DUGOROČNI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE 2014. - 2023. … razvoja mreze/PRPM Knjiga I.pdf · NOS BiH. Zavisno od rezultata revizije, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže će se

“Elektroprenos Bosne i Hercegovine” a.d. Banja Luka 78000 Banja Luka, Marije Bursać 7a, Tel. +387 51 246 500, Fax: +387 51 246 550 Operativna područja: Banja Luka, Sarajevo, Mostar i Tuzla

IB: 402369530009 MB: 11001416 BR: 08-50.3.-01-4/06 Ministarstvo pravde BiHSarajevo

Korisničke banke i brojevi računa UniCredit Bank a.d. B. Luka 5510010003400849 Raiffeisen Bank 1610450028020039 Sberbank a.d. 5672411000000702 Nova Banka a.d. 5550070151342858 NLB Banka 1320102011989379

DUGOROČNI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE 2014. - 2023.

KNJIGA I

Oktobar 2014.

SADRŽAJ: KNJIGA I 1. UVOD ............................................................................................................................................................ 5 2. SADRŽAJ PLANA RAZVOJA PRENOSNE MREŽE............................................................................. 7 3. KARAKTERISTIKE EES BiH................................................................................................................... 8

3.1. Prenosna mreža BiH .....................................................................................................................................8 3.1.1. Operativno područje Banja Luka ........................................................................................................... 9 3.1.2. Operativno područje Mostar................................................................................................................... 9 3.1.3. Operativno područje Sarajevo.............................................................................................................. 11 3.1.4. Operativno područje Tuzla................................................................................................................... 11

3.2. Proizvodnja i potrošnja električne energije.................................................................................................12 4. KRITERIJI PLANIRANJA ...................................................................................................................... 16

4.1. Principi i tehnički kriteriji planiranja..........................................................................................................16 4.2. Ekonomski kriteriji .....................................................................................................................................20

5. ULAZNI PODACI...................................................................................................................................... 21 5.1. Indikativni plan razvoja proizvodnje ..........................................................................................................21

5.1.1. Novi proizvodni objekti ....................................................................................................................... 21 5.1.2. Prognoza potrošnje............................................................................................................................... 22

5.2. Faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i srednje mjesečno opterećenje ...................................................................................................................23 5.3. Podaci dostavljeni od elektroprivreda u BiH i Elektrodistribucije Distrikta Brčko....................................25

6. GUBICI U PRENOSNOJ MREŽI ............................................................................................................ 26 7. STATISTIKA KVAROVA I VRIJEME ZASTOJA ZBOG KVAROVA I ODRŽAVANJA DALEKOVODA I MREŽNIH TRANSFORMATORA......................................................................... 28 8. MODEL ZA ANALIZE ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BiH ............................................... 30

8.1. Ulazni podaci za model...............................................................................................................................31 8.1.1. Investicije u toku.................................................................................................................................. 32 8.1.2. Radijalno napojene TS 110/x kV ......................................................................................................... 32 8.1.3. Krute veze ............................................................................................................................................ 33 8.1.4. Objekti van funkcije............................................................................................................................. 34 8.1.5. Rekonstrukcije dalekovoda .................................................................................................................. 35 8.1.6. Novi proizvodni/potrošački objekti...................................................................................................... 35

8.1.6.1. MHE Ustiprača i MHE Dub ........................................................................................................... 35 8.1.6.2. Sistem MHE na Sutjesci ................................................................................................................. 36 8.1.6.3. TE Stanari....................................................................................................................................... 37 8.1.6.4. HE Ulog.......................................................................................................................................... 38 8.1.6.5. HE Vranduk.................................................................................................................................... 38 8.1.6.6. HE Dabar........................................................................................................................................ 39 8.1.6.7. Blok 7 u TE Tuzla .......................................................................................................................... 39 8.1.6.8. HE Ustikolina ................................................................................................................................. 40 8.1.6.9. Blok 8 u TE Kakanj ........................................................................................................................ 40

8.1.7. Novi interkonektivni vodovi ................................................................................................................ 41 8.1.8. Nove 110/x kV ..................................................................................................................................... 41

8.1.8.1. TS 110/20/10 kV Živinice (2016. godina)...................................................................................... 43 8.1.8.2. TS 110/x kV Žepče (2015. godina) ................................................................................................ 43 8.1.8.3. TS 110/10(20) kV Čitluk 2 (Međugorje) (2016. godina)................................................................ 44 8.1.8.4. TS 110/10(20) kV Doboj Istok (2016. godina)............................................................................... 44 8.1.8.5. TS 110/20 kV Gradiška 2 (2016. godina)....................................................................................... 45 8.1.8.6. TS 110/20 kV Prnjavor 2 (2016. godina) ....................................................................................... 45 8.1.8.7. TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 (Grbavica) (2016. godina) ............................................................ 46 8.1.8.8. TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 (2016. godina)............................................................................ 47 8.1.8.9. TS 400/110/x kV Sarajevo 10: Izgradnja transformacije 110/10(20)/10 kV (2016. godina).......... 48 8.1.8.10. TS 110/10(20)/10 kV Ilijaš (2016. godina) .................................................................................... 48 8.1.8.11. TS 110/20 kV Kneževo (2016. godina) .......................................................................................... 49 8.1.8.12. TS 110/35/10(20) kV Jelah (2016. godina) .................................................................................... 50 8.1.8.13. TS 110/20 kV Prijedor 6 (2017. godina) ........................................................................................ 50 8.1.8.14. TS 110/x kV Tušanj (2017. godina) ............................................................................................... 50 8.1.8.15. TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 (Vitina) (2017. godina)................................................................... 52

2/122

8.1.8.16. TS 110/35/10(20) kV Željuša (2017. godina)................................................................................. 52 8.1.8.17. TS 110/10(20) kV Banja Luka 10 (2017. godina) .......................................................................... 53 8.1.8.18. TS 110/20 kV Kostajnica (2018. godina) ....................................................................................... 54 8.1.8.19. TS 110/20(10) kV Zenica 5 (2020. godina).................................................................................... 54 8.1.8.20. TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 (2021. godina) .................................................................................. 55

9. ANALIZA TOKOVA SNAGA I NAPONSKIH PRILIKA..................................................................... 56 9.1. Analiza za 2014. godinu .............................................................................................................................56

9.1.1. Normalna hidrologija ........................................................................................................................... 56 9.1.2. Suha hidrologija ................................................................................................................................... 59

9.2. Analiza za 2018. godinu .............................................................................................................................61 9.2.1. Normalna hidrologija ........................................................................................................................... 61 9.2.2. Suha hidrologija ................................................................................................................................... 63

9.3. Analiza za 2023. godinu .............................................................................................................................64 9.3.1. Normalna hidrologija ........................................................................................................................... 64

9.3.1.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ........................................................ 66 9.3.1.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari...................................................................... 67

9.3.2. Suha hidrologija ................................................................................................................................... 68 9.3.2.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ......................................................... 70 9.3.2.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari...................................................................... 70

9.4. Režim minimalnih opterećenja ...................................................................................................................71 10. INTERKONEKCIJE.................................................................................................................................. 78

10.1. Scenarij 1. ................................................................................................................................................78 10.2. Scenarij 2. ................................................................................................................................................79 10.3. Scenarij 3. ................................................................................................................................................80 10.4. Scenarij 4. ................................................................................................................................................81

11. REKONSTRUKCIJE I PROŠIRENJA ELEMENATA PRENOSNOG SISTEMA ............................ 83 11.1. Zamjena energetskih transformatora........................................................................................................83 11.2. Proširenja VN i SN postrojenja................................................................................................................83 11.3. Rekonstrukcije/sanacije ...........................................................................................................................83

11.3.1. Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja ...................................................................................... 84 11.3.2. Rekonstrukcije/sanacije DV................................................................................................................. 84

12. PREGLED NOVIH PRENOSNIH KAPACITETA, REKONSTRUKCIJA I PROŠIRENJA POSTOJEĆIH SA PROCJENOM POTREBNIH I RASPOLOŽIVIH SREDSTAVA........................ 85

12.1. Procjena potrebnih sredstava ...................................................................................................................85 12.2. Procjena raspoloživih sredstava .............................................................................................................109

13. PRORAČUN STRUJA KRATKIH SPOJEVA...................................................................................... 111 14. ZAKLJUČAK........................................................................................................................................... 118 POPIS SKRAĆENICA ..................................................................................................................................... 121 LITERATURA.................................................................................................................................................. 122 KNJIGA II 1. PRILOG 1

1.1. Tehnički podaci o dalekovodima 400 kV, 220 kV i 110 kV koji su u funkciji prenosa električne energije u BiH..................................................................................................................................................3

2. PRILOG 2 2.1. Dostignuto i prognozirano opterećenje postojećih TS.....................................................................................15 2.2. Dostignuto i prognozirano opterećenje postojećih i novih TS.........................................................................21 2.3. Opterećenja po čvorištima u trenutku dostizanja maksimalnog i minimalnog opterećenja sistema u 2012. godini..............................................................................................29 2.4. Faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i srednje mjesečno opterećenje po TS za period 2008. – 2012. godina..............................................................33

3/122

3. PRILOG 3 3.1. Pregled predloženih i odabranih novih 110/x kV ............................................................................................114 3.2. Priključni vod za nove TS 110/x kV................................................................................................................116 3.3. Pregled zahtjeva elektroprivreda u BiH i distribucije Brčko Distrikta ............................................................118

4. PRILOG 4 4.1. Pregled TS sa ugrađenim jednim transformatorom i plan ugradnje drugog transformatora ............................133 4.2. Pregled nekompletnih DV polja 110 kV i plan kompletiranja.........................................................................135 4.3. Pregled jednostrano napojenih TS i plan obezbjeđenja dvostranog napajanja ................................................136 4.4. Pregled objekata van funkcije i plan vraćanja u funkciju ................................................................................137 4.5. Pregled i plan ukidanja krutih veza..................................................................................................................138

5. PRILOG 5 5.1. Statistika zastoja na dalekovodima za period 2009. – 2012. ...........................................................................140 5.2. Statistika zastoja na mrežnim transformatorima za period 2009. – 2012. .......................................................151

6. PRILOG 6 6.1. Analiza tokova snaga i naponskih prilika - šematski prikaz ...........................................................................152

7. PRILOG 7 7.1. Procjena troškova izgradnje DV 400 kV i 220 kV ..........................................................................................222 7.2. Procjena troškova izgradnje/rekonstrukcije DV 110 kV .................................................................................227 7.3. Procjena troškova izgradnje/rekonstrukcije TS ...............................................................................................230 7.4. Procjena troškova polja i pojedinačnih elemenata u TS ..................................................................................233 7.5. Procjena troškova za SN ćelije ........................................................................................................................235

8. PRILOG 8 8.1. Zamjena energetskih transformatora................................................................................................................237 8.2. Proširenja TS – izgradnja novog DV polja ......................................................................................................248 8.3. Rekonstrukcija VN i SN postrojenja u TS.......................................................................................................249 8.4. Rekonstrukcija DV ..........................................................................................................................................254

4/122

1. UVOD Prema Odluci o izdavanju licence za djelatnost prenosa električne energije (broj licence 05-28-12-341-20/12 od 17.01.2013.), Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije tačka 3.23. koji su sastavni dio Licence, Elektroprenos BiH je zadužen za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže za period od 10 godina, koji obuhvata i problematiku prekograničnih vodova. Takođe, prema Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti nezavisnog operatora sistema tačka 3.21., NOS BiH, u koordinaciji sa Elektroprenosom BiH učestvuje u planiranju i analizama efekata novih interkonektivnih vodova na regionalnom nivou. Analize se daju u sklopu Indikativnog plana razvoja proizvodnje (presječna 5-ta i 10-ta godina) i odnose se na naponski nivo 400 kV i 220 kV. Pri izradi analiza koriste se podaci iz dugoročnog plana razvoja prijenosne mreže. Plan se dostavlja NOS BiH na pregled, odobrenje, direktnu reviziju i objavljivanje. NOS BiH organizuje reviziju Plana, nakon čega ga upućuje DERK-u na odobrenje. Po odobrenju od strane DERK-a, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže objavljuje NOS BiH. Indikativni plan razvoja proizvodnje koristi se kao jedna od osnova za izradu dugoročnog plana razvoja prenosne mreže. Po MK (maj 2011. godine), tačka 4.2.1., Elektroprenos i NOS BIH su nadležni za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže. Tačkom 4.2.3. MK definisan je cilj Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže: „Cilj Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže je da na osnovu Indikativnog plana razvoja proizvodnje (bilansno uključeni proizvodni kapaciteti) i drugih relevantnih dokumenata, definiše potrebna pojačanja postojećih i izgradnju novih objekta prenosne mreže kako bi se pravovremeno pokrenule procedure vezane za njihovo projektovanje, obezbjeđenje sredstava, izgradnju i puštanje u pogon. Elektroprenos BiH će prilikom izrade Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže voditi računa i o razvojnim planovima distributera.“ U tački 4.2.5. MK se navodi: „Elektroprenos BiH izrađuje Dugoročni plan razvoja prenosne mreže za narednih 10 godina. Aktuelizacija Plana vrši se svake godine.”, a u tački 4.2.6.: „Elektroprenos BiH je odgovoran za pokretanje postupka dobijanja saglasnosti ili dozvola koje su potrebne da bi se realizirao planirani razvoj prenosne mreže.” Procedura izrade Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže, odobravanje i objavljivanje, te nosioci aktivnosti, definisani su MK, tačka 4.2. Kodeks planiranja i razvoja prenosne mreže, Licencom za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije i Licencom za obavljanje djelatnosti nezavisnog/neovisnog operatora sistema/sustava. U tačkama 4.3.5., 4.3.6., 4.3.7. i 4.3.8. MK se navodi: „Dugoročni plan razvoja prenosne mreže NOS BiH-u se dostavlja do kraja septembra odnosno pet mjeseci nakon što Indikativni plan razvoje proizvodnje odobri DERK.” „Dugoročni plan razvoja prenosne mreže Elektroprenos BiH podnosi NOS BiH-u na pregled, odobravanje, direktnu reviziju i objavljivanje. Kada NOS BiH osnovano bude smatrao da je potrebno napraviti određene izmjene, od Elektroprenosa BiH može zatražiti da izmijeni pojedine elemente Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže.” „NOS BiH će u roku od mjesec dana po prijemu prijedloga revidovati Dugoročni plan razvoja prenosne mreže. Stručni savjet za reviziju Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže formira

5/122

NOS BiH. Zavisno od rezultata revizije, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže će se vratiti Elektroprenosu BiH na doradu ili uputiti DERK-u na odobrenje.” „NOS BiH će, nakon odobrenja DERK-a, svake godine objavljivati “Dugoročni plan razvoja prenosne mreže””. Ulazni podaci na kojima se temelji Dugoročni plan razvoja prenosne mreže su podaci kojima raspolaže prenosna kompanija (tehnički podaci o prenosnoj mreži, dostignuti nivo opterećenja po čvorištima 110/x kV, statistika zastoja elemenata prenosne mreže i dr.), podaci koje Korisnici dostavljaju NOS BiH za potrebe izrade Indikativnog plana razvoja proizvodnje, kao što su podaci o postojećim i novim proizvodnim objektima, informacije iz planova distributivnog razvoja o očekivanom porastu operećenja i slično, te prognoza potrošnje preuzeta iz odobrenog Indikativnog plana razvoja proizvodnje. Planirani proizvodni objekti koji su uključeni u Plan razvoja su oni proizvodni objekti koji su bilansno uključeni u odobreni Indikativni plan razvoja proizvodnje (MK tč.4.2.3.), a način njihovog priključenja na prenosnu mrežu je u skladu sa zaključcima revidovanog Elaborata. Uvažavajući obavezu ispunjenja kriterija iz MK, evidentno je da u momentu izrade Plana i dalje postoji niz neizvjesnosti što sa aspekta buduće proizvodnje (imajući u vidu instalisane kapacitete uvrštene u „Spisak prijavljenih proizvodnih kapaciteta“ u Prilogu 1. IPRP i dinamiku njihove izgradnje), što sa aspekta buduće potrošnje, a koje direktno utiču na optimalan razvoj prenosne mreže. Stoga se aktuelizacija Dugoročnog plana razvoja, u skladu sa MK (tačka 4.2.5.) vrši svake godine.

6/122

2. SADRŽAJ PLANA RAZVOJA PRENOSNE MREŽE Sadržaj Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže definisan je MK (tačka 4.3.9.) i sa uključenim aktuelnim i planskim podacima obuhvata:

a. Pregled dalekovoda i kablova sa tehničkim podacima, b. Maksimalne i minimalne snage proizvodnih jedinica, c. Maksimalne i minimalne aktivne i reaktivne snage konzumnih čvorišta, d. Način priključka novih proizvodnih i potrošačkih kapaciteta shodno dinamici njihovog

ulaska u pogon, e. Procjenu opterećenja elemenata prenosne mreže na bazi procjene istovremenog

maksimalnog i minimalnog opterećenja korisnika prenosne mreže koristeći kriterij sigurnosti (n-1),

f. Gubitke u prenosnoj mreži, g. Proračun trofaznih i jednofaznih struja kratkih spojeva za svako mrežno čvorište, h. Potrebna pojačanja mreže i/ili promjene u topološkoj strukturi prenosne mreže, i. Statistiku kvarova i vrijeme zastoja zbog kvarova i održavanja dalekovoda i mrežnih

transformatora u posljednjih pet godina, j. Procjenu potrebnih investicija za realizaciju predloženih planova.

U skladu sa Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije, pored sadržaja definisanog MK, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže obuhvata i problematiku novih prekograničnih vodova (tačka 3.23.), pri čemu se planiranje razvoja prenosne mreže BiH usklađuje sa drugim mrežama i prenosnim sistemima (tačka 3.22.). NOS BiH, u koordinaciji sa Elektroprenosom BiH, učestvuje u planiranju i analizama efekata novih interkonektivnih vodova na regionalnom nivou. Analize se daju u sklopu Indikativnog plana razvoja proizvodnje (presječna 5-ta i 10-ta godina) i odnose se na naponski nivo 400 kV i 220 kV. Pri izradi analiza koriste se podaci iz dugoročnog plana razvoja prijenosne mreže.

7/122

3. KARAKTERISTIKE EES BiH 3.1. Prenosna mreža BiH Pregled objekata koje Elektroprenos BiH a.d. Banja Luka koristi u obavljanju djelatnosti prenosa električne energije dat je u Tabelama 3.1., 3.2., 3.3., 3.4. i 3.5.: Tabela 3.1. Dalekovodi u vlasništvu Elektroprenosa BiH

Nazivni napon Broj dalekovoda

Broj interkonekcija

Dužina (km)

400 kV 14 4 864,73220 kV 40 11 1466,10110 kV 223 23 3829,93 110 kV (kabl) 6 - 31,78UKUPNO 283 38 6192,54

Tabela 3.2. Dalekovodi koji nisu u vlasništvu Elektroprenosa BiH, a u funkciji su prenosa električne energije u BiH

Nazivni napon Broj dalekovoda

Broj interkonekcija

Dužina (km)

220 kV 1 1 12,70110 kV 3 3 49,19UKUPNO 4 4 61,89

Nazivi dalekovoda, sa tehničkim podacima, na koje se odnose Tabele 3.1. i 3.2. dati su u Prilogu 1. Vezano za dalekovode u vlasništvu Elektroprenosa BiH, od 14 dalekovoda 400 kV jedan je u funkciji po 220 kV naponu. Od ukupno 223 dalekovoda izgrađenih za rad na 110 kV naponu 6 dalekovoda radi na 35 kV naponu, dok se dijelovi 4 dalekovoda 110 kV, koji još uvijek nisu sanirani nakon ratnih razaranja, koriste za rad na 35 kV naponu. Tabela 3.3. TS u vlasništvu Elektroprenosa BiH

Vrsta trafostanice

Broj trafostanica

TS 400/x kV i RP 9 TS 220/x kV i RP 9 TS 110/x kV i RP 128 TS 35/x kV 5 UKUPNO 146+5

Od ukupno 128 TS 110/x kV osam je u dvovlasništvu od čega su četiri EVP-a. Tabela 3.4. Transformatori u vlasništvu Elektroprenosa BiH

Prenosni odnos transformatora

Broj transformatora

Instalisana snaga (MVA)

400/220 kV 7 2800 400/110 kV 7 2100 220/110 kV 13 1950 110/x kV 219 5306,5 SN/SN 30 169 Ukupno 277 12475,5

8/122

U tabeli se ne vodi drugi transformator 220/110 kV u RP Trebinje koji je smješten u RP Trebinje, ali još uvijek nije spreman za pogon (nisu završeni elektromontažni radovi na izgradnji trafo polja). Tabela 3.5. Transformatori koji nisu u vlasništvu Elektroprenosa BiH, a u funkciji su prenosa električne energije

Prenosni odnos transformatora

Broj transformatora

Instalisana snaga (MVA)

220/115 kV 1 150 Ukupno 1 150

Elektroprenos BiH se, teritorijalno i funkcionalno gledano, sastoji od četiri operativna područja: Banja Luka, Mostar, Sarajevo i Tuzla. U skladu s tim, u nastavku su date karakteristike prenosne mreže BiH po Operativnim područjima: 3.1.1. Operativno područje Banja Luka

• Obuhvata područje sjeverozapadne Bosne sa ukupno 37 transformatorskih stanica i

jednim EVP-om u dvojnom vlasništvu.

• Operativno područje se sastoji od dvije terenske jedinice: Banja Luka i Bihać.

• Najjača čvorna tačka je TS 400/110 kV Banja Luka 6 sa mrežnim transformatorima 400/110 kV (2x300 MVA) i transformatorima 110/10(20)/10 kV (2x20 MVA).

• Na ovom području postoji jedan dalekovod 400 kV (DV 400 kV Banja Luka – Tuzla), koncentracija prenosne mreže 220 kV i 110 kV sa dvije 220 kV interkonektivne veze prema Hrvatskoj: DV 220 kV Prijedor 2 – Međurić i DV 220 kV Prijedor 2 – Mraclin, te vezama po 110 kV naponu: DV 110 kV EVP Kulen Vakuf – Gračac (HR) i DV 110 kV Bosansko Grahovo – Knin (HR). Veze prema Hrvatskoj DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak I/II su devastirane u ratu i još uvijek nema planova za vraćanje na prijeratno stanje. Dio DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak I se koristi za napajanje TS Dubica, dok se dio DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak II koristi za napajanje TS Prijedor 1 (kruta veza).

• U toku je izgradnja transformatorskih stanica TS 110/20/10 kV Banja Luka 9, TS 110/20/10 kV Laktaši 2, TS 110/20/10 kV Šipovo i TS 110/35/10(20) kV Bužim.

• U toku je izgradnja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina kojom će se riješiti problem jednostranog napajanja TS Kotor Varoš, odnosno TS Banja Luka 7 i TS Čelinac, ali i povezati područja Banja Luke i Doboja po 110 kV naponu.

• Radijalno napojene su TS 110/20 Cazin 2 i TS 110/20/10 kV Novi Grad.

3.1.2. Operativno područje Mostar

• Obuhvata područje Hercegovine sa ukupno 31 transformatorskom stanicom i jednim EVP-om u dvojnom vlasništvu.

• Operativno područje se sastoji od dvije terenske jedinice: Mostar i Trebinje.

• TS 35/10 kV Buna i TS 35/10 kV Glamoč su u funkciji po 35 kV naponu.

9/122

• U toku 2011. godine u pogon po 110 kV naponu je puštena TS Kupres, kao i DV 110 kV Bugojno – Kupres. Trenutno se TS Kupres napaja jednostrano. Nakon izgradnje DV 110 kV Tomislavgrad – Kupres biće obezbijeđeno dvostrano napajanje ove TS.

• U toku 2012. godine u pogon po 110 kV naponu je puštena TS Rama/Prozor i DV 110 kV Jablanica – Rama/Prozor.

• U toku 2013. godine pušten je u pogon DV 110 kV Tomislavgrad – Livno. Njegovim puštanjem u pogon riješen je problem jednostranog napajanja TS Tomislavgrad i TS Livno.

• U toku je izgradnja TS 110/35/10(20) kV Mostar 9 (Buna).

• U toku je izgradnja DV 2x220 kV HE Rama – Posušje, DV 110 kV HE Mostar – Mostar 1 i DV 110 kV Nevesinje – Gacko.

• DV 110 kV Tomislavgrad – Rama je pušten u probni rad u toku 2011. godine. Za ovaj DV još uvijek nije dobijena upotrebna dozvola zbog neriješenih imovinsko – pravnih odnosa. Njegovim puštanjem u pogon riješiće se problem jednostranog napajanja TS Rama i TS Jablanica.

• Prenosna mreža ovog područja pretrpila je velika razaranja i još uvijek su u pogonu prelazna rješenja napravljena u ratu. Rekonstrukcija nekih ratom oštećenih vodova je u toku, dok je rekonstrukcija preostalih vodova planirana kroz rješavanje raspleta vodova na ovom području.

• Najjače čvorne tačke su TS 400/220/110/35/10 kV Mostar 4 sa mrežnim transformatorima 400/220 kV (2x400MVA) i 220/110 kV (2x150 MVA), te transformatorima 110/35/10 kV (2x20 MVA) i RP 400/220/110/35 kV Trebinje sa mrežnim transformatorima 400/220 kV (400 MVA) i 220/110 kV (150 MVA), te transformatorima 110/35 kV (2x20 MVA).

• Koncentracija prenosne mreže 400, 220 i 110 kV sa više interkonektivnih veza prema Hrvatskoj i Crnoj Gori: DV 400 kV Mostar 4 – Konjsko, DV 400 kV Trebinje – Podgorica, DV 220 kV Mostar 4 – Zakučac, DV 220 kV Trebinje – Perućica, DV 220 kV Trebinje – Plat (privremena veza za priključenje TS Plat, najduže do završetka probnog rada G1 u HE Dubrovnik nakon njegove obnove planirane za 2015. godinu). Veza sa susjednim sistemima po 110 kV naponu ostvarena je preko: DV 110 kV Grude – Imotski (HR), DV 110 kV Livno – Buško Blato (HR), DV 110 kV Ljubuški – Vrgorac (HR), DV 110 kV Bileća – Nikšić (CG), DV 110 kV Čapljina – Opuzen (HR), DV 110 kV Neum – Opuzen (HR), DV 110 kV Neum – Ston (HR), DV 110 kV RP Trebinje – Komolac (HR) i DV 110 kV RP Trebinje – Nikšić (CG).

• Na ovom području veoma je razvijena 220 kV mreža kojom su na EES BiH priključeni veliki proizvodni objekti u dolinama rijeka Neretve i Trebišnjice, te najveći pojedinačni potrošač električne energije u BiH „Aluminij” d.d. Mostar.

• Prema dodijeljenim koncesijama, na području Hercegovine očekuje se značajan porast proizvodnje iz VE, ali i iz mHE.

• Preostale radijalno napojene TS su: TS 110/10 Nevesinje, TS 110/35/10 kV Stolac, TS 110/20/10 kV Uskoplje/G. Vakuf, TS 110/20/10 kV Kupres i TS 110/35/6 kV Gacko.

• TS 110/10/10 kV Neum nema direktno napajanje iz EES BiH nego je preko susjednog

sistema Republike Hrvatske (TS Opuzen i TS Ston) uvezana u EES BiH.

10/122

3.1.3. Operativno područje Sarajevo

• Obuhvata područje Sarajeva, Srednje i Istočne Bosne sa ukupno 42 transformatorske stanice i dva EVP-a u dvojnom vlasništvu.

• Operativno područje se sastoji od tri terenske jedinice: Sarajevo, Višegrad i Zenica.

• TS 35/10 kV Žepče je u funkciji po 35 kV naponu.

• U toku 2011. godine u pogon je puštena TS Sarajevo 11.

• U toku je izgradnja TS 110/35/10(20) kV Fojnica i DV 110 kV Visoko – Fojnica.

• Najjače čvorne tačke su: TS 400/220/110/35/20/10 kV Sarajevo 20 sa mrežnim transformatorima 400/220 kV (400 MVA) i 400/110 kV (300 MVA), te transformatorima 110/10/35 kV (20 MVA) i 110/20(10)/10 kV (20 MVA), TS 400/220/110/35/20/10 kV Višegrad sa mrežnim transformatorima 400/220 kV (400 MVA) i 400/110 kV (300 MVA), te transformatorima 110/35/10 kV (20 MVA) i 110/20/10 kV (16 MVA) i TS 400/110 kV Sarajevo 10 sa mrežnim transformatorima 400/110 kV (2x300 MVA).

• Postoje dvije 220 kV interkonektivne veze: DV 220 kV Višegrad – Vardište (SR) i DV 220 kV Sarajevo 20 – Piva (CG). Dionica Sarajevo 20 – Buk Bijela dalekovoda DV 220 kV Sarajevo 20 – Piva, izgrađena je kao 400 kV dalekovod. Prijeratne veze sa susjednim sistemima po 110 kV naponu DV 110 kV Goražde 1 – Pljevlja (CG) i DV Višegrad – (HE Potpeć – Pljevlja) (SR) su u funkciji po 35 kV naponu (od Čajniča do Pljevalja, odnosno od Višegrada do Rudog).

• Prema dodijeljenim koncesijama, na području ZE – DO Kantona i Istočne Bosne očekuje se značajan porast proizvodnje iz HE, kao i iz mHE.

• Završena je rekonstrukcija ratom porušenih 110 kV vodova prema TS Sarajevo 20 izuzev DV 110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 20/I i II. Puštanje pod napon DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13/I planira se u 2014. godini, kao i puštanje pod napon DV 110 kV Sarajevo 18 – Sarajevo 20 (potrebna rekonstrukcija polja DV 110 kV Sarajevo 20 u TS Sarajevo 18). Rekonstrukcija DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13/II nije planirana u ovom planskom periodu jer je bivše DV polje Sarajevo 20/II u TS Sarajevo 13 zauzeto, a nema prostora za ugradnju još jednog DV polja.

• Radijalno napojene su TS 110/35/10 kV Kiseljak, TS 110/35/10 kV Vareš i TS 110/35/10 kV Foča. Prije rata je započeta izgradnja DV 110 kV Sarajevo 20 – Foča. Ovaj dalekovod je izgrađen do Dobrog polja i koristi se za napajanje distributivne potrošnje po 35 kV naponu.

3.1.4. Operativno područje Tuzla

• Obuhvata područje sjeveroistočne Bosne sa ukupno 38 transformatorskih stanica.

• Operativno područje se sastoji od dvije terenske jedinice: Doboj i Tuzla.

• TS 35/10(20) kV Kerep i TS 35/10 kV Kalesija rade na naponu 35 kV.

• Najjače čvorne tačke su: TS 400/220/110 kV Tuzla sa mrežnim transformatorima 400/220 kV (2x400MVA) i 220/110 kV (2x150 MVA) i TS 400/110/35 kV Ugljevik sa jednim mrežnim transformatorom 400/110 kV (300 MVA) i transformatorom 110/35 kV (31,5 MVA).

11/122

• Koncentracija prenosne mreže 400 kV, 220 kV i 110 kV sa dvije 400 kV interkonektivne veze: DV 400 kV Ugljevik – Ernestinovo (HR) i DV 400 kV Ugljevik – Sremska Mitrovica (SR), dvije 220 kV interkonektivne veze: DV 220 kV TE Tuzla – Đakovo (HR), DV 220 kV Gradačac – Đakovo (HR) i četiri 110 kV veze: DV 110 kV Bosanski Brod – Slavonski Brod, DV 110 kV Orašje – Županja, DV 110 kV Janja – Lešnica (SR) i DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik (SR).

• Koncentracija urbano – industrijske potrošnje sa veoma neravnomjernim opterećenjem čvorišta 110/x kV.

• Potrebno je riješiti problem napajanja grada Tuzle koji se trenutno napaja iz samo dva čvorišta, TS Tuzla Centar i TE Tuzla, po 35 kV sa mrežnog transformatora koji se prvenstveno koristi za napajanje vlastite potrošnje TE. Smanjenoj pozdanosti snabdijevanja doprinosi i činjenica da je DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare od 2006. godine van pogona zbog klizišta. Sanacija klizišta i puštanje pod napon ovog dalekovoda je planirano do kraja 2014. godine.

• U toku je izgradnja TS 110/10(20) kV Tuzla 3 čijom će se izgradnjom popraviti napajanje istočnog dijela Tuzle (Slavinovići i Simin Han) i TS Kalesija.

• U toku je izgradnja DV 110 kV Ugljevik – Brčko 2 (dionica Ugljevik – Blagojevića Han čiji je završetak planiran za 2015. godinu) čime će se djelimično poboljšati snabdijevanje područja Bijeljine.

• Radijalno napojene su: TS 110/35/6 kV Banovići, TS 110/35/10 kV Tešanj i TS 110/35/10 kV Srebrenica.

Na slici 3.4. prikazana je karta EES BiH za 2012. godinu. 3.2. Proizvodnja i potrošnja električne energije Prema tački 4.3.9. b) MK, Plan treba da sadrži i podatke o maksimalnim i minimalnim snagama postojećih proizvodnih jedinica. Ovi podaci preuzeti su iz IPRP i navedeni su u Tabeli 3.6.. U ovoj tabeli su navedene i godine ulaska/izlaska iz pogona pojedinih blokova prema dinamici koju su korisnici dostavili NOS BiH. Tabela 3.6. Maksimalne i minimalne snage postojećih proizvodnih jedinica i godine izlaska iz pogona/ puštanja u pogon

Red.br. Naziv objekta

Instalisana snaga agregata

(MW)

Max. snaga na mreži prenosa

(MW)

Godina izlaska iz pogona/

puštanja u pogon Postojeći objekti Hidroelektrane

1. Trebinje I 2x54+1x63 171 - 2. Dubrovnik* 2x108 108 - 3. Čapljina 2x220 440 - 4. Rama 2x80 160 - 5. Jablanica 6x30 180 - 6. Grabovica 2x57 114 - 7. Salakovac 3x70 210 - 8. Mostar 3x24 72 - 9. Jajce I 2x30 60 -

10. Bočac 2x55 110 -

12/122

Red.br. Naziv objekta

Instalisana snaga agregata

(MW)

Max. snaga na mreži prenosa

(MW)

Godina izlaska iz pogona/

puštanja u pogon Postojeći objekti 11. Višegrad 3x105 315 - 12. Peć – Mlini 3x15,3 30,6 - 13. Mostarsko blato 2x30 60 -

Termoelektrane 14. Tuzla 2 (G3) 100 85 2016. 15. Tuzla 3 (G4) 200 175 2019. 16. Tuzla 4 (G5) 200 180 - 17. Tuzla 5 (G6) 215 190 - 18. Kakanj 3 (G5) 110 95 2019. 19. Kakanj 4 (G6) 110 85 - 20. Kakanj 5 (G7) 230 205 - 21. Gacko (G1) 300 276 - 22. Ugljevik (G1) 300 279 -

* - bilansira se samo G2

Prema IPRP maksimalna snaga na mreži prenosa koja se može angažovati iz proizvodnih kapaciteta u BiH iznosi: hidroelektrane 2.030,6 MW, termoelektrane 1.560 MW. Bilans električne energije na prenosnoj mreži (prema podacima Elektroprenosa BiH) za 2012. godinu, po mjesecima, dat je u Tabeli 3.7.: Tabela 3.7. Elektroenergetski bilans po mjesecima za 2012.

GWh I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Ukupno

1 Proizvodnja - plan 1456,5 1268,8 1387,3 1145,7 1183,7 1025,2 859,5 824,6 845,0 1064,1 1074,7 1250,6 13385,7

2 Proizvodnja - ostvarenje 1137,8 1019,3 1079,4 1174,2 1119,2 941,7 858,7 854,6 868,4 943,4 955,9 1281,7 12234,3

3 Prijem iz drugih EES 537,3 525,9 329,0 241,5 257,1 294,7 400,6 452,7 337,9 360,8 428,8 350,6 4516,9

4 Ukupno (2+3) 1675,1 1545,2 1408,4 1415,7 1376,3 1236,4 1259,3 1307,3 1206,3 1304,2 1384,7 1632,3 16751,2

5 Potrošnja - plan 1119,5 1010,0 1022,8 925,0 910,0 885,9 933,9 943,9 942,6 992,5 1038,7 1133,2 11858,0

6 Potrošnja - ostvarenje 1163,3 1136,9 1001,3 939,4 921,1 896,5 952,0 956,9 897,3 965,7 972,8 1115,6 11918,9

7 Isporuka drugim EES 479,2 376,0 391,5 447,1 435,2 321,1 277,8 325,6 282,3 311,1 391,1 490,4 4528,4

8 Ukupno (6+7) 1642,5 1512,9 1392,8 1386,5 1356,3 1217,6 1229,8 1282,5 1179,6 1276,8 1363,9 1606,0 16447,3

9 Gubici - Plan 35,0 29,0 31,0 27,0 27,0 22,0 26,0 28,0 24,0 27,0 27,0 35,0 338,0

10 Gubici (4-8) - Ostvarenje 32,6 32,3 15,6 29,2 20,0 18,8 29,5 24,5 26,8 27,4 20,8 26,3 303,7

13/122

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12(mjesec)

(GW

h)

Proizvodnja - plan Proizvodnja - ostvarenje

Slika 3.1. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži za 2012. godinu

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12(mjesec)

(GW

h)

Potrošnja - plan Potrošnja - ostvarenje

Slika 3.2. Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži za 2012. godinu

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12(mjesec)

(GW

h)

Proizvodnja - ostvarenje Potrošnja - ostvarenje

Slika 3.3. Proizvodnja i potrošnja električne energije na prenosnoj mreži za 2012. godinu

14/122

KARTA ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BiH2012. GODINA

ELECTRIC POWER FACILITIES OF BiH 2012

Tuzla 4

Ugljevik

Tuzla 5

Gacko

Trebinje

Celuloza

Brod

Foča

Čelinac

8

B.Krupa

Buško Blato

Peruća

Kraljevac

Janja

TS SN/x u vlasništvu Elektroprenosa

35 kV

Glamoč

TL 110 (MV) kVDV 110 (SN) kV

Kupres

Rama

Buna35 kV

Berkovići

35 kV

Veličani35 kV

35 kVKerep

35 kV

KalesijaŽepče

35 kV

Slavonski Brod

7

Mraclin

HE Mostarsko Blato

11

Slika 3.4. Karta EES BiH u 2012. godini 15/122

4. KRITERIJI PLANIRANJA 4.1. Principi i tehnički kriteriji planiranja Minimum kriterija koji moraju biti zadovoljeni prilikom izrade Plana definisani su MK, Poglavlje 4. Ove kriterije je bilo potrebno razraditi, ali i ustanoviti neke nove koji nisu obuhvaćeni MK. Osim MK i Uslova za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije, kod izrade Plana ispoštovane su i Odluke i zaključci Skupštine akcionara, UO Kompanije i Uprave Kompanije. Shodno navedenom, Plan je uzeo kao osnovu: 1. Odluku Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH br.01-SA-581/12 od 03.02.2012. godine

(izvod): “- Investiranje u prenosnu mrežu na području dva entiteta realizovat će se poštujući kapital odnos u Kompaniji (paritet: Federacija BiH – 58,89%; Republika Srpska – 41,11%).”

2. Odluku Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH br. SA-7184/13 od 23.12.2013. godine (izvod):

“Desetogodišnji plan razvoja prenosne mreže, Plan poslovanja za period 2014. – 2016. sa planom investicija izraditi i usvojiti poštujući: opšte principe planiranja elektroprenosne mreže, tehničke kriterije planiranja, a na bazi kapital odnosa i principa usvojenih na vanrednoj Skupštini akcionara/dioničara Kompanije održanoj 03.02.2012. godine, kao i u skladu sa Uvjetima licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije i MK.”

3. Zaključke UO Kompanije od 26.03.2014. godine (izvod):

“- dodati TS 110/35/10 kV Stanari u 2014. godini sa iznosom sredstava 6,0 mil. KM. - brisati rekonstrukciju postojeće TS 110/35 kV Stanari.”

4. Zaključke Uprave Kompanije br. 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine (izvod):

“- angažovaće se nezavisna stručna institucija koja će utvrditi najbolje rješenje za lokaciju transformacije 400/110 kV, sa osvrtom na Stanare, Jelah ili neku drugu lokaciju, uvažavajući tehno – ekonomske kriterije. - interkonekcije DV 400 kV Banja Luka – Lika, DV 400 kV Tuzla – Đakovo, DV 2x400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja), DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna će biti sadržane u Dugoročnom planu razvoja prenosne mreže.” Sa aspekta izgradnje interkonektivnih vodova, neophodno je da Elektroprenos BiH i NOS BiH provedu aktivnosti sa operatorima susjednih sistema po pitanju usaglašavanja dugoročnih planova razvoja.

5. Osnova za izradu Plana sa aspekta novih proizvodnih objekata i prognoze potrošnje je

odobreni IPRP. U Planu razvoja planirati priključenje samo onih novih proizvodnih objekata koji su bilansno uključeni u Indikativni plan razvoja proizvodnje (tačka 4.2.3. MK).

6. U Planu se novi proizvodni objekti koji su bilansno uvršteni u IPRP priključuju na način

koji je određen usvojenim Elaboratom pri čemu je neophodno imati jednak pristup (nediskriminirajući) za sve Korisnike koji se priključuju na prenosnu mrežu.

16/122

7. Kriterij sigurnosti (n-1)

Kriterij (n-1) je ispunjen ako, nakon jednostrukog ispada jednog od elemenata: voda, mrežnog transformatora, interkonektivnog voda, kao i generatora priključenog na prenosnu mrežu (tačka 4.2.12. MK):

- nema trajnog narušavanja graničnih vrijednosti pogonskih veličina u prenosnoj mreži, - nema prekida snabdijevanja električnom energijom.

Kriterij (n-1) ne primjenjuje se na ispad dvosistemskog ili višesistemskog voda (tačka 4.2.13. MK).

U opštem slučaju, na granici prenosne i distributivne mreže mora biti ispunjen kriterij (n-1). U slučaju radijalnog priključka na prenosu mrežu jednim vodom ili jednim transformatorom 110/x kV, od kriterija (n-1) može se privremeno odstupiti, ako je osigurano napajanje iz srednjenaponskih mreža u punom iznosu (tačka 4.2.14. MK). 7.1. Za svaku transformatorsku stanicu potrebno je osigurati napajanje iz najmanje dva

čvorišta ili preko dva voda iz jednog dovoljno pouzdanog čvorišta.

Određivanje prioriteta za rješavanje radijalno napojenih TS 110/x kV vrši se na osnovu:

- dostignutog i prognoziranog opterećenja TS, - konzuma koji ostaje bez napajanja u slučaju ispada postojećeg voda, - rezerve po distributivnoj mreži.

7.2. Za transformatorske stanice 110/x kV u koje je ugrađen samo jedan energetski

transformator, potrebno je planirati ugradnju drugog transformatora u onim objektima u kojima nije obezbijeđena 100% rezerva kroz distributivnu mrežu, osim u izuzetnim slučajevima (manje od 10% Sn najmanjeg tipskog transformatora 110/x kV).

Određivanje prioriteta za ugradnju drugog transformatora vrši se na osnovu:

- dostignutog i prognoziranog opterećenja na kraju planskog perioda u TS u kojoj je planirana ugradnja drugog transformatora,

- nivoa rezervnog napajanja koji je moguće obezbijediti kroz srednjenaponsku mrežu,

- starosti postojećeg transformatora, - analize opterećenja postojećeg transformatora.

U transformatorskim stanicama 400/x kV i 220/x kV ugradnja drugog mrežnog transformatora se vrši na osnovu analiza tokova snaga i naponskih prilika poštujući ograničenja definisana u tački 8.

8. Analizom tokova snaga i naponskih prilika za normalno pogonsko stanje i za (n-1)

kriterij sigurnosti provjeravaju se vrijednosti opterećenja elemenata prenosne mreže u odnosu na utvrđene granične vrijednosti tako da:

• naponi u svim čvorištima ostanu u dozvoljenim granicama:

- u normalnom pogonu: • za 400 kV mrežu između 380 kV i 420 kV,

17/122

• za 220 kV mrežu između 198 kV i 242 kV, • za 110 kV mrežu između 99 kV i 121 kV,

- u poremećenom pogonu: • za 400 kV mrežu između 360 kV i 420 kV, • za 220 kV mrežu između 187 kV i 245 kV, • za 110 kV mrežu između 94 kV i 123 kV.

• opterećenje prenosnih vodova i mrežnih transformatora ne smije biti veće od:

- 80% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno instalisane snage transformatora u normalnom pogonskom stanju,

- 90% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno instalisane snage transformatora, u slučaju neraspoloživosti bilo kojeg prenosnog elementa (vod, transformator)

pri čemu se pretpostavlja da su granice dozvoljenog termičkog opterećenja konstantne neovisno o posmatranom razdoblju u godini (zima, ljeto).

Ako postoji više varijanti koje rješavaju uočene probleme, odabire se rješenje sa najmanjim troškovima.

Od aktivnosti za rasterećenje opterećenih elemenata se može privremeno odstupiti ukoliko je u planskom periodu planirana izgradnja objekata koji dovode do njihovog rasterećenja.

9. U planskom periodu je potrebno:

- rješiti sve krute veze u sistemu, - planirati sanaciju i vraćanje u funkciju svih ratom porušenih objekata prenosne mreže, - izvršiti kompletiranje svih nekompletnih 110 kV dalekovodnih polja.

10. Zamjena energetskih transformatora 110/x kV se planira na osnovu:

- kvara transformatora, - loših eksploatacionih karakteristika transformatora, - neodgovarajućeg prenosnog odnosa i/ili grupe spoja transformatora uzimajući u obzir

kriterij (n-1) i paralelan rad međusobno i sa distributivnom mrežom, - starosti transformatora (40 godina), - prognoziranog opterećenja TS.

11. Zamjena mrežnih transformatora se planira na osnovu:

- kvara transformatora, - ispitivanjem utvrđenih loših eksploatacionih karakteristika transformatora.

Ukoliko je u TS istekao životni vijek dva ili više mrežnih transformatora, isti se ne mijenjaju izuzev ukoliko analize tokova snaga i naponskih prilika za normalno pogonsko stanje i prema (n-1) kriteriju sigurnosti ukažu na opterećenje iznad utvrđenih graničnih vrijednosti (tačka 8.), kada se mijenja jedan od transformatora. Ukoliko je u TS istekao životni vijek samo jednog transformatora isti se ne mijenja bez obzira na rezultate analiza.

18/122

12. Izgradnja nove TS 110/x kV

Analizom dostignutog i prognoziranog maksimalnog opterećenja postojećih TS 110/x kV, uz uvažavanje faktora opterećenja TS, u planskom periodu definiše se potreba povećanja snage transformacije u postojećoj TS ili izgradnja novog 110/x kV čvorišta.

Odluka o izgradnji novog 110/x kV objekta donosi se na osnovu sljedećih kriterija:

- planirano opterećenje nove TS 110/x kV prema prijedlogu nadležne elektroprivrede u

godini njenog puštanja u pogon prelazi 8 MVA za područja gdje nema 110/x kV trafostanice;

- izmjereno ili planirano vršno opterećenje u postojećoj TS 35/x kV prelazi 8 MVA, - prognozirano opterećenje postojeće TS 110/x kV prelazi 60% instalisane snage

transformatora, - udaljenost rastućeg konzuma za čije se potrebe gradi nova TS 110/x kV prelazi 10, 20,

odnosno 35 km u zavisnosti od vrijednosti nazivnog napona srednjenaponskog voda kojim se taj konzum napaja iz postojeće TS 110/x kV,

- nezadovoljavajućih naponskih prilika u srednjenaponskoj mreži koja se napaja iz postojeće TS 110/x kV (kvalitet napajanja u skladu sa Opštim uslovima za isporuku i snabdijevanje električnom energijom),

Prilikom odlučivanja o potrebi izgradnje opredjeljenje se formira na osnovu sagledavanja više kriterija istovremeno.

13. U novim transformatorskim stanicama 110/x kV potrebno je planirati ugradnju dva

energetska transformatora sa mogućnošću paralelnog rada. Izuzetak čine TS 110/x kV koje se grade zbog popravljanja naponskih prilika u distributivnoj mreži.

14. Predmetom Dugoročnog plana su i rekonstrukcije elemenata sistema i to:

- značajne rekonstrukcije dalekovoda, - značajne rekonstrukcije transformatorskih stanica, - značajne rekonstrukcije SN postrojenja.

Prijedlozi za rekonstrukciju definišu se na osnovu:

- stanja opreme, odnosno elemenata prenosne mreže, - životnog vijeka opreme u skladu sa životnim vijekom stalnih sredstava kako je

definisano Planom investicija za 2007. godinu: • zgrade trafostanica i građevinski dio postrojenja: 50 godina, • dalekovodi: 45 godina, • kablovski vodovi: 50 godina, • MOP 110 kV: 35 godina, • SN ćelije: 30 godina, • ostala oprema u postrojenjima: 35 godina, • oprema za zaštitu i upravljanje: 15 godina,

- neodgovarajućih nazivnih karakteristika primarne opreme sa aspekta zadovoljenja očekivanih struja kratkog spoja.

19/122

Prilikom planiranja rekonstrukcija TS treba voditi računa da se, ukoliko je moguće, sve potrebne rekonstrukcije (zamjene opreme) predviđene u planskom periodu u jednoj TS grupišu u istoj godini.

Osim odluka i kriterija navedenih u tačkama od 1. do 14. poštovani su i sljedeći stavovi: - Zamjena postojećih sistema obračunskog mjerenja, sistema zaštite i upravljanja – SCADA

sistemi, te telekomunikacionih sistema nije predmet Plana i potrebno ih je planirati u okviru trogodišnjeg i godišnjeg Plana investicija.

- Plan ugradnje demontiranih transformatora nije predmet Plana. Ugradnja demontiranih transformatora u TS koje su opremljene samo jednim energetskim transformatorom je predmet Plana investicija, kao i izgradnja i opremanje pripadajućih polja.

- Okvirna procjena sredstava potrebnih za rekonstrukciju dalekovoda vršiće se na osnovu prosječnih cijena nabavki ostvarenih u prethodnoj godini, koji će biti dio Plana. Stvarni iznos sredstava i obim rekonstrukcije će se odrediti nakon izrade odgovarajućih elaborata. Izrada elaborata će se planirati u okviru godišnjih planova investicija.

4.2. Ekonomski kriteriji

Osnovni kriterij planiranja razvoja prenosne mreže EES BiH je minimizacija ukupnih (investicionih i eksploatacionih) troškova, uz zadovoljenje zahtjeva sigurnosti funkcija elektroenergetskog sistema. Dakle, kod planiranja razvoja prenosne mreže neophodna je primjena kako tehničkih, tako i ekonomskih kriterija, kako bi se postigao tehno – ekonomski optimum.

20/122

5. ULAZNI PODACI Osnovni ulazni podaci za izradu Plana su: - postojeći i planirani novi proizvodni objekti, - dostignuta i prognozirana potrošnja u EES BiH u planskom periodu, - dostignuta i prognozirana maksimalna opterećenja čvorišta 110/x kV, - tehnički podaci o prenosnoj mreži, - zahtjevi potrošača. Pored navedenog, kod izrade Plana ispoštovane su i Odluke i zaključci Skupštine akcionara, UO Kompanije i Uprave Kompanije date u Poglavlju 4. Dostignuta maksimalna opterećenja po čvorištima 110/x kV su izmjerene vrijednosti, dok je prognoza neistovremenih maksimalnih opterećenja po čvorištima rađena na osnovu prognoze koju su dostavili korisnici prenosnog sistema za potrebe izrade IPRP. Tehnički podaci o elementima EES BiH, korišteni kao ulazni parametar za Plan, su podaci o: transformatorskim stanicama 110/x kV, 220/x kV i 400/x kV, vodovima naponskog nivoa 110 kV, 220 kV i 400 kV, mrežnim transformatorima i transformatorima 110/x kV. 5.1. Indikativni plan razvoja proizvodnje Prema Uvjetima za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije, Indikativni plan razvoja proizvodnje predstavlja jednu od osnova za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže. NOS BiH je u aprilu 2013. godine izradio IPRP, koji je odobren Odlukom Državne regulatorne komisije za električnu energiju (DERK) broj: 05-28-13-382-3/12 donesenoj na sjednici održanoj 14.05.2013. godine. Iz odobrenog IPRP, preuzeti su podaci o postojećim i novim proizvodnim objektima (bilansiranim), te podaci o dostignutoj i prognoziranoj potrošnji EES BiH za planski period. 5.1.1. Novi proizvodni objekti Ukupna instalisana snaga novih proizvodnih objekata koji su bilansno uvršteni u Bilans snaga i energija na prenosnoj mreži za period 2014. – 2023. godina iznosi 1.361,32 MW, a ukupna godišnja proizvodnja je 7004,6 GWh. Bilansno su uključeni sljedeći proizvodni objekti: • TE Stanari, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 2.000.000 MWh,

investitora EFT – Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o.. Priključenje TE Stanari na prenosnu mrežu predviđeno je za 2016. godinu.

• TE Kakanj – blok 8, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 1.652.060 MWh, investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja bloka 8 u TE Kakanj je 2019. godina.

• TE Tuzla – blok 7, instalisane snage 1x450 MW, godišnje proizvodnje 2.527.230 MWh, investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja bloka 7 u TE Tuzla je 2018. godina.

• HE Ulog, instalisane snage 2x17,22 MW (34,44 MW), godišnje proizvodnje 82.340 MWh, investitora EFT – HE Ulog d.o.o.. Planirano vrijeme priključenja HE Ulog je 2015. godina.

21/122

• HE Ustikolina, instalisane snage 3x20,16 MW (60,48 MW), godišnje proizvodnje 236.800 MWh, investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja HE Ustikolina je 2018. godina.

• HE Vranduk, instalisane snage 2x9,28 MW + 1x1,07 MW (19,63 MW), godišnje proizvodnje 96.380 MWh, investitora JP EP BiH. Planirano vrijeme priključenja HE Vranduk je 2016. godina.

• HE Dabar, instalisane snage 3x53,5 MW (160,5 MW), godišnje proizvodnje 251.800 MWh, investitora MH ERS. Planirano vrijeme priključenja HE Dabar je 2016. godina.

• Sistem mHE na Sutjesci, instalisane snage 19,15 MW, godišnje proizvodnje 40.550 MWh, priključenih na RS 20/110 kV Sastavci, investitora Hydroenergy d.o.o. i Drina Hydroenergy d.o.o. Priključenje rasklopišta Sastavci predviđeno je za 2014. godinu.

• mHE Ustiprača i mHE Dub, instalisane snage 2x3,86 MW i 2x4,7MW (ukupno 17,12 MW), godišnje proizvodnje 33,13 GWh i 41,28 GWh, investitora Hidroinvest d.o.o., koji se priključuju na RS 110 kV Dub. Priključenje rasklopišta Dub je predviđeno za 2014. godinu.

5.1.2. Prognoza potrošnje U IPRP su definisana tri scenarija prognoze potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH: 1. Prognoza prema aktueliziranom referentnom scenariju iz Indikativnog plana razvoja

proizvodnje 2007. – 2016. – Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 1,94%),

2. Prognoza prema BDP – Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 2,54%),

3. Prognoza prema Studiji Energetskog Sektora u BiH – Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 3,4%).

Takođe, dati su i podaci o planiranoj potrošnji kupaca direktno priključenih na prenosnu mrežu (niži, bazni i viši scenario), te njihove maksimalne snage na mreži za period 2014. – 2023. godina (bazni i viši scenario). Na osnovu podataka o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV, dostavljenih od elektroprivrednih kompanija u BiH i Brčko Distrikta, zaključeno je da će distributivna potrošnja u narednom planskom periodu imati prosječan rast od oko 3,3% u baznom scenariju. Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2012. godini dostignuta je 10.02.2012. godine u 18 sati (osamnaesti sat) i iznosila je 2143 MWh/h, što je za oko 9% više od „treće srijede u januaru“. Kako se vrši procjena potrebne snage konzuma EES BiH na prenosnoj mreži, a ne ukupna snaga ENTSO-E konzuma, kao startna vrijednost za procjenu korišteno je upravo postignuto opterećenje od 2143 MW u 2012. godini. Prosječan porast vršne snage konzuma na prenosnoj mreži, isključujući godine u kojima je zabilježen pad, procijenjen je na 2% godišnje, dok je rast minimalnog opterećenja na prenosnoj mreži procijenjen na 3%. U Tabeli 5.1. prikazan je bilans jednovremenih maksimalnih snaga na prenosnoj mreži za period 2014. – 2023. godina, koji ukazuje na dovoljnu rezervu snage u odnosu na planirani konzum na prenosnoj mreži.

22/122

Tabela 5.1. Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži za period 2014. – 2023. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži 2230 2274 2320 2366 2413 2462 2511 2561 2612 2665

Potrebna snaga primarne rezerve 15 15 16 16 16 17 17 17 17 17

Potrebna snaga sekundarne rezerve 64 66 67 68 70 71 73 74 74 74

Potrebna snaga tercijerne rezerve 250 250 300 300 300 300 400 400 400 400

UKUPNO 2559 2605 2703 2750 2799 2850 3001 3052 3103 3156 Postojeći + bilansirani 3632 3667 3864 3864 4499 4499 4499 4499 4499 4499 BILANS 1073 1062 1161 1114 1700 1649 1498 1447 1396 1343 5.2. Faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i

srednje mjesečno opterećenje U procesu planiranja razvoja elektroenergetskog sistema važnu ulogu igraju dijagrami opterećenja koji, u zavisnosti od vremenske osnove na kojoj su razmatrani, mogu biti dnevni, sedmični, mjesečni, godišnji, itd. U okviru Plana analiza pokazatelja značajnih za ocjenu opravdanosti proširenja postojećih i izgradnje novih TS rađena je na osnovu podataka o registrovanoj prenesenoj energiji i vršnoj snazi po TS na mjesečnom nivou: - registrovana prenesena aktivna energija u toku mjeseca (kWh) - registrovana prenesena reaktivna energija u toku mjeseca (kVArh) - maksimalno aktivno opterećenje u TS (Pmax) ostvareno u datom mjesecu (MW) - reaktivno opterećenje (Qmax) u momentu Pmax (MVAr) - maksimalno aktivno opterećenje po obračunskom mjernom mjestu (Pmax/OMM)

ostvareno u datom mjesecu (MW) - reaktivno opterećenje po obračunskom mjernom mjestu (Qmax/OMM) u momentu

Pmax/OMM (MVAr) - aktivno opterećenje po obračunskom mjernom mjestu u trenutku Pmax (MW) Navedeni podaci prate se od januara 2008. godine i na osnovu njih se računaju faktor mjesečnog opterećenja, vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja i srednje mjesečno opterećenje, koji su po definiciji:

Faktor mjesečnog opterećenja: mpM

m

mpm

PaW

m×

=

Vrijeme iskorištenja mjesečnog opterećenja: mpM

mpm

M PW

T =

Srednje mjesečno opterećenje: m

mpm

psr aW

P =

gdje su:

23/122

mpW - prenesena aktivna energija u toku mjeseca (MWh) mpMP - maksimalno aktivno mjesečno opterećenje (MW) ma - koeficijent koji zavisi od broja sati u mjesecu (672, 696, 720, 744)

Izračunate vrijednosti karakterističnih pokazatelja po mjesecima za: 2008., 2009., 2010., 2011. i 2012. godinu prikazani su u Prilogu 2. U 2012. godini, posmatrajući cijelu prenosnu mrežu, moguće je uočiti da se u većini slučajeva faktor opterećenja TS kreće u intervalu od 0,58 do 0,71 uz relativno male promjene na nivou određene TS od mjeseca do mjeseca. Nešto veće odstupanje faktora opterećenja TS u određenom mjesecu je najčešće posljedica privremene promjene uklopnog stanja pri kojem TS neko kraće vrijeme biva rasterećena ili dodatno opterećena. Prema kriterijima planiranja koji se koriste prilikom odlučivanja o izgradnji novog 110/x kV čvorišta ili povećanju snage transformacije postojećeg 110/x kV čvorišta, registrovano vršno opterećenje postojećih TS 110/x kV igra važnu ulogu. U posmatranom vremenskom periodu 2008. – 2012. bitno je pomenuti sljedeće situacije: • početak 2009. godine koji je obilježilo smanjenje, odnosno prekid snabdijevanja prirodnim

gasom, što se najvećim dijelom odrazilo na prostor gradske jezgre Sarajeva gdje je evidentan rast potrošnje u januaru 2009. godine praćen rastom maksimalnog mjesečnog opterećenja gradskih TS 110/x kV. Uzimajući u obzir da se radilo o kratkotrajnoj vanrednoj situaciji, ovaj porast opterećenja pojedinih čvorišta nije rezultirao aktivnostima u smislu povećanja instalisanih kapaciteta ili izgradnje nove TS 110/x kV, ali je ostala obaveza da se u narednom periodu prate opterećenja ovih TS;

• u februaru 2012. godine veći broj TS zabilježio je maksimalna ostvarena opterećenja koja su posljedica ekstremnih vremenskih uslova (veliki snijeg, niske temperature), a koji su, između ostalog, izazvali i havarije na prenosnim dalekovodima. Registrovana vršna opterećenja su ostvarena uz relativno visok faktor opterećenja (od 0,65 do 0,75). Na osnovu te činjenice, te uzimajući u obzir podatke o ranije ostvarenim vršnim opterećenjima, u 46 TS 110/x kV je ostvareno vršno opterećenje TS korigovano podacima iz 2012. godine. Nova registrovana vršna opterećenja su dalje korištena kao podloga za prognozu vršnog opterećenja TS do kraja planskog perioda, odnosno ocjenu o potrebi povećanja instalisane snage transformacije u predmetnoj TS, te potrebu o izgradnji novog 110/x kV čvorišta.

Podaci o ostvarenim vršnim opterećenjima po TS, te mjesečni pokazatelji (faktor opterećenja, srednje opterećenje i vrijeme iskorištenja vršnog opterećenja) po TS prikupljeni u periodu od pet godina (2008. – 2012.) čine već solidnu osnovu za procjenu opterećenosti određene TS i ukazuju na one TS čije pokazatelje treba pažljivije pratiti u narednom periodu. Posmatrajući podatke o ostvarenom vršnom opterećenju, odnosno porastu vršnog opterećenja u periodu 2008 – 2012 godina zapaža se sljedeće: • porast vršnog opterećenja je ostvaren u 87 TS 110/x kV i 35/x kV u vlasništvu

Elektroprenosa BiH, • najveći porast vršnog opterećenja je zabilježen u TS Bijeljina 1 i iznosi 16,18 MW,

odnosno prosječno 9,97% godišnje, a zatim slijede: TS Zenica 1 sa porastom od 5,78 MW, odnosno prosječno 12,1% godišnje; TS Sarajevo 7 sa porastom od 6,8 MW, odnosno prosječno 5,19% godišnje; TS Jajce 1 sa porastom od 6,52 MW, odnosno prosječno 5,68%

24/122

godišnje; TS Mostar 7 sa porastom od 6,34 MW, odnosno prosječno 6,14% godišnje; TS Visoko sa porastom od 5,2 MW, odnosno prosječno 6,44% godišnje, itd.

• za određeni broj TS 110/x kV u cijelom petogodišnjem periodu nije došlo do porasta vršnog opterećenja, a za neke je, pak, zabilježeni porast vršnog opterećenja znatno manji od onog prema prognozama elektroprivrednih preduzeća.

Navedeni pokazatelji će i u narednom periodu imati značajnu ulogu u procesu planiranja razvoja prenosne mreže i služiće kao jedna od osnova za donošenje odluka o potrebi proširenja i izgradnje novih TS 110/x kV. 5.3. Podaci dostavljeni od elektroprivreda u BiH i Elektrodistribucije Distrikta Brčko Za potrebe izrade Plana Elektroprenos BiH je, kako bi omogućio ravnopravan tretman, uputio zahtjev svim elektroprivredama u BiH i Elektrodistribuciji Distrikta Brčko da dostave: - prijedloge za izgradnju novih TS 110/x kV sa prognoziranim maksimalnim opterećenjem

u razmatranom planskom periodu uz odgovarajuće energetsko obrazloženje kojim se elaborira potreba njihove izgradnje,

- lokaciju planirane nove TS 110/x kV, kao i - ostale dokumente i podatke koji se smatraju relevantnim za planiranje izgradnje novih TS

110/x kV. JP Elektroprivreda BiH je dostavilo prijedloge za izgradnju novih TS 110/x kV u okviru kojih je, za većinu objekata, data prognoza potrošnje u godini ulaska u pogon nove TS 110/x kV, mogućnost njihovog rezervnog napajanja kroz distributivnu mrežu, postojeći objekti koji se rasterećuju (i sa kojom snagom) ulaskom u pogon novih objekata, te obrazloženje za njihovu izgradnju. JP Elektroprivreda HZ HB, MH Elektroprivreda RS i Odjeljenje za komunalne poslove Distrikta Brčko – Pododjeljenje Elektrodistribucija nisu dostavili tražene podatke. Stoga su prilikom izrade Plana korišteni podaci iz IPRP. Podaci dostavljeni od JP Elektroprivreda BiH za potrebe izrade Plana su dati u Prilogu 3. Pregled novih transformatorskih stanica 110/x kV predloženih od elektroprivreda i ED Brčko za Plan, odnosno IPRP sa podacima o predlagaču, dostignutom i planiranom opterećenju, kriterijima koje ispunjavaju, odabirom i dinamikom ulaska u pogon, te vrijednosti investicije za odabrane transformatorske stanice i priključne vodove dat je u Prilogu 3. U okviru pregleda novih transformatorskih stanica 110/x kV, prema Zaključku UO Kompanije od 26.03.2014. godine, uvrštena je i nova TS 110/x Stanari.

25/122

6. GUBICI U PRENOSNOJ MREŽI U periodu 2003. – 2012. godina gubici u prenosnoj mreži su se kretali u iznosu od 2,52% (2012. godine) do 3,6% (2005. godine) ukupne godišnje potrošnje električne energije na prenosnoj mreži, što se može vidjeti iz Tabele 6.1. i dijagrama na slici 6.1. (podaci iz IPRP). Tabela 6.1. Ukupna godišnja potrošnja na prenosnoj mreži i gubici na prenosnoj mreži u periodu 2003. – 2012.

Godina 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži [GWh] 9.735,0 10.140,9 10.662,5 10.796,7 10.870,5 11.338,8 10.786,5 11.468,9 11.879,7 11.852,9

Gubici na prenosnoj mreži [GWh] 294,84 321,29 383,71 311,07 312,0 326,5 306,1 337,9 324,17 308,14

Pumpni rad [GWh] 12,4 2,2 21,4 65,97 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži [GWh] 10.029,8 10.462,2 11.046,2 11.107,7 11.194,9 11.665,3 11.092,6 11.809,0 12.225,3 12.227,0

Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na potrošnju [%] 3,03 3,17 3,60 2,88 2,87 2,88 2,84 2,95 2,73 2,60

Gubici od 2002. do 2005. godine predstavljaju zbir gubitaka za tri elektroprivrede, dok gubici od 2006. do 2012. godine predstavljaju stvarno izmjerene gubitke na jedinstvenoj prenosnoj mreži u BiH.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012.

Gubici na prenosnoj mreži (GWh) Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (GWh)

Slika 6.1. Ukupna godišnja potrošnja i gubici u prenosnoj mreži u periodu 2003. – 2012. U Bilansu električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2014. – 2023. godina data je procjena gubitaka u prenosnoj mreži za posmatrani planski period i to u iznosu od 3% u odnosu na planiranu proizvodnju na prenosnoj mreži. U Tabeli 6.2. (u IPRP, Tabela 8.2d. – Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2014. – 2023. godina) data je prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži za tri scenarija potrošnje (niži, bazni i viši), a planirana proizvodnja na prenosnoj mreži

26/122

za jedan scenarij, koji pored postojećih proizvodnih objekata uključuje bilansno uvrštene nove proizvodne objekte. Ovaj scenarij proizvodnje uzima u obzir planirane remonte i dinamiku izlaska iz pogona postojećih proizvodnih jedinica, kao i dinamiku ulaska u pogon novih proizvodnih objekata, te ukupne gubitke na prenosnoj mreži u odnosu na planiranu proizvodnju na prenosnoj mreži. Tabela 6.2. Planirana proizvodnja na mreži prenosa, prognozirana potrošnja električne energije i gubici na mreži prenosa za period 2014. – 2023.

(GWh) Godina 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023. Proizvodnja - scenario I 14.174,3 14.438,6 15.950,3 16.570,0 17.853,2 19.628,9 19.509,2 19.628,9 19.360,9 19.605,9

Potrošnja – scenario 1 12.313 12.551 12.796 13.046 13.300 13.559 13.824 14.093 14.368 14.648



Gubici (3% proizvodnje) 425,2 433,2 478,5 497,1 535,6 588,9 585,3 588,9 580,8 588,2

Proizvodnja, potrošnja i gubici na mreži prenosa na osnovu izmjerenih vrijednosti u 2012. godini dati su u Tabeli 6.3. Tabela 6.3. Proizvodnja, potrošnja i gubici – ostvarenje na mreži prenosa u 2012. godini

(podaci Elektroprenosa BiH) GWh Ostvarenje u 2012. godini

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Ukupno

Proizvodnja 1.137,8 1.019,3 1.079,4 1.174,2 1.119,2 941,7 858,7 854,6 868,4 943,4 955,9 1.281,7 12.234,3Potrošnja 1.163,3 1.136,9 1.001,3 939,4 921,1 896,5 952,0 956,9 897,3 965,7 972,8 1.115,6 11.918,9Gubici 32,6 32,3 15,6 29,2 20,0 18,8 29,5 24,5 26,8 27,4 20,8 26,3 303,7Gubici (%) 1,95 2,09 1,11 2,06 1,45 1,52 2,34 1,87 2,22 2,10 1,50 1,61 1,82

Na osnovu modela EES BiH, koji je detaljno objašnjen u Poglavlju 8, izvršena je analiza gubitaka u snazi (MW) u režimu maksimalnog opterećenja EES BiH po naponskim nivoima i za presječne planske godine. U provedenim analizama gubici mrežnih transformatora 400/220 kV, 400/110 kV i 220/110 kV su uračunati u gubitke u 110 kV mreži EES BiH. Gubici blok transformatora u elektranama i gubici transformatora 110/x kV nisu uzeti u obzir. U Tabeli 6.4. prezentirani su rezultati analize. Tabela 6.4. Gubici u snazi (MW) u režimu maksimalnog opterećenja u EES BiH u prenosnoj mreži po naponskim nivoima i u odnosu na vršno opterećenje EES BiH Godina 2014. 2018. 2023. Gubici u 400 kV mreži [MW] 4,08 8,36 18,03 Gubici u 220 kV mreži [MW] 10,95 7,44 17,08 Gubici u 110 kV mreži [MW] 22,69 21,44 36,67 Ukupni gubici u prenosnoj mreži EES BiH [MW] 37,72 37,24 71,78 Vršno opterećenje EES BiH [MW] 2230 2413 2665 Gubici u odnosu na vršno opterećenje EES BiH [%] 1,69 1,54 2,69

27/122

7. STATISTIKA KVAROVA I VRIJEME ZASTOJA ZBOG KVAROVA I ODRŽAVANJA DALEKOVODA I MREŽNIH TRANSFORMATORA

U Prilogu 5 dat je tabelarni pregled statističkih podataka o zastojima dalekovoda i mrežnih transformatora zbog kvarova i održavanja za period 2009. – 2012. godina. Za 2009., 2010. i 2011. godinu su navedeni podaci o ukupnom broju i trajanju zastoja po pojedinim elementima prenosne mreže, dok su za 2012. godinu, pored ukupnog broja i trajanja zastoja, posebno prikazani podaci o ukupnom broju i trajanju neplaniranih, te ukupnom broju i trajanju planiranih zastoja. Od januara 2008. godine, mjesečni podaci o planiranim i neplaniranim isključenjima dalekovoda i transformatora vode se na način da se razdvoje aktivni kvarovi, prolazni kvarovi, prinudna isključenja i planirana isključenja, pojedinačno po broju i trajanju. Ovakav način evidencije podataka omogućava da se posebno registruju elementi prenosne mreže sa velikim brojem/trajanjem neplanskih zastoja (aktivni i prolazni kvarovi, te prinudna isključenja), odnosno planskih isključenja. Na osnovu tih podataka računaju se pouzdanosti, kako pojedinačnih elemenata, tako sistema u cjelini. Podaci o pouzdanosti zajedno sa podacima o pogonskoj spremnosti važni su za odluku o revitalizaciji, a posebno za elemente koji su na granici svog životnog vijeka. Iz razloga preciznijeg praćenja, za sve zastoje bi, pored broja i trajanja, bilo značajno registrirati razloge koji su doveli do neplanskog, odnosno planskog zastoja, u smislu da li se radi o unutrašnjim ili vanjskim razlozima. Neplanski zastoji sa unutrašnjim razlogom nastaju zbog vlastite neispravnosti posmatranog prenosnog elementa, dok oni sa vanjskim razlogom nastaju zbog djelovanja zaštite ili isklopom. Planska isključenja sa unutrašnjim razlogom nastaju zbog planskih zahvata na samom prenosnom elementu, dok ona sa vanjskim razlogom nastaju zbog planskih zahvata izvan posmatranog elementa. Starost elementa utiče i na neplanske i na planske zastoje, ali samo one sa unutrašnjim razlogom, dok se vanjski razlozi za prisilne i planirane zastoje elemenata prenosne mreže događaju neovisno o starosti istih. Ovim podacima se potkrijepljuju obrazloženja prilikom kandidovanja određenog elementa prenosne mreže za zamjenu/ rekonstrukciju. U nekim od susjednih prenosnih sistema, gdje se takođe prate i obrađuju navedeni statistički podaci (prema L[6]), neplanirani zastoji se evidentiraju na način da se po trajanju posebno posmatraju oni do 200 sati i oni preko 200 sati, te planirani zastoji do 800 sati i preko 800 sati. Posmatrajući na takav način podatke u prenosnoj mreži BiH za 2012. godinu, može se dati sljedeći pregled: Tabela 7.1. Pregled neplanskih zastoja po elementima prenosne mreže u 2012. godini ukupnog trajanja dužeg od 200 h/godišnje

Neplanski zastoj Red. br.

Element prenosne mreže (DV/mrežni transformator) Ukupan broj

zastoja Ukupno trajanje zastoja

(> 200 h/godišnje) Napomena

1. DV 400 kV Banja Luka 6 - Tuzla 31 637,37 19 prinudnih isključenja

ukupnog trajanja 479,67 h

2. DV 400 kV Ugljevik - Ernestinovo 14 873,08 8 prinudnih isključenja


3. DV 220 kV HE Rama – RP Jablanica/I 2 478,65 2 aktivna kvara ukupnog

trajanja 478,65 h

4. DV 220 kV HE Rama – RP Jablanica/II 6 653,88 1 aktivni kvar u trajanju od

653,88 h

5. DV 220 kV Prijedor 2 – Mraclin 6 1095,03 6 prinudnih isključenja ukupnog trajanja 1095,03 h

6. DV 220 kV RP Jablanica – Mostar 3 7 352,87 2 aktivna kvara ukupnog

trajanja 352,17 h

28/122

Neplanski zastoj Red. br.




7. DV 110 kV Čapljina – Mostar 1 (na dionici DV 110 kV Čapljina – Stolac koja je u pogonu)

7 218,10 2 aktivna kvara ukupnog trajanja 209,78 h

8. DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 2 23 238,95 6 aktivnih kvarova ukupnog

trajanja 222,05 h

9. DV 110 kV HE Jablanica – Sarajevo 1/I 9 229,32

10. DV 110 kV HE Mostar – Mostar 1/I 5 747,17 2 aktivna kvara ukupnog

trajanja 744,37 h

11. DV 110 kV Neum - Opuzen 11 648,83 2 aktivna kvara ukupnog trajanja 647,68 h

12. DV 110 kV Neum - Ston 4 505,77 1 aktivni kvar u trajanju od 505,77 h

13. DV 110 kV Nova Topola - Srbac 15 363,18 13 prinudnih isključenja


14. DV 110 kV Sarajevo 14 – (HE Jablanica – Sarajevo 1/II) 10 204,27 2 aktivna kvara ukupnog

trajanja 173,47 h

15. TR 2 400/110 kV u TS Banja Luka 6 13 309,48 11 prinudnih isključenja

ukupnog trajanja 302,95 h Tabela 7.2. Pregled planskih zastoja po elementima prenosne mreže u 2012. godini ukupnog trajanja dužeg od 800 h/godišnje

Planski zastoj Red. br.




Nije bilo planskih zastoja elemenata prenosne mreže ukupnog trajanja dužeg od 800 h/godišnje.

- -

U smislu generalne ocjene statističkih podataka za period 2009. – 2012. godina može se uočiti da je ukupan broj i trajanje zastoja u 2012. godini veći u odnosu na 2011. godinu (za 187, odnosno za 48,5 sati). U 2012. godini je znatno veći broj i trajanje neplaniranih zastoja, uzrokovano prvenstveno havarijskim stanjem mreže u februaru 2012. godine. Posebno treba izdvojiti ispade elementata prenosne mreže koji su doveli do dužeg prekida u snabdijevanju potrošača električnom energijom, kao što su: pad portala u 110 kV postrojenju u TS Neum u trajanju od 123,48 sati, pad dva stuba na DV 110 kV Mostar 2 – HE Jablanica zbog kojeg su bez napajanja ostali potrošači TS Mostar 2 (63,5 sati) i TS Stolac (64,07 sati), prekid faznog užeta na DV 110 kV Bileća – Gacko zbog čega su bez napajanja ostali potrošači u TS Gacko (19,73 sati), a koje su uzrokovali ekstremni vremenski uslovi iz februara 2012. godine. Broj i trajanje planiranih zastoja u 2012. godini je manje u odnosu na 2011. godinu.

29/122

8. MODEL ZA ANALIZE ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BiH Proizvodni objekti (postojeći i novi) u EES BiH su, za potrebe provedenih analiza, modelovani u skladu sa IPRP. Angažman elektrana u modelu za proračun tokova snaga i naponskih prilika za razmatrani planski period u režimu vršnih opterećenja sa vlažnom hidrologijom je određen na osnovu iskustvenih podataka iz prošlosti, odnosno primjenjivan je koncept dosad najčešćeg režima rada proizvodnih kapaciteta u periodu vršnih opterećenja, pri čemu se vodilo računa o ispunjenju osnovnog postulata o izbalansiranosti ukupne potrošnje i ukupne proizvodnje, pri tome vodeći računa o proizvodnim jedinicama koje će u planskom periodu biti rekonstruisane i proizvodnim jedinicama koje će izaći iz pogona (Tabela 3.6.). Angažman hidroelektrana u analiziranim scenarijima sa suhom hidrologijom je izvršen na osnovu ostvarenog angažmana iz 2012. godine u trenutku maksimuma potrošnje EE sistema BiH, a kada je ostvaren jako nizak angažman hidroelektrana. Tada je zbog suhe hidrologije, u trenutku dostizanja maksimuma potrošnje EES BiH bilo angažovano samo 40 % ukupnih instalisanih hidrokapaciteta, te je svim presječnim godinama zadržan ovakav angažman hidroelektrana. Vezano za rad generatorskih jedinica u induktivnom/kapacitivnom režimu primijenjen je koncept da je, u cilju održanja profila modula napona po generatorskim čvorištima, režim rada generatorskih jedinica u skladu sa njihovom pogonskom kartom. Podaci o ostvarenom maksimumu i prognozi maksimalnog opterećenja na mreži prenosa su preuzeti iz IPRP. Budući da je u IPRP izvršena prognoza maksimalnog opterećenja samo za bazni režim, to su za potrebe Plana proračuni izvršeni samo za bazni režim. Opterećenja čvorišta 110/x kV (MW) su modelovana na 110 kV naponskom nivou. Za potrebe analize tokova snaga i kratkih spojeva, korišteni su podaci o istovremenom opterećenju čvorišta 110/x kV u trenutku dostizanja maksimalnog opterećenja EES BiH 10.02.2012. godine u 18 h (osamnaesti sat) (Prilog 2). Prognozirana opterećenja postojećih čvorišta 110/x kV po presječnim planskim godinama dobijena su na način da je na osnovu opterećenja po čvorištima, zabilježenih u vrijeme maksimalnog opterećenja EES BiH u februaru 2012. godine, izvršeno linearno povećanje koristeći prognozu maksimalnog opterećenja na mreži prenosa iz IPRP. Prognoza opterećenja novih čvorišta 110/x kV izvršena je tako što je učešće opterećenja novog čvorišta u maksimalnom opterećenju EES BiH, prognoziranom u IPRP, izračunato na sljedeći način:

p(i) = ( )

( )∑Ρ

Ρn

jv

v

j

i

Gdje su: i – i–to novo čvorište 110/x kV, p(i) – učešće i–tog novog čvorišta u istovremenom maksimalnom opterećenju EES BiH, ( )jvΡ – vršno opterećenje j–tog čvorišta 110/x kV prema prognozi potrošnje,

n – ukupan broj svih čvorišta 110/x kV u EES BiH.

30/122

Na osnovu ovako dobivenog učešća opterećenja novog čvorišta 110/x kV u prognoziranom maksimalnom istovremenom opterećenju EES BiH u razmatranoj planskoj godini, opterećenje novog čvorišta se računa na sljedeći način:

( ) ( ) ( )ipi gdir ⋅Ρ−Ρ−Ρ=Ρ

Gdje su: P(i) – opterećenje i–tog novog čvorišta 110/x kV u (MW), P – maksimalno opterećenje EES BiH na mreži prenosa u razmatranoj godini prognozirano u IPRP (2230 MW u 2014. godini, 2413 MW u 2018. godini i 2665 MW u 2023. godini),

dirΡ – ukupno opterećenje svih industrijskih potrošača direktno spojenih na prenosnu mrežu,

gΡ – gubici u prenosnoj mreži. Ovaj način prognoze potrošnje po čvorištima 110/x kV je korišten kod određivanja potreba izgradnje novih objekata prenosne mreže primjenom kriterija sigurnosti (n-1) pri čemu su reaktivna opterećenja u režimu maksimalnih opterećenja uzeta sa faktorom snage 0,95. Maksimalne snage industrijskih potrošača priključenih direktno na prenosnu mrežu (izuzev Arcelor Mittal Steel Zenica i Steelmin BH d.o.o. Jajce) preuzete su iz podataka koje su ovi potrošači dostavili za potrebe izrade IPRP. Opterećenje Arcelor Mittal Steel Zenica preuzeto je iz podataka koje je korisnik dostavio Elektroprenosu BiH prilikom podnošenja zahtjeva za povećanje angažovane snage. Opterećenje Steelmin BH d.o.o. Jajce je preuzeto iz Ugovora o korištenju prenosne mreže koji su ovaj korisnik i Elektroprenos BiH sklopili u toku 2012. godine. Opterećenje industrijskih potrošača je dato u Tabeli 8.. Tabela 8. Opterećenje industrijskih potrošača

Opterećenje [MW] Naziv potrošača 2014. godina 2018. godina 2023. godina

Aluminijski kombinat 234 234 234 Arcelor Mittal Steel Zenica 140 140 140 B.S.I. Jajce 27 27 27 Alumina Zvornik 13 13 13 Cementara Kakanj 13,3 13,3 13,3 Steelmin BH d.o.o. Jajce - 60 60 Željezara Ilijaš 5,6 5,6 5,6 Ukupno 432,9 492,9 492,9

Režim minimalnih opterećenja određen je na osnovu do sada dostignutih odnosa minimalnih i maksimalnih opterećenja u EES BiH, koji je za 2014. godinu procijenjen na 0,378, za 2018. godinu na 0,372, a za 2023. godinu 0,368. Opterećenje industrijskih potrošača direktno priključenih na prenosnu mrežu za presječne planske godine u režimu minimalnih opterećenja je modelovano na isti način kao i u režimu maksimalnih opterećenja. Reaktivna opterećenja u režimu minimalnih opterećenja su modelovana sa faktorom snage 0,9. 8.1. Ulazni podaci za model Objekti koji su ušli u model formiran za potrebe analiza tokova snaga i naponskih prilika u normalnom pogonskom stanju, kao i analiza tokova snaga i naponskih prilika uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti, su:

31/122

8.1.1. Investicije u toku Pored postojećih objekata, u model EES BiH uvršteni su novi i rekonstruisani postojeći objekti koji su odobreni usvojenim Planom investicija za 2006. godinu i Planom investicija za 2007. godinu (maj 2007.), a čija realizacija još uvijek nije završena. Objekti i procjena godine završetka dati su u Tabeli 8.1. Procjena vremena potrebnog za realizaciju ovih objekata izvršena je na osnovu Izvještaja o realizaciji investicija za 2012. godinu. Tabela 8.1. Objekti odobreni usvojenim Planom investicija za 2006. i Planom investicija za 2007. godinu Redni broj Projekat/Objekat Procjena završetka

(godina) 1. TS 110/x kV Šipovo 2014. 2. TS 110/x kV Laktaši 2 2014. 3. TS 110/x kV Bužim 2014. 4. TS 110/x kV Tuzla 3 sa priključnim DV 2014. 5. TS 400/x kV Trebinje (drugi transformator 220/110 kV) 2014. 6. DV 110 kV Kotor Varoš-Ukrina 2014. 7. DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13 2014. 8. DV 110 kV Tomislavgrad –Rama 2014. 9. DV 110 kV Tomislavgrad – Livno 2014. 10. DV 110 kV HE Mostar – Mostar 1 2014. 11. TS 110/35/10(20) kV Mostar 9 2015. 12. Ulaz/izlaz na DV 110 kV Mostar 1– Čapljina u TS Mostar 9 2015. 13. TS 110/x kV Kalesija sa priključnim DV 2015. 14. TS 110/x kV Fojnica 2015. 15. DV 110 kV Visoko – Fojnica 2015. 16. DV 2x220 kV Posušje – Rama 2015. 17. DV 110 kV Ugljevik – Brčko 2 2015. 18. DV 110 kV Nevesinje – Gacko 2015. 19. DV 110 kV Mostar 1 – Jablanica (rekonstrukcija) 2015. 20. DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina (rekonstrukcija) 2015. 21. TS 110/x kV B. Luka 9 sa priključnim DV 2016.

8.1.2. Radijalno napojene TS 110/x kV U okviru dosadašnje konfiguracije prenosne mreže postoji 16 trafostanica 110/x kV radijalno napojenih po 110 kV naponu. Jedan od kriterija definisanih MK (Poglavlje 4.), koji moraju biti zadovoljeni kod planiranja razvoja prenosne mreže, je kriterij sigurnosti (n-1). U slučaju radijalnog priključka transformatorske stanice 110/x kV na prenosnu mrežu jednim vodom, od kriterija (n-1) može se privremeno odstupiti, ako je osigurano napajanje iz srednjenaponskih mreža u punom iznosu. Dugoročno gledano, neophodno je osigurati napajanje iz dva smjera za sve 110/x kV trafostanice, te je u Planu za sve radijalno napojene transformatorske stanice planirano obezbjeđenje dvostranog napajanja. Za transformatorske stanice za koje je moguće obezbijediti dvostrano napajanje iz više pravaca analizirane su moguće varijante i odabrana bolja sa tehničkog i ekonomskog aspekta. Tako su za obezbjeđenje dvostranog napajanja Banovića razmatrane dvije varijante:

• Varijanta I: izgradnja DV 110 kV Banovići – Zavidovići, • Varijanta II: izgradnja DV 110 kV Banovići – Lukavac.

Za dvostrano napajanje TS Šipovo i TS Kneževo u okviru analiza su, također, razmatrane dvije varijante:

32/122

• Varijanta I: Izgradnja DV 110 kV Šipovo – Kneževo. • Varijanta II: izgradnja DV 110 kV Šipovo – Jajce 1 i DV 110 kV Kneževo – HE

Bočac.

Pregled radijalno napojenih TS i analiziranih načina obezbjeđenja dvostranog napajanja prikazan je u Tabeli 8.2., a odabrani način obezbjeđenja dvostranog napajanja sa potrebnim sredstvima u Prilogu 4. Prioriteti su određeni na osnovu nivoa konzuma koji ostaje bez napajanja i vremena potrebnog za realizaciju druge veze. Tabela 8.2. Radijalno napojene TS Red. broj Naziv TS Način obezbjeđenja dvostranog napajanja Godina

izgradnje1. TS Kotor Varoš DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina 2014.

2. TS Sarajevo 18 Rekonstrukcija DV polja 110 kV Sarajevo 20 u TS Sarajevo 18 2014.

3. TS Gacko 4. TS Nevesinje DV 110 kV Nevesinje – Gacko 2015.

5. TS Tešanj DV 110 kV Jelah – Tešanj 2016. 6. TS Kiseljak DV 110 kV Kiseljak – Fojnica 2016.

7. TS Foča DV 110 kV Sarajevo 20 – Foča (dionica Miljevina – Foča) 2018.

8. TS Uskoplje DV 110 kV Rama – Uskoplje 2016.

9. TS Srebrenica DV 110 kV Srebrenica – Vlasenica (dionica Konjević Polje – Srebrenica) 2016.

10. TS Cazin 2 DV 110 kV Cazin 1 – Cazin 2/II 2017.

11. TS Novi Grad DV 110 kV Novi Grad – Banja Luka 6 (dionica od DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak do TS Novi Grad) 2016.

12. TS Kupres DV 110 kV Tomislavgrad – Kupres 2016.

13. TS Stolac Rekonstrukcija DV 110 kV Bileća – Stolac (dionica Berkovići – Stolac) 2017.

14. TS Banovići DV 110 kV Banovići – Zavidovići ili DV 110 kV Banovići – Lukavac 2016.

15. TS Šipovo DV 110 kV Kneževo – Šipovo ili DV 110 kV Jajce – Šipovo i DV 110 kV Kneževo – HE Bočac

2016.

16. TS Vareš DV 110 kV Vareš – Kladanj 2022. 8.1.3. Krute veze U prenosnoj mreži BiH postoji pet transformatorskih stanica 110/x kV koje su u 110 kV mrežu uklopljene po sistemu krute veze (T spoj). S obzirom da ovakav način uvezivanja reducira pouzdanost i sigurnost napajanja potrošača, to je u toku planskog perioda predviđeno rješavanje svih postojećih krutih veza u sistemu. Za rješavanje krute veze TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac, razmatrane su dvije varijante: • Varijanta I: Izgradnja ulaz/izlaz za TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 – HE

Bočac čime se formiraju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 5 i DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac,

• Varijanta II: Prespajanje DV 110 kV HE Jajce 1 – HE Bočac i DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac na ulazu u HE Bočac na način da se formira DV 110 kV HE Jajce 1 – Banja

33/122

Luka 1 (oslobađaju se dva dalekovodna polja 110 kV u HE Bočac), izgradnja DV 110 kV Banja Luka 5 – HE Bočac.

Pregled objekata sa krutim vezama i analiziranim načinom njihovog rješavanja dat je u Tabeli 8.3., a odabrani način rješavanja krutih veza sa potrebnim sredstvima dat je u Prilogu 4. Tabela 8.3. Krute veze u sistemu Red. broj Naziv objekta Kruta veza na Način rješavanja Godina

izgradnje

1. TS Prijedor 1 DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak II

Ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 6 – Prijedor 2 2016.

2. TS Brčko 2 DV 110 kV Gradačac – Derventa

DV 110 kV Gradačac – Brčko 2 (dionica KT – TS Gradačac) 2015.

DV 110 kV EVP Konjic – Hadžići 3. TS Pazarić DV 110 kV Sarajevo 1 – HE Jablanica/II

Ulaz/izlaz na DV 110 kV EVP Konjic – Hadžići 2015.

4. TS B. Luka 5 DV 110 kV HE Bočac – Banja Luka 1

DV 110 kV B. Luka 5 – HE Bočac (dionica KT do B.Luka 5) ili izgradnja novog DV 110 kV B. Luka 5 – HE Bočac

2015.

5. TS Vlasenica DV 110 kV Zvornik – Srebrenica

DV 110 kV Srebrenica-Vlasenica (dionica Konjević Polje – Srebrenica)

2016.

6. TS Doboj Istok DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica

Ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica 2016.

8.1.4. Objekti van funkcije Iako je prenosna mreža, nakon ratnih dejstava, najvećim dijelom vraćena u funkciju, preostalo je 12 dalekovoda 110 kV koji još uvijek nisu sanirani, te je u planskom periodu predviđeno njihovo saniranje i vraćanje u funkciju. U model su uvršteni objekti prikazani u Tabeli 8.4. Tabela 8.4. Objekti van funkcije

Red. broj Naziv objekta Godina vraćanja

u funkciju 1. DV 110 kV Tuzla 5 – Zvornik 2015. 2. DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare 2014. 3. DV 110 kV Sarajevo 10 – Sarajevo 7/II 2014. 4. DV 110 kV Sarajevo 10 – Sarajevo 2 2014. 5. DV 2x110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 20 2014. 6. DV 110 kV Sarajevo 18 – Sarajevo 20 2014. 7. DV 110 kV Goražde 1 – Pljevlja 2014. 8. DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 2014. 9. DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina 2015. 10. DV 110 kV Mostar 2 – Stolac 2015. 11. DV 2x110 kV Mostar 1 – HE Jablanica 2015. 12. DV 110 kV Stolac – Bileća 2017.

34/122

8.1.5. Rekonstrukcije dalekovoda

U skladu sa definisanim kriterijima za sanaciju/rekonstrukciju DV u model EES BiH uvršteni su dalekovodi dati u Tabeli 8.5. pri čemu su navedeni samo oni čiji parametri utiču na promjene u modelu sa aspekta analize tokova snaga. Tabela 8.5. Rekonstrukcije DV Red.br. Naziv DV Obim rekonstrukcije Presječna

godina 1. DV 110 kV Mostar 4 – Široki Brijeg

2. DV 110 kV Široki Brijeg – Grude

zamjena starog užeta (dionica na kojoj je uže Cu 95 mm2) novim AlFe 240/40 mm2 užetom

2014.

3. DV 110 kV Bugojno – Donji Vakuf zamjena starog užeta (dionica na kojoj je uže Cu 120 mm2) novim AlFe 240/40 mm2 užetom

2014.

4. DV 110 kV Bijeljina 3 – Brčko 2 5. DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 6 6. DV 110 kV Neum – Opuzen 7. DV 110 kV Neum – Ston 8. DV 110 kV Čapljina – Opuzen 9. DV 110 kV Mostar 5 – Mostar 7 10. DV 110 kV Trebinje – Komolac 11. DV 110 kV Mostar 6 – Mostar 7

zamjena starog užeta (dionica na kojoj je uže AlFe 150/25 mm2) novim AlFe 240/40 mm2 užetom

2018.

12. DV 110 kV Grude – Imotski zamjena starog užeta (dionica na kojoj je uže Cu 95 mm2) novim AlFe 240/40 mm2 užetom

2018.

13. DV 110 kV Doboj 2 – Doboj 3 zamjena starog užeta AlFe 210/35 mm2 novim AlFe 240/40 mm2 užetom

2018.

8.1.6. Novi proizvodni/potrošački objekti U skladu sa tačkom 5.2.1. MK, po kojoj Elektroprenos BiH mora različitim kategorijama Korisnika obezbijediti mogućnost priključenja na prenosnu mrežu, u model su uvršteni svi priključni dalekovodi za nove proizvodne objekte koji su bilansirani u IPRP. Način priključenja proizvodnih objekata definisan je Elaboratom. S obzirom da izgradnje novih proizvodnih objekata kasne u odnosu na rokove koje su dostavili investitori kod izrade Elaborata, odnosno rokove definisane izdatim Uslovima za priključak, to postoji razlika između godina priključenja definisanih Uslovima za priključak i godine u kojoj je određena elektrana bilansirana u IPRP. U Planu su elektrane angažovane u skladu sa bilansom iz IPRP. 8.1.6.1. MHE Ustiprača i MHE Dub MHE Ustiprača i MHE Dub, instalisane snage 2x3,86 MW i 2x4,7MW (ukupno 17,12 MW), godišnje proizvodnje 33,13 GWh i 41,28 GWh, investitora Hidroinvest d.o.o., priključuju se na rasklopište 10/110 kV Dub. Prema L[15] priključenje rasklopišta 10/110 kV Dub na prenosnu mrežu izvesti će se po principu ulaz – izlaz DV 2x110 kV na DV 110 kV Višegrad – Goražde 2, a planirani termin priključenja je 2014. godina. Način uklapanja MHE Dub i MHE Ustiprača prikazan je na Slici 8.1.

35/122

Slika 8.1. Uklapanje MHE Ustiprača i MHE Dub u EES BiH 8.1.6.2. Sistem MHE na Sutjesci Sistem MHE na Sutjesci, instalisane snage 19,15 MW, godišnje proizvodnje 40.550 MWh, investitora Hydroenergy d.o.o. i Drina Hydroenergy d.o.o., priključuje se na rasklopište 20/110 Sastavci. Prema L[14] priključak rasklopišta 20/110 Sastavci na prenosnu mrežu predviđa se izgradnjom DV 110 kV Sastavci – Gacko, a planirani termin priključenja je 2014. godina. U IPRP ova elektrana je bilansno uključena u 2015. godini. Način uklapanja sistema MHE na Sutjesci prikazan je na Slici 8.2.

Slika 8.2. Uklapanje sistema MHE na Sutjesci u EES BiH

36/122

8.1.6.3. TE Stanari TE Stanari, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 2.000.000 MWh, investitora EFT – Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., planira se priključiti na prenosnu mrežu 400 kV u 2016. godini.

Za određivanje načina priključenja TE Stanari urađena su dva elaborata koji se razlikuju po načinu uklapanja: - „Uklapanje TE Stanari u EES Bosne i Hercegovine“, juli 2008. godine - „Uklapanje TE Stanari u EES Bosne i Hercegovine“ – dodatna analiza iz oktobra 2010.

godine.

Prema Studiji iz jula 2008. godine uklapanje TE Stanari u EES BiH predviđeno je tako da se generator instalisane snage 420 MW uklapa na TS 400/110 kV Stanari, a koja bi se u EES BiH uklopila na sljedeći način:

- Izgradnjom priključnih vodova po principu ulaz/izlaz na DV 400 kV B.Luka – Tuzla, - Izgradnjom priključnih vodova po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Stanari – Ukrina, - Izgradnjom DV 110 kV Stanari – Doboj 3, - Izgradnjom DV 110 kV Stanari – Prnjavor.

Prema Dodatnoj analizi iz oktobra 2010. godine priključenje TE Stanari (330 MW) predviđeno je po principu ulaz/izlaz izgradnjom priključnih dalekovoda 400 kV na DV 400 kV Banja Luka – Tuzla. Dakle, prema provedenim analizama ne postoje tehnički razlozi koji bi za uklapanje TE Stanari u EES BiH iziskivali izgradnju transformacije 400/110 kV u neposrednoj blizini TE Stanari, niti navedenih 110 kV dalekovoda. Kako niti jedna od navedenih Studija nije analizirala priključenje TE Stanari sa stvarnom instalisanom snagom od 300 MW, rješenje priključka je preuzeto iz Dodatne analize iz oktobra 2010. godine jer je isto rezultat analize priključenja TE Stanari sa snagom koja je približna stvarnoj instalisanoj snazi i ne zahtijeva stvaranje tehničkih uslova u mreži, čime su ukupne investicije manje. Način uklapanja TE Stanari prikazan je na Slici 8.3.

Slika 8.3. Uklapanje TE Stanari u EES BiH

37/122

8.1.6.4. HE Ulog HE Ulog, instalisane snage 2x17,22 MW (34,44 MW), godišnje proizvodnje 82.340 MWh, investitora EFT – HE Ulog d.o.o., priključuje se na 110 kV mrežu u 2015. godini. Prema L[10] uklapanje HE Ulog predviđeno je po principu ulaz/izlaz na budući DV 110 kV Nevesinje – Gacko. Način uklapanja HE Ulog prikazan je na Slici 8.4.

Slika 8.4. Uklapanje HE Ulog u EES BiH 8.1.6.5. HE Vranduk HE Vranduk, instalisane snage 2x9,28 MW + 1x1,07 MW (19,63 MW), godišnje proizvodnje 96.380 MWh, investitora JP EP BiH, prema L[12] priključuje se na 110 kV prenosnu mrežu po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići (Žepče). Prema izdatim Uslovima za priključak na prenosnu mrežu, planirano je priključenje 2014. godine, a u IPRP ova elektrana je bilansno uključena u 2016. godini. Način uklapanja HE Vranduk prikazan je na Slici 8.5.

Slika 8.5. Uklapanje HE Vranduk u EES BiH

38/122

8.1.6.6. HE Dabar HE Dabar, instalisane snage 3x53,5 MW (160,5 MW), godišnje proizvodnje 251.800 MWh, investitora MH ERS, prema L[13] priključuje se na 220 kV prenosnu mrežu po principu ulaz/izlaz na DV 220 kV Mostar 3 – Trebinje/II. Prema izdatim Uslovima za priključak na prenosnu mrežu, planirano je priključenje 2016. godine, a u IPRP ova elektrana je bilansno uključena u 2018. godini. Način uklapanja HE Dabar prikazan je na Slici 8.6.

Slika 8.6. Uklapanje HE Dabar u EES BiH

8.1.6.7. Blok 7 u TE Tuzla TE Tuzla – blok 7, instalisane snage 1x450 MW, godišnje proizvodnje 2.527.230 MWh, investitora JP EP BiH, planira se priključiti na prenosnu mrežu 400 kV u 2018. godini. Prema L[9] uklapanje bloka 7 u TE Tuzla na prenosnu mrežu 400 kV predviđeno je direktnom vezom na sabirnice 400 kV u TS Tuzla. Prilikom izdavanja Uslova za priključak investitor se izjasnio da prihvata priključenje direktno na TS 400/220/110 Tuzla 4 sa jednim jednosistemskim 400 kV dalekovodom. Način uklapanja bloka 7 u TE Tuzla prikazan je na Slici 8.7.

Slika 8.7. Priključenje bloka 7 TE Tuzla EES BiH

39/122

8.1.6.8. HE Ustikolina HE Ustikolina, instalisane snage 3x20,16 MW (60,48 MW), godišnje proizvodnje 236.800 MWh, investitora JP EP BiH, prema L[11] priključuje se na 110 kV mrežu po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Foča – Goražde 1, a planirani termin priključenja je 2016. godina. U IPRP HE Ustikolina je bilansno uključena u 2018. godini. Uslovi za priključak HE Ustikolina na prenosnu mrežu još uvijek nisu izdati jer investitor nije dostavio Urbanističku saglasnost za izgradnju elektrane. Način uklapanja HE Ustikolina prikazan je na Slici 8.8.

Slika 8.8. Priključenje HE Ustikolina u EES BiH

8.1.6.9. Blok 8 u TE Kakanj TE Kakanj – blok 8, instalisane snage 1x300 MW, godišnje proizvodnje 1.652.060 MWh, investitora JP EP BiH, planira se priključiti na prenosnu mrežu 400 kV u 2019. godini. Prema L[8] uklapanje bloka 8 u TE Kakanj predviđeno je po principu ulaz/izlaz na DV 400 kV Sarajevo 10 – Tuzla, te prelaskom sadašnjih sabirnica i postojećeg bloka 7 sa 220 kV na 400 kV. Način uklapanja bloka 8 u TE Kakanj prikazan je na Slici 8.9.

Slika 8.9. Priključenje bloka 8 TE Kakanj u EES BiH

40/122

Korisnici čije je priključenje predviđeno u planskom periodu sa načinom i godinom priključenja/bilansiranja dati su u Tabeli 8.6.. Tabela 8.6. Novi proizvodni/potrošački objekti

Red. broj

Proizvodni/potrošački objekat Način priključenja

Godina priključenja/ bilansiranja

1. RS Dub ulaz/izlaz na DV 110 kV Višegrad – Goražde 2 2014./2014.

2. HE Vranduk ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići (Žepče) 2014./2016.

3. RS Sastavci DV 110 kV RS Sastavci – Gacko 2014./2015. 4. HE Ulog ulaz/izlaz na DV 110 kV Nevesinje – Gacko 2015./2015.

5. HE Dabar ulaz/izlaz na DV 220 kV Mostar 3 – RP Trebinje/II 2016./2018.

6. TE Stanari ulaz/izlaz na DV 400 kV Banja Luka 6 – Tuzla 2016./2016.

7. TE Stanari – vlastita potrošnja

ulaz/izlaz na DV 110 kV Stanari – Ukrina 2016./2016.

8. HE Ustikolina ulaz/izlaz na DV 110 kV Goražde 1 – Foča 2016./2018. 9. TE Tuzla, blok 7 DV 400 kV Tuzla – TE Tuzla (G7) 2018./2018. 10. TE Kakanj, blok 8 ulaz/izlaz na DV 400 kV Sarajevo 10–Tuzla 2019./2019.

8.1.7. Novi interkonektivni vodovi Prema Zaključku Uprave Kompanije br. 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine, u Plan su uvršteni novi interkonektivni vodovi dati u Tabeli 8.7. Tabela 8.7. Novi interkonektivni vodovi

Red. broj Naziv objekta Godina puštanja

u pogon 1. DV 400 kV Banja Luka 6 – Lika 2020. 2. DV 400 kV Tuzla – Đakovo* 2023.

3. DV 2x400 kV Višegrad – Vardište (B.Bašta – Pljevlja)** 2023.

4. DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna** 2023. *Potrebno je sa NOS BiH usaglasiti izgradnju DV 400 kV Tuzla – Đakovo, a zatim povesti aktivnosti oko usaglašavanja planova razvoja sa HOPS-om. **Konačna odluka o izgradnji ovih interkonekcija će se donijeti nakon završetka izrade Studije izvodljivosti: 400 kV Interconnection Serbia-Montenegro-BiH.

8.1.8. Nove 110/x kV Polazeći od odredbi MK i Uslova za korištenje licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije da Elektroprenos, kod izrade Dugoročnog plana razvoja, treba „voditi računa i o razvojnim planovima distributera“, ustanovljeni su kriteriji u okviru Poglavlja 4. na osnovu kojih je procijenjena potreba i opravdanost izgradnje objekata predloženih od strane elektroprivrednih preduzeća u BiH. Od predloženih 57 novih TS 110/x kV u Plan je uvršteno 28. Nove transformatorske stanice 110/x kV sa načinom priključenja, te planiranom dinamikom izgradnje date su u Tabeli br. 8.8.

41/122

Tabela 8.8. Nove TS 110/x kV Red. br. Naziv objekta Način priključenja Godina

izgradnje

1. TS 110/x kV Tuzla 3* ulaz/izlaz na DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare 2014.

2. TS 110/x kV Bužim* ulaz/izlaz na DV 110 kV Bosanska Krupa – Vrnograč 2014.

3. TS 110/x kV Kalesija* ulaz/izlaz na DV 110 kV Tuzla 5 – Zvornik 2015.

4. TS 110/x kV Banja Luka 9*

ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 5 2016.

5. TS 110/x kV Laktaši 2* ulaz/izlaz na DV 110 kV Laktaši – Nova Topola 2014.

6. TS 110/x kV Mostar 9* ulaz/izlaz na DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina 2015.

7. TS 110/x kV Šipovo* DV 110 kV Mrkonjić Grad – Šipovo 2014. 8. TS 110/x kV Fojnica* DV 110 kV Visoko – Fojnica 2015. 9. TS 110/x kV Žepče ulaz/izlaz DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići 2015. 10. TS 110/x Čitluk 2 ulaz/izlaz DV 110 kV Čitluk – Ljubuški 2016.

11. TS 110/x kV Doboj Istok ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica 2016.

12. TS 110/x kV Gradiška 2 ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 6 – Gradiška 2016.

13. TS 110/x kV Prnjavor 2 ulaz/izlaz na DV 110 kV Prnjavor – Derventa 2016.

14. TS 110/x kV Sarajevo 12 ulaz/izlaz na KV 110 kV Sarajevo 7 – Sarajevo 13 2016.

15. TS 110/x kV Lukavac 2 ulaz/izlaz na DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac 2016.

16. TS 110/x kV Ilijaš - 2016.

17. TS 400/110/x kV Sarajevo 10

ugradnja transformacije 110/x kV u TS 400/110 kV Sarajevo 10 2016.

18. TS 110/x kV Živinice ulaz/izlaz na DV 110 kV Tuzla 4 – Đurđevik 2016. 19. TS 110/x kV Kneževo DV 110 kV Kotor Varoš – Kneževo 2016. 20. TS 110/x kV Jelah ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1 – Teslić 2016.

21. TS 110/x kV Tušanj izgradnja DV 110 kV HAK – Tušanj i KV 110 kV Tuzla 3 – Tušanj 2017.

22. TS 110/x kV Prijedor 6 ulaz/izlaz na DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak (1) 2017.

23. TS 110/x kV Ljubuški 2 DV 110 kV Grude – Ljubuški 2 i DV 110 kV Ljubuški – Ljubuški 2 2017.

24. TS 110/x kV Željuša ulaz/izlaz na DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1 2017.

25. TS 110/x kV Banja Luka 10

KV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 – Banja Luka 3 2017.

26. TS 110/x kV Kostajnica ulaz/izlaz na DV 110 kV Novi Grad – Banja Luka 6 2018.

27. TS 110/x kV Zenica 5 ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 2 – Busovača 2020.

28. TS 110/x kV Bijeljina 5 DV 110 kV Bijeljina 3 – Bijeljina 5 2021. * - započete investicije

42/122

Pored navedenih novih TS 110/x kV u Plan je, u skladu sa Zaključkom UO Kompanije od 26.03.2014. godine, uvrštena i nova TS 110/x kV Stanari. U nastavku su data obrazloženja o potrebi izgradnje novih TS 110/x kV u skladu sa kriterijima: 8.1.8.1. TS 110/20/10 kV Živinice (2016. godina) Područje PJD Živinice napaja se iz četiri transformatorske stanice: TS 35/10 kV Živinice I, TS 35/10 kV Živinice II, TS 35/10 kV Ljubače i TS 35/10 kV Dubrave. Konzum ovog područja čine 22.800 domaćinstava i 1.775 kupaca iz kategorije ostala potrošnja. Zabilježeno vršno opterećenje PJD Živinice iznosi 26,6 MW, što je više od 60 % instalisane snage tipske trafostanice za područja sa jednom TS 110/x kV. U posljednih nekoliko godina vidljiv je stalni rast potrošnje na ovom području, pogotovo dio konzuma koji se napaja iz TS 35/10 kV Živinice I i TS 35/10 kV Živinice II. Maksimalno izmjereno opterećenje ovih transformatorskih stanica iznosi 11 MW i 10 MW respektivno. TS 35/10 kV Živinice I napajaju se iz TS 110/35/6 kV Tuzla 5 čije maksimalno opterećenje iznosi 31,82 MW, a TS 35/10 kV Živinice II iz TS 110/35/6 kV Đurđevik čije maksimalno opterećenje iznosi 22,96 MW. S obzirom na dostignute nivoe opterećenja po TS 35/10 kV (iznad 8 MVA), što je najveća snaga tipske transformatorske jedinice u distributivnim TS, ukupno opterećenje područja preko 60% instalisane snage tipske trafostanice za područja sa jednom TS 110/x kV, te prognozirani porast potrošnje konzuma opštine Živinice, nameće se potreba izgradnje nove TS 110/35/10(20) kV. U prilog potrebi izgradnje nove TS ide i činjenica da u dijelu konzuma koji se napaja iz TS Živinice II preko 10 kV odvoda Kovači, Toplice, Kuljani vladaju loše naponske prilike. Prema prijedlogu JP EP BiH, lokacija buduće TS 110/35/10(20) kV Živinice bila bi na lokaciji postojeće TS 35/10 kV Živinice II. U 2016. godini, kada se planira ulazak u pogon nove TS, njeno opterećenje bi, prema prognozi JP EP BiH iznosilo 13 MW. Izgradnjom ove TS i optimizacijom uklopnog stanja distributivne mreže rasteretile bi se i TS 110/35/6 kV Đurđevik sa cca. 11 MW i TS 110/35/6 kV Tuzla 5 sa cca. 2 MW. Uvođenjem transformacije 110/20/10 kV omogućilo bi se prelazak na 20 kV nivo i rješavanje loših naponskih prilika. Uklapanje TS 110/35/10(20) kV Živinice planirano je po principu ulaz – izlaz na DV 110 kV Đurđevik – Tuzla. Dužina priključnog dalekovoda iznosi cca 2x1,8 km. 8.1.8.2. TS 110/x kV Žepče (2015. godina) Konzum Žepča se napaja iz TS 35/10 kV Žepče, koja se u normalnom uklopnom stanju napaja iz TS Zavidovići preko 35 kV dalekovoda dužine 8,1 km, vodiča AlFe 50 mm2. Prije rata postojao je još jedan DV 35 kV Zavidovići – Žepče, ali je isti potpuno uništen i nakon rata nije saniran. Registrovana vršna snaga TS 35/10 kV Žepče iznosi 8,51 MW, sa daljnjom tendencijom rasta. Početkom 2006. godine u TS 35/10 kV Žepče je ugrađena treća jedinica od 4 MVA kao privremeno rješenje do izgradnje 110/x kV transformacije.

43/122

S obzirom na: dostignuti nivo opterećenja TS 35/10 kV (iznad 8 MVA, što je najveća snaga tipske transformatorske jedinice u distributivnim TS), prognozirani porast potrošnje konzuma, velike padove napona, značajne gubitke električne energije, odstupanja kvaliteta električne energije od propisanih granica, kao i preopterećenje jedinog napojnog voda 35 kV, nameće se potreba izgradnje nove TS 110/35/10(20) kV. Planirana izgradnja TS 110/x kV je na lokaciji postojeće 35/10 kV Žepče. Izgradnjom TS 110/x kV će se pored zadovoljenja sadašnje i prognozirane buduće potrošnje, kao i povećanja sigurnosti u napajanju konzuma, smanjiti i gubici u distributivnoj mreži. Uklapanje TS 110/x kV Žepče planirano je po principu ulaz – izlaz (cca 2x1,1 km) na DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići. 8.1.8.3. TS 110/10(20) kV Čitluk 2 (Međugorje) (2016. godina) Distributivna mreža na području Međugorja napaja se iz TS 110/20/10 kV Čitluk. Vršno opterećenje TS 110/20/10 kV Čitluk iznosi 22,66 MW što iznosi cca. 60% instalisane snage transformatorske stanice. Na kraju planskog perioda prognozirano opterećenje bi iznosilo 74,15% instalisane snage transformacije u TS Čitluk (više od 60% instalisane snage transformacije za vangradske stanice), odnosno pri ispadu jednog transformatora ne bi se mogao obezbijediti kriterij sigurnosti (n-1) na granici sa distributivnom mrežom. Zbog navedenog planirana je izgradnja nove TS 110/10(20) kV Čitluk 2, čije bi opterećenje, prema prognozi EP HZ HB, iznosilo 14,8 MW u godini njenog ulaska u pogon koje je predviđeno za 2016. godinu. Nova TS Čitluk 2 će rasteretiti postojeću TS Čitluk i služiti za napajanje novih potrošača (s obzirom da je iz JP EP HZ HB upućeno više zahtjeva za priključenje potrošača u industrijskoj zoni Ljubuški – Čitluk), te za zadovoljenje rastućih potreba postojećeg konzuma. Nova TS 110/10(20) kV Čitluk 2 će se u EES BiH uvezati po 110 kV naponu i to po principu ulaz – izlaz (cca 2x0,5 km) na DV 110 kV Čitluk – Ljubuški. 8.1.8.4. TS 110/10(20) kV Doboj Istok (2016. godina) Područje Općine Doboj Istok se napajalo iz TS 110/35/10 kV Gračanica (vršno opterećenje 22,93 MW) preko dva 10 kV odvoda Klokotnica i Brijesnica. Opterećenje 10 kV odvoda Klokotnica u 2008. godini iznosilo je cca 1,5 MW, a 10 kV odvoda Brijesnica cca 2,3 MW, što ukupno iznosi cca 3,8 MW. Sa odvoda 10 kV Klokotnica dužine 22,8 km napaja se veći broj TS 10/0,4 kV sa maksimalno zabilježenim padom napona 7,9% na 10 kV strani. Sa odvoda 10 kV Brijesnica dužine 10,2 km napaja se veći broj TS 10/0,4 kV na kojima naponi sabirnica prelaze propisano odstupanje, a maksimalni zabilježeni pad napona iznosi 11,1% na 10 kV strani. Prema važećim Opštim uslovima za isporuku električne energije dozvoljeni pad napona na 10 kV iznosi ±10%. Osim toga, Općina Doboj Istok se obratila ED Tuzla sa zvaničnim zahtjevom za obezbjeđenje dodatnih 2,5 MW za napajanje planirane nove industrijske zone. S obzirom da postojeći dalekovodi Klokotnica i Brijesnica imaju ograničen prenos snage i nezadovoljavajuće naponske prilike, buduće potrošače nije moguće napojiti preko navedenih dalekovoda. Na području Općine Doboj Istok u toku je intenzivna izgradnja novih poslovnih i stambenih objekata, te se očekuje značajan porast potrošnje u narednom periodu. Loše naponske prilike na ovom području moguće je privremeno riješiti prelaskom na 20 kV napon. Međutim, trend porasta konzuma pokazuje da bi se za par godina ponovo pojavili isti problemi sa naponskim prilikama.

44/122

Kao dugoročno rješenje navedenih problema nameće se izgradnja nove TS 110/10(20) kV Doboj Istok čije će ukupno opterećenje u godini ulaska u pogon (2016. godina) iznositi 4,61 MW. Nova TS 110/10(20) kV Doboj Istok biće priključena na 110 kV prenosnu mrežu po principu ulaz – izlaz na DV 110 kV Gračanica – Doboj 1. S obzirom na nezadovoljavajuće naponske prilike i nemogućnost priključenja novih potrošača na području općine Doboj Istok, JP EP BiH je, kao privremeno rješenje do izgradnje nove TS 110/10(20) kV Doboj Istok, kupila mobilnu TS 110/10(20) kV, a Elektroprenos BiH je dao odobrenje za njeno priključenje na 110 kV mrežu krutom vezom na DV 110 kV Gračanica – Doboj. Mobilna TS je u pogonu od oktobra 2012. godine i njeno sadašnje opterećenje je 4,26 MW. 8.1.8.5. TS 110/20 kV Gradiška 2 (2016. godina) Područje G. Podgradci, Berek i Trebovljani se trenutno napajaju iz TS 110/20/10 kV Gradiška, čije zabilježeno vršno opterećenje iznosi 21,97 MW. Prema prognozi nadležnog elektroprivrednog preduzeća opterećenje TS Gradiška će na kraju planskog perioda iznositi oko 62,66% instalisane snage transformacije u TS. Urbanističkim planovima planirano je značajno povećanje industrijske potrošnje i povećanje konzuma široke potrošnje na području G. Podgradci, Berek i Trebovljani. S obzirom na lokaciju budućih potrošača, koji su izmješteni u odnosu na lokaciju TS Gradiška, prema podacima EP RS, ne bi imalo tehno-ekonomsku opravdanost ove potrošače napojiti iz TS Gradiška jer bi to stvaralo velike padove napona i gubitke u distributivnoj mreži. Iz tog razloga planirana je nova TS 110/20 kV Gradiška 2 čija lokacija je smještena u centar novog konzuma, na prostoru između prenosnih TS Gradiška sa jedne i TS Kozarska Dubica sa druge strane, koje su međusobno udaljene oko 40 km. Prostoru na kojem je planirana izgradnja nove transformatorske stanice gravitira oko 20% stanovništva opštine Gradiška sa većim naseljima Podgradci, Orahova i Vrbaška. U godini ulaska u pogon (2016. godina) planirano opterećenje nove TS 110/20 kV Gradiška 2 bi, prema prognozi EP RS, iznosilo 8,7 MW i u tom iznosu bi rasteretila postojeću transformatorsku stanicu. TS 110/20 kV Gradiška 2 će se u 110 kV mrežu uklopiti po principu ulaz – izlaz na DV 110 kV Banja Luka 6 – Gradiška (cca 2x0,1 km). 8.1.8.6. TS 110/20 kV Prnjavor 2 (2016. godina) Uže područje Vijaka trenutno se napaja iz TS 110/20/10 kV Prnjavor čije zabilježeno vršno opterećenje iznosi 21,77 MW. Prema prognozi nadležnog elektroprivrednog preduzeća opterećenje ove TS će u 2017. godini iznositi oko 60,5% instalisane snage transformatora. Urbanističkim planovima za period do 2020. godine na području Prnjavora planirano je značajno povećanje industrijske potrošnje i povećanje konzuma široke potrošnje posebno na području Vijaka. S obzirom na dislokaciju budućih potrošača u odnosu na postojeću TS Prnjavor, ugradnja nove transformacije ili povećanje instalisane snage transformatora, prema podacima EP RS, ne bi imalo tehno-ekonomsku opravdanost jer bi to značilo duge distributivne vodove, padove napona i gubitke u distributivnoj mreži. Stoga je planirana nova

45/122

TS 110/20 kV Prnjavor 2 čija lokacija bi bila na području Vijaka, u centru konzuma planirane potrošnje. Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Prnjavor 2 bi, prema prognozi EP RS, u godini ulaska u pogon (2016. godina) iznosilo 8,7 MW i u tom bi iznosu bila rasterećena TS Prnjavor. TS 110/20 kV Prnjavor 2 u 110 kV mrežu će se uvezati po principu ulaz – izlaz na DV 110 kV Prnjavor – Derventa (cca 2x0,1 km). Regulacionim planom auto-puta Banja Luka – Doboj predviđeno je izmještanje DV 110 kV Prnjavor – Derventa i njegovo svođenje na lokaciju buduće TS Prnjavor 2. 8.1.8.7. TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 (Grbavica) (2016. godina) TS 35/10 kV Grbavica, instalisane snage 4x8 MVA, prije rata je napajala konzum naselja Grbavica i Hrasno čije je vršno opterećenje iznosilo 22 MW. Trenutno TS 35/10 kV Grbavica radi kao 10 kV rasklopište, a konzum prijeratne TS 35/10 kV Grbavica preuzele su TS 110/10 kV Sarajevo 13, TS 110/10 kV Sarajevo 7 i TS 110/10 kV Sarajevo 14. Ostvareno vršno opterećenje TS Sarajevo 7 je 37,09 MW, TS Sarajevo 13 je 27,3 MW, a TS Sarajevo 14 je 37,48 MW. Rasklopište Grbavica trenutno ima 18 odlaznih 10 kV ćelija i sve su iskorištene. Napajanje konzuma ovog područja iz susjednih TS 110/10 kV podrazumijeva duge SN odvode sa velikim brojem distributivnih TS, te je sigurnost napajanja nedopustivo niska jer svaki prekid u napajanju podrazumijeva i dugotrajne beznaponske pauze kod velikog broja potrošača. Osim toga, konzum se napaja preko rezervnih 10(20) kV kablova tipa NKBA presjeka 70 mm2 i 95 mm2, te su pojedine dionice često preopterećene, što uz starosnu dob i evidentan veliki broj kvarova dodatno smanjuje pouzdanost u napajanju na ovom području. Aktuelno vršno opterećenje konzumnog područja koje gravitira prijeratnoj TS 35/10 kV Grbavica iznosi 12 MW s tendencijom rasta za postojeće kupce u iznosu od 3,5% godišnje (prema prognozi ED Sarajevo). S obzirom da je u toku izgradnja novih konzularnih predstavništava i ambasada, poslovno-tehničkih zgrada, obnavljanje stambenih objekata i izgradnja novih, to je prema Regulacionim planovima Kantona Sarajevo neophodno obezbijediti dodatnih 14 MW za napajanje novih potrošača. Na ovom području ED Sarajevo planira izgradnju šest novih RP sa ukupnom instalisanom snagom TS 10(20)/0,4 kV od 56 MVA. Uzimajući u obzir nivo konzuma (sadašnji i prognozirani), dužine i stanje 10 kV odvoda, potrebne odlaze za priključenje novih potrošača, planirana je izgradnja nove TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 koja bi se u EES uklopila po principu ulaz – izlaz na K.V. 110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 7 koji prolazi u neposrednoj blizini lokacije buduće TS. Prognozirana vršna opterećenja TS Sarajevo 7, TS Sarajevo 13 i TS Sarajevo 14, koje bi se rasteretile izgradnjom TS 110/10(20) kV Sarajevo 12, za krajnju godinu planskog perioda iznose: 55,93 MW za TS Sarajevo 7, što je 93,45% postojeće instalisane snage energetskih transformatora (više od 80% instalisane snage transformacije, što je kriterij za gradske TS); 31,12 MW za TS Sarajevo 13, što je 52% postojeće instalisane snage energetskih transformatora i 48,87 MW za TS Sarajevo 14, što je 81,65% instalisane snage energetskih transformatora (više od 80% instalisane snage transformacije, što je kriterij za gradske TS). U 2016. godini kada se planira puštanje u pogon TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 (2x40 MVA) prognozirano vršno opterećenje TS Sarajevo 7 iznosiće 43,66 MW što je 72,94% trenutno instalisane snage energetskih transformatora, a za TS Sarajevo 14 će iznositi 39,5 MW što je 66% instalisane snage energetskih transformatora.

46/122

Vršno opterećenje nove TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 bi, prema prognozi EP BiH, iznosilo 25 MW u trenutku njenog ulaska u pogon koji je predviđen za 2016. godinu. Nova TS 110/10(20) kV Sarajevo 12 će rasteretiti TS Sarajevo 13, TS Sarajevo 14 i TS Sarajevo 7 sa oko 18 MW. Pored postojećih 18 ćelija na osnovu novih regulacionih planova potrebno je ugraditi još 7 novih ćelija. S obzirom na dostignuti nivo opterećenja i veliki broj zahtjeva za priključenje novih potrošača na području Grbavice i Hrasnog, JP EP BiH je, kao privremeno rješenje do izgradnje nove TS 110/10(20) kV Sarajevo 12, kupila mobilnu TS 110/10(20) kV, a Elektroprenos BiH je dao odobrenje za njeno priključenje na 110 kV mrežu po principu ulaz – izlaz na KV 110 kV Sarajevo 13 – Sarajevo 7. Planirana godina ulaska u pogon mobilne TS je 2014. godina. 8.1.8.8. TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 (2016. godina) Centralni dio gradske zone i dio industrijske zone koji se razvija prema općini Tuzla napaja se iz TS 35/10 kV Lukavac II, instalisane snage 1x8 MVA. Sadašnje vršno opterećenje konzuma, u normalnom uklopnom stanju, iznosi 5,7 MVA što je 71% nazivne snage transformatora 35/10 kV, 8 MVA. Takođe, preko 10 kV odvoda iz ove TS su ostvarene veze sa konzumom TS 35/10 kV Modrac i TS 35/10 kV Delića Potok, koje služe za njihovo rezervno napajanje. Dva značajna kupca na 35 kV naponu, sa aspekta angažovane snage i potrošnje električne energije na ovom području su Fabrika cementa Lukavac i Fabrika sode. Fabrika cementa Lukavac se napaja iz TS 35/6 kV Fabrika cementa Lukavac, instalisane snage 2x12,5 MVA, čije je dostignuto vršno opterećenje bilo 11 MW u 2011. godini, a napaja se iz TS 110/35/10 kV Lukavac. Fabrika sode Lukavac napaja se iz TS 110/35 kV Lukavac 35 kV vodom koji ide do TS 35/6 kV Fabrika sode Lukavac. Dostignuto vršno opterećenje Fabrike sode u 2011. godini je 5 MW. Za slučaj havarijskih stanja ovi kupci nemaju mogućnost rezervnog napajanja, iako postoji veza po 35 kV naponu ove TS i sabirnica 35 kV u TE Tuzla, ali ograničenje u snazi koju je moguće angažovati preko TM1 110/35/10 kV u TE Tuzla ne dozvoljava rezervno napajanje. Naime, opterećenje konzuma zapadnog dijela Tuzle, te općina Lukavac i Živinice koji se napajaju sa 35 kV sabirnica u TE Tuzla iznosi cca 30 MW, koliko je upravo i ograničenje u snazi koju je moguće angažovati preko transformatora TM1 110/35/10 kV, 40 MVA u TE Tuzla. Ostvareno vršno opterećenje TS 110/35/10 kV Lukavac je 39,31 MW, dok bi prognozirano vršno opterećenje na kraju planskog perioda iznosilo 59,12 MW, odnosno 87,04% ukupne trenutno instalisane snage u TS 110/35 kV Lukavac. Na navedenom području očekuje se značajan porast potrošnje električne energije prvenstveno iz razloga intenzivirane izgradnje i širenja grada Lukavca prema Tuzli, planirane izgradnje industrijske zone na ulazu grada koja zahtjeva novih cca 4 MW, te očekivanog razvoja tehnologije uz povećanje snage za cca 4 MW za Fabriku cementa Lukavac i Fabriku sode. Za obezbjeđenje kvalitetnog i sigurnijeg snabdijevanja električnom energijom, te zadovoljenje rastuće potrošnje postojećih i novih potrošača, predviđena je izgradnja TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 na mjestu sadašanje TS 35/10 kV Lukavac II koja je i u ranijim planovima Elektroprenosa planirana kao TS 110/35/10 kV, ali je u svojoj prvoj fazi izgrađena kao TS 35/10 kV. Ukupno opterećenje nove TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 bi, prema prognozi JP EP BiH, iznosilo 26,52 MW u trenutku ulaska u pogon koji je predviđen za 2016. godinu. Izgradnjom TS Lukavac 2 djelimično će se rasteretiti TS Lukavac (cca 13 MW). U 2016.

47/122

godini, kada je planirana izgradnja TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2, opterećenje TS 110/35 kV Lukavac iznosiće 46,10 MW, odnosno 64,48% ukupne trenutno instalisane snage. Uklapanje TS 110/35/10(20) kV Lukavac 2 planirano je po principu ulaz – izlaz (cca 2x2 km) na DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac/I. 8.1.8.9. TS 400/110/x kV Sarajevo 10: Izgradnja transformacije 110/10(20)/10 kV

(2016. godina) Prigradska zona na sjeverozapadnom prilazu Sarajevu, područje Reljeva i Rajlovca sa okolinom, napaja se iz TS 35/10 kV Rajlovac (1x8MVA). TS 35/10 kV Rajlovac se napaja iz TS Sarajevo 1 preko 35 kV dalekovoda, dužine 8,7 km, izvedenog AlFe vodičima različitog presjeka (od 50 mm2 do 120 mm2). Maksimalno ostvareno opterećenje TS 35/10 kV Rajlovac iznosi 6 MW. Vršno opterećenje TS Sarajevo 1 iznosi 23,13 MW, dok bi u krajnjoj godini planskog perioda opterećenje TS Sarajevo 1 iznosilo 33,18 MW što je 82,95% buduće instalisane snage transformatora u TS Sarajevo 1 (2x20 MVA). Prema planovima Zavoda za planiranje razvoja Kantona Sarajevo na području između TS Sarajevo 1 i TS Rajlovac u planu je razvoj stambenih kvartova i industrije. Na ovom području ED Sarajevo planira izgradnju devet novih TS 10(20)/0,4 kV sa ukupnom instalisanom snagom od 65 MVA. Da bi se obezbijedilo pouzdano snabdijevanje električnom energijom potrošača u zoni Reljevo – Rajlovac, te područja Dobroševići, Ahatovići, Mihaljevići, Bojnik i Krivoglavci, neophodna je izgradnja nove transformacije 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS 400/110 kV Sarajevo 10. Ukupno opterećenje nove transformacije 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS 400/110 kV Sarajevo 10 bi, prema podacima EP BiH, iznosilo 15,3 MW u trenutku njenog ulaska u pogon 2016. godine. Za ovaj iznos će nova TS 110/10(20)/10 kV Sarajevo 10 će rasteretiti TS Sarajevo 1 i TS Sarajevo 8. Iz nove TS 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS Sarajevo 10 planirano je u konačnoj fazi pet 10 kV kablovskih veza prema TS 110/10 kV Sarajevo 8 i tri 10 kV kablovske veze prema TS Sarajevo 4. Takođe, predviđeno je i uspostavljanje šest 20 kV kablovskih veza, četiri prema TS Sarajevo 1 i dvije prema području Semizovca i to za TS 110/10(20)/20 kV Ilijaš i TS 35/20 kV Nišići. Na taj način ova TS bi obezbijedila rezervno ili osnovno napajanje za potrošače Centra Vogošće, Semizovca, Svraka i Nišića koji se napajaju iz TS 110/10 kV Sarajevo 4 i potrošača prema Ilijašu koji se napajaju električnom energijom iz TS 35/10 kV Ilijaš. Nakon što se polože četiri kabla 20 kV ova TS bi trebala imati rezervu u napajanju iz TS Sarajevo 1 (nakon uvođenja 20 kV napona u ovoj TS). Imajući u vidu i ekonomski aspekt, odnosno upoređujući troškove izgradnje novog 110 kV objekta i transformacije 110/20/10 kV u postojećoj TS, kao rješenje nameće se izgradnja transformacije 110/10(20)/10 kV u TS 400/110 kV Sarajevo 10. S obzirom da će nova transformacija biti locirana bliže centru potrošnje smanjili bi se gubici i padovi napona na distributivnoj mreži. 8.1.8.10. TS 110/10(20)/10 kV Ilijaš (2016. godina) Šire područje općine Ilijaš napaja se električnom energijom iz TS 35/10 kV Ilijaš, 2x8 MVA koja je u distributivni sistem uvezana 35 kV dalekovodima iz pravca Blažuja i Breze, odakle je obezbijeđeno osnovno napajanje ove TS. Instalisana oprema u TS 35/10 kV Ilijaš starija je

48/122

od trideset godina, što utiče na smanjenje pouzdanosti i sigurnosti u isporuci električne energije potrošačima. Poseban problem u napajanju predstavljaju napojni dalekovodi 35 kV, koji dodatno pogoršavaju pokazatelje sigurnosti i pouzdanosti. Minimalno rezervno napajanje postoji preko dva 10 kV dalekovoda iz pravca Visokog i Breze i jednog 10 kV dalekovoda iz pravca Semizovca. Maksimalno ostvareno vršno opterećenje TS 35/10 kV Ilijaš iznosi 7 MW. Na području Ilijaša očekuje se razvoj industrije posebno na lokaciji Željezare Ilijaš što će za posljedicu imati porast konzuma i porast vršnog opterećenja. Prema regulacionim planovima Kantona Sarajevo neophodno je obezbijediti novih 9 MW za buduće kupce na tom području dok za postojeće kupce ED Sarajevo predviđa godišnji rast potrošnje od 3,5%, tako da bi ukupno vršno opterećenje na 10(20) kV naponu bilo 20 – 22 MW. Evidentno je da TS 35/10 kV Ilijaš neće moći podmiriti rastuće potrebe konzuma. Kao rješenje nameće se izgradnja nove transformacije 110/10(20)/10 kV i SN postrojenja u krugu postojeće TS 110/20 kV Željezara Ilijaš čije trenutno opterećenje iznosi oko 5,66 MW (industrijska zona Željezare). Dopisom od 24.01.2014. godine Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije obratilo se Elektroprenosu BiH sa zahtjevom da se preduzmu neophodne aktivnosti s ciljem rješavanja problema napajanja električnom energijom Općine Ilijaš u što kraćem roku, odnosno da se sagleda mogućnost da se projekat izgradnje nove TS Ilijaš uključi u Plan investicija Elektroprenosa BiH kao jedan od prioritetnih. Rješenje izgradnje nove TS 110/10(20)/10 kV Ilijaš u krugu postojeće TS Željezara Ilijaš odabrano je upoređujući vrijednost potrebne investicije u tri slučaja: da se 110 kV napon na ovom području obezbjeđuje izgradnjom nove TS 110/x kV na novoj lokaciji, izgradnjom transformacije 110/x kV u krugu postojeće TS 35/10 kV Ilijaš ili izgradnjom nove transformacije 110/10(20)/10 kV i SN postrojenja u krugu postojeće TS 110/20 kV Željezara Ilijaš. Ukupno opterećenje nove transformacije 110/10(20)/10 kV u krugu postojeće TS 110/20 kV Željezara Ilijaš bi iznosilo 14,85 MW u trenutku ulaska u pogon koji je predviđen za 2016. godinu. Za toliko će se rasteretiti TS Breza, čije bi prognozirano opterećenje u 2016. godini iznosilo 19,20 MW, odnosno 96% trenutno instalisane snage energetskog transformatora. 8.1.8.11. TS 110/20 kV Kneževo (2016. godina) Područje Kneževa se trenutno napaja iz TS Kotor Varoš 20 kV dalekovodom dužine 17 km (AlFe 50 mm2). Rezervno napajanje ovog područja ostvaruje se iz TS Banja Luka 5 20 kV dalekovodom dužine 40 km sa užetom AlFe 50 mm2, na kojem postoji i dionica sa AlFe 35 mm2. Dalekovod iz pravca Kotor Varoši je bivši 35 kV dalekovod koji ima nepovoljnu trasu koja prolazi kroz planinske predjele. Predviđena nova TS 110/20 kV Kneževo bi služila za poboljšanje naponskih prilika na području Kneževa i zadovoljenje potreba povećanog konzuma. Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Kneževo bi iznosilo 4 MW u trenutku njenog ulaska u pogon 2016. godine. Ova TS bi u trenutku ulaska u pogon rasteretila TS Kotor Varoš čije maksimalno zabilježeno opterećenje iznosi 11,73 MW dok bi njeno opterećenje, prema prognozi potrošnje, u 2016. godini iznosilo 12,64 MW. Nova TS 110/20 kV Kneževo će, s obzirom da se gradi zbog loših naponskih prilika, biti izgrađena sa jednim transformatorom 110/x kV, a u EES BiH e se uvezati izgradnjom DV 110

49/122

kV Kotor Varoš – Kneževo (cca 17 km) dok će se dvostrano napajanje ove TS riješiti izgradnjom DV 110 kV Šipovo – Kneževo (cca 33 km). 8.1.8.12. TS 110/35/10(20) kV Jelah (2016. godina) Područje Jelaha napaja se iz TS 110/35/10 kV Tešanj preko TS 35/10 kV Jelah (2x8 MVA) koja je jedna od najstarijih TS na ovoj regiji. TS 35/10 kV Jelah napaja cjelokupan konzum u dolini rijeke Usore sa dvanaest 10 kV izlaza, odnosno 105 TS 10/0,4 kV ukupne instalisane snage 19,7 MVA. Zabilježeno maksimalno opterećenje TS 35/10 kV Jelah iznosi, prema posljednjim podacima preko 11 MVA. Konzum je u stalnoj ekspanziji jer se godišnje u prosjeku gradi 7-10 novih TS 10(20)/0,4 kV, a takođe se očekuje i intenzivniji razvoj općine Usora. Na području Jelaha su uspostavljene tri industrijske zone sa intenzivnom izgradnjom. Izgradnjom TS 110/35/10(20) kV Jelah obezbijediće se napajanje rastućeg konzuma Jelaha, Usore i Matuzića, te na taj način i rasterećenje TS 110/35/10 kV Tešanj. Dosadašnje ostvareno vršno opterećenje TS Tešanj iznosi oko 18,4 MW što je 93,95% trenutno instalisane snage u TS Tešanj. Ukupno opterećenje nove TS 110/35/10(20) kV Jelah će u trenutku njenog ulaska u pogon, koji je predviđen za 2016. godinu, iznositi 14,85 MW i rasteretiće TS Tešanj i TS Maglaj. Nova TS 110/35/10(20) kV Jelah će se u EES BiH uvezati po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Doboj 1 – Teslić (cca 0,7 km) i izgradnjom DV 110 kV Jelah – Tešanj (cca 5 km), čime će se obezbjediti dvostrano napajanje TS 110/35/10 kV Tešanj. 8.1.8.13. TS 110/20 kV Prijedor 6 (2017. godina) Područje Kozarca i dijela Podkozarja trenutno se napaja iz TS Prijedor 1 i TS Prijedor 3. Vršno opterećenje TS Prijedor 1 iznosi 29,71 MW dok vršno opterećenje TS Prijedor 3 iznosi 17,56 MW. Prognozirano opterećenje TS Prijedor 1 u 2017. godini iznosit će 32,04 MW što je 84,32% trenutno instalisanog kapaciteta u TS, a prognozirano opterećenje TS Prijedor 3 iznosit će 18,86 MW. Zbog porasta potrošnje postojećih i najavljenih novih potrošača, poboljšanja sigurnosti i pouzdanosti napajanja, planirana je izgradnja nove TS 110/20 kV Prijedor 6. S obzirom na dislociranost novih potrošača na području Kozarca i dijela Podkozarja u odnosu na postojeća čvorišta 110/x kV, prema zahtjevu Elektrokrajine, predviđena je izgradnja nove TS 110/20 kV Prijedor 6 u centru nove potrošnje na lokalitetu Kozarca. Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Prijedor 6 bi, prema podacima EP RS, iznosilo 9,50 MW u trenutku njenog ulaska u pogon koji je predviđen za 2017. godinu. Pored preuzimanja novog konzuma, ova TS će u godini ulaska u pogon preuzeti i dio konzuma TS Prijedor 1 i TS Prijedor 3. Nova TS 110/20 kV Prijedor 6 će se u 110 kV prenosnu prežu uklopiti po principu ulaz – izlaz (cca 2x1,5 km) na DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak (1). 8.1.8.14. TS 110/x kV Tušanj (2017. godina) Napajanje užeg područja grada Tuzle vrši se iz samo jedne transformatorske stanice TS 110/35/10 kV Tuzla Centar budući da TS 110/10(20) kV Tuzla 3 još uvijek nije puštena u pogon. Nova TS 110/10(20) kV Tuzla 3 bi trebala da preuzme snabdijevanje konzuma istočnog dijela grada (Slavinovića i Siminog Hana), dok se zapadni, industrijski dio, grada

50/122

napaja 35 kV vodovima iz TE Tuzla. Pored toga, dio konzuma šireg područja grada Tuzle se napaja i iz TS 110/35/6 kV Tuzla 5. Međutim, stavljanjem van funkcije generatora G1 i G2 u TE Tuzla smanjena je raspoloživa snaga na 35 kV sabirnicama za 32 MW, a potom za još dodatnih 10 MVA sa transformatora TM1 110/35 kV, 40 MVA budući da je oprema u trafo polju dimenzionisana na samo 30 MVA. Od 2006. godine najavljeno je smanjenje raspoložive snage za još 10 MW, kako bi se zadovoljile dodatne, povećane, potrebe vlastite potrošnje TE Tuzla. Trenutno opterećenje transformatora TM1 u TE Tuzla iznosi oko 30 MW, te će se dodatnih 10 MW za potrebe distributivne potrošnje, morati obezbijediti iz TS Tuzla Centar čije vršno opterećenje iznosi 49,27 MW (što je 64,83% instalisane snage energetskih transformatora). Ovim uklopnim stanjem bi se već loše snabdijevanje potrošača na području gradske jezgre Tuzle još više pogoršalo. Analize provedene od strane ED Tuzla su pokazale da bi u slučaju ozbiljnog kvara u TS Tuzla Centar trebalo uvesti redukciju potrošnje u gradu Tuzli. Takođe iz TE Tuzla je najavljeno dalje umanjenje raspoložive snage sa 35 kV sabirnica u TE Tuzla čime se situacija usložnjava. Dio konzuma industrijskih potrošača koji se napaja iz TE Tuzla se napaja preko sedam 35 kV kablova koji prolaze u neposrednoj blizini (cca 700 m) sadašnje TS HAK. TS 110/35/6 kV HAK služi isključivo za napajanje kompleksa HAK-a čije vršno opterećenje iznosi 1,22 MW. Stoga se kao najjednostavnije rješenje nameće izgradnja 35 kV postrojenja u TS HAK i uvođenje svih sedam 35 kV kablova iz TE Tuzla u ovu TS čime bi bilo izbjegnuto dalje terećenje TS Tuzla Centar za dodatnih 10 MVA. Međutim, problem opterećenja Tuzle Centar i dalje ostaje. Stoga je za rasterećenje TS Tuzla Centar, zadovoljenje potreba rastućeg konzuma, te obezbjeđenje rezervnog napajanja za gradske TS 35/10 kV koje se izvorno napajaju iz TS Tuzla Centar, planirana izgradnja nove TS 110/x kV Tušanj. Prognozirano opterećenje TS Tuzla Centar u 2017. godini, kada se planira puštanje u pogon nove TS 110/x kV Tušanj, bi iznosilo 58,23 MW što je 76,62% instalisane snage energetskih transformatora, a na kraju planskog perioda 75,01 MW, odnosno 98,7% instalisane snage energetskih transformatora. Nova TS se planira na prostoru sadašnje TS 35/6 kV Rudnik soli „Tušanj” (ili na prostoru pored ove TS) koju je nakon gašenja Rudnika soli „Tušanj” kupila JP EP BiH – ED Tuzla. TS 35/6 kV Tušanj direktno je vezana na trafostanice 35/10 kV koje se napajaju iz TS 110/35/10 kV Tuzla Centar (Tuzla I, Tuzla II, Tuzla III i Tuzla IV). Prema planovima JP EP BiH iz nove TS 110/x kV bi se napajale TS 35/10 kV Tuzla III (vršno opterećenje 9,5 MW), Tuzla IV i Tetima. Ukupno opterećenje nove TS 110/x kV Tušanj bi, prema prognozi EP BiH, iznosilo 14,42 MW u trenutku njenog ulaska u pogon koji je predviđen za 2017. godinu, a u istom iznosu bi se rasteretila TS Tuzla Centar. S obzirom da je lokacija nove TS u užoj gradskoj jezgri to je prije određivanja načina priključenja na 110 kV mrežu izvršen pregled mogućih trasa priključnih dalekovoda, te je na osnovu toga planirano priključenje TS 110/x kV Tušanj na prenosnu mrežu izgradnjom DV 110 kV HAK – Tušanj i KV 110 kV Tušanj – Tuzla 3.

51/122

8.1.8.15. TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 (Vitina) (2017. godina) Vršno opterećenje konzuma TS Ljubuški iznosi 26,04 MW, a prognozirano opterećenje na kraju planskog perioda iznositi će 32,37 MW, što predstavlja više od 85,18% instalisane snage ugrađenih transformatora. Osim toga, na području opštine Ljubuški intenzivirani su radovi na uvođenju 20 kV naponskog nivoa što zahtjeva novu izvornu tačku 110/20 kV. Stoga je planirana izgradnja nove TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 (Vitina) koja bi, pored obezbjeđenja 20 kV napona, služila za rasterećenje postojeće TS 110/35/10 kV Ljubuški i napajanje konzuma na području Vitine (potez Ljubuški – Grude). Ukupno opterećenje nove TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 bi iznosilo 13,52 MW u 2017. godini, kada je planiran njen ulazak u pogon, za koliko će se rasteretiti postojeća TS Ljubuški. Nova TS 110/10(20) kV Ljubuški 2 će se uvezati u EES BiH izgradnjom DV 110 kV Ljubuški – Ljubuški 2 (cca 7 km) i DV 110 kV Ljubuški 2 – Grude (cca 17 km). 8.1.8.16. TS 110/35/10(20) kV Željuša (2017. godina) Konzumno područje jugoistoka, starog grada i dio konzuma sjevera Grada Mostara napajaju se iz samo jedne izvorne tačke TS 110/35/10 kV Mostar 2. Dio konzuma na sjevernom dijelu Mostara koji obuhvata područje Bijelog polja napaja se po 35 kV naponu iz TS Mostar 2, preko TS 35/10 kV Zalik, TS 35/10 kV Vrapčići iz TS 35/10 kV Bijelo Polje (Željuša). Dužina 35 kV veze od TS 110/35/10 kV Mostar 2 do TS 35/10 kV Željuša iznosi 16,47 km. Rezervno napajanje konzuma ovog područja, kao i područja Grabovice, Drežnice i Salakovca, obezbijeđeno je iz TS 35/10 kV Padina (koja je u vlasništvu HE na Neretvi), preko TS 35/10 kV Grabovica i TS 35/10 kV Salakovac. S obzirom da se radi o dugoj vezi (preko 25 km po 35 kV naponu), dolazi do značajnijih padova napona kod krajnjih kupaca na 10 kV u slučaju neraspoloživosti osnovnog napajanja iz TS Mostar 2, što smanjuje pouzdanost napajanja potrošača. Ovo je nepouzdan način napajanja i sa aspekta HE s obzirom da smetnje u distributivnoj mreži mogu prouzrokovati poremećaje u radu HE. Područje Drežnice na kojem se u pogonu nalazi 19 stubnih stanica napojeno je samo jednom 10 kV vezom koja prolazi preko nepristupačnog terena, te sa aspekta pouzdanosti i kvaliteta napajanja električnom energijom ovo područje predstavlja najveći problem. Maksimalno zabilježeno opterećenje TS 110/35/10 kV Mostar 2 iznosi 26,99 MW. S obzirom da u TS Mostar 2 ima samo jedan energetski transformator sa 35 kV naponom, to u slučaju neraspoloživosti ovog transformatora veći dio konzuma ostaje bez napajanja. Na osnovu navedenog može se zaključiti da je područje sjevernog dijela Grada Mostara slabo povezano na distributivnom naponskom nivou na osnovu čega i proizlazi veliki stepen nepouzdanosti i nezadovoljavajući kvalitet u napajanju kupaca pomenutog područja. Osim toga, pored nagle ekspanzije izgradnje objekata iz kategorije domaćinstva na sjevernom području Mostara planirana je i revitalizacija objekata bivše pamučne industrije sa ukupnom snagom u transformaciji od 10,5 MVA, izgradnja izletišta Rujište, izgradnja rekreacionog centra Drežanka u Drežnici, te brz razvoj male privrede. Prema regulacionom planu predviđene su poslovne zone na 4 lokaliteta. Uvažavajući planirani razvoj sjevernog dijela Mostara i gore opisane probleme u napajanju potrošača, kao potreba se nameće izgradnja nove izvorne tačke TS 110/x kV. Na osnovu

52/122

predviđenih lokaliteta novih potrošača optimalna lokacija nove TS 110 kV bila bi na području Željuše, na lokalitetu pored postojeće TS 35/10(20) kV Željuša gdje već postoji zemljište za izgradnju nove TS. Ukupno opterećenje nove TS 110/35/10(20) kV Željuša bi, u trenutku njenog ulaska u pogon 2017. godine, iznosilo 13 MW. Uklapanje ove TS planirano je po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1 pri čemu dužina priključnog voda iznosi cca 350 m. 8.1.8.17. TS 110/10(20) kV Banja Luka 10 (2017. godina) Područje centralnog gradskog jezgra Grada Banja Luka se trenutno napaja iz TS Banja Luka 1, TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3. Karakteristično za ove tri TS da su sve tri izuzetno visoko opterećene. Njihovo do sada izmjereno vršno opterećenje iznosi: TS Banja Luka 1 – 43,83 MW, TS Banja Luka 2 – 48,06 MW i TS Banja Luka 3 – 49,14 MW. Prema prognozi vršno opterećenje postojećih potrošača će u 2023. godini iznositi: TS Banja Luka 1 – 51,34 MW, TS Banja Luka 2 – 59,12 MW i TS Banja Luka 3 – 60,08 MW. Ove TS se napajaju iz 110 kV mreže iz TS 400/110/35/10 kV Banja Luka 6 putem DV 2x110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6, kao i iz pravca HE Bočac i HE Jajce 1. Izgradnjom TS Banja Luka 9, čija je izgradnja u toku, doći će rasterećenja ove tri TS. Međutim, prema usvojenim regulacionim planovima previđen je porast instalisane snage transformacije 10(20)/0,4 kV na prostoru koje pokrivaju TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3 i to: RP "Centar Aleja" (27,7 MVA), RP "Nova Varoš" (21,2 MVA), RP "Ul. Jovana Dučića" (10,8 MVA), RP "Centar" (27,4 MVA) i RP "Jug 7" (29,7 MVA). Izgradnja TS 110/x Banja Luka 10 na lokaciji planiranoj Prostornim planom Grada Banja Luka do 2030. godine (2013. nacrt) u centru grada (na prostoru između TS Banja Luka 1, TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3) imaće vrlo značajan efekat u prelasku gradske mreže u pogon po naponu 20 kV budući da će biti locirana u blizini novog kablovskog kanala sa infrastrukturom 20 kV. Na taj način značajno će se ubrzati i olakšati prelazak novoizgrađene infrastrukture na napajanje po naponskom nivou 20 kV. Takođe, TS Banja Luka 10 će rasteretiti TS Banja Luka 1 (potrošnju na 10 kV) za oko 4 MW, TS Banja Luka 2 za oko 14 MW i TS Banja Luka 3 za oko 10 MW, te će preuzeti napajanje većeg dijela novoizgrađenih objekata u centralnoj gradskoj zoni, tako da će opterećenje TS Banja Luka 2 i TS Banja Luka 3 pri kraju planskog perioda iznositi oko 50% instalisane snage. Rasterećenjem TS Banja Luka 1 i TS Banja Luka 2 dolazi i do rasterećenja DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I i DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/II. Pored toga, način uklapanja TS Banja Luka 10 u 110 kV mrežu značajno doprinosi rasterećenju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I. Naime, uklapanje TS Banja Luka 10 na način da se izgrade KV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10 dovodi do toga da se praktično formira još jedna veza iz TS Banja Luka 6 prema TS Banja Luka 1 i TS Banja Luka 2 čime se dodatno rasterećuju postojeći dalekovodi na ovom potezu. Izgradnja TS 110/x kV Banja Luka 10 planirana u 2017. godini, pri čemu se ona uklapa u 110 kV mrežu izgradnjom KV 110 kV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10.

53/122

8.1.8.18. TS 110/20 kV Kostajnica (2018. godina) Područje Kostajnice se prije rata napajalo iz TS 110/x kV Hrvatska Kostajnica dok je rezervno napajanje bilo obezbijeđeno iz TS 110/20/10 kV Novi Grad putem 20 kV dalekovoda dužine 25 km. Nakon rata rezervno napajanje iz Novog Grada postaje glavno napajanje, a izgrađena je i druga veza 20 kV duga 29 km iz TS 110/20/10 kV Kozarska Dubica. Budući da su obje veze, prema području Kostajnice, na 20 kV naponu izuzetno duge, veliki su padovi napona, odnosno ne osigurava se neophodan kvalitet i pouzdanost u napajanju potrošača područja Kostajnice, te je za njihovo napajanje planirana izgradnja nove TS 110/20 kV Kostajnica. Ukupno opterećenje nove TS 110/20 kV Kostajnica bi, prema prognozi EP RS, u godini ulaska u pogon (2018. godina) iznosilo 7,41 MW. Ova TS bi preuzela dio konzuma TS Novi Grad i TS Kozarska Dubica. Nova TS 110/20 kV Kostajnica uklopiće se u 110 kV mrežu sa jedne strane na DV 110 Banja Luka 6 – Sisak 1 koji je nakon ratnog razaranja saniran do lokaliteta Knežica, a sa druge strane izgradnjom novog DV 110 kV Kostajnica – Novi Grad u dužini od 25 km koji bi služio za obezbjeđenje dvostranog napajanja za TS Novi Grad i TS Kostajnica. 8.1.8.19. TS 110/20(10) kV Zenica 5 (2020. godina) Distributivni konzum šireg područja grada Zenice napaja se iz tri TS 110/x kV: TS 110/35 kV Zenica 1, instalisane snage 1x31,5 MVA, 1x20 MVA i jedan distributivni transformator 35/10 kV, 8 MVA kojim se obezbjeđuje napajanje potrošača na 10 kV naponu; TS 110/35/20/10 kV Zenica 3 instalisane snage 1x40 MVA i 1x20 MVA; TS 110/35/20 kV Zenica 4 instalisane snage 1x40 MVA. Prognozirano opterećenje TS Zenica 3, prema prognozi koju je dalo EP BiH, u krajnjoj godini planskog perioda iznosiće 62,27 MW što premašuje instalisanu snagu transformacije u TS Zenica 3. Iz tog razloga, te zbog loših eksploatacionih karakteristika transformatora T1 20 MVA, planirana je zamjena oba energetska transformatora u TS Zenica 3 sa dva energetska transformatora 40 MVA. I nakon zamjene oba transformatora, prognozirano opterećenje TS Zenica 3 u krajnjoj godini planskog perioda iznosiće 82,5% instalisane snage transformacije. Stoga je potrebno planirati izgradnju nove TS 110/x kV koja bi rasteretila postojeću TS Zenica 3. TS Zenica 1 i TS Zenica 4 ne mogu preuzeti dio opterećenja TS Zenica 3 zbog dislociranosti konzuma koji se napaja iz TS Zenica 3 u odnosu na TS Zenica 1 i TS Zenica 4 jer su iste locirane sa druge strane rijeke Bosne. Prema prijedlogu EP BiH, lokacija nove TS 110/20(10) kV Zenica 5 je u blizini lokacije tunela Vijenac i mogućeg novog proizvodnog kapaciteta RMU Kakanj i RMU Zenica na ovom području. Prognozirano opterećenje TS Zenica 5 u 2020. godini, kada se planira njeno puštanje u pogon, iznosi 15,91 MW i rasteretiće TS Zenica 3 za isti iznos. Uklapanje TS Zenica 5 planirano je po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Zenica 2 – Busovača pri čemu dužina priključnog voda iznosi cca 650 m.

54/122

8.1.8.20. TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 (2021. godina) Distributivni konzum područja Bijeljine se napaja iz dvije TS 110/x kV: TS 110/35/10 kV Bijeljina 1, instalisane snage 3x20 MVA i TS 110/35/10 kV Bijeljina 3, instalisane snage 1x40 MVA i 1x20 MVA. Na području Bijeljine postoji i TS 110/20 kV Bijeljina 2 instalisane snage 2x12,5 MVA, ali ona trenutno nije iskorištena za napajanje distributivnih potrošača (ostvareno vršno opterećenje iznosi 0,48 MW), ali se planirana njeno korištenje u ovu svrhu. Dostignuto vršno opterećenje TS Bijeljina 3 iznosi 28,56 MW, a prognozirano opterećenje u krajnjoj godini planskog perioda iznosi 35,46 MW. S obzirom da prilikom ispada transformatora 40 MVA više od 17 MVA potrošnje ostaje bez napajanja, a da TS Bijeljina 1 i TS Bijeljina 3 mogu međusobno obezbijediti rezervu u napajanju od cca 8 MW, planirana je zamjena transformatora 20 MVA u TS Bijeljina 3 transformatorom 40 MVA. Dostignuto vršno opterećenje TS Bijeljina 1 iznosi 51,15 MW, što je 89,7 % postojeće instalisane snage energetskih transformatora u TS Bijeljina 1. Zbog starosti i loših eksploatacionih karakteristika, kao i zbog porasta opterećenja ove TS, planirano je da se sva tri transformatora 20 MVA zamjene i umjesto njih ugrade dva transformatora od 40 MVA, čime bi se ukupna snaga transformacije u ovoj TS povećala na 80 MVA. U krajnjoj godini planskog perioda prognozirano opterećenje TS Bijeljina 1 iznosiće 61,82 MW, odnosno 81,34% instalisane snage novih transformatora (80 MVA). Kako bi se rasteretila TS Bijeljina 1 potrebno je planirati izgradnju nove TS 110/x kV na području Bijeljine. Nova TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 bi napajala naselja “Knez Ivo od Semberije”, “Slobomir” i sjeverni dio grada Bijeljine. Izgradnja ovih naselja predviđena je prostornim, urbanističkim i regulacionim planom opštine Bijeljina, a za njihovo napajanje predviđena je ukupna instalisana snaga TS 10/0,4 kV od 38 MVA. Izgradnja nove TS 110/35/10 kV Bijeljina 5 planirana je za 2021. godinu, a prognozirano opterećenje nove TS bi u toj godini iznosilo 8,7 MW za koliko će se rasteretiti TS Bijeljina 1. Nova TS Bijeljina 5 će se u EES uklopiti dalekovodom 110 kV dužine cca 8,5 km na TS Bijeljina 3.

55/122

9. ANALIZA TOKOVA SNAGA I NAPONSKIH PRILIKA Analize prenosne mreže koje se sprovode u cilju zadovoljenja zahtjeva postavljenih MK su: - analiza tokova snaga i naponskih prilika u normalnom pogonskom stanju, - analiza tokova snaga i naponskih prilika uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti.

Na osnovu rezultata analiza donosi se odluka o potrebnim pojačanjima prenosne mreže, tako da se pri normalnom pogonskom stanju i uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti primjenjuju tehnički kriteriji definisani u Poglavlju 4.. Ove analize su, za režim maksimalnog opterećenja, provedene za normalnu i suhu hidrologiju za presječne godine 2014., 2018. i 2023. U uslovima normalne hidrologije zadržan je angažman elektrana koji odgovara angažmanu u trenutku maksimuma sistema u 2012. godini. Karakteristično za suhu hidrologiju je smanjen angažman hidroelektrana, a povećan angažman termoelektrana priključenih na prenosnu mrežu. Angažman hidroelektrana je izvršen na osnovu ostvarenog angažmana iz 2012. godine u trenutku maksimuma potrošnje EES BiH, a kada je ostvaren jako nizak angažman hidroelektrana. Tada je zbog suhe hidrologije, u trenutku dostizanja maksimuma potrošnje EES BiH bilo angažovano samo 40% ukupnih instalisanih hidrokapaciteta. U svim presječnim godinama, u scenariju suhe hidrologije, zadržan je angažman hidroelektrana na nivou cca. 40% ukupnih instalisanih hidrokapaciteta. Za režim minimalnog opterećenja analize su provedene za normalnu hidrologiju za presječne godine 2014., 2018. i 2023. Za potrebe proračuna tokova snaga i naponskih prilika korišten je programski paket PSS/E. U skladu sa usvojenim kriterijima planiranja, rezultati analize tokova snaga za (n-1) kriterij sigurnosti odvojeno su prikazani za elemente prenosne mreže opterećene preko 90% i one koji su opterećeni između 80% i 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora. Pored toga, prikazani su i rezultati naponskih prilika na sabirnicama za (n-1) kriterij sigurnosti. Kod predlaganja izgradnje novih objekata 110 kV pretpostavljeno je da je za izgradnju novog objekta potrebno tri godine, te je u skladu sa tom pretpostavkom data i dinamika realizacije. Šematski prikazi rezultata provedenih analiza dati su u Prilogu 6. 9.1. Analiza za 2014. godinu 9.1.1. Normalna hidrologija Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2014.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 2559.0 0.0 0.0 2230.0 0.0 0.0 0.0 0.0 43.6 285.4 285.4 0.0 BIH 476.2 0.0 0.0 733.0 0.0 0.0 0.0 945.7 482.2 206.7 206.7 COLUMN 2559.0 0.0 0.0 2230.0 0.0 0.0 0.0 0.0 43.6 285.4 285.4 0.0 TOTALS 476.2 0.0 0.0 733.0 0.0 0.0 0.0 945.7 482.2 206.7 206.7

56/122

Tabela 9.1. Angažman elektrana

Termoelektrane P [MW]

Q [MVAr]

Tuzla 512 156 Kakanj 276 -18 Ugljevik 230 5 Gacko 210 44 Ukupno 1228 187

Hidroelektrane P [MW]

Q [MVAr]

Višegrad 240 55 Salakovac 174 46 Trebinje 162 30 Rama 120 39 Bočac 110 12 Grabovica 100 28 Dubrovnik 100 27 Jablanica 100 23 Mostar 60 7 Jajce 1 52 9 Mostarsko blato 50 0 Mlini 28 6 Jajce 2 27 7 Dub i Ustiprača 8 0 Ukupno 1331 289

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje mreže, prema rezultatima analize, svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama. Elementi sistema opterećeni preko 80% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora su:

• DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi – 89,6% Do ovakvog opterećenja, u režimu maksimalnih opterećenja, dolazi zbog činjenice da se dio 110 kV mreže Crne Gore napaja preko ovog dalekovoda (sa vodičima AlFe 150/25 mm2) izgrađenog 1969. godine. Pored visokog opterećenja u normalnom uklopnom stanju opterećenje ovog dalekovoda prelazi 90% (ali ne prelazi 100% dozvoljenog termičkog opterećenja) i u slučaju ispada: DV 400 kV Trebinje – Podgorica, DV 400 kV Trebinje – Gacko, DV 220 kV Trebinje – Perućica, DV 110 kV Trebinje – Trebinje 1, DV 110 kV Trebinje 1 – Bileća, DV 110 kV Bileća – Nikšić i TR 400/220 kV u RP Trebinju. Takođe, visoko opterećenje ovog voda je poznato u praksi i rješava se odgovarajućim dispečerskim akcijama DC-a NOS BiH. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u tabelama u nastavku. Tabela 9.2. (n-1) kriterij sigurnosti - elementi sistema opterećeni između 80% i 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk DV 110 kV Neum – Ston 82,9 DV 110 kV B. Luka 1 – HE Bočac DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 80,4 DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II 80,2

57/122

Tabela 9.3. (n-1) kriterij sigurnosti - elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 104,1 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/I DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II 97,7 TR 1 220/110 kV Zenica 2 TR 2 220/110 kV Zenica 2 96,5 TR 2 220/110 kV Zenica 2 TR 1 220/110 kV Zenica 2 93,1 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/I 92,6 DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk DV 110 kV Čapljina – Opuzen 92,2

Tabela 9.4. (n-1) kriterij sigurnosti - sabirnice na kojima je napon izvan dozvoljenih granica

Ispad grane Sabirnica na kojoj je napon izvan dozvoljenih granica p.u.

TS Čitluk 110 kV 0,835 TS Ljubuški 110 kV 0,840 TS Stolac 110 kV 0,856 DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk

TS Čapljina 110 kV 0,861 Uočena opterećenja elemenata sistema iznad 90% vrijednosti nazivne snage transformatora, odnosno dopuštenog termičkog opterećenja vodiča se smanjuju na vrijednosti manje od 90% termičkog opterećenja, dok se vrijednosti napona izvan dozvoljenih granica vraćaju u granice dozvoljenih naponskih odstupanja definisanih MK na sljedeći način: 1. DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi:

Izgradnjom novog DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi sa provodnikom AlFe presjeka 240/40 mm2 po trasi postojećeg dalekovoda (postojeći dalekovod AlFe 150/25 mm2). Međutim, zbog planirane izgradnje u EES Crne Gore kojim se rješavaju problemi vezani za napajanje TS Herceg Novi iz EES Crne Gore, u analizama provedenim u 2023. godini, pokazuje se da nije potrebno vršiti izgradnju novog DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi na trasi postojećeg dalekovoda u razmatranom planskom periodu.

2. Na potezu Čitluk – Ljubuški – Čapljina – Stolac – Opuzen – Neum – Ston:

• rekonstrukcijom DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2, • rekonstrukcijom i vraćanjem u projektovano stanje DV 110 kV Mostar 2 – Stolac, • rekonstrukcijom i vraćanjem u projektovano stanje DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina.

Navedeno područje se trenutno gotovo u potpunosti napaja iz samo jedne čvorne tačke (TS 400/220/110/x kV Mostar 4) preko DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk. Trenutno se dionica DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina na potezu TS Mostar 1 – TS Mostar 2 koristi za napajanje TS Mostar 2, dok je prijeratni DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 van funkcije. Pored toga, dionica DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina na potezu Buna – TS Čapljina i dionica DV 110 kV Mostar 2 – Stolac na potezu Buna – TS Stolac koriste za napajanje TS Stolac (kao DV 110 kV Čapljina – Stolac). Dakle, iako je razmatrano područje preko 110 kV mreže povezano sa sistemom susjedne Hrvatske, ono je pri tome dosta udaljeno od čvornih tačaka iz kojih se može napojiti prilikom ispada DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk. Nakon rekonstrukcije prijeratnog DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 stvorili bi se uslovi za oslobađanje dijela DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina, koji se trenutno koristi za vezu TS Mostar 1 – Mostar 2. Ovim bi, uz rekonstrukciju DV 110 kV Mostar 2 – Stolac, bili stvoreni uslovi za vraćanje u projektovano stanje DV 110 kV Mostar 1 – Čapljina čime bi

58/122

se u potpunosti otklonili problemi na ovom području (ispad DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk više ne bi predstavljao problem). Dinamika vraćanja u pogon prethodno navedenih, ratom porušenih, dalekovoda potrebnih za rješavanje problema na potezu Čitluk – Ljubuški – Čapljina – Stolac – Opuzen – Neum – Ston je data u Tabeli 8.4. Objekti van funkcije.

3. DV 110 kV DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I:

Prema kriterijima za izgradnju novih TS 110/x kV u 2017. godini potrebno je izgraditi TS Banja Luka 10, kojom se rasterećuju TS Banja Luka 1 i TS Banja Luka 2, a čiji način uklapanja (izgradnja KV 110 KV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10) pozitivno utiče na rasterećenje dalekovoda na potezu TS Banja Luka 6 – TS Banja Luka 1. Analize za 2018. i 2023. godinu u uslovima normalne hidrologije pokazuju da nakon izgradnje TS 110/x kV Banja Luka 10, KV 110 KV Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10 više ne dolazi do opterećenja DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja.

4. Analize u presječnim godinama su pokazale da je odgovarajuće rješenje, za rješavanje

problema sa opterećenjem DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac/I, DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac/II, kao i TR 1 220/110 kV, 150 MVA i TR 2 220/110 kV, 150 MVA u TS 220/110 kV Zenica 2, izgradnja TS 400/110 kV na širem području Doboja. Međutim, na osnovu analiza provedenih za presječne 2018. i 2023. godinu moguće je zaključiti da je izgradnju TS 400/110 kV na širem području Doboja moguće prolongirati za period iza 2018. godine iz sljedećih razloga:

• Prema kriterijima za obezbjeđenje dvostranog napajanja za radijalno napojene TS, u cilju ispunjenja (n-1) sigurnosnog kriterija, potrebno je u 2016. godini obezbijediti dvostrano napajanje za TS Banovići (izgradnjom ili DV 110 kV Banovići – Zavidovići ili DV 110 kV Banovići – Lukavac) koje pozitivno utiče na rasterećenje dalekovoda na potezu TE Tuzla – TS Lukavac i transformatora u TS Zenica 2. Analize za 2018. godinu pokazuju da nakon izgradnje DV 110 kV Banovići – Zavidovići nema elemenata prenosne mreže na području Tuzle i Zenice opterećenih preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja.

• Analize za 2023. godinu pokazuju da sa porastom opterećenja TS na širem području Tuzle ponovo dolazi do preopterećenja DV na potezu TE Tuzla – TS Lukavac, ali i do pojave novih elemenata prenosne mreže opterećenih preko 90% dozvoljenog temičkog opterećenja kao što su: DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik, transformator 220/110 kV, 150 MVA u TE Tuzla i transformator 220/110 kV, 150 MVA u TS Gradačac. Stoga je izgradnja transformacije 400/110 kV na širem području Doboja neophodna u periodu nakon 2018. godine.

• Analize za 2023. godinu u uslovima normalne hidrologije pokazuju da na području Banja Luke dolazi do povećanja opterećenja transformatora 400/110 kV, 300 MVA u TS Banja Luka 6, ali ona ne prelaze 90% dozvoljenog termičkog opterećenja (88,7 % i 89,4 %). U slučaju da do 2023. godine ne bude izgrađena transformacija 400/110 kV na širem području Doboja opterećenje ovih transformatora će preći 90% nazivne snage transformatora u periodu nakon 2023. godine.

9.1.2. Suha hidrologija Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa:

59/122

ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM (SUHA HIDROLOGIJA) AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2014.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 2255.0 0.0 0.0 2230.0 0.0 0.0 0.0 0.0 39.9 -14.9 -14.9 0.0 BIH 576.5 0.0 0.0 733.0 0.0 0.0 0.0 971.7 450.8 364.5 364.5 COLUMN 2255.0 0.0 0.0 2230.0 0.0 0.0 0.0 0.0 39.9 -14.9 -14.9 0.0 TOTALS 576.5 0.0 0.0 733.0 0.0 0.0 0.0 971.7 450.8 364.5 364.5



Q [MVAr]

Tuzla 522 204 Kakanj 370 46 Ugljevik 280 48 Gacko 230 34 Ukupno 1402 332


Q [MVAr]

Višegrad 160 38 Čapljina 150 42 Dubrovnik 100 25 Salakovac 91 22 Jablanica 78 20 Rama 64 19 Grabovica 55 14 Trebinje 54 25 Bočac 50 23 Jajce 2 27 7 Mostar 24 9 Ukupno 853 244

Rezultati analiza u režimu suhe hidrologije su slični rezultatima za režim normalne hidrologije. Prilikom analiza uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti dolazi do dodatnog povećanja opterećenja elemenata prenosne mreže koji su u režimu normalne hidrologije opterećeni iznad 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora. Takođe, prilikom ispada DV 110 kV Mostar 4 – Čitluk naponi na potezu Čitluk – Ljubuški – Čapljina – Stolac padaju ispod vrijednosti dozvoljenih MK (vrijednosti napona odgovaraju vrijednostima zabilježenim u režimu normalne hidrologije). Pored toga, javljaju se dva nova elementa koji se opterećuju iznad 90% dozvoljenog termičkog opterećenja pri primjeni (n-1) kriterija sigurnosti i to:

• DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/II koji se prilikom ispada DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I optereti preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, ali ne prelazi 100%,

• DV 110 kV Cementara – TE Kakanj koji se prilikom ispada DV 110 kV TE Kakanj – Zenica 1 optereti preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, ali ne prelazi 100%,

Povećano opterećenje DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/II prilikom ispada DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I se eliminiše izgradnjom TS 110/x kV Banja Luka 10 i njenim načinom uklapanja koje je planirano za 2017. godinu.

60/122

Analize provedene za presječnu 2023. godinu pokazuju da je ostala uočena opterećenja u režimu suhe hidrologije za 2014. godinu moguće eliminisati na isti način kao i u slučaju režima sa normalnom hidrologijom uz rekonstrukciju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I na način da se izvrši ugradnja vodiča veće prenosne moći. 9.2. Analiza za 2018. godinu 9.2.1. Normalna hidrologija Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2018.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 2799.0 0.0 0.0 2413.0 0.0 0.0 0.0 0.0 43.6 342.4 342.4 0.0 BIH 524.5 0.0 0.0 793.1 0.0 0.0 0.0 941.8 495.1 178.1 178.1 COLUMN 2799.0 0.0 0.0 2413.0 0.0 0.0 0.0 0.0 43.6 342.4 342.4 0.0 TOTALS 524.5 0.0 0.0 793.1 0.0 0.0 0.0 941.8 495.1 178.1 178.1


Termoelektrane P

[MW] Q

[MVAr]Tuzla 638 -32 Kakanj 296 158 Ugljevik 270 25 Stanari 260 9 Gacko 210 65 Ukupno 1674 225

Hidroelektrane P

[MW] Q

[MVAr]Višegrad 160 63 Rama 128 38 Trebinje 120 33 Bočac 110 40 Dabar 110 18 Salakovac 104 34 Jablanica 100 26 Mostar 60 13 Jajce 1 52 14 Ustikolina 40 2 Mostarsko blato 30 2 Ulog 30 -1 Mlini 28 8 Jajce 2 27 6 Sastavci 10 4 Vranduk 9 -1 Dub i Ustiprača 7 1 Ukupno 1125 300

Budući da je rješavanje antenske veze TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac, te dvostrano napajanje TS Šipovo i TS Kneževo moguće realizovati na dva različita načina, oba su razmatrana u okviru analiza:

61/122

• Varijanta I: Izgradnja ulaz/izlaz za TS Banja Luka 5 na DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac čime se formiraju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 5 i DV 110 kV Banja Luka 5 – HE Bočac, te izgradnja DV 110 kV Šipovo – Kneževo.

• Varijanta II: Prespajanje DV 110 kV HE Jajce 1 – HE Bočac i DV 110 kV Banja Luka 1 – HE Bočac na ulazu u HE Bočac na način da se formira DV 110 kV HE Jajce 1 – Banja Luka 1 (oslobađaju se dva dalekovodna polja 110 kV u HE Bočac), izgradnja DV 110 kV Banja Luka 5 – HE Bočac i DV 110 kV Šipovo – Jajce 1.

Drugi način predstavlja prijedlog kojim u planskom periodu nije riješeno dvostrano napajanje TS Kneževo, ali je to planirano da se izvrši izgradnjom DV 110 kV Kneževo – HE Bočac u periodu nakon perioda obuhvaćenog ovim Planom. Budući da su analize pokazale da su obje varijante praktično jednake kada su u pitanju proračuni tokova snaga i naponskih prilika, izabrana je Varijanta I kao značajno jeftinija u odnosu na Varijantu II. U cilju obezbjeđenja dvostranog napajanja TS Banovići razmatrana je izgradnja DV 110 kV Banovići – Zavidovići ili DV 110 kV Banovići – Lukavac (dužina oba dalekovoda iznosi oko 25 km). Rezultati provedenih analiza pokazuju da se izgradnjom oba dalekovoda značajno smanjuju opterećenja na području Tuzle. Međutim, izgradnjom DV 110 kV Banovići – Lukavac ne eliminišu se opterećenja transformatora 220/110 kV, 150 MVA u TS Zenica 2, koji su i dalje opterećeni preko 90 % dozvoljenog termičkog opterećenja u slučaju ispada jednog od transformatora. Stoga je u Plan uvrštena izgradnja DV 110 kV Banovići – Zavidovići u 2016. godini. Već izgrađeni DV 2x220 kV Rama – Posušje uklopljen je u EES BiH na način da je sa jedne strane otvoren DV 220 kV Mostar 4 – Zakučac, a sa druge strane DV 220 kV HE Rama – RