biti donesena; Period u kojem će se entitet/ država izjasniti da li želi da učestvuje u postupku procjene

uticaja na okoliš. Ako entitet/ država iskaže namjeru da učestvuje u postupku procjene uticaja na okoliš, Federalno ministarstvo će dostaviti datom entitetu/ državi posebno poglavlje Studije o uticaju na okolinu i relevantne podatke koje se tiču datog postupka. Federalno ministarstvo okoliša i turizma omogućuje učešće predstavnika javnosti i obavit će konsultacije sa predstavnicima entiteta/ države na koju projekat može imati uticaj.


BOSNA‐S/ENOVA 202

Federalno ministarstvo okoliša i turizma će na osnovu ocjene Studije o uticaju na okolinu donijeti rješenje o okolinskoj dozvoli u roku od 30 dana od dana dostavljanja ocjene. Okolinska dozvola neće biti izdata ukoliko rezultati Studije o uticaju na okolinu pokažu:

Da bi projekat mogao izazvati znatno zagađivanje okoliša ili u znatnoj mjeri ugroziti okoliš,

Projekat nije u skladu sa Međuentitetskim programom zaštite okoliša i Federalnom strategijom i Akcionim planom zaštite okoliša,

Projekat nije u skladu sa međunarodnim obavezama države po pitanju zaštite okoliša. Sadržaj okolinske dozvole Okolinska dozvola sadrži:

granične vrijednosti za zagađujuće materije; uslove za zaštitu zraka, tla, voda, biljnog i životinjskog svijeta; mjere za upravljanje otpadom koji proizvodi pogon i postrojenje; mjere za minimizaciju prekograničnog zagađenja; sistem samomonitoringa uz određivanje metodologije i učestalosti mjerenja; mjere vezane za uvjete rada u vanrednim situacijama.

Rok za dobivanje okolinske dozvole je 120 dana, a za slučajeve kad je potrebna procjena uticaja na okolinu, izdaje se u roku od 60 dana od dana dostavljanja studije. 8.1.2 Dokumenti prostornog uređenja Zeničko‐dobojskog kantona Način upravljanja, korištenja i zaštite prostora je regulisan Zakonom o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 2/04, 2/08) i jedan od načina na koji se isti osigurava je kroz pripremu, izradu, donošenje i provedbu dokumenata prostornog uređenja. Plansko uređenje prostora Zeničko Dobojskog Kantona se temelji na sljedećim načelima:

• Podijeljene zakonodavne nadležnosti između Kantona i općina; • Kontinuitet prostornog uređenja uz uvažavanje osobenosti prostornog razvoja općina; • Zaštite javnog interesa razgraničenjem javnog prostora i primjenom standarda i normi

propisanih posebnim pravnim aktima; • Usaglašavanjem interesa svih korisnika prostora sa utvrđivanjem prioriteta od značaja za

Kanton i općine; • Ravnomjernog privrednog i društvenog razvoja prostora Kantona; • Usaglašenosti prostornih planova Federacije BiH, Kantona i općina; • Slobodnog pristupa podacima i dokumentima prostornog uređenja , učešća javnosti u izradi i

donošenju dokumenata prostornog uređenja.

Putem dokumenata prostornog uređenja određuju se ciljevi razvoja, namjena i uvjeti korištenja prostora, uređenje i zaštita prostora sa mjerama provođenja istih. Dokumenti prostornog uređenja, prema Zakonu o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona su:

• Prostorni planovi (prostorni plan zeničko‐dobojskog kantona , prostorni plan općine, prostorni plan područja posebnih obilježja);

• Urbanistički plan; • Detaljni planovi pod kojima spadaju regulacioni planovi i urbanistički projekti.

Navedeni dokumenti su obavezni sa sljedećom podjelom prema nivou nadležnosti:

• prostorni plan Kantona za teritorij Kantona; • plan posebnog područja za područja od značaja za Kanton;


BOSNA‐S/ENOVA 203

• prostorni plan općine za teritorij općine; • urbanistički plan za urbano područje općine u kojem je smješteno sjedište Kantona i za

urbanizirana naselja gradskog tipa u kojima je smješteno sjedište općine; • regulacioni plan i urbanistički projekat za urbana područja za koja je urbanističkim planom

predviđeno.

Postupcima pripreme, izrade i donošenja dokumenata prostornog uređenja utvrđuje se javni i pojedinačni interes, opći i posebni ciljevi prostornog razvoja, vrši usklađenje sektorskih politika, te omogučava se provjera opravdanosti, provodivosti i usklađenosti planiranih prostornih rješenja.

Prostorni plan Kantona i prostorni plan općine

Prostorni plan Kantona sadrži politiku korištenja zemljišta i usmjerava razvoj i funkcija i djelatnosti u prostoru Kantona, koje su od zajedničkog interesa. Prostornim planom Kantona utvrđuju se područja od značaja za Kanton kao:

• Građevine i trase privredne (magistralne) infrastrukture od kantonalnog značaja, kao i interesa dviju ili više susjednih općina (cestovna, vodoprivredna, energetska, telekomunikacijska i druga infrastruktura sa objektima);

• Prostori i područja od značaja za Kanton koja će biti dole navedena i za Plan posebnog područja;

• Objekti i područja graditeljskog ili prirodnog naslijeđa koje kao posebno vrijedna područja utvrdi Kantonalna komisija koju na prijedlog resornog ministarstva formira skupština.

Prostorni plan općine detaljnije razrađuje a obavezno preuzima opredjeljenja iz Prostornog plana Kantona. Prostorni plan općine utvrđuje:

• Osnovu namjenu prostora (građevinsko, poljoprivrdno, šumsko zemljište, vodne i druge površine);

• Definisanje granica naselja urbanih prostora; • Sistem naselja i urbana područja; • Građevine i koridore magistralne i druge infrastrukture od značaja za općinu sa zaštitnim

infrastrukturnim pojasevima (vodoprivredna, saobraćajna, energezska, telekomunikacijska i druga infrastruktura);

• Dugu infrastrukturu od značaja za općinu (zdravstvo, obrazovanje, nauka, kultura, sport i sl.) • Mređu komunalne infrastrukture sa načinmom zbrinjavanja otpada; • Mjere zaštite okoliša sa razmještajem građevina i postrojenja koja mogu značajnije ugroziti

okoliš; • Zaštitu graditeljskog i prirodnog naslijeđa; • Mjere zaštite od prirodnih i ljudskim djelovanjem izazvanih nepogoda i katastrofa i ratnih

djelovanja; • Obaveza u pogledu detaljnijeg planiranja uređenja manjih prostornih cjelina unutar općine; • Uvjete za gradnju i zahvate u prostoru za područja za koja se odnose planovi nižeg reda; • Uvjete za zahvate u prostoru koji je izvan urbanih područja.

Prostorni plan općine može sadržavati i druge elemente od značaja za općinu koji nisu u suprotnosti sa prostornim planom Kantona.

Prostorni plan Kantona donosi Skupština Kantona, dok prostorni plan općine donosi Općinsko vijeće. Oba su dugoročna plana koji se donose na period od 20 godina.

Kantonalno Ministarstvo prostornog uređnja, prometa i komunikacija i zaštite okolice i općinske službe na svojim nivoima nadležnosti vode dokumentaciju potrebnu za praćenje stanja u prostoru, izradu i praćenje provedbe dokumenata prostornog uređenja. Izvještaj o stanju o prostoru za teritoriju Kantona i općina radi se po isteku četiri godine od donošenja Prostornog plana Kantona.


BOSNA‐S/ENOVA 204

Zavisno od nivoa nadležnosti, Skupština Kantona ili Općinsko vijeće na osnovu izvještaja donosi Program mjera za provođenje stanja u pšrostoru. Program mjera sadrđi procjenu potrebe izrade novih, odnosno izmjenu i dopunu postojećih dokumenata prostornog uređenja, potrebu pribavljanja podataka i stručnih podloga za njihovu izradu, te druge mjere od značaja za izradu i donošenje tih dokumenata.

Važno je spomenuti da prije utvrđivanja prijedloga Prostornog plana Kantona i Programa mjera Kantona, pribavlja se mišljenje općinskih vijeća koji imaju rok 60 dana od dana dostave prijedloga prostornog plana Kantona i Programa mjera.

Plan posebnog područja

Plan posebnog područja Kantona donosi se za područja od značaja za Kanton za koja se takva obaveza utvrdi Prostornim planom Kantona i Programom mjera, ili za područja od značaja za općinu kada se ta obaveza utvrdi Prostornim plamom općine.

Plan posebnog područja od značaja za Kanton utvrđuje se naročito za:

• Područje izgradnje hidroenergetskih građevina utvrđeno Prostornim planom Kantona (manje od 30 MW instalirane snage);

• Slivno područje hidroakumulacija, za potrebe snabdijevanje vodom u uvjetima kada dvije ili više općina nisu osigurale mogućnost zajedničkog snabdijevanja;

• Koridore i grđevine za odvijanje saobraćaja iz nadležnosti kantona (regionalne i lokalne ceste sa pratećim objektima, sportski aerodromi i sl.);

• Hidromelioracione i agrarne sisteme na površinama manjim od 2000 ha; • Posebno ugrožena područja (plavna odručja, goleti, klizišta i sl.) ukoliko dvije ili više općina

nisu uredili odnose na zaštiti; • Područje zaštite i/ili eksploatacije mineralnih sirovina, termomineralnih i izvorskih voda; • Područja za potrebe održavanja sportskih manifestacija, rekreativnih površina i banjskih

lječišta koja nisu utvrđena Prostornim planom Federacije BiH; • Područja koja imaju prirodni graditeljski ili kulturno‐historijski značaj i kao takva su utvrđena

Prostornim planom Kantona.

Plan posebnih područja Kantona utvrđuje: osnovu organiziranost prostora, mjere prostornog uređenja tog područja sa aktivnostima koje imaju prednost, mjere za unapređivanje i zaštitu okoliša, te po potrebi određuje obavezu izrade urbanističkih i detaljnih planova uređenja za uža područja unutar prostornog plana posebnog područja.

Plan posebnog područja od značaja za Kanton donosi Skupština Kantona. Radi se o javnom dokumentu koji se zajedno sa tekstualnim dijelom Prostornog plana objavljuje u Službenim novinama Kantona.

Plan posebnog područja općine donosi općina ako to područje nije utvrđeno kao područje od značaja za Federaciju ili Kanton. Ovim planom se definiše detaljno režim čuvanja i korištenja prirodnih dobara, izvorišta termomineralnih i plitkih voda, šuma, tla rekreacionih područja i td

Plan posebnog područja od značaja općinu, dvije ili više općina donosi Općinsko vijeće, odnosno Općinsko vijeće tih općina.

Urbanistički plan

Urbanistickim planom detaljnije se razrađuju i prostorno definišu planska opredjeljenja iz Prostornog plana Kantona, ili općine, a naročito:

• Temeljno organiziranje prostora;


BOSNA‐S/ENOVA 205

• Korištenje i namjena površina sa prijedlogom prvenstvenstva njihovog uređenja (granice građevinskog, poljoprivrednog i šumskog zemljišta),

• Namjena površina za potrebe stanovanja, rada, rekreacije, sporta, turizma i posebne namjene;

• Zaštita graditeljskog i prirodnog naslijeđa; • Mjere za unapređenje i zaštitu okoliša; • Mjere zaštite stanovnika i materijalnih dobara od prirodnih i ljudskim djelovanjem izazvanih

nepogoda i katastrofa ratnih djelovanja; • Mejere zaštite prava lica sa smanjenim tjelesnim sposobnostima; • Zaštitne zone; • Zone obnove i sanacije, saobračajna, vodna energetska i komunalna infrastruktura, te drugi

elementi od važnosti za područje za koje se urbanistički plan odnosi.

Osim navedenog, urbanističkim planom utvrđuje se obaveza izrade detaljnih planova uređenja prostora za uža područja unutar prostornog obuhvata tog plana.

Urbanistički i detaljni plan, čija se obaveza donošenja utvrđuje planom posebnih područja od značaja za Kanton donosi Skupština Kantona. A urbanistički plan sjedišta općine donosi Općinsko vijeće.

Detlaljni planovi uređenja

Detaljni planovi uređenja utvrđuju: detaljnu namjenu površina, gustinu naseljenosti, koeficijent izgrađenosti, nivelacione podatke, regolacionu i građevinsku liniju, uređenje prostora, način opremanja zemljišta komunalnom, saobraćajnom, telekomunikacijskom i drugom infrastrukturom, uvjete za građenje i poduzimanje drugih aktivnosti u prostoru , mjere zaštite stanovnika i materijalnih dobara od prirodnih i ljudskim djelovanjem izazvanih nepogoda i katastrofa ratnih djelovanja, mejere zaštite prava lica sa smanjenim tjelesnim sposobnostima, te druge elemente od važnosti za područja za koje se plan odnosi. Prostorno‐planskim dokumentima šireg područja utvrđuje se obaveza izrade donošenja detaljnih planova uređenja.

Regulacioni plan donosi se za područje na kojem se očekuje pojačana gradnja ili uređenje prostora čije su granice utvrđene prostornim ili urbanističkim planom, dok se Urbanistički projekat donosi za područja koja se izgrađuju kao cijelina ili su već djelomično izgrađena. Osnova za izradu urbanističkog projekta je regulacioni plan ako je planskim dokumentom šireg područja predviđena njegova izrada. Izmjene detaljnog plana uređenja mogu se donijeti pet godina nakon njegovog donošenja.

Odluka o pristupanju izradi ili izmjeni dokumenta prostornog uređenja

Odluka o pristupanju izradi ili izmjeni dokumenta prostornog uređenja donosi Skupština Kantona ili Općinsko vijeće, ovisno o nivou nadležnosti za donošenje dokumenta prostornog uređenja. Ova odluka sadrži sve činioce od značaja za izradu, odnosno izmjenu dokumenta prostornog uređenja, a naročito:

• Vrstu dokumenta čijoj se izradi, odnosno izmjeni pristupa; • Granice područja za koje se dokument radi ili mijenja; • Vremenski period za koji se dokument prostornog uređenja donosi; • Smjernice za izradu, odnosno izmjenu dokumenata; • Rok izrade; • Način osiguranja sredstava za izradu/izmjenu; • Odredbe o javnoj raspravi, • Nosioc pripreme za izradu/izmjenu dokumenata; • Nosioc izrade/izmjene dokumenta; • Druge elemente, ovisno o vrsti dokumenta i specifičnosti područja za koje se radi.


BOSNA‐S/ENOVA 206

Odlukom o pristupanju plana posebnog područja i detaljnog plana prostornog uređenja, ovisno o namjeni prostora, utvrđuju se i obavezni elementi plana. Donošenjem odluke o pristupanju izradi plana posebnog područja i detaljnog plana uređenja organ ili služba nadležna za njegovo donošenje, po potrebi, donosi i Odluku o zabrani građenja na prostoru ili dijelu prostora za koji se plan izrađuje. Odluka o zabrani građenja primjenjuje se do donošenja plana posebnog područja i detaljnog plana uređenja, a najduže u trajanju od dvije godine.

Postupak donošenja dokumenta prostornog uređenja

Postupak usvajanja i donošenja doumenata prostornog uređenja iz nadležnosti Kantona istovjetan je postupku donođenja i usvajanja kantonalnih zakona, dok postopak iz nadležnosti općina istovjetan je postupku donošenja i usvajanja općinskih propisa. Nakon usvajanja Nacrta svaki dokument prostornog uređenja stavlja se na javnu raspravu pod uvjetima i u trajanju utvrđenom u Odluci o pristupanju izradi dokumenta prostornog uređenja, u trajanju od jednog do tri mjeseca u zavisnosti od vrste i obima plana.

Istovremeno sa donošenjem dokumenata prostornog uređenja donosi se i Odluka o provođenju dokumenata prostornog uređenja.ova odluka ako je od značaja za Kanton objavljuje se u „Službenim novinama Kantona“, a ako je od značaja za ppćine objavljuje se u službenim glasnicima općina.

Sredstva potrebna za pripremu, izradu, donošenje i prćenje Prostornog plana Kantona, Izvještaja o stanju u prostoru i Programa mjera i drugih dokumenata prostornog uređenja koje donosi Skupština Kantona, osiguravaju se iz buđeta Kantona te iz drugih izvora, dok se sredstva za i pripremu, izradu, donošenjedokumenata prostornog uređenja za koje je nadležna općina osiguravaju iz buđeta općina. Korisnik prirodnog dobra ili prostora u obuhvatu plana posebnog područja može finansirati pripremu i izradu plana posebnog područja ili njegove izmjene.

Važno je naglasiti da dokument prostornog uređenja užeg područja mora biti usaglašen sa dokumentom prostornog uređenja šireg područja, a u slučaju njihove neusaglašenosti primjenjuje se dokument prostornog uređenja šireg područja. Dokument prostornog uređenja užeg područja će se ipak primjenjvati ukoliko se njime ne mijenja osnovna koncepcija prostornog uređenja utvrđena dokumentom prostornog uređenja šireg područja uz prethodno pribavljenu saglasnost Kantonalnog Ministarstva prostornog uređnja, prometa i komunikacija i zaštite okolice. Ovo usaglašavanje planskih dokumenata osigurava se u postupku izrade dokumenta.

Provođenje dokumenata prostornog uređenja

Prema zakonu o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona građenje građevina i drugi zahtjevi u prostoru, mogu se odobriti samo u urbanim područjima i na građevinskom zemljištu, utvrđenom dokumentu prostornog uređenja. Izuzetno, izvan granica urbanog područja, odnosno građevinskog zemljišta može se, ako je dokumentom prostornog uređenja predviđeno, odobriti građenje koje, s obzirom na svoje osobenosti, zauzima prostore izvan urbanih područja, a naročito:

• Infrastrukturne i zaštitne objekte (saobraćajne, energetske, vodoprivredne, telekomunikacijske i dr.);

• Zdravstvene, tusrističke, rekreacione i sportske građevine; • Privredne građevine registriranog poljoprivrednog proizvođača za potrebe poljoprivredne

proizvodnje i pratećeg stambenog smještaja u okviru kompleksa; • Klaonice i stočne pijace; • Istraživanje, iskorištavanje i urđivanje prostora prirodnih dobara (mineralne sirovine, šume,

vode, poljoprivrdno zemljište i dr.); • Komunalne i druge građevine (deponije, groblja, spomen‐obilježja i sl.).

Građenje i izvođenje drugih zahvata u prostoru se odobrava urbanističkom saglasnošču koja se izdaje u skladu sa dokumentima prostornog uređenja, posebnim zakonima i propisima donesenim na nivou tih zakona.


BOSNA‐S/ENOVA 207

Pod građevinom podrazumjevaju se :

• Objekti trajno povezani tlom koji se sastoje od građevinskog sklopa ili od građevinskog sklopa i ugrađene opreme, kao i samostalna postrojenja trajno povezana za tlom;

• Saobraćajne, vodoprivredne i energetske građevine i površine sa pripadajućim instalacijama, telekomunikacijske građevine i instalacije, građevine i instalacije komunalne infrastrukture;

• Proizvodne i druge privredne građevine i postrojenja skladišta, sajmišta i slične građevine; • Trgovi, javne površine, javne zelene površine, igrališta, sportske građevine, groblja, deponije

otpadaka, javne pijace, skloništa i slične građevine.

Pod izvođenjem drugih zahvata podrazumjevaju se svi radovi na površini tla ispod i iznad površine tla kojima se trajno ili privremeno zauzima prostor i mijenjaju postojeći uvijeti korištenja tog prostora.

8.1.3 Prostorni plan Zeničko‐dobojskog kantona Zeničko ‐dobojski Kanton, kao što je predviđeno u zakonu o prostornom uređenju, usvojio je Prsotorni plan koji ima zadatak da obezbijedi privredni i društveni razvoj područja Kantona u periodu od dvadeset godina od 2009. do 2029. godine.

U prostornom planu Zeničko ‐dobojskog Kantona se opisuju i aktivnosti koje se trebaju poduzeti u energetskom sektoru. U poglavlju koji opisuje aktivnosti vezane za proizvodnju električne energije navodi se da na području Ze‐do kantona postoji samo jedna termoelektrana ‐ TE „Kakanj“ u Kaknju. Ekonomski značaj TE “Kakanj” treba posmatrati sa šireg privrednog stanovišta, obzirom da je TE “Kakanj” Kakanj trenutno drugi proizvođač el. energije po veličini u BiH (kapaciteta oko 2,3 milijarde kWh za jednu godinu), čime godišnja proizvodnja od 2,3 milijarde kWh podmiruje 1/4 ukupne potrošnje u BiH. Razvoj TE “Kakanj” Kakanj u narednom periodu se očekuje kroz slijedeće razvojne projekte:

• Rekonstrukcija bloka 6, 1 x 110 MW ‐ produženje radnog vijeka narednih 15 ‐ 20 godina.

• Izgradnja bloka 8, 1 x 250 MW.

Radovi na nekim od blokova TE Kakanj predviđeni ovom studijom su obuhvaćeni u Prostornom planu Zeničko‐dobojskog kantona i ostali dokumenti prostrnog uređenja užeg područja ne smiju odstupati od ovih zadataka, budući da, prema Zakonu o prostorom uređenju, dokumenti prostornog uređenja užeg područja moraju biti usaglašeni sa dokumentom prostornog uređenja šireg područja.

Vezano za snabdijevanje toplotnom energijom u Prostornom planu Zeničko‐dobojskog kantona se navodi kako veći urbani centri, posebno oni smješteni u blizini značajnih industrijskih kapaciteta i termoelektrana, koriste daljinsko grijanje u značajnijem opsegu (Zenica, Kakanj, Tešanj, Breza). Komercijalni objekti, škole, bolnice i druge slične institucije ukoliko nisu spojene na sistem daljinskog grijanja imaju vlastite kapacitete za proizvodnju toplinske energije, dok većina domaćinstava, s obzirom na nisku razinu prihoda po stanovniku koriste kao izvor grijanja ugalj, drvo i električnu energiju. Postojeće toplane i pripadajuča oprema, posebno kotlovnice, stare su između 20 i 25 godina, tj. na rubu svoga radnog vijeka, što rezultira niskom efikasnošću sistema. Iz navedenog proistiće da je razvoj sistema daljinskog grijanja potrebno zasnivati na:

• povećanju energetske efikasnosti postojećih sistema kroz zamjenu ili sanaciju zastarjelih proizvodnih sistema,

• povećanje ukupne potražnje za toplinskom energijom.


BOSNA‐S/ENOVA 208

Povećanje energetske efikasnosti sistema daljinskog grijanja potrebno je ostvariti kroz rekonstrukciju i racionalizaciju postojećeg sistema i izgradnju novog. Svi urbani općinski centri trebaju stvarati uslove za izgradnju centralizovanog sistema daljinskog grijanja. Ovakav način razvoja sistema daljinskog grijanja je osnovni preduslov zaštite okoliša. Pri razmatranju razvoja sistema daljinskog grijanja postojeća toplinarska preduzeća trebaju se prilagoditi promjenama koje će nastati uslijed novog tržišnog okruženja i iskoristiti postojeće potencijale kako bi umanjili slabosti nastale usljed razvoja tržišta, kao i pripadajućih rizika.

U pogledu projekcije potrebno je napraviti analizu uslova i poslovnih učinaka preduzeća koja se bave proizvodnjom, distribucijom i snabdijevanjem toplinskom energijom, kao i utjecaja tržišnog i regulatornog okruženja na sektor toplinarstva. Relacija između cijene goriva i cijene energije je od iznimnog značaja za poslovne aktivnosti i razvoj toplinarskog sektora. Tarifni sistemi za električnu energiju, prirodni plin ili druga goriva, imaju velikog utjecaja na poslovno okruženje u sektoru toplinarstva s obzirom da regulisana cijena goriva određuje budućnost i osigurava održivost poslovanja, dok eventualno odsustvo harmonizacije različitih tarifnih sistema može rezultirati određenim ograničenjima s posljedicama koje bi trebalo dodatno istražiti.

Sistem grijanja koji analizira ova Studija ima karakteristike predviđene ovim prostornim planom tako da u slučaju da se na području na kojem je predviđena trasa vrelovoda postoje dokumenti prostornog uređenja užeg područja koji nisu usaglašeni sa Prostornim planom Zeničko ‐dobojskog Kantona investitor može tražiti usaglašavanje navedenih dokumeata prema proceduri opisanoj u analizi dokumenata prostornog uređenja. 8.1.4 Prostorni plan Općine Kakanj U prostornom planu Općine Kakanj za period 2010‐2030 nalaze se posebni i opći iljevi koji se trebaju provesti radi uspješnog savladavanja uočenih problema u oblasti prostornog razvoja na području općine Kakanj.

Prema ovom prostornom planu na području date su smjernice za buduci razvoj Termoelektrane „Kakanj“ koja je locirana u naselju Čatići.

Razvoj TE „Kakanj“ u narednom periodu se očekuje kroz slijedeće razvojne projekte:

a) Rekonstrukciju bloka 6, 1x110 MW – produženje radnog vijeka narednih 15 – 20 godina. Ova rekonstrukcija se očekuje u narednoj 2008/09 godini. U sklopu ove rekonstrukcije izvršit će se zamjena kompletne elektromašinske opreme na postojećem lokalitetu navedenog bloka. Neće doći do izmjena gabarita ni na prostoru, a ni na samom dijelu objekta koji pripada bloku 6.

b) Izgradnja bloka 8, 1x350 MW

Izgradnja bloka 8, podrazumijeva izgradnju slijedećih postrojenja i objekata :

• Glavni pogonski objekat

• Kotlovsko postrojenje

• Strojarnica

• Postrojenje za prečišćavanje dimnih plinova

• Elektro postrojenja

• Postrojenja upravljanja, mjerenja i regulacije

• Prateća postrojenja


BOSNA‐S/ENOVA 209

Lokacija za glavni pogonski objekat se nalazi sa zapadne strane bloka 7 i to između postojećeg glavnog pogonskog objekta bloka 7 i transportnog sistema uglja od deponije Hrasno do PČ 8, a koja je označena na Generalnom planu TE „Kakanj“ Kakanj. Uz glavni pogonski objekat locirat će se prateća postrojenja. Zajednička postrojenja ‐ Izgradnjom bloka 7 izgrađena su i zajednička potrojenja kako za blokove 1‐7, tako i za naredni blok 8 snage 350 MW .

c) Izgradnja kombi bloka snage 100 MW (na plin) je na lokaciji postojećeg bloka 4.

Blok 4 je van upotrebe, njegova lokacija se treba očistiti i na njoj izgraditi novi kombi blok snage 100 MW na plin. Instalacija plina će biti izgrađena od trase postojećeg plinovoda između Sarajeva i Zenice, koja prolazi desnom obalom rijeke Bosne i TE „Kakanj“ Kakanj. Razmak vazdušne linije između ovog plinovoda i TE „Kakanj“ Kakanj je oko 80 m.

d) Lokacije blokova 1, 2 i 3 ostaju i u narednom periodu, za eventualnu izgradnju novih postrojenja za proizvodnju električne energije.

Osim ovih smjernica u Prostornom planu Općine Kakanj nema drugih uputa vezano za radove na Termoelektrani “Kakanj” i za moguće vrelovode prema Zenici. 8.1.5 Urbanistička saglasnost za kogeneracijsko postrojenje Urbanistička saglasnost je prvi korak u namjeri građenja i provjera da li je na traženom lokalitetu moguća gradnja. Urbanistička saglasnost je upravni akt, a izdaje se kada se utvrdi da je građenje u skladu sa dokumentom prostornog uređenja i drugim uvjetima utvrđenim za taj prostor. Zakonom o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 2/04, 2/08) utvrđuju se dokumenti prostornog uređenja koji su osnova za izdavanje urbanističke saglasnosti uz primjenu određenih režima građenja utvrđenim u tom zakonu. Zahtjev za izdavanje urbanističke saglasnosti se podnosi se načelniku općine, s obzirom da se radi o energetskoj infrastrukturi na području općine Kakanj. Zahtjev za urbanističku dozvolu sadrži:

Okolinsku dozvolu (za objekte koji podliježu pribavljanju okolinske dozvole), Podatke o parceli, idejni projekat koji sadrži:

- tehnički opis, - situaciono rješenje, - sve osnove građevine, - presjek, - fasade,

obrazloženje zahtjeva sa osnovnim podacima potrebnim za utvrđivanje urbanističko‐tehničkih i drugih uslova.

Služba za upravu nadležna za izdavanje urbanističke saglasnosti može zahtijevati i druge priloge u zavisnosti od složenosti građenja. Rješenje o urbanističkoj saglasnosti dostavlja se općinskoj urbanističko građevinskoj inspekciji i Zavodu za planiranje razvoja Kantona. Sadržaj urbanističke saglasnosti Urbanistička saglasnost sadrži:

podatke o namjeni, položaju i oblikovanju građevine odnosno drugih radova,


BOSNA‐S/ENOVA 210

izvod iz Plana, odnosno stručne ocjene Komisije (u slučaju da Plan nije donesen) sa granicama pripadajućeg zemljišta ‐ građevinska parcela,

propisane saglasnosti, odnosno uslove za izradu tehničke dokumentacije za građenje građevine, izdate od strane nadležnih organa i službi,

urbanističko‐tehničke uslove, nalaz o geotehničkom ispitivanju tla (gdje je to potrebno), uvjete zaštite okoliša utvrđene okolinskom dozvolom, posebne uslove za slučajeve propisane zakonom ili na osnovu zakona, obaveze u odnosu na susjede i prava drugih lica posebno u odnosu na prava lica sa

umanjenim tjelesnim sposobnostima, druge podatke i uvjete od značaja za građenje.

Urbanistička saglasnost sadrži iznos troškova uređenja građevinskog zemljišta, odnosno uslove za uređenje građevinskog zemljišta, ako se građenje vrši na neuređenom građevinskom zemljištu, kao i druge obaveze korisnika koje su proistekle iz korištenja odnosnog zemljišta. Saglasnosti i uvjeti za građenje pribavljeni u postupku donošenja urbanističke saglasnosti, smatra se da su pribavljeni i za postupak donošenja odobrenja za građenje. Važenje urbanističke saglasnosti Općinska služba dužna je u roku od 15 dana od dana podnošenja zahtjeva, podnosioca pisano izvijestiti o osnovanosti zahtjeva, te zatražiti potrebna mišljenja, uslove i saglasnosti na lokaciju, ili eventualnu dopunu zahtjeva, a u narednih 30 dana dužna je donijeti Rješenje o urbanističkoj saglasnosti. Pribavljanjem urbanističke saglasnosti ne znači da se može početi sa gradnjom, nego da su utvrđeni urbanističko‐tehnički uslovi za izradu tehničke dokumentacije (glavnog/izvedbenog projekta), a po izradi tehničke dokumentacije stiču se uslovi za podnošenje zahtjeva, istom organu za izdavanje građevinske dozvole. Urbanistička saglasnost važi godinu dana od njene pravosnažnosti i u tom roku se mora podnijeti zahtjev za izdavanje odobrenja za građenje. Važenje urbanističke saglasnosti može se, izuzetno, uvažavajući opravdane razloge, produžiti za još jednu godinu dana. 8.1.6 Građevinska dozvola za kogeneracijsko postrojenje Nakon izrade projektne dokumentacije, prema uslovima određenim u urbanističkoj dozvoli, u roku godine dana zahtjev za građevinsku dozvolu treba biti predan. Prema Zakonu o građenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. .ovine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 1/05, 2/08 i 15/09) nadležnost za izdavanje građevinske dozvole je prepuštena tijelu koje je izdalo urbanističku dozvolu. Građevinska dozvola je potrebna za: novogradnju, za rekonstrukciju, dogradnju, nadziđivanje, promjenu namjene građevine, u smislu da se vrši pretvaranje stambenog u poslovni prostor, odnosno poslovnog u stambeni, kao i promjena djelatnosti u poslovnom prostoru ako takva promjena bitno mijenja uslove korištenja te građevine, okolnih građevina i prostora, odvijanje saobraćaja i uslove očuvanja okoline i konzervaciju građevine, dok za radove tekućeg održavanja građevinska dozvola nije potrebna. Građenju građevine ne smije se pristupiti prije pribavljanja rješenja o odobravanju gradnje (građevinske dozvole). Osim navedenog, građevinska dozvola je potrebna i za uklanjanje građevine (rušenje, demontaža građevine ili dijela građevine) i za privremene (pomoćne) građevine. Uz zahtjev za izdavanje građevinske dozvole se prilaže:

urbanistička saglasnost, izvod iz katastra – katastarska čestica, dokaz o pravu građenja,


BOSNA‐S/ENOVA 211

minimalno tri primjerka glavnog projekta, pisani izvještaj o obavljenoj kontroli glavnog projekta, prevedeni glavni (izvedbeni) projekat sa potvrdom o izvršenoj nostrifikaciji, u slučaju da

je glavni (izvedbeni) projekat izrađen na stranom jeziku, elaborat o istražnim radovima, ako su podaci iz njih poslužili za izradu glavnog projekta, tehnološki elaborat, ako je pogon i postrojenje potencijalni zagađivač, saglasnosti pribavljene u postupku izdavanja urbanističke saglasnosti za predmetnu

građevinu, drugi prilozi određeni posebnim zakonom.

Slika 96: Procedura dobivanja građevinske dozvole

Postupak izdavanja građevinske dozvole Nadležni organ uprave (služba za urbanizam) u postupku izdavanja odobrenja za građenje utvrđuje da li je glavni projekat izrađen u skladu sa uslovima datim u urbanističkoj saglasnosti, odnosno urbanističko‐tehničkim uslovima. U toku procesa izdavanja građevinske dozvole potrebno je odrediti da li je glavni projekat izrađen u skladu sa uslovima postavljenim u urbanističkoj dozvoli. Nadležni organ dužan je donijeti rješenje, najkasnije u roku od 30 dana nakon prijema zahtjeva. Zahtjev za dobivanje građevinske dozvole odbit će se ako:

investitor u roku od 15 dana od zatražene dopune iz prethodnog stava ne upotpuni zahtjev,

investitor ne ispunjava propisane uvjete za izdavanje odobrenja za građenje, glavnim (izvedbenim) projektom nisu ispunjeni uvjeti propisani Zakonom o građenju ili

posebnim propisima, glavni (izvedbeni) projekt nije usklađen sa uvjetima iz urbanističke saglasnosti, ako se uviđajem na terenu utvrdi da se stvarno stanje na građevinskoj čestici ne

podudara sa glavnim (izvedbenim) projektom. Prije izdavanja odobrenja za građenje općinska služba po potrebi će izvršiti uviđaj o stanju na terenu. Odobrenje za građenje prestaje da važi ako radovi na građevini za koju je izdato odobrenje za građenje ne počnu u roku od dvije godine od dana pravomoćnosti odobrenja za građenje. Izuzetno, važenje odobrenja za građenje može se, na zahtjev investitora, produžiti za još godinu ako za to postoje opravdani razlozi i ako se nisu promijenili uvjeti na osnovu kojih je izdato odobrenje za građenje.

Investitor

Zahtjev za dozvolu

Zahtjev za početak građevinskih radova

Prijava početka građevinskih radova

Izdavanje dozvole za početak građevinskih radova

Nadležni organ ‐ Opština

Određivanje usklađenosti sa glavnim projektom: rok za izdavanje dozvole je 30 dana, važenje dozvole je 1 godina, s opcijomproduženja


BOSNA‐S/ENOVA 212

Prijava građenja Investitor, odnosno izvođač radova je dužan da, prema pravosnažnom odobrenju za građenje, prijavi početak građevinskih radova 8 dana prije početka radova nadležnoj inspekciji. 8.1.7 Upotrebna dozvola za kogeneracijsko postrojenje Procedura dobivanja upotrebne dozvole se nalazi u Zakonu o građenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 1/05, 2/08 i 15/09). Izgrađena građevina smije se početi koristiti i staviti u pogon, te se može izdati rješenje za obavljanje djelatnosti po posebnom propisu tek nakon što nadležni organ donese rješenje – upotrebnu dozvolu. Zahtjev za izdavanje upotrebne dozvole investitor predaje administrativnom tijelu koje je prethodno izdalo građevinsku dozvolu. Upotrebna dozvola mora biti izdata nakon izvršene tehničke inspekcije objekta.

Slika 97: Procedura za izdavanje upotrebne dozvole

Zahtjev za izdavanje upotrebne dozvole podnosi se istom organu koji je izdao građevinsku dozvolu, putem protokola. Uz zahtjev treba priložiti:

kopiju građevinske dozvole, kopiju katastarskog plana sa ucrtanim položajem građevine, pisanu izjavu izvođača o izvedenim radovima i uslovima za održavanje građevine, pisani izvještaj nadzora nad građenjem kao potvrdu da su radovi na građevini okončani.

Postupak izdavanja upotrebne dozvole Po prijemu zahtjeva općinska služba u roku od 15 dana donosi Rješenje o imenovanju stručne Komisije za tehnički pregled građevine. Komisiju sačinjavaju predsjednik i članovi komisije, ovisno od vrste i složenosti građevine. Komisija počinje sa radom odmah i o datumu pregleda obavještava investitora. Investitor je dužan Komisiji za tehnički pregled osigurati prisustvo sudionika u građenju i investiciono tehničku dokumentaciju izgrađenog objekta. Po izvršenom tehničkom pregledu, Komisija za tehnički pregled u roku od 8 dana dostavlja Izvještaj o izvršenom tehničkom pregledu općinskoj službi za izdavanje upotrebne dozvole. Ako su Izvještajem Komisije za tehnički pregled utvrđeni nedostaci na građevini koje treba otkloniti, nadležni organ uprave donijet će Zaključak kojim se utvrđuje rok za otklanjanje nedostataka, koji može trajati najduže 90 dana. Upotrebna dozvola će se izdati tek nakon što se utvrđeni nedostaci otklone. Ako se prilikom tehničkog pregleda utvrdi da se nedostaci na građevini ne mogu otkloniti ili da postoji neotklonjiva opasnost po stabilnost građevine, općinska služba, donijet će Rješenje o uklanjanju, odnosno rušenju građevine. Zahtjev za donošenje upotrebne dozvole odbit će se:

Investitor Nadležni organ

Zahtjev za izdavanje upotrebne dozvole –slijedeći navedene korake u tekstu

Nadležni organ, u roku od 15 dana donosi Rješenje o imenovanju stručne Komisije za tehnički pregled građevine. Ukoliko je izvještajem komisije utvrđeno da se izgrađena građevina može koristiti, odnosno staviti u pogon, nadležni organ će izdati odobrenje za upotrebu. Troškove tehničkog pregleda snosi investitor.


BOSNA‐S/ENOVA 213

ako je građevina izgrađena bez odobrenja za građenje, ako su u toku građenja izvršene izmjene i dopune na građevini za koje nije izmijenjeno, ili

dopunjeno odobrenje za građenje, ako se u roku od 90 dana ne otklone nedostaci koje je utvrdila komisija za tehnički

pregled zapisnikom, ako je donesen zaključak kojim se dopušta obnova postupka izdavanja odobrenja za

građenje, ako je u toku postupak građevinske inspekcije.

Ukoliko je izvještajem komisije utvrđeno da se izgrađena građevina može koristiti, odnosno staviti u pogon, općinska služba će izdati odobrenje za upotrebu. Troškove tehničkog pregleda snosi investitor u skladu sa odredbama Zakona o upravnom postupku. Upotrebna dozvola može se na zahtjev investitora izdati prije završetka cijele građevine i za dio građevine u slučajevima:

kada je to potrebno radi nastavka i dovršenja građenja (most za pristup gradilištu, trafostanica, dalekovod i sl.),

kada je u pitanju složena građevina, kada se određeni dio može početi koristiti prije dovršenja cijele građevine.

Ovi slučajevi moraju biti predviđeni glavnim projektom. 8.2 POTREBNE DOZVOLE ZA CJEVOVOD Kao za izgradnju kombi‐ciklusa (cca. 100 MW) na prirodni gas na lokaciji starih blokova, slijedi pregled zakona i pravilnika kojima je definisan proces dobivanja potrebnih dozvola za izgradnju cjevovoda. Ova podjela je bitna zato što procedure za dobivanje potrebnih dozvola za cjevovod se ne sprovode na istom nivou vlasti kao u prethodnom slučaju. 8.2.1 Okolinska dozvola za cjevovod Prema „Pravilniku o pogonima i postrojenjima za koje je obavezna procjena uticaja na okoliš i pogonima i postrojenjima koji mogu biti izgrađeni i pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu“ (Sl. novine Federacije BiH br. 19/04) i „Pravilnik o pogonima i postrojenjima koji mogu biti izgrađeni i pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu, (Sl. novine Ze‐do kantona», br. 12/05)“, za građenje pumpnih stanica i vrelovoda nije potrebno raditi prethodnu procjenu uticaja na okoliš kao i studiju uticaja. Isto tako nije ni potrebna okolinska dozvola, već se direktno predaje zahtjev za izdavanje urbanističke saglasnosti. 8.2.2 Urbanistička saglasnost za cjevovod Urbanistička saglasnost je prvi korak u namjeri građenja i provjera da li je na traženom lokalitetu moguća gradnja. Urbanistička saglasnost je upravni akt, a izdaje se kada se utvrdi da je građenje u skladu sa dokumentom prostornog uređenja i drugim uvjetima utvrđenim za taj prostor. Zakonom o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 2/04, 2/08) utvrđuju se dokumenti prostornog uređenja koji su osnova za izdavanje urbanističke saglasnosti uz primjenu određenih režima građenja utvrđenim u tom zakonu. Zahtjev za izdavanje urbanističke saglasnosti u ovom slučaju podnosi se na pisarnici kantona, prema Ministarstvu za prostorno uređenje, promet i komunikacije i zaštitu okoline Zeničko‐dobojskog kantona.


BOSNA‐S/ENOVA 214

Zahtjev za urbanističku dozvolu sadrži:

Okolinsku dozvolu (za objekte koji podliježu pribavljanju okolinske dozvole), Podatke o parceli, idejni projekat koji sadrži:

- tehnički opis, - situaciono rješenje, - sve osnove građevine, - presjek, - fasade,

obrazloženje zahtjeva sa osnovnim podacima potrebnim za utvrđivanje urbanističko‐tehničkih i drugih uslova,

500 KM kantonalne takse, 400 KM troškovi komisije.

Organ uprave nadležan za izdavanje urbanističke saglasnosti može zahtijevati i druge priloge u zavisnosti od složenosti građenja. Rješenje o urbanističkoj saglasnosti dostavlja se kantonalnoj urbanističko građevinskoj inspekciji i Zavodu za planiranje razvoja Kantona. Sadržaj urbanističke saglasnosti Urbanistička saglasnost sadrži:

podatke o namjeni, položaju i oblikovanju građevine odnosno drugih radova, izvod iz Plana, odnosno stručne ocjene Komisije (u slučaju da Plan nije donesen) sa

granicama pripadajućeg zemljišta ‐ građevinska parcela, propisane saglasnosti, odnosno uslove za izradu tehničke dokumentacije za građenje

građevine, izdate od strane nadležnih organa i službi, urbanističko‐tehničke uslove, nalaz o geotehničkom ispitivanju tla (gdje je to potrebno), posebne uslove za slučajeve propisane zakonom ili na osnovu zakona, obaveze u odnosu na susjede i prava drugih lica posebno u odnosu na prava lica sa

umanjenim tjelesnim sposobnostima, druge podatke i uvjete od značaja za građenje.

Urbanistička saglasnost sadrži iznos troškova uređenja građevinskog zemljišta, odnosno uslove za uređenje građevinskog zemljišta, ako se građenje vrši na neuređenom građevinskom zemljištu, kao i druge obaveze korisnika koje su proistekle iz korištenja odnosnog zemljišta. Saglasnosti i uvjeti za građenje pribavljeni u postupku donošenja urbanističke saglasnosti, smatra se da su pribavljeni i za postupak donošenja odobrenja za građenje. Važenje urbanističke saglasnosti Nadležni organ uprave dužan je u roku od 15 dana od dana podnošenja zahtjeva, podnosioca pisano izvijestiti o osnovanosti zahtjeva, te zatražiti potrebna mišljenja, uslove i saglasnosti na lokaciju, ili eventualnu dopunu zahtjeva, a u narednih 30 dana dužan je donijeti Rješenje o urbanističkoj saglasnosti. Pribavljanjem urbanističke saglasnosti ne znači da se može početi sa gradnjom, nego da su utvrđeni urbanističko‐tehnički uslovi za izradu tehničke dokumentacije (glavnog/izvedbenog projekta), a po izradi tehničke dokumentacije stiču se uslovi za podnošenje zahtjeva, istom organu za izdavanje građevinske dozvole. Urbanistička saglasnost važi godinu dana od njene pravosnažnosti i u tom roku


BOSNA‐S/ENOVA 215

se mora podnijeti zahtjev za izdavanje odobrenja za građenje. Važenje urbanističke saglasnosti može se, izuzetno, uvažavajući opravdane razloge, produžiti za još jednu godinu dana. 8.2.3 Uređenje građevinskog zemljišta Korištenje zemljišta moguće je samo na uređenom građevinskom zemljištu, a to podrazumijeva zemljište na kome su izvršeni radovi pripreme zemljišta za građenje i opremanje zemljišta. Za pripremu i uređenje građevinskog zemljišta po potrebi izdaje se dozvola za pripremne radove. Ova procedura je definisana u Zakonu o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 2/04, 2/08). Priprema zemljišta za građenje obuhvata:

uređenje imovinsko‐pravnih odnosa i drugih stvarno pravnih odnosa s vlasnicima nekretnina,

donošenje dokumenata prostornog uređenja koji je osnova za odobravanje građenja na odnosnom prostoru,

izradu plana parcelacije, uklanjanje postojećih građevina, premještanje postojećih nadzemnih i podzemnih

instalacija, u skladu sa planom prostornog uređenja i odvoz materijala, sanaciju zemljišta (osiguranje klizišta, drenaža, regulacija vodotoka, ravnanje zemljišta i

sl.) izradu dokumentacije i obavljanje radova zaštite kulturno‐historijskog i prirodnog

naslijeđa koje bi moglo biti ugroženo radovima na pripremi za građenje. Opremanje građevinskog zemljišta obuhvata:

građenje cesta i ulica uključujući i pločnike i pješačke prijelaze, trgove i javna parkirališta, podizanje objekata javne rasvjete, vertikalne saobraćajne signalizacije – semafori, uređenje zelenih površina, parkova, pješačkih staza, nasada, travnjaka, terena za dječja

igrališta objekata javne higijene, izgradnju uređaja za odvod površinskih i otpadnih voda, te za njihovo prečišćavanje, izgradnju građevina za potrebe snabdijevanja vodom, distribuciju električne, plinske i

druge energije, telekomunikacijske objekte i uređaje, uređenje deponija i građenje građevina za preradu i uništavanje otpadaka, regulaciju vodotoka i uređenje obala voda i vodnih površina,

Minimum uređenja građevinskog zemljišta osigurava:

kolski prilaz građevinskoj parceli, snabdijevanje vodom i rješenje otpadnih voda, snabdijevanje električnom energijom.

Troškove uređenja građevinskog zemljišta snosi investitor prije izdavanja odobrenja za građenje. Ovi troškovi se utvrđuju na osnovu stvarno uloženih sredstava u uređenje građevinskog zemljišta po 1 m2 izgrađene korisne površine građevine. Investitor neće snositi troškove uređenja zemljišta za radove koje sam izvrši na osnovu uvjeta iz urbanističke saglasnosti. Za građenje za koje nadležni organ, odnosno služba za upravu ocijeni da se urbanistička saglasnost može izdati samo na osnovu odgovarajućeg detaljnog plana uređenja, investitor, u okviru troškova uređenja zemljišta, snosi troškove izrade tog plana.


BOSNA‐S/ENOVA 216

Parcelacija Parcelacija se vrši na ažurnim geodetsko‐katastarskim planovima ovjerenim od strane nadležnog organa, i koji je osnova za odobravanje građenja na odnosnom zemljištu. Plan parcelacije za područja od značaja za Kanton donosi organ koji svojim propisom odredi Vlada. Plan parcelacije se donosi istovremeno za prostornu cjelinu. U slučaju da se ne donese za prostornu cjelinu onda se mora izvršiti tako da se preostalom dijelu omogući obrazovanje druge parcele. Plan parcelacije, odnosno građevinska parcela sadrži regulacionu liniju i podatke o vlasnicima građevinskog zemljišta po građevinskim parcelama. Regulacionom linijom utvrđuju se pojedinačne građevinske parcele. Građevinskom linijom se Isto tako utvrđuje granična linija građevine u odnosu na javnu površinu, ulicu, vodotok i druge građevine i parcele od kojih mora biti odvojena iz funkcionalnih, estetskih ili zaštitnih razloga. Građevinska linija označava liniju po kojoj se gradi, odnosno iskoličava građevina, ili liniju koju građevina, odnosno najistureniji dio građevine ne smije preći. Za građenje izvan građevinskog zemljišta, građevinska parcela utvrđuje se urbanističkom saglasnošću. 8.2.4 Građevinska dozvola za cjevovod Procedure dobivanja građevinske dozvole nalaze se u Zakonu o građenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 1/05, 2/08 i 15/09). Nakon izrade projektne dokumentacije, prema uslovima određenim u urbanističkoj dozvoli, u roku godine dana zahtjev za građevinsku dozvolu treba biti predan. Generalno, nadležnost za izdavanje građevinske dozvole je prepuštena tijelu koje je izdalo urbanističku dozvolu. Građevinska dozvola je potrebna za: novogradnju, za rekonstrukciju, dogradnju, nadziđivanje, promjenu namjene građevine, u smislu da se vrši pretvaranje stambenog u poslovni prostor, odnosno poslovnog u stambeni, kao i promjena djelatnosti u poslovnom prostoru ako takva promjena bitno mijenja uslove korištenja te građevine, okolnih građevina i prostora, odvijanje saobraćaja i uslove očuvanja okoline i konzervaciju građevine, dok za radove tekućeg održavanja građevinska dozvola nije potrebna. Građenju građevine ne smije se pristupiti prije pribavljanja rješenja o odobravanju gradnje (građevinske dozvole). Osim navedenog, građevinska dozvola je potrebna i za uklanjanje građevine (rušenje, demontaža građevine ili dijela građevine) i za privremene (pomoćne) građevine. Uz zahtjev za izdavanje građevinske dozvole se prilaže:

urbanistička saglasnost, izvod iz katastra – katastarska čestica, dokaz o pravu građenja, minimalno tri primjerka glavnog projekta, pisani izvještaj o obavljenoj kontroli glavnog projekta, prevedeni glavni (izvedbeni) projekat sa potvrdom o izvršenoj nostrifikaciji, u slučaju da

je glavni (izvedbeni) projekat izrađen na stranom jeziku, elaborat o istražnim radovima, ako su podaci iz njih poslužili za izradu glavnog projekta, tehnološki elaborat, ako je pogon i postrojenje potencijalni zagađivač, saglasnosti pribavljene u postupku izdavanja urbanističke saglasnosti za predmetnu

građevinu, drugi prilozi određeni posebnim zakonom, 150 KM kantonalne takse putem uplatnice.


BOSNA‐S/ENOVA 217

Postupak izdavanja građevinske dozvole Nadležni organ uprave (Ministarstvo za prostorno uređenje ZE‐DO kantona) u postupku izdavanja odobrenja za građenje utvrđuje da li je glavni projekat izrađen u skladu sa uslovima datim u urbanističkoj saglasnosti, odnosno urbanističko‐tehničkim uslovima. U toku procesa izdavanja građevinske dozvole potrebno je odrediti da li je glavni projekat izrađen u skladu sa uslovima postavljenim u urbanističkoj dozvoli. Nadležni organ dužan je donijeti rješenje, najkasnije u roku od 30 dana nakon prijema zahtjeva. Zahtjev za dobivanje građevinske dozvole odbit će se ako:

investitor u roku od 15 dana od zatražene dopune iz prethodnog stava ne upotpuni zahtjev,

investitor ne ispunjava propisane uvjete za izdavanje odobrenja za građenje, glavnim (izvedbenim) projektom nisu ispunjeni uvjeti propisani Zakonom o građenju ili

posebnim propisima, glavni (izvedbeni) projekt nije usklađen sa uvjetima iz urbanističke saglasnosti, ako se uviđajem na terenu utvrdi da se stvarno stanje na građevinskoj čestici ne

podudara sa glavnim (izvedbenim) projektom. Prije izdavanja odobrenja za građenje, Ministarstvo za prostorno uređenje ZE‐DO kantona po potrebi će izvršiti uviđaj o stanju na terenu. Odobrenje za građenje prestaje da važi ako radovi na građevini za koju je izdato odobrenje za građenje ne počnu u roku od dvije godine od dana pravomoćnosti odobrenja za građenje. Izuzetno, važenje odobrenja za građenje može se, na zahtjev investitora, produžiti za još godinu ako za to postoje opravdani razlozi i ako se nisu promijenili uvjeti na osnovu kojih je izdato odobrenje za građenje. Odobrenje za građenje za pripremne radove Pripremni radovi za potrebe gradilišta izvode se na osnovu odobrenja za građenje građevine. Posebno odobrenje za građenje izdaje se za pripremne radove za koje je potrebno rješavanje imovinsko‐pravnih pitanja (kod izvođenja većih složenih građevina), kao i za građevine i radove koji mogu biti opasni po život i zdravlje ljudi, saobraćaj, okoliš i to za:

Asfaltnu bazu,separaciju agregata, tvornicu betona i sl. koji će se koristiti za građenje više građevina kroz duže vremensko razdoblje,

Dalekovod i transformatorsku stanicu koju je potrebno graditi radi napajanja gradilišta električnom energijom,

Složenije radove koji mogu uticati na život i zdravlje ljudi ili na stabilnost. U odobrenju za ove posebne slučajeve u odobrenju za građenje mora se odrediti rok u kome se građevine izgrađene na osnovu odobrenja za građenje za pripremne radove moraju ukloniti. Obavljanje prethodnih radova istražnog karaktera kao i vršenje drugih intervencija u prostoru za čije odobravanje je nadležan prema posebnim zakonima drugi organ, izvode se na osnovu urbanističke saglasnosti. Prijava građenja Investitor, odnosno izvođač radova je dužan da pisanim aktom prijavi početak građevinskih radova najkasnije 8 dana prije početka radova nadležnoj inspekciji i nadležnom Ministarstvu.


BOSNA‐S/ENOVA 218

Iskolčenje Prije početka građenja investitor, odnosno izvođač radova mora izvršiti iskolčenje, odnosno geodetski prenos građevine iz plana, odnosno urbanističko‐tehničkih uslova, na teren. Iskolčenje se vrši u skladu sa uslovima datim u elaboratu o iskolčenju i odobrenom projektu za izvođenje građevine. Gradilište Gradilište mora biti ograđeno radi sprečavanja nekontroliranog pristupa ljudi na gradilište. Na gradilištu koje se proteže na velikim prostranstvima (željezničke pruge, ceste, dalekovodi i sl.) dijelovi gradilišta koji se ne mogu ograditi moraju biti zaštićeni određenim prometnim znakovima ili označeni na drugi način. Gradilište mora imati na vidnom mjestu istaknutu ploču sa svim relevantnim podacima o građevini i sudionicima u građenju (naziv investitora, naziv izvođača radova, naziv projektanta, naziv i vrstu građevine koja se gradi, vrijeme početka i završetka radova). Investitor ili izvođač dužan je za privremeno zauzimanje susjednog, odnosno obližnjeg zemljišta za potrebe gradilišta pribaviti saglasnost vlasnika ili korisnika tog zemljišta. Isto tako za privremeno zauzimanje javih površina investitor ili izvođač dužan je pribaviti odobrenje nadležne općinske službe uprave. Izvođač na gradilištu mora imati:

Rješenje o upisu u sudski registar, Akt o postavljanju voditelja građenja, odnosno voditelja pojedinih radova, Odobrenje za građenje i glavni projekt, Ovjerene izvedbene projekte, Građevinski dnevnik, Građevinsku knjigu, Dokaz o ispitivanju i kvaliteti ugrađenih materijala, proizvoda i opreme, Elaborat o iskolčenju građevine izrađen od fizičkog ili pravnog lica, registriranog za

obavljanje geodetske djelatnosti, Nacrt organizacije gradilišta.

Prije izdavanja upotrebne dozvole sve privremene građevine izgrađene u okviru pripremnih radova, oprema gradilišta, neutrošeni građevinski i drugi materijal, otpad i sl. moraju biti uklonjena, a zemljište na području gradilišta, kao i na prilazu gradilištu dovedeno u uredno stanje, u skladu sa uvjetima utvrđenim u urbanističkoj saglasnosti i odobrenju za građenje. 8.2.5 Upotrebna dozvola za cjevovod Izgrađena građevina smije se početi koristiti i staviti u pogon, te se može izdati rješenje za obavljanje djelatnosti po posebnom propisu tek nakon što nadležni organ donese rješenje – upotrebnu dozvolu. Prema Zakonu o građenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br 1/05, 2/08 i 15/09), zahtjev za izdavanje upotrebne dozvole investitor predaje administrativnom tijelu koje je prethodno izdalo građevinsku dozvolu. Upotrebna dozvola mora biti izdata nakon izvršene tehničke inspekcije objekta. Zahtjev za izdavanje upotrebne dozvole podnosi se istom organu koji je izdao građevinsku dozvolu, putem protokola. Uz zahtjev treba priložiti:

kopiju građevinske dozvole, kopiju katastarskog plana sa ucrtanim položajem građevine, pisanu izjavu izvođača o izvedenim radovima i uslovima za održavanje građevine, pisani izvještaj o izvršenom nadzoru nad građenjem kao potvrdu da su radovi na

građevini okončani.


BOSNA‐S/ENOVA 219

Postupak izdavanja upotrebne dozvole Po prijemu zahtjeva nadležni organ uprave u roku od 15 dana donosi Rješenje o imenovanju stručne Komisije za tehnički pregled građevine. Komisiju sačinjavaju predsjednik i članovi komisije, ovisno od vrste i složenosti građevine. Komisija počinje sa radom odmah i o datumu pregleda obavještava investitora. Investitor je dužan Komisiji za tehnički pregled osigurati prisustvo sudionika u građenju i investiciono tehničku dokumentaciju izgrađenog objekta. Po izvršenom tehničkom pregledu Komisija za tehnički pregled u roku od 8 dana dostavlja Izvještaj o izvršenom tehničkom pregledu nadležnom organu za izdavanje upotrebne dozvole. Ako su Izvještajem Komisije za tehnički pregled utvrđeni nedostaci na građevini koje treba otkloniti, nadležni organ uprave donijet će Zaključak kojim se utvrđuje rok za otklanjanje nedostataka, koji može trajati najduže 90 dana. Upotrebna dozvola će se izdati tek nakon što se utvrđeni nedostaci otklone. Ako se prilikom tehničkog pregleda utvrdi da se nedostaci na građevini ne mogu otkloniti ili da postoji neotklonjiva opasnost po stabilnost građevine, nadležni organ uprave, donijet će Rješenje o uklanjanju, odnosno rušenju građevine. Zahtjev za donošenje upotrebne dozvole odbit će se:

ako je građevina izgrađena bez odobrenja za građenje, ako su u toku građenja izvršene izmjene i dopune na građevini za koje nije izmijenjeno, ili

dopunjeno odobrenje za građenje, ako se u roku od 90 dana ne otklone nedostaci koje je utvrdila komisija za tehnički

pregled zapisnikom, ako je donesen zaključak kojim se dopušta obnova postupka izdavanja odobrenja za

građenje, ako je u toku postupak građevinske inspekcije.

Ukoliko je izvještajem komisije utvrđeno da se izgrađena građevina može koristiti, odnosno staviti u pogon, nadležni organ će izdati odobrenje za upotrebu. Troškove tehničkog pregleda snosi investitor u skladu sa odredbama Zakona o upravnom postupku. Upotrebna dozvola može se na zahtjev investitora izdati prije završetka cijele građevine i za dio građevine u slučajevima:

kada je to potrebno radi nastavka i dovršenja građenja (most za pristup gradilištu, trafostanica, dalekovod i sl.),

kada je u pitanju složena građevina, kada se određeni dio može početi koristiti prije dovršenja cijele građevine.

Ovi slučajevi moraju biti predviđeni glavnim projektom. 8.2.6 Korištenje cestovnog zemljišta Zaštitni pojas uz javne ceste (zaštitni cestovni pojas) je pojas na kojem važi poseban režim gradnje i uspostavlja se radi zaštite javne ceste i sigurnosti prometa na njoj od štetnih uticaja i različitih aktivnosti u prostoru pored javne ceste. Prema zakonu o cestama Federacije BiH (Službene novine FBiH br. 12/10), u postupku izdavanja odobrenja za građenje ili urbanističke saglasnosti za građenje objekata i instalacija na javnoj cesti ili unutar cestovnog pojasa javne ceste, tijelo mjerodavno za prostorno uređenje obavezno je zatražiti prethodnu saglasnost odnosno odobrenje od upravitelja ceste. Zaštitni pojas mjeri se od vanjskog ruba zemljišnog pojasa tako da je u pravilu širok sa svake strane:

Autoceste 40m,


BOSNA‐S/ENOVA 220

Brze ceste 30m, Magistralne ceste 20m, Regionalne ceste 10m, Lokalne ceste 5m.

Za radove koji se na drugi način ne mogu izvesti ili bi njihovo izvođenje zahtijevalo velike troškove, kao što su poprečno postavljanje u trupu ceste i na cestovnim objektima cjevovoda, kablova i vodova (na objektima ili uzdužno), rušenje i uklanjanje drveća koje ugrožava sigurnost prometa na cesti ili bi moglo dovesti do ugrožavanja prometa na cesti, može se dobiti odobrenje od strane upravitelja cesta. U ovom odobrenju se određuju uvjeti i način izvođenja radova. Odobrenje od strane upravitelja cesta nije potrebno ako dođe do oštećenja uređenja i instalacija, ugrađenih u javnu cestu ili ako dođe do pada drveća na cestu i ako su zbog toga izravno ugroženi sigurnost prometa, odnosno život i zdravlje građana ili bi mogla nastati veća ekonomska šteta. Naknade za korištenje cestovnog zemljišta Prema pravilniku o naknadama za korištenje cestovnog zemljišta (Službene novine FBiH br. 75/10) cestovno zemljište se može ustupiti na korištenje pravnim i fizičkim licima (korisnicima) za instaliranje uređaja i opreme, građenje komunalnih, vodoprivrednih i drugih objekata (instalacije, cjevovodi i sl.), osim radi obavljanja pratećih djelatnosti (ugostiteljstvo, trgovina, benzinske stanice, servisi i slično), parkirališta, priključke na javne ceste, elektronske, telefonske, antenske priključke. Korisnik ne može bez saglasnosti nadležnog organa za ceste izvršiti prenamjenu korištenja, niti promjenu vrste prateće djelatnosti na cestovnom zemljištu za zemljište za koje je dobio odobrenje za korištenje. Nadležni organ treba izdati Rješenje za korištenje cestovnog zemljišta i drugog zemljišta koje pripada javnim cestama, odnosno obavljanje pratećih djelatnosti na cestovnom zemljištu. Rješenje sadrži:

Ime i adresu donositelja rješenja, Ime i adresu korisnika cestovnog zemljišta, Jedinstveni matični broj korisnika, odnosno identifikacijski broj korisnika, Veličinu cestovnog zemljišta izraženu u odgovarajućoj mjernoj jedinici koja se daje na

korištenje, Svrhu u koju će se koristiti zemljište, Intenzitet saobraćaja na javnoj cesti na lokalitetu na kojem se ustupa cestovno zemljište, Visinu naknade na godišnjem nivou i visinu naknade u narednim godinama, Uvjete i način plaćanja naknade kao i druge odredbe.

Korisnici za korištenje cestovnog zemljišta po Rješenju plaćaju naknadu koja se utvrđuje na godišnjem nivou i obračunava se:

Za obavljanje pratećih djelatnosti kao i za parkirališta i priključke na javne ceste, po kvadratnom metru površine;

Za cjevovode, instalacije i vodove, po dužnom metru; Za priključke (antenske, elektronske, telefonske i slično) uređaje i opremu, po komadu.

Naknada za građenje komunalnih, vodoprivrednih i drugih objekata (instalacije, cjevovode i sl.) se za prvu godinu plaća u punom obračunatom iznosu, a za svaku narednu godinu naknada se plaća u vrijednosti od 50% obračunatog iznosa za prvu godinu korištenja. Prema „Uredbi o mjerilima za obračun naknade za korištenje cestovnog zemljišta i naknade za obavljanje pratećih djelatnosti na autocestama i brzim cestama u Federaciji BiH“, mjerila za obračun naknade za korištenje cestovnog zemljišta su kategorija javne ceste i površina korištenog cestovnog zemljišta.


BOSNA‐S/ENOVA 221

Visina naknade za korištenje zemljišta za građenje objekata i instalacija (elektroinstalacije, telefonske instalacije, kanalizacija, vodovodne instalacije i sl.) utvrđuje se godišnje u KM po m2 korištenog cestovnog zemljišta u slijedećim iznosima:

1,50 KM/m2 za autoceste, 1,00 KM/m2 za brze ceste.

Naknada se usklađuje zavisno od površine korištenog cestovnog zemljišta slijedećim koeficijentima, a obračunava se kumulativno:

Za površinu korištenog zemljišta do 1000 m2 koeficijent usklađivanja je 1,00, Za površinu korištenog zemljišta od 1001 m2 do 3000 m2 koeficijent usklađivanja je 0,83, Za površinu korištenog zemljišta od 3001 m2 do 5000 m2 koeficijent usklađivanja je 0,67, Za površinu korištenog zemljišta preko 5000 m2 koeficijent usklađivanja je 0,50.

Površina korištenog cestovnog zemljišta za građenje komunalnih objekata i instalacija izražena u m2 predstavlja površinu dobivenu množenjem širine potrebnog projektovanog rova za polaganje instalacija i dužine polaganja instalacija. JP Autoceste Federacije BiH će sa svim korisnicima cestovnog zemljišta uz autocestu i brzu cestu zaključiti Ugovor o korištenju cestovnog zemljišta i obavljanju pratećih uslužnih djelatnosti, kojim će precizirati prava i obaveze korisnika te utvrditi način i dinamiku usklađivanja naknade s godišnjim indeksom rasta cijena na malo , koji objavljuje Federalni zavod za statistiku. Uredba o visini naknade za korištenje zemljišta uz javne ceste utvrđuje visinu naknade za korištenje zemljišta na zaštitnom pojasu javnih cesta, osim autocesta i brzih cesta. Prema ovoj uredbi korisnici cestovnog zemljišta obavezni su plaćati naknadu upravitelju javne ceste. Visina naknade po metru dužnom iznosi:

2,00 KM/m' za cjevovode do 200 mm prečnika, 3,00 KM/m' za cjevovode većeg prečnika.

Osim ove naknade, podnositelji zahtjeva plaćaju i troškove administrativnog postupka donošenja rješenja i troškove izlaska na teren stručnih lica nadležnog organa za ceste. Naknada za davanje saglasnosti za polaganje infrastrukturnih vodova (vodovod, plinovod, kanalizacija, TK instalacije, elektroinstalacije i sl.), kroz trup ceste i cestovne objekte iznosi:

500 KM sa prekopom trupa ceste, 300 KM sa bušenjem trupa ceste, 500 KM ovješenje na objekte ili kroz objekte, 100 KM za elektro, telefonske, antenske priključke, opremu i sl.

Naknada za davanje saglasnosti za polaganje infrastrukturnih vodova (vodovod, plinovod, kanalizacija, TK instalacije, elektroinstalacije i sl.) paralelno sa osovinom ceste, a pored trupa ceste iznosi 500 KM. Troškovi izlaska na teren obračunavaju se 40 KM/h, uračunavajući i vrijeme odlaska na teren i povratka sa terena. 8.2.7 Kulturno‐historijsko i prirodno naslijeđe Kulturno‐historijsko i prirodno naslijeđe u Bosni i Hercegovini je regulisano Zakonom o zaštiti i korištenju kulturno‐historijskog i prirodnog nasljeđa koji je donijela Skupština Socijalističke Republike Bosne i Hercegovine u Aprilu 1985 god. Prema ovom zakonu, kulturno‐historijskim nasljeđem smatraju se nekretnine i pokretne stvari, te njihove grupe i cjeline od posebnog kulturnog i


BOSNA‐S/ENOVA 222

historijskog značaja. Prirodnim nasljeđem se smatraju dijelovi prirode koji su od posebnog naučnog, obrazovnog, kulturnog, historijskog, ekonomskog i rekreacionog značaja. Tokom izgradnje cjevovoda moglo bi se desiti da na području izrade radova budu prisutni nepokretna zaštićena dobra i nepokretna dobra kulturno‐historijskog i prirodnog naslijeđa. Radovi na ovim dobrima, kao i njihovoj okolini, kojima bi se neposredno ili posredno mogao mijenjati izgled, svojstvo autentičnosti ili izvornost, mogu se izvoditi samo uz prethodnu saglasnost nadležnog zavoda, odnosno Zavoda BiH. Radovi na nepokretnim zaštićenim dobrima prirodnog naslijeđa izvode se u skladu sa šumskoprivrednom, lovoprivrednom i vodoprivrednom osnovom. Ukoliko ove osnove nisu donesene ili ne sadrže mjere za zaštitu, radovi na ovim dobrima mogu se izvoditi samo uz prethodnu saglasnost Zavoda BiH. U slučaju da se izvođač radova ne pridržava utvrđenih mjera za zaštitu, Zavod BiH dužan je pokrenuti postupak kod nadležnog inspekcijskog organa za obustavljanje daljih radova dok ne budu obezbijeđeni uslovi za njihovo pravilno izvođenje. Ukoliko se u toku izvođenja radova pojavi nepredviđena opasnost za zaštićeno dobro, Zavod BiH može izmijeniti odnosno dopuniti mjere za zaštitu, o čemu treba odmah obavijestiti izvođača radova i organ uprave nadležan za poslove građana. Kad izvođač građevinskih ili drugih radova naiđe na nekretnine, pokretne stvari ili njihove ostatke, kao i dijelove prirode za koje se može pretpostaviti da imaju svojstvo dobra kulturno‐historijskog ili prirodnog naslijeđa, o tome će obavijestiti Zavod BiH koji je dužan da, u zavisnosti od vrijednosti dobara, predloži organu uprave nadležnom za poslove građenja donošenje rješenja o privremenoj ili trajnoj obustavi radova.Investitor je dužan da prilikom izvođenja građevinskih i drugih radova obezbijedi sva potrebna sredstva za zaštitu dobra kulturno‐historijskog i prirodnog naslijeđa koje bi tim radovima moglo biti ugroženo. 8.2.8 Poljoprivredno zemljište Prema zakonu o Poljoprivrednom zemljištu (Službene novine FBiH br. 52/09), poljoprivredno zemljište je prirodno bogatstvo i dobro od općeg interesa za Federaciju i Bosnu i Hercegovinu, koristi se za poljoprivrednu proizvodnju i ne može se koristiti u druge svrhe, osim u posebnim slučajevima. Korisnik poljoprivrednog zemljišta u vlasništvu države dužan je sklopiti ugovor o zakupu ili koncesiji.

Promjena namjene poljoprivrednog zemljišta je moguća i može biti trajna ili privremena:

Trajna promjena namjene poljoprivrednog zemljišta je fizičko nestajanje zemljišta izazvano gradnjom ili drugim načinom korištenja, pri čemu se zemljište trajno gubi za poljoprivrednu proizvodnju,

Privremena promjena poljoprivrednog zemljišta je promjena namjene na određeni period (od jedne do pet godina), za podizanje građevina privremenog karaktera za potrebe gradilišta, organiziranje sajmova, javnih manifestacija, objekata za eksploataciju vjetra, golf terena i sl.; poslije tog perioda zemljište se ponovo koristi za poljoprivrednu proizvodnju.

Ako investitor želi koristiti poljoprivredno zemljište u nepoljoprivredne svrhe, mora biti usaglašena prostorno‐planska dokumentacija Federacije i kantona u skladu sa odredbama Zakona o prostornom planiranju i korištenju zemljišta na nivou Federacije BiH (Službene novine Federacije BiH br. 2/06, 72/07 i 32/08) i pribavljena poljoprivredna saglasnost na osnovu Zakona o Poljoprivrednom zemljištu (Službene novine FBiH br. 52/09). Urbanističku saglasnost u ovom slučaju izdaje nadležan organ za poslove prostornog uređenja nakon pribavljene poljoprivredne saglasnosti po službenoj dužnosti. Poljoprivredna saglasnost je upravni akt, izdaje se na zahtjev stranke i donosi se u formi rješenja nakon dostavljanja dokaza o uplati naknade za promjenu namjene poljoprivrednog zemljišta najkasnije u roku od 30 dana od dana podnošenja zahtjeva. Ukoliko se radi o privremenoj promjeni


BOSNA‐S/ENOVA 223

namjene poljoprivrednog zemljišta, poljoprivrednom saglasnošću utvrđuje se rok do kada se predmetno zemljište mora vratiti poljoprivrednoj proizvodnji. Primjerak poljoprivredne saglasnosti dostavlja se Federalnom ministarstvu zbog uvođenja u sistem evidencije i praćenja stanja poljoprivrednog zemljišta. Uz zahtjev za izdavanje poljoprivredne saglasnosti na promjenu namjene poljoprivrednog zemljišta investitor dostavlja:

izvod iz prostornog plana za to područje, kopiju katastarskog plana parcela koje čini građevinsku parcelu, zemljišno‐knjižni izvadak i posjedovni list (dokaz o vlasništvu), zapisnik poljoprivrednog inspektora o postojećem stanju u pogledu načina korištenja

poljoprivrednog zemljišta za koje se traži saglasnost, dokaz o plaćenoj administrativnoj taksi, projekt rekultivacije, ako se promjena namjene vrši na određeno vrijeme.

Ako fizičko ili pravno lice promijeni namjenu poljoprivrednog zemljišta, mora platiti naknadu zbog promjene namjene poljoprivrednog zemljišta. Ova naknada se plaća za cijelu građevinsku parcelu koja je prema propisanoj dozvoli određena za gradnju objekta. Naknada za korištenje poljoprivrednog zemljišta kojem se privremeno mijenja namjena plaća se za svaku godinu i to: prvi put u postupku izdavanja poljoprivredne saglasnosti, a za ostale godine do 31. januara tekuće godine u kojoj se zemljište koristi sve dok se zemljište ne privede kulturi prema uvjetima utvrđenim u urbanističkoj saglasnosti, odobrenju za građenje i odobrenom projektu. Visina naknade zavisi o vrsti promjene namjene poljoprivrednog zemljišta:

Visina naknade za privremenu promjenu najmanje obradivog poljoprivrednog zemljišta plaća se godišnje i ne može biti manja od 5% tržišne vrijednosti tog zemljišta na dan podnošenja zahtjeva,

Visina naknade za trajnu promjenu plaća se jednokratno i ne može biti manja od 20% tržišne vrijednosti obradivog poljoprivrednog zemljišta na dan podnošenja zahtjeva, a za individualnu stambenu izgradnju 5% od tržišne vrijednosti,

Visina naknade za trajnu promjenu namjene poljoprivrednog zemljišta ne može biti manja od stostrukog katastarskog prihoda utvrđenog za to zemljište,

Visina naknade za privremenu promjenu namjene poljoprivrednog zemljišta ne može biti manja od desetostrukog katastarskog prihoda utvrđenog za to zemljište.

Naknada se plaća za svaku promjenu namjene poljoprivrednog zemljišta, bez obzira na to što je ona utvrđena općim interesom i prostorno‐planskom dokumentacijom. Organi nadležni za izdavanje odobrenja za gradnju objekata ili izvođenje radova ne mogu izdati odobrenje dok investitor ne priloži poljoprivrednu saglasnost za promjenu namjene poljoprivrednog zemljišta u nepoljoprivredne svrhe. Investitor je dužan prije početka izvođenja radova na poljoprivrednom zemljištu skinuti i deponirati plodni i potencijalno plodni sloj tla za potrebe uređenja zemljišta. U slučaju privremene promjene namjene poljoprivrednog zemljišta investitor je dužan prije početka korištenja istog priložiti kantonalnom ministarstvu ovjeren projekat rekultivacije. Radi osiguranja rekultivacije, investitor je dužan uplatiti na račun koji odredi kantonalno ministarstvo iznos od najmanje 30% potrebnih sredstava za rekultivaciju zemljišta i to prije nego korisnik stupi u privremeni posjed dodijeljenog mu zemljišta, a preostali dio u roku od godinu dana od dana uvođenja u posjed. 8.3 ENERGETSKO CERTIFICIRANJE OBJEKATA Pravilnikom o energetskom certificiranju objekata(Službene novine Federacije BiH, br. 50/10) se propisuju:


BOSNA‐S/ENOVA 224

Objekti za koje je potrebno izdati potvrdu o energetskim svojstvima građevine (tj. energetski certifikat);

Energetski razredi objekata; Sadržaj i izgled energetskog certifikata, izdavanje i rok važenja; Energetsko certificiranje novih objekata i postojećih objekata koji se prodaju, iznajmljuju ili

daju na leasing; Objekti javne namjene za koje je obavezno izlaganje energetskog certifikata, način izlaganja i

energetsko certificiranje; Obaveze investitora, vlasnika i korisnika objekata; Postupak energetskog certificiranja; Baza podataka certificiranih objekata.

Objekti za koje je potrebno izdati energetski certifikat

Prema pravilniku o energetskom certificiranju objekata energetski certifikat mora imati svaki novi objekat, te postojeći objekat koji se prodaje, iznajmljuje ili daje na leasing, osim onih objekata koji su izuzeti od obaveza energetskog certificiranja. Lista objekata koji ne moraju imati energetski certifikat se nalazi u pravilniku. 36 mjeseci od stupanja na snagu Pravilnika o energetskom certificiranju objekata, energetski certifikat moraju imati i svi objekti javne namjene za koje je propisano javno izlaganje energetskog certifikata. Objekti za koje se izdaje energetski certifikat su stambene zgrade i određeni nestambeni objekti. Među nestambenim objektima nalaze se:

Uredski, administrativni i drugi poslovni objekti slične namjene; Školski i fakultetski objekti, vrtići i druge odgojne obrazovne ustanove; Objekti za kulturno umjetničku djelatnost i zabavu, muzeji i biblioteke; Bolnice i ostali objekti za zdravstvenu zaštitu i objekti za institucionalnu zaštitu; Hoteli i slični objekti za kratkotrajni boravak, objekti ugostiteljske namjene; Objekti za saobraćaj i komunikacije (terminali, stanice, pošte, telekomunikacijski objekti); Sportske dvorane; Objekti veleprodaje i maloprodaje; Ostale vrste objekata koji troše energiju radi ostvarivanja određenih mikroklimatskih uvjeta

u unutrašnjem prostoru. Energetski razredi objekata

Stambene zgrade i nestambeni objekti svrstavaju se u osam energetskih razreda prema energetskoj ljestvici od A+ do G, gdje A+ označava energetski najpovoljniji, a G energetski najnepovoljniji razred.

Energetski razredi se iskazuju za referentne klimatske podatke. Referentni klimatski podaci određeni su posebno za regiju Sjever i posebno za regiju Jug Federacije BiH. Za gradove i mjesta koji se nalaze na području regije Sjever obračun energetskih potreba se vrši prema referentnim klimatskim podacima datim za regiju Sjever, a za gradove koji se nalaze na području regije Jug obračun energetskih potreba se vrši prema referentnim klimatskim podacima datim za regiju Jug.


BOSNA‐S/ENOVA 225

Tabela 94: Energetski razredi prema energetskoj ljestvici od A+ do G

Energetski razred Specifična god. Potrebna toplotna energija za grijanje u KW/h (m2a)

A+ ≤ 15 A <45 B ≤ 95 C ≤ 135 D ≤ 180 E ≤ 225 F ≤ 270 G >270

Sadržaj i izgled energetskog certifikata, izdavanje i rok važenja Energetski certifikat uključuje određivanje energetskog razreda prema njegovim energetskim svojstvima određenim na osnovu izračunate energetske karakteristike objekta, odnosno potrebne godišnje specifične potrošnje toplotne energije za grijanje za referentne klimatske podatke i omogućuje upoređivanje objekata u odnosu na njihova energetska svojstva, efikasnost njihovih energetskih sistema, te kvalitetu i svojstava omotača objekata. Energetski certifikat objekata sadrži:

opće podatke o objektu, energetski razred objekta, podatke o licu koje je izdalo energetski certifikat, podatke o termotehničkim sistemima, klimatske podatke, podatke o potrebnoj energiji i referentne vrijednosti, objašnjenja tehničkih pojmova, opis primijenjenih propisa i normi, preporuke za ekonomski povoljno poboljšanje energetskih svojstava objekta.

Novi objekti koji se certificiraju ne sadrže preporuke za ekonomski povoljno poboljšanje energetskih svojstava objekta. A za objekte koji su pod kategorijom „ostale vrste objekata koji troše energiju“ ne određuje se energetski razred već se u energetskom certifikatu navode koeficijenti prolaska toplote za određene građevinske dijelove objekta i upoređuju se s dopuštenim vrijednostima. Za ovu vrstu objekata energetski certifikat ne sadrži podatke o potrebnoj energiji kao niti preporuke za ekonomski povoljno poboljšanje energetskih svojstava objekta. Energetski certifikat izdaje se za cijeli objekat osim ako se radi o objektu koji je definisan kao „objekat s više zona“. Za postojeće objekte koji se prodaju, iznajmljuju ili daju na leasing, energetski certifikat se može izdati i za dio objekta koji čini samostalnu upotrebnu cjelinu objekta (ured, stan ili sl.). Energetski certifikat se izrađuje na osnovu izračunatih energetskih potreba i energetskog pregleda. Rok važenja energetskog certifikata je 10 godina. Energetsko certificiranje novih objekata i postojećih objekata koji se prodaju, iznajmljuju ili daju na leasing Investitor novog objekta dužan je osigurati energetski certifikat objekta prije pribavljanja tehničkog pregleda. Energetski certifikat se prilaže zahtjevu za izdavanje upotrebne dozvole. Ako se radi o objektu koji se prodaje, iznajmljuje ili daje na leasing vlasnik objekta dužan je, uz dokumentaciju potrebnu za zaključenje ugovora o kupoprodaji ili iznajmljivanju objekta, priložiti energetski certifikat


BOSNA‐S/ENOVA 226

objekta. Ako se radi o objektu javne namjene za kojeg je obavezno javno izlaganje energetskog certifikata korisnik tog objekta je dužan finansirati i omogućiti izradu energetskog certifikata i njegovo javno izlaganje. Energetski certifikat objekta ili njegove samostalne upotrebne cjeline dužan je čuvati vlasnik (investitor ili korisnik) objekta ili njegove samostalne upotrebne cjeline i organ koji je izdao odobrenje za upotrebu najmanje u roku važenja tog energetskog certifikata. Objekti javne namjene za koje je obavezno izlaganje energetskog certifikata, način izlaganja i energetsko certificiranje Objekti javne namjene za koje je obavezno javno izlaganje energetskog certifikata su nestambeni objekti koji koriste organi vlasti i objekti institucija koje pružaju javne usluge, te objekti drugih namjena koji pružaju usluge velikom broju ljudi, koji imaju korisnu ukupnu površinu veću od 500 m2. Pod objektima javne namjene spadaju:

Poslovni objekti za obavljanje administrativnih poslova pravnih i fizičkih lica; Objekti državnih upravnih i drugih organa, organa lokalne samouprave; Objekti pravnih lica s javnim ovlaštenjima; Objekti sudova, zatvora, kasarni; Objekti međunarodnih institucija, komora, privrednih asocijacija, Objekti banaka, štedionica i drugih finansijskih organizacija; Objekti trgovina, restorana, hotela; Objekti putničkih agencija, drugih uslužnih i turističkih djelatnosti; Objekti željezničkog,cestovnog, zračnog i vodenog saobraćaja, objekti pošta,

telekomunikacijskih centara i sl.; Objekti univerziteta i sl., objekti škola, vrtića, jaslica, studentskih i đačkih domova i sl.,

objekti domova za starije osobe i sl.; Objekti sportskih udruženja i organizacija, objekti sportskih namjena, Objekti kulturnih namjena: kina, pozorišta, muzeja i sl.; Objekti bolnica i drugih ustanova namijenjenih zdravstveno‐socijalnoj i rehabilitacijskoj

namjeni. Obaveze investitora, vlasnika i korisnika objekata Investitor, vlasnik odnosno korisnik objekta dužni su:

Osigurati energetski certifikat kada je propisana obaveza njegovog izlaganja prema Pravilniku o energetskom certificiranju objekata;

Poslove provođenja energetskog pregleda i energetskog certificiranja povjeriti za to ovlaštenim licima;

Na zahtjev ovlaštenog lica koje provodi energetski pregled objekta, dati na uvid bilo koji dokument nužan za provođenje energetskog pregleda i energetskog certificiranja;

Za potrebe provođenja energetskog pregleda i energetskog certificiranja omogućiti pristup ovlaštenom licu u sve dijelove objekta koji je predmet energetskog pregleda i energetskog certificiranja;

Na dobro vidljivom mjestu istaknuti energetski certifikat objekta javne namjene za koji je izlaganje energetskog certifikata obavezno.

Postupak energetskog certificiranja Postupak energetskog certificiranja sastoji se od tri faze:

Energetski pregled objekta; Vrednovanje i/ili završno ocjenjivanje radnji energetskog pregleda objekta; Izdavanje energetskog certifikata objekta.


BOSNA‐S/ENOVA 227

Pod energetskom pregledu objekta i vrednovanju radnji energetskog pregleda spadaju:

Analiza građevinskih karakteristika objekta u smislu toplotne zaštite; Analiza energetskih svojstava sistema grijanja i hlađenja; Analiza energetskih svojstava sistema klimatizacije i ventilacije; Analiza energetskih svojstava sistema za pripremu potrošnje tople vode; Analiza energetskih svojstava sistema elektroinstalacija, rasvjete, kućanskih aparata i drugih

potrošača energije; Analiza upravljanja svim tehničkim sistemima objekta; Potrebna mjerenja gdje je to nužno za ustanovljavanje energetskog stanja i/ili svojstava; Analiza mogućnosti promjene izvora energije; Analiza mogućnosti korištenja obnovljivih izvora energije i efikasnih sistema; Prijedlog mjera poboljšanja energetskih svojstava objekta.

Osim gore navedenih analiza, energetski pregled objekta može uključivati i druge radnje u zavisnosti od vrste objekta.

Izdavanje energetskog certifikata podrazumijeva: Određivanje energetskog razreda objekta; Izradu energetskog certifikata s popisom preporuka za ekonomski povoljno poboljšanje

energetskih svojstava.

Baza podataka certificiranih objekata Bazu podataka certificiranih objekata vodi Federalno ministarstvo prostornog uređenja. Podatke koji se unose u bazu podataka dostavlja ovlašteno lice koje je izdalo energetski certifikat. Ovlašteno lice je dužno da potrebne podatke dostavi u roku od najviše 8 dana od izdavanja energetskog certifikata. 8.4 KORIŠTENJE OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE I KOGENERACIJE Na nivou Bosne i Hercegovine, kao i na nivou Federacije Bosne i Hercegovine i Zeničko‐dobojskog Kantona, ne postoje zakoni urađeni prema zahtjevima legislative Evropske unije, a koji obuhvataju sisteme kogeneracije. Na nivou Federacije uvedena je Uredba37 kojom se propisuju način korištenja obnovljivih izvora energije i kogeneracijskih postrojenja (u daljnjem tekstu: OIEiK), grupe postrojenja, minimalni udio električne energije proizvedene iz postrojenja koja koriste OIEiK u ukupnoj potrošnji, podsticanje proizvodnje električne energije iz OIEiK, registar projekata i postrojenja za korištenje OIEiK, izgradnja postrojenja OIEiK, otkup i naknade, priključak postrojenja OIEiK na elektroenergetsku mrežu, certificiranje porijekla električne energije proizvedene iz OIEiK, uspostavljanje institucionalne strukture za operacionalizaciju sistema podsticaja proizvodnje iz OIEiK, kao i druga pitanja od značaja za korištenje OIEiK. Radi se o Uredbi o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije koju je donijela Vlada Federacije BiH 1. Juna 2010. S obzirom na približavanja Bosne i Hercegovine članstvu u EU, potrebno je posebno skrenuti pažnju na osnovne EU direktive kojom je oblast kogeneracije definisana. 8.4.1 Uredba o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije Uredba o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 36/10) ima za cilj veću proizvodnju i potrošnju električne energije iz OIEiK i razvoj regulatorne i tehničke infrastrukture za OIEiK na unutarnjem tržištu električne energije. Provođenje ove uredbe doprinosi:

uklanjanju prepreka većem korištenju obnovljivih izvora energije;

37Uredba o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 36/10)


BOSNA‐S/ENOVA 228

smanjenju korištenja fosilnih goriva; implementaciji Kyoto protokola; razvoju nove opreme i tehnologije, kao i domaćoj ekonomiji; razvoju poduzetništva u energetskom sektoru; sigurnosti snabdijevanja energijom; povećanju energetske efikasnosti i uštedi primarne energije; kvalitetnom zbrinjavanju otpada.

U Uredbi je data i definicija kogeneracijskog postrojenja. Prema toj definiciji, radi se o postrojenju u kojem se odvija kogeneracija, odnosno istovremena proizvodnja električne i toplinske energije. Ova postrojenja koriste jednu od sljedećih kogeneracijskih tehnologija visoke efikasnosti:

kombinirani proces plinske i parne turbine; protutlačne parne turbine; kondenzacijske parne turbine s oduzimanjem pare; plinske turbine s iskorištavanjem otpadne topline; motore s unutarnjim izgaranjem; mikroturbine; Stirlingove motore; gorive ćelije; parne strojeve; organske Rankinove procese; sve ostale tehnologije koje predstavljaju istovremenu proizvodnju toplinske i

električne/mehaničke energije u jednom procesu. Prema ovoj Uredbi, kogeneracijska postrojenja se mogu podijeliti u slijedeće grupe:

1. kogeneracijska postrojenja koja nisu uključena na prijenosnu ili distributivnu mrežu, odnosno koja rade u otočnom režimu rada;

2. kogeneracijska postrojenja instalisane električne snage od uključivo 1 MW, priključena na distributivnu mrežu. Dijele se na mikro‐kogeneracijska postrojenja (do uključivo 50 kW, tarifni koeficijent (C): 1,33) i na mala kogeneracijska postrojenja (veća od 50 kW do uključivo 1 MW, tarifni koeficijent (C): 1,30);

3. kogeneracijska postrojenja instalisane električne snage veće od 1 MW, priključena na prijenosnu ili distributivnu mrežu. Dijele se na srednja kogeneracijska postrojenja (veća od 1 MW do uključivo 20 MW, priključene na distributivnu ili prijenosnu mrežu, tarifni koeficijent (C): 1,25) i na velika kogeneracijska postrojenja (veća od 20 MW priključena na prijenosnu mrežu, tarifni koeficijent (C): 1,17).

Elektroenergetskom politikom Federacije BiH utvrđuje se minimalni udio električne energije proizvedene iz postrojenja OIEiK, a čija se proizvodnja potiče u ukupnoj potrošnji električne energije, sa dinamikom postizanja zacrtanih ciljeva. Po ovoj uredbi ciljani minimalni udio električne energije proizvedene iz kogeneracijskih postrojenja čija se proizvodnja potiče, do kraja 2012. godine iznosi 0,5% u ukupnoj potrošnji električne energije. Ovaj minimalni udio predstavlja osnovu za određivanje dinamike ulaska u pogon kvalificiranih proizvođača čija se proizvodnja potiče i za sklapanje ugovora o otkupu električne energije s Operatorom za OIEiK. Operator za OIEiK sklapa ugovore o otkupu električne energije s kvalificiranim proizvođačima sve dok ukupna planirana proizvodnja električne energije za koju su sklopljeni ugovori ne dosegne već navedeni minimalni udio. Operator za OIEiK će se uspostaviti da bi se dala jedna institucionalna struktura za operacionalizaciju sistema podsticaja električne energije iz postrojenja OIEiK. Proizvodnja električne energije iz OIEiK za kvalificirane proizvođače koji su zaključili ugovor o obaveznom otkupu potiče se primjenom slijedećih mjera:


BOSNA‐S/ENOVA 229

prednost isporuke, odnosno preuzimanja proizvedene električne energije iz OIEiK u mrežu; obaveze otkupa proizvedene električne energije iz OIEiK; i garantovane cijene.

Navedene mjere se ne primjenjuju na električnu energiju proizvedenu u velikim hidroelektranama instalirane snage veće od 10 MW, te na električnu energiju proizvedenu u kogeneracijskim postrojenjima u kategoriji javnih toplana koja proizvode električnu i toplinsku energiju radi opskrbe kupaca, a ne za vlastite potrebe. Kvalificirani proizvođači imaju pravo zaključiti ugovor o obavezi otkupa električne energije iz OIEiK po garantovanoj cijeni utvrđenoj u skladu sa ovom Uredbom. Garantovana cijena (Gc) je iznos dobiven množenjem referentne cijene (Rc) i pripadajućeg tarifnog koeficijenta (C) za određenu vrstu OIEiK. Za svaku narednu godinu, Rc utvrđuje Operator za OIEiK najkasnije do 31.10. tekuće godine, na način što Rc za tekuću godinu koriguje linearno inflacionom faktoru/indeksu cijena proizvođača za područje E: opskrba električnom energijom, plinom i vodom koji utvrđuje Federalni zavod za statistiku. Na primjer, Rc za 2010. godinu je iznosio 0,1226 KM/kWh. Operator za OIEiK predlaže iznose naknada za poticanje za svaku narednu godinu, u skladu sa promjenom odnosa planirane neto proizvodnje iz OIEiK i ukupne neto potrošnje električne energije u Federaciji, a saglasnost za iste daje Vlada Federacije BiH. Ovu naknadu za poticanje plaćaju svi kupci električne energije u Federaciji, kao dodatak na cijenu električne energije. Projekti (zatečeni i realizirani) za proizvodnju energije iz OIEiK upisuju se u Registar projekata OIEiK u roku od 150 dana od dana stupanja na snagu Uredbe o OIEiK. Ovaj Registar je jedinstvena evidencija o Projektima OIEiK koje vodi Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije. Zahtjev za upis u Registar projekata OIEiK podnosi nosilac zatečenog projekta ili proizvođač električne energije iz OIEiK. Nakon upisa u Registar projekata OIEiK – projekti u izgradnji, za izgradnju postrojenja potrebna je energetska saglasnost Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije. Ova vrsta postrojenja se grade u skladu sa Zakonom o električnoj energiji, važećim zakonima kojima se reguliše prostorno planiranje, građenje i zaštita okoliša i korištenje prirodnih resursa, važećim zakonima o poljoprivredi i poljoprivrednom zemljištu, zakonima o koncesijama, uredbom o OIEiK i ostalim tehničkim i drugim propisima koji uređuju oblast građenja. Tek nakon izdavanja dozvole za građenje, nadležni organ dužan je dostaviti Federalnom ministarstvu energije, rudarstva i industrije zahtjev za upis u Registar projekata OIEiK – projekti u izgradnji, radi pribavljanja energetske saglasnosti. Za izdavanje energetske saglasnosti obavezni kriteriji su:

registracija podnosioca zahtjeva na teritoriji Federacije u skladu sa važećim propisima, i to na teritoriju lokalne zajednice na kojoj se planira graditi postrojenje;

usklađenost projekta sa Strateškim planom i programom razvoja energetskog sektora Federacije, Federalnom strategijom zaštite okoliša i/ili prostornim planovima i programima razvoja Federacije, kantona i općina;

stručna osposobljenost, tehnička opremljenost i finansijska sposobnost podnosioca zahtjeva za realizaciju izgradnje postrojenja;

primjena i ugradnja novih tehnologija i nove nekorištene opreme. Energetska saglasnost za postrojenja koja se priključuju na prenosnu mrežu (110 kV i više) može se izdati samo za postrojenja koja su evidentirana u tekućem Indikativnom planu razvoja proizvodnih objekata, koji godišnje radi NOS BiH. Da bi se mogla dobiti energetska saglasnost obavezno je uplatiti novčani depozit na poseban račun Federalnog ministarstva finansija. Ovaj iznos može biti vraćen ako je postrojenje izgrađeno i pušteno u pogon u skladu sa rokovima definisanim u Uredbi o OIEiK. Uplate se razlikuju po veličini postrojenja:


BOSNA‐S/ENOVA 230

20 KM/kW za postrojenja do 1 MW instalisane snage; 15 KM/kW za postrojenja od 1 do 10 MW instalisane snage; 10 KM/kW za postrojenja od 10 i više MW instalisane snage.

U zahtjevu za izdavanje energetske saglasnosti moraju se nalaziti podaci o:

lokaciji na kojoj treba da se izgradi energetska građevina; roku završetka gradnje postrojenja; vrsti i kapacitetu postrojenja i o njegovoj energetskoj efikasnosti; energentima i prirodnim resursima koje će postrojenje koristiti; načinu proizvodnje i preuzimanja energije; uslovima koji se odnose na prestanak rada postrojenja; visini planiranih finansijskih sredstava za izgradnju postrojenja i načinu obezbjeđivanja tih

sredstava. Rješenje o energetskoj saglasnosti se donosi u roku 30 dana od dana podnošenja zahtjeva u slučaju da su svi uslovi utvrđeni zakonima o prostornom planiranju i građenju i Uredbom OIEiK ispunjeni. Nosilac Projekta iz Registra projekata OIEiK podnosi zahtjev za priključak na prenosnu ili distribucijsku mrežu operatoru prenosnog sistema ili operatoru distributivnog sistema u skladu sa važećim propisima koji regulišu ovu oblast. Kvalificirani proizvođač sklapa ugovor o otkupu električne energije sa Operatorom za OIEiK. Operator za OIEiK, na zahtjev kvalifikovanog proizvođača i na osnovu podataka dobivenih od proizvođača električne energije iz OIEiK i Operatora mreže, izdaje Certifikat o garanciji porijekla proizvedene električne energije iz OIEiK. Ovaj Certifikat se izdaje samo jedanput za određene količine električne energije proizvedene u određenom periodu o čemu se vodi posebna evidencija. Certifikat obavezno sadrži podatke o vlasniku postrojenja, tehničkim karakteristikama postrojenja, vrsti OIE, količini proizvedene energije za jedan ili više punih kalendarskih uzastopnih mjeseci. 8.4.2 Uredba o izmjenama i dopunama Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i

kogeneracije U Uredbi o izmjenama i dopunama Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene Novine Federacije BiH, br. 11/11) predložene izmjene i dopune imaju za cilj otklanjanje uočenih nedostataka i stvaranje preduvjeta za praktičnu primjenu Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije. Budući da za formiranje Operatora za OIEiK nisu stvoreni svi potrebni preduvjeti, a uzimajući u obzir potrebu za uspostavu sistema korištenja obnovljivih izvora energije i kogeneracije, neophodno je izmijeniti i dopuniti rješenja u postojećoj Uredbi. Prije svega, ovo se odnosi na izmjene određenih definicija, u cilju bližeg i preciznijeg određenja pojmova za primjenu Uredbe. Također su korigovani tarifni koeficijenti za solarnu energiju i biomasu, imajući u vidu da je razvoj savremenih tehnologija pojeftinio proizvodnju solarnih ćelija i druge opreme za solarne elektrane, što smanjuje i investicione troškove. Koeficijenti za biomasu su neznatno povećani iz razloga što nije pokazan interes investitora za ulaganje u ovaj vid obnovljivog izvora energije po ranijim koeficijentima, a njegovo korištenje ima važnu ulogu u ukupnom sustavu korištenja OIE u Federaciji BiH. Izmjenama i dopunama se precizira i odobravanje naknade za ovu godinu do uspostave Operatora za OIEiK. 8.4.3 Primjena Uredbe o OIEiK Kao što je već spomenuto u analizi Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 36/10) mjere prednosti isporuke, odnosno preuzimanja


BOSNA‐S/ENOVA 231

proizvedene električne energije iz OIEiK u mrežu, obaveze otkupa proizvedene električne energije iz OIEiK kao i garantovane cijene se ne primjenjuju na budući sistem snabdijevanja toplinskom energijom područja do/i Zenice iz TE Kakanj. Zaključak da se ovaj Projekat ne može svrstati među subvencionirane projekte prema Uredbi o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije je donesen na osnovu člana 9. prema kojem odredbe, koje se odnose na podsticaj i koje su gore navedene, ne primjenjuju se na električnu energiju proizvedenu u velikim hidroelektranama instalirane snage veće od 10 MW, te na električnu energiju proizvedenu u kogeneracijskim postrojenjima u kategoriji javnih toplana koja proizvode električnu i toplinsku energiju radi opskrbe kupaca, a ne za vlastite potrebe. Postoji još jedan razlog zbog kojeg ovaj projekat ne može biti subvencioniran prema Uredbi o OIEiK. U uredbi jasno piše da Operator za OIEiK obavlja djelatnosti prikupljanja naknada od snabdjevača i od kvalifikovanog kupca koji na osnovu dozvole za međunarodnu trgovinu za vlastite potrebe, nabavlja električnu energiju za vlastite potrebe, vrši obračun, raspodjelu i plaćanje naknade za podsticanje proizvodnje električne energije iz postrojenja koja koriste OIEiKu skladu sa odredbama Uredbe o OIEiK, a nema status snabdjevača. Budući da za formiranje Operatora za OIEiK nisu stvoreni svi potrebni preduslovi, a uzimajući u obzir potrebu za uspostavu sistema korištenja obnovljivih izvora energije i kogeneracije u Uredbi o izmjenama i dopunama Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 11/11) piše da do uspostavljanja Operatora za OIEiK, poslove iz njegove nadležnosti iz čl. 12, 18, 21. i 22. Uredbe o korištenju OIEiK obavljat će postojeća javna elektroprivredna društva nadležna za opskrbu kupaca električnom energijom kao balansno odgovorne strane, svako na svom području djelovanja, te u vezi s tim voditi posebna korita na kojima će se knjižiti sve transakcije u vezi sa Uredbom o OIEiK, a u skladu sa važećim propisima. Prema ovoj novoj Uredbi, JP Elektroprivreda BiH ima slijedeće nadležnosti sve dok se ne uspostavi Operator za OIEiK:

• donosi interna pravila rada i poslovanja Operatora za OIEiK, • na zahtjev kvalificiranog proizvođača zaključuje ugovor o obaveznom otkupu po

garantovanim otkupnim cijenama i vrši otkup ukupne električne energije proizvedene iz OIEiK,

• vrši obračun i isplatu finansijskih sredstava za isporučenu električnu energiju kvalificiranim proizvođačima koji su zaključili ugovor sa Operatorom za OIEiK po garantovanim cijenama,

• sa svakim pojedinačnim snabdjevačem sklapa ugovor kojim će se detaljno urediti sva međusobna prava i obaveze, uključujući i obavezu snabdjevača da izda Operatoru za OIEiK odgovarajuće garancije za osiguranje uplate, radi osiguranja minimalnog udjela električne energije proizvedene iz OIEiK,

• određuje pripadajući dio električne energije proizvedene iz OIEiK koju mora preuzeti svaki snabdjevač, a na osnovu planirane ukupne proizvodnje električne energije proizvedene iz OIEiK za koju je ugovoren obavezan otkup i udjela snabdjevača u ukupnoj potrošnji krajnjih kupaca,

• vrši obračun planirane i ostvarene proizvodnje iz OIEiK, • vrši fakturisanje i naplatu električne energije proizvedene iz OIEiK od snabdjevača, • prikuplja naknade za podsticanje od snabdjevača i kvalificiranih kupaca, • prikuplja i obrađuje podatke o električnoj energiji proizvedenoj u postrojenjima OIEiK koje

dostavljaju proizvođači, operator mreže i snabdjevači, na mjesečnom nivou, • sudjeluje u predlaganju pravila o uravnoteženju elektroenergetskog sistema u saradnji s

ovlaštenim institucijama, uključujući i pravila za zaračunavanje naknada za elektroenergetsku neravnotežu, koja su u nadležnosti Nezavisnog Operatora sistema u BiH

• vrši isplatu naknada za uravnoteženje elektroenergetskog sistema, • vodi poseban transakcijski račun za obračun i plaćanje električne energije proizvedene iz

OIEiK, • provodi aktivnosti u promovisanju obnovljivih izvora energije i kogeneracije,


BOSNA‐S/ENOVA 232

• dostavlja polugodišnje i godišnje izvještaje o poslovanju Vladi Federacije Bosne i Hercegovine.

Sve dok se ne uspostavi Operator za OIEiK, JP Elektroprivreda BiH će raspolagati prikupljenim novčanim sredstvima na ime naknade i koristiti ih za:

• isplatu garantovane cijene kvalificiranim proizvođačima, u skladu sa Uredbom o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 36/10),

• finansiranje rada Operatora za OIEiK, odnosno finansiranje rada JP Elektroprivrede za djelatnosti koje su gore navedene i koje bi trebale pripadati Operatoru za OIEiK,

• plaćanje troškova uravnoteženja elektroenergetskog sistema nastalih zbog odstupanja u vrijednostima planirane i proizvedene električne energije iz postrojenja OIEiK,

• podsticanje istraživanja, projektovanja postrojenja, razvoja i proizvodnje opreme za OIEiK, izgradnje postrojenja iz čl. 6. i 8. za grupe postrojenja 5. i 6. s ciljem otvaranja novih radnih mjesta u Federaciji.

Budući da TE Kakanj je po obliku organizovanja dio JP Elektroprivreda BiH i čini tehničko‐ekonomsku cjelinu vertikalno integrisanog sistema unutrašnje organizacije ovog javnog preduzeća, sklapanje ugovora za prednost isporuke proizvedene električne energije iz TE Kakanj između TE Kakanj i JP Elektroprivreda BiH (koja u ovom slučaju je nadležna sve dok se ne uspostavi Operator za OIEIK) može dovesti do sukoba interesa zbog djelatnosti koje trenutno pripadaju JP Elektroprivreda BiH. Samo u slučaju u kojem bi proizvedena toplota bila korištena za vlastite potrebe TE Kakanj, a ne za snabdijevanje toplinskom energijom područja do/i Zenice, i da Termoelektrana Kakanj nije dio JP Elektroprivreda BIH, onda bi se ovom projektu mogle primijeniti slijedeće tri mjere koje karakteriziraju Uredbu o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Službene novine Federacije BiH, br. 36/10):

• prednost isporuke, odnosno preuzimanja proizvedene električne energije iz OIEiK u mrežu; • obaveze otkupa proizvedene električne energije iz OIEiK; i • garantovane cijene.

8.5 STANDARDI I PROPISI EVROPSKE UNIJE Kako bi se potaknuo razvoj visokoefikasne kogeneracije i povećala primjena kogeneracije uopće, Evropska unija (EU) donijela je direktive državama članicama, kojima ih obavezuje na donošenje modela i načina primjene kogeneracije shodno njihovim potencijalima. Moguće koristi od primjene kogeneracije su u štednji primarne energije, izbjegavanju gubitaka u mreži i smanjenju emisije stakleničkih plinova. Evropski parlament i Vijeće donijeli su dvije direktive u kojima su državama članicama date mjere i smjernice za korištenje kogeneracije, a to su: Direktiva 2004/8/EZ od 11. februara 2004. godine i Direktiva 2009/28/EZ od 23. aprila 2009. godine. Direktiva 2005/89/EZ o mjerama sigurnosti opskrbe električnom energijom i ulaganjima u infrastrukturu, kao i direktive 2009/28/EZ o promociji korištenja energije iz obnovljivih izvora i 2010/31/EU o energetskoj performansi zgrada, dio su acquis communautair‐a Energetske zajednice. Bosna i Hercegovina kao ugovorna strana Energetske zajednice, trebala bi provoditi pravni okvir Evropske unije. Ugovor o osnivanju Energetske zajednice zahtijeva od ugovornih strana, ne samo da provedu važne dijelove EU zakonodavstva u oblasti električne energije, prirodnog plina, obnovljivih izvora energije, okoliša i konkurencije, nego i da donesu mjere poticanja razvoja energetske efikasnosti, uzimajući u obzir njegove prednosti za sigurnost opskrbe, zaštitu okoliša, socijalne kohezije i regionalnog razvoja (čl. 2.1 (d) i 35 Ugovora o osnivanju Energetske zajednice). Navedene direktive bi između ostalih, trebale biti provedene u zakonodavstvo Bosne i Hercegovine kako bi bile ispunjene obaveze prema Energetskoj zajednici.


BOSNA‐S/ENOVA 233

Slika 98: Shematski prikaz najvažnijih direktiva iz Acquis Communautair‐a Energetske zajednice

8.5.1 Direktiva 2004/8/EZ o promociji kogeneracije 38 Direktiva 2004/8/EZ ima za cilj povećavanje energetske efikasnosti i povećavanje sigurnosti opskrbe energijom, stvaranjem okvira za unapređivanje i razvoj visokoefikasne kogeneracije na temelju potrošnje korisne topline i štednje primarne energije na unutrašnjem tržištu, uzimajući u obzir specifične državne okolnosti, naročito klimatske i ekonomske uslove. Ovom Direktivom propisano je koje se proizvedene kogeneracijske jedinice mogu nazivati visokoefikasne kogeneracijske jedinice. One moraju zadovoljavati kriterij da mogu osigurati uštedu primarne energije više od 10% u odnosu na reference za odvojenu proizvodnju toplinske i električne energije. Pod visokoefikasnu kogeneracijsku jedinicu, prema ovoj Direktivi, spada i proizvodnja iz malih i mikro kogeneracijskih jedinica koja daje uštede primarne energije. U Direktivi su navedene i kogeneracijske tehnologije koje ova Direktiva obuhvata, i to:

Plinske turbine kombiniranog ciklusa s rekuperacijom topline; Protutlačne parne turbine; Kondenzacijske parne turbine s oduzimanjem pare; Parne turbine s rekuperacijom pare; Motori s unutarnjim sagorijevanjem; Mikroturbine; Stirlingovi motori; Gorive ćelije; Parni strojevi; Organski Rankineov Ciklus (ORC); Druge vrste tehnologija ili izgaranja na koje se odnosi definicija dana u ovoj Direktivi.

Metodologija proračuna efikasnosti kogeneracijskog postrojenja i uštede primarne energije prikazana je u ovoj direktivi. Ova metodologija vrijedi i za male (do 1 MWe) i mikrokogeneracijske jedinice (do 50 kWe). U Direktivi 2004/8/EZ zahtijeva se od članica da omoguće pristup na mrežu malim i mikrokogeneracijskim postrojenjima, posebno onim s visokom efikasnošću, kako bi mogle predati proizvedenu električnu energiju. Države članice trebaju osigurati potporu za kogeneracijsku proizvodnju koja se temelji na potrošnji korisne toplinske energije i štednji primarne energije u svjetlu realnih mogućnosti za smanjenje potrošnje energije primjenom drugih ekonomski izvedivih ili ekološki korisnih mjera kao ostalih mjera energetske efikasnosti. To znači da države članice moraju na državnom nivou provesti mehanizme i podršku za uvođenje kogeneracije, što uključuje pomoć kod investiranja, oslobođenje ili djelomično oslobođenje od poreza, izdavanje certifikata za zelenu energiju, te model poticaja za otkup proizvedene energije. Isto tako, države članice dužne su analizirati nacionalne potencijale za visokoefikasnu kogeneraciju. Ta analiza treba da identificira sve potencijale za potrošnju korisne topline i energije za hlađenje, koji

38Directive 2004/8/EC – On the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC


BOSNA‐S/ENOVA 234

su pogodni za primjenu visokoefikasne kogeneracije kao i dostupnost goriva i drugih energetskih resursa koji se koriste u kogeneracijskom postupku. Navedena analiza treba da obuhvati prepreke koje mogu ometati realizaciju nacionalnih potencijala za visokoefikasnu kogeneraciju. Ove prepreke se odnose na cijene i troškove pristupa gorivima, na pitanja mrežnog sistema, na administrativne postupke i izostalu internalizaciju vanjskih troškova u cijenama energije. Države članice dužne su osigurati uslove koji će garantirati porijeklo električne energije proizvedene iz visokoefikasnih kogeneracijskih sistema na osnovu objektivnih, transparentnih i nediskriminirajućih kriterija koje određuje svaka država članica. Ova garancija o porijeklu električne energije treba da omogući proizvođačima da pokažu da je prodana električna energija proizvedena u postupku visokoefikasne kogeneracije te da se izdaje u tu svrhu na zahtjev proizvođača. Garancija o porijeklu navodi:

nižu kalorijsku vrijednost goriva iz kojeg je električna energija proizvedena; namjenu toplinske energije proizvedenu zajedno s električnom energijom; datume i mjesta proizvodnje; količinu električne energije iz visokoefikasne kogeneracije; uštede primarne energije izračunate na temelju usklađenih referentnih vrijednosti

efikasnosti koje utvrđuje EU Komisija. 8.5.2 Direktiva 2009/28/EZ o promociji korištenja energije iz obnovljivih izvora Svrha Direktive 2009/28/EZ je uspostava zajedničkog okvira za poticanje korištenja energije iz obnovljivih izvora. Ovdje navedene preporuke obvezujuće su za države članice s ciljem povećanja udjela potrošnje energije iz obnovljivih izvora u ukupnoj potrošnji energije, kao i u njihovoj međusobnoj trgovini energijom. Direktiva propisuje obavezne ciljeve koji se trebaju postići u EU‐27 kroz promoviranje korištenja obnovljivih izvora energije u električnoj energiji, grijanju i hlađenju, te u sektoru transporta kako bi se osiguralo da energija iz obnovljivih izvora čini najmanje 20% ukupne potrošnje energije u EU do 2020. Države članice EU imaju različite potencijale obnovljivih izvora energije, pa stoga imaju i različite modele poticanja i korištenja obnovljivih izvora na nacionalnim razinama. Isto tako, članice EU samostalno donose modele i način poticanja korištenja energije iz obnovljivih izvora, ali kod donošenja istih dužne su uzeti u obzir i primijeniti preporuke iz ove Direktive. Kogeneracija se u ovoj Direktivi 2009/28/EZ ubraja pod obnovljive izvore energije, dok su u Direktivi 2004/8/EZ date detaljnije upute za korištenje i poticanje kogeneracije. 8.5.3 Direktiva 2010/31/EU o energetskoj performansi zgrada Zbog velikog, neiskorištenog potencijala energetskih ušteda u zgradama, nedavno je objavljen i prijedlog nove, dorađene Direktive o energetskim svojstvima zgrada. Prijedlog nove Direktive je uvođenje još strožijih zahtjeva vezanih za energetske sisteme zgrada. Upozorava se na potrebu donošenja konkretnih akcija s ciljem iskorištavanja velikog potencijala energetskih ušteda u zgradama. Također se upozorava i na nedovoljno korištenje obnovljivih i alternativnih energetskih sistema u zgradama te se traži njihovo obavezno razmatranje za sve nove zgrade bez obzira na veličinu, kao i za postojeće zgrade pri većim rekonstrukcijama. Od zemalja članica se traži da pripreme nacionalne planove za povećanje broja skoro nul‐energetskih zgrada, te redovito izvještavanje Evropskoj komisiji. Predlaže se više finansijskih mehanizama poticanja energetske efikasnosti na nacionalnom i evropskom nivou. Sektor zgrada javne namjene mora preuzeti vodeću ulogu u području povećanja energetske efikasnosti u zgradama i zacrtati ambicioznije ciljeve za zgrade javne namjene. Države članice obavezne su primijeniti metodologiju za izračunavanje energetske efikasnosti u zgradama na temelju općeg okvira koji se nalazi u Aneksu I ove Direktive. Među aspektima po kojima će biti utvrđena metodologija nalazi se i kogeneracija.


BOSNA‐S/ENOVA 235

Osim ove metodologije u Direktivi je određeno da se države članice moraju pobrinuti da se prije početka izgradnje novih zgrada razmotri i uzme u obzir tehnička, ekološka i ekonomska izvodljivost alternativnih sistema, kao što su:

decentralizirani sistemi opskrbe energijom koji koriste obnovljive izvore; kogeneracija; daljinsko ili blokovsko grijanje ili hlađenje, osobito kada se baziraju u cijelosti ili

djelomično na energiju iz obnovljivih izvora; toplotne pumpe.

U vrijeme kada cijena primarne energije ili energenata raste, raste i zanimanje za primjenu energetski efikasnijih tehnologija, što je i razumljivo. Jedna od tih tehnologija je i kogeneracija. U kogeneracijskom postrojenju istovremeno se proizvodi električna i toplinska energija iz istog energenta, što pridonosi smanjenju potrošnje primarne energije. Iz tog razloga, Direktiva 2010/31/EU je u okvir proračuna energetskih performansi zgrada uzela i pozitivni uticaj električne energije proizvedene kogeneracijom. 8.5.4 Direktiva 2005/89/EZ o mjerama sigurnosti opskrbe električnom energijom Direktiva 2005/89/EZ o mjerama sigurnosti opskrbe električnom energijom i ulaganjima u infrastrukturu usvojena je 18. januara 2006. godine. Jedinstveno tržište električne energije u EU zahtijeva transparentnu i nediskriminirajuću politiku u pogledu sigurnosti opskrbe električnom energijom. Potrebno je uskladiti pravila između država članica i dodijeliti prava i odgovornosti pojedinim subjektima u elektroenergetskom sektoru. Prilikom promocije obnovljivih izvora energije potrebno je osigurati raspoloživost rezervnih kapaciteta kako bi se osigurao pouzdan i siguran rad mreže. Za razvoj tržišta osobito je bitna saradnja između operatora prijenosnih sistema u pogledu sigurnosti sistema, razmjene i pružanja informacija, modeliranja mreže i definicije raspoloživih prijenosnih moći. Stoga Direktiva utvrđuje mjere u cilju postizanja sigurnosti opskrbe i ispravnog rada tržišta koje trebaju osigurati odgovarajući nivo proizvodnih kapaciteta, odgovarajuću ravnotežu između ponude i potražnje te odgovarajući nivo povezanosti sistema interkonekcijskim vodovima radi razvoja tržišta. Sigurnost opskrbe električnom energijom definira se kao sposobnost elektroenergetskog sistema da opskrbi krajnje kupce električnom energijom. Prilikom primjene spomenutih mjera, države članice moraju voditi računa o:

važnosti stalnosti opskrbe električnom energijom, važnosti transparentnog i stabilnog zakonskog okvira, unutarnjem tržištu i mogućnostima prekogranične saradnje u vezi sa sigurnosti opskrbe

električnom energijom, potrebi redovitog održavanja i po potrebi obnovi prijenosne i distribucijske mreže kako

bi se održao potreban nivo kvaliteta rada mreže, važnosti postizanja ciljeva promocije i razvoja obnovljivih izvora energije i kogeneracije u

skladu s Direktivom 2001/77/EZ o promociji električne energije proizvedene iz obnovljivih izvora na unutarnjem tržištu električne energije i Direktivom 2004/8/EZ o unapređenju kogeneracije na temelju potrošnje korisne energije na unutrašnjem tržištu energije u onom dijelu u kojem se to odnosi na sigurnost opskrbe električnom energijom,

potrebi osiguranja dovoljnih prijenosnih i rezervnih proizvodnih kapaciteta za stabilan pogon sistema,

važnosti poticanja uspostave likvidnog veleprodajnog tržišta.


BOSNA‐S/ENOVA 236

8.5.5 Član 6 Direktive 2006/32/EZ o efikasnosti korištenja krajnje energije i energetskih usluga Cilj Direktive o efikasnosti korištenja krajnje energije i energetskih usluga je postizanje od strane Država članica sveobuhvatnog nacionalnog okvirnog cilja uštede energije, koji za devetu godinu primjene ove direktive iznosi 9%, do kojeg se dolazi putem energetskih usluga i drugih mjera za poboljšanje energetske efikasnosti. Države članice trebaju da poduzmu ekonomične, izvodljive i razumne mjere kako bi postigle ovaj cilj.

Među ciljevima u ovoj Direktivi se nalaze i mjere vezane za distributere energije, za sistemske operatere distribucijske mreže, za kompanije za maloprodaju energije, kao i za ostale sudionike na tržištu, kao na primjer ESCO kompanije. Prema definiciji koja se nalazi u ovoj direktivi "ESCO (energy service company)” je fizička ili pravna osoba koja pruža energetske usluge i/ili druge mjere za poboljšanje energetske efikasnosti u objektu ili prostorijama korisnika i pri tom preuzima do određene mjere finansijski rizik. Plaćanje pruženih usluga (u cijelosti ili djelomično) temelji se na postignutim poboljšanjima energetske efikasnosti i ispunjenju drugih dogovorenih kriterija u pogledu ostvarenih postignuća

Prema ovoj Direktivi Države članice pobrinut će se da distributeri energije, sistemski operateri distribucijske mreže i/ili kompanije za maloprodaju energije na zahtjev, ali ne više od jednom godišnje, osiguraju cjelovite statističke informacije o njihovim krajnjim korisnicima organima ili agencijama ili drugim imenovanim tijelima, pod uslovom da dotični primljene informacije prenesu navedenim organima ili agencijama. Ove informacije moraju biti dovoljne za prikladnu pripremu i implementaciju programa za poboljšanje energetske efikasnosti i promociju i nadzor energetskih usluga i drugih mjera za poboljšanje energetske efikasnosti.

Distributeri energije, sistemski operateri distribucijske mreže i/ili kompanije za maloprodaju energije ne trebaju poduzimati aktivnosti koje bi mogle ometati potražnju za energetskim uslugama i njihovu distribuciju, ili koje bi sprečavale razvoj tržišta energetskim uslugama i drugih mjera za poboljšanje energetske efikasnosti.

Države članice trebaju da odaberu jedan ili više uslova koje moraju ispunjavati distributeri energije, sistemski operateri distribucijske mreže i/ili kompanije za maloprodaju energije, direktno ili indirektno preko drugih pružaoca energetskih usluga ili mjera za poboljšanje energetske efikasnosti.

Ovi sudionici u tržištu trebaju ili da osiguravaju ponudu energetskih usluga po konkurentnim cijenama krajnjim korisnicima i promociju tih usluga ili da osiguravaju dostupnost svojim krajnjim korisnicima i promovišu energetske preglede po konkurentnim cijenama, obavljene neovisno i/ili mjere za poboljšanje energetske efikasnosti. Države članice se trebaju pobrinuti da stvore dovoljno podsticaja kako bi i ostali sudionici na tržištu koji nisu distributeri energije, sistemski operateri distribucijskih mreža i preduzeća za maloprodaju energije kao na primjer ESCO kompanije, monteri energetske opreme ili energetski savjetnici, mogli pružiti ovu vrstu usluga.

Države članice osiguravaju da postoje ili da se dogovaraju dobrovoljni dogovori i/ili drugi tržišno usmjereni sistemi, kao što su bijeli certifikati, s efektom, koji je jednak efektu promoviranja energetskih pregleda po konkurentnim cijenama. U tu svrhu, dobrovoljni dogovori imaju jasne i nedvosmislene ciljeve, obaveze za nadzorom i izvještavanjem povezane s postupcima koji vode do pregledanih i/ili dodatnih mjera kada se ciljevi ne postižu ili vjerojatno neće biti postignuti. Za osiguranje transparentnosti, dobrovoljni dogovori trebaju biti dostupni javnosti i objavljeni prije primjene u opsegu koji dozvoljavaju odredbe o povjerljivosti i koji poziva zainteresirane strane da iznesu primjedbe. 8.5.6 Zelena knjiga U Zelenoj knjizi pod naslovom "Prema evropskoj strategiji za sigurnost opskrbe energijom", usvojenoj 29. novembra 2000. godine, naglašava se da je Evropska unija izrazito ovisna o vanjskim


BOSNA‐S/ENOVA 237

izvorima opskrbe koji sada pokrivaju 50% potreba a predviđa se da će do 2030. godine, nastave li se postojeći trendovi, nivo ovisnosti porasti na 70%. Međutim, sigurnost opskrbe ne može se ograničiti samo na pitanje smanjenja uvozne zavisnosti. Sigurnost opskrbe traži široki raspon inicijativa usmjerenih prema, između ostalog, diversifikaciji izvora i tehnologija i poboljšavanju međunarodnih odnosa. Zelena knjiga, štoviše, naglašava da je sigurnost opskrbe ključna za budući održivi razvoj. Zelena knjiga zaključuje da je usvajanje novih mjera za smanjenje potrošnje energije ključno kako za smanjenje uvozne ovisnosti tako i za ograničenje emisije stakleničkih plinova. U Rezoluciji o Zelenoj knjizi od 15. novembra 2001, Evropski parlament poziva na inicijative koje će ohrabriti zaokret prema efikasnim pogonima za proizvodnju energije, uključujući kombiniranu proizvodnju toplinske i električne energije. Tri glavne tačke se ističu u Zelenoj knjizi:

• Evropska unija će postati sve više ovisni o vanjskim izvorima energije, proširenje neće promijeniti situaciju, ovisnost će doći do 70% u 2030.

• Evropska unija ima vrlo ograničene ciljeve kako bi uticala na uvjete opskrbe energijom; ti ciljevi se odnose uglavnom na potražnju energije na koju EU može intervenirati, i na promovisanje štednje energije u zgradama i prometnom sektoru.

• Evropska unija nije u stanju odgovoriti na izazov klimatskih promjena i ispuniti svoje obveze, osobito one koje se nalaze u Protokolu iz Kyota.

U Zelenoj knjizi iz 2000 godine se nalaze i smjernice u sektoru električne energije i toplotne energije. Predlaže se modernizacija ili zamjena postojećih proizvodnih postrojenja za električnu energiju i za toplotnu energiju kako bi se proizvodnja mogla nastaviti istom brzinom, budući da je veliki broj tih postrojenja već zastario. Postojeće termoelektrane čiji kapacitet je trenutno u suficitu zahtijevat će opsežne modernizacije. Neke od stanica koje idu na kruto gorivo mogu se zamijeniti sa plinskim postrojenjima. Jedina barijera koja sprečava ovu vrstu modernizacije nalazi se u visokim cijenama plina. U tom slučaju kruta goriva i nuklearna energija će nastaviti biti glavni izvori energije. Grijanje je najveći pojedinačni korisnik finalne energije (jedna trećina ukupne potrošnje). Tržište se kreće od domaćinstava (uključujući i toplu vodu) do proizvodnje pare za industrijske svrhe. Energetski bilans za proizvodnju toplotne energije je drugačiji od onoga za proizvodnju električne energije. Za razliku od električne energije, proizvodnja toplotne energije je pretežno decentralizirana, bilo da se radi o pojedinačnim sistemima za grijanje, kombinirane proizvodnje električne i toplotne energije ili namjenskim toplotnim stanicama s njihovim pripadajućim toplotnim mrežama. Prema Zelenoj knjizi, glavni cilj energetske strategije treba osigurati, za dobrobit građana i za pravilno funkcioniranje ekonomije, dostupnost energetskih proizvoda na tržištu po pristupačnoj cijeni za sve potrošače, poštujući ekološka pitanja i održivi razvoj. Ovaj cilj je važan radi smanjenja rizika vezanih za energetsku ovisnost. EU se u velikoj mjeri oslanja na fosilna goriva kao što je nafta (dominantni resurs). To je problem koji se mora riješiti. Evropska komisija je u martu 2006. godine usvojila još jednu Zelenu knjigu pod naslovom "Evropska strategija za održivu, konkurentnu i sigurnu energiju“. Ova Zelena knjiga je važna prekretnica u razvoju energetske politike za Evropsku uniju. Ako Evropa želi postići svoje ekonomske, socijalne i ekološke ciljeve, onda bi se trebala riješiti velika energetska pitanja kao što su rastuća ovisnost o uvozu energije, cijene isparljiva ulja i plina, klimatske promjene, sve veću potražnju i prepreke da bi se postiglo jedno potpuno konkurentno unutarnje energetskog tržište. EU mora iskoristiti svoju


BOSNA‐S/ENOVA 238

poziciju kao drugo najveće svjetsko tržište energije i kao svjetski lider u upravljanju potražnjom i promociji obnovljivih izvora energije. Ova Zelena knjiga je postavila tri glavna cilja u energetskoj politici Evropske unije:

Održivost: (I) razvoj konkurentnih obnovljivih izvora energije i drugih niskougljeničnih izvora energije i prijevoznika, osobito alternativni prijevoz goriva; (II) obuzdavanje potrošnje energije u Evropi, i (III) vodeće globalne napore za zaustavljanje klimatskih promjena i poboljšanje kvaliteta zraka.

Konkurentnost: (I) osigurati da otvaranje energetskog tržišta donosi pogodnosti za potrošače i ekonomiju, uz poticaj ulaganja u čistu proizvodnju energije i energetsku efikasnost, (II) ublažavanje uticaja viših cijena energenata na ekonomiju Evropske unije i na njezine građane i (III) čuvanje Evrope na čelu energetskih tehnologija.

Sigurnost opskrbe: rješavanje sve veće ovisnosti o uvozu energije kroz (I) jedan integrirani pristup ‐ smanjenje potražnje, diversifikaciju energetskih izvora energije s većim korištenjem natjecateljsko autohtonih i obnovljivih izvora energije, i diversifikaciju izvora i puteva opskrbe uvozne energije, (II) stvaranje okvira koji će stimulirati odgovarajuća ulaganja i zadovoljiti rastuću potražnju za energijom, (III) bolje opremanje Evropske unije da se nosi s hitnim slučajevima, (IV) poboljšanje uvjeta za evropske kompanije koje traže pristup globalnim resursima, i (V) obezbjeđenje energijom svih građana i industrije.

8.5.7 Bijela knjiga Bijela knjiga definiše strategiju i akcijski plan za promoviranje tržište obnovljivih izvora energije , a glavni cilj je da se njihovo korištenje udvostruči do 2010 (od 6% od ukupne potrošnje u 1996. godine do 12% od ukupne potrošnje u 2010. godini). Predložene mjere u akcijskom planu uključuju organiziranje kampanje za razvoj obnovljivih izvora energije. Provedba Strategije i Akcionog plana donosi prednosti što su štednje u uvozu nafte, tehnički razvoj, stvaranje radnih mjesta i smanjenje ugljičnog dioksida.

U Bijeloj knjizi se navode i ciljevi, ili ključne akcije. Ovi ciljevi uključuju i uspostavu postrojenja na biomasu (ukupno 10.000 MW) i integraciju obnovljivih energije u 100 zajednica. U knjizi su opisani i postupci za provedbu ciljeva kao i monitoringa procedura. U dokumentu se navodi i potreba za poboljšanjem koordinacije programa i politika pod odgovornosti Zajednice i država članica, kao i za razvoj jedinstvenog prihvatljivog sistema za statistike.

Evropska zajednica je predložila u ovom dokumentu integraciju promocije obnovljivih izvora energije u nekoliko ključnih područja politike. Bit će osnovana jedna radna grupa koja će uključivati predstavnike Evropske komisije i Država članica. Ova radna grupa će pratiti poduzete mjere i ocijeniti uticaj odluka energetske politike na svim nivoima, u odnosu na korištenje obnovljivih izvora energije. Države članice moraju usvojiti nacionalne ciljeve i strategije, a te će se usporediti sa akcijama Evropske zajednice kako bi mogle stupiti na snagu. Od Država članice, kao dio njihovog doprinosa ovom procesu, će biti zatraženo da prave izvještaje radnoj grupi o izvodljivom doprinosu koje mogu realno napraviti do 2010. godine. U izvještajima će trebati i navesti način na koji namjeravaju promovirati obnovljive izvore energije u sektorima.

Strategije Evropske zajednice prikazani iznad je temeljni okvir za djelovanje kako bi se postigao indikativni cilj od 12% korištenja obnovljivih izvora energije do 2010. godine. U cilju provedbe Strategije, konkretne mjere su predložene u Akcijskom planu koji određuje individualne akcije po kategorijama, a označava oblik svake akcije.

Zaključak Bijele knjige opisuje politiku koja se odnosi na obnovljive izvore energije kako slijedi:


BOSNA‐S/ENOVA 239

To je ovo razmatranje o klimatskim promjenama, koje je uzrokovano emisijama ugljičnog dioksida iz fosilnih goriva, i mogućim smanjenjima koje mogu biti dovedene korištenjem obnovljivih izvora energije, koji predstavljaju temelj Bijelu knjigu o obnovljivim izvorima energije. 8.6 MEĐUNARODNI STANDARDI Povećano pravilno korištenje kogeneracije usmjereno prema uštedama primarne energije predstavlja važan dio paketa mjera potrebnih radi poštivanja odredbi Protokola iz Kyota. Protokol iz Kyota uz Okvirnu konvenciju Ujedinjenih naroda o promjeni klime dodatak je međunarodnom sporazumu o klimatskim promjenama, potpisan 1997. godine s ciljem smanjivanja emisije ugljičnog dioksida i drugih stakleničkih plinova. Evropska komisija je u svom Priopćenju o provedbi prve faze Evropskog programa o klimatskim promjenama označila unapređenje kogeneracije kao jednu od mjera potrebnih radi smanjenja emisije stakleničkih plinova iz energetskog sektora i najavila svoju namjeru da podnese prijedlog Direktive o unapređenju kogeneracije u 2002. godini. Međunarodna zabrinutost o značaju emisije ugljen dioksida kao ekološki problem se povećala od 1992, od kada je usvojena Okvirna konvencija Ujedinjenih naroda o promjeni klime (UNFCCC) kao rezultat povećanja zabrinutosti zbog rastuće koncentracije atmosferskih stakleničkih plinova i njihovih mogućih negativnih uticaja na globalnom klimatskom sistemu. UNFCCC i Kyoto Protokol pozivaju na povećanje energetske efikasnosti i proizvodnje i korištenje novih i obnovljivih izvora energije, kao i na mjere za ograničavanje ili smanjenje emisija stakleničkih plinova. Cilj Okvirne konvencije Ujedinjenih naroda o promjeni klime je "stabilizirati atmosfersku koncentraciju stakleničkih plinova na nivou koja će spriječiti opasno antropogeno djelovanje na klimatski sistem. Takav nivo treba se ostvariti u dovoljnom vremenskom okviru kako bi se omogućilo eko‐sistemu da se prirodno prilagodi na klimatske promjene, kako bi se osiguralo da proizvodnja hrane ne bude ugrožena i da se omogući daljnji ekonomski razvoj na održivi način. " Znanstvenici procjenjuju da bi se postigao taj cilj, globalne emisije stakleničkih plinova treba smanjiti za oko 70% u odnosu na nivou od 1990. godine.


BOSNA‐S/ENOVA 240

8.7 LITERATURA

1. Zakon o zaštiti okoliša FBiH ("Sl. novine FBiH", broj 33/03 i 38/09)

2. Zakon o izmjenama i dopunama zakona o zaštiti okoliša (Sl. novine Federacije BiH br. 68/05)

3. Pravilnik o pogonima za koje je obavezna studija uticaja na okolinu i pogonima koji mogu biti pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Sl. novine Federacije BiH, Br. 19/04)

4. Zakon o prostornom uređenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 2/04, 2/08)

5. Zakon o građenju Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 1/05, 2/08 i 15/09)

6. Pravilnik o pogonima i postrojenjima koji mogu biti izgrađeni i pušteni u rad samo ako imaju okolinsku dozvolu (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 12/05)

7. Zakon o cestama Federacije BiH (Sl. novine FBiH 12/10)

8. Pravilnik o naknadama za korištenje cestovnog zemljišta (Sl. novine FBiH 75/10)

9. Uredba o mjerilima za obračun naknade za korištenje cestovnog zemljišta i naknade za obavljanje pratećih djelatnosti na autocestama i brzim cestama u Federaciji BiH

10. Zakon o zaštiti i korištenju kulturno‐istorijskog i prirodnog naslijeđa (Skupština Socijalističke Republike Bosne i Hercegovine, April 1985)

11. Zakon o Poljoprivrednom zemljištu (Sl. novine FBiH br. 52/09)

12. Zakon o prostornom planiranju i korištenju zemljišta na nivou Federacije BiH (Sl. novine Federacije BiH br. 2/06, 72/07 i 32/08)

13. Zakon o koncesijama Zeničko‐dobojskog kantona (Sl. novine Zeničko‐dobojskog kantona, br. 2/00, 14/02 i 5/03)

14. Pravilnik o energetskom certificiranju objekata (Sl. novine Federacije BiH, br. 50/10)

15. Uredba o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Sl. novine Federacije BiH, br. 36/10)

16. Uredba o izmjenama i dopunama Uredbe o korištenju obnovljivih izvora energije i kogeneracije (Sl. novine Federacije BiH, br. 11/11)

17. Direktiva 2004/8/EZ o unaprjeđenju kogeneracije na temelju potrošnje korisne energije na unutrašnjem tržištu energije i koja dopunjuje direktivu 92/42/EEZ

18. Direktiva 2009/28/EZ o promociji korištenja energije iz obnovljivih izvora

19. Direktiva 2010/31/EU o energetskoj performansi zgrada

20. Direktiva 2005/89/EZ o mjerama sigurnosti opskrbe električnom energijom i ulaganjima u infrastrukturu

21. Direktiva 2006/32/EZ o efikasnosti korištenja krajnje energije i energetskih usluga

22. Zelena knjiga,"Prema evropskoj strategiji za sigurnost opskrbe energijom", 29. novembar 2000.

23. Rezolucija o Zelenoj knjizi, Evropski parlament, 15. novembar 2001.


BOSNA‐S/ENOVA 241

24. Zelena knjiga,"Evropska strategija za održivu, konkurentnu i sigurnu energiju", mart 2006.

25. Bijela knjiga o energetskoj politici članica Evropske unije, 1996.

26. Protokol iz Kyota, 11. decembar 1997.

27. Okvirna konvencija Ujedinjenih naroda o promjeni klime (UNFCCC)

28. Ugovor o osnivanju Energetske zajednice Jugoistočne Evrope, 25. oktobar 2005.

Documents

Bosna S/ENOVABosna i Hercegovina Javno preduzeće Elektroprivreda BiH d.d. Vilsonovo šetalište 15 71000 Sarajevo Bosna i Hercegovina Tel: +387 (0) 33 751 000 Fax: +387 (0) 33 751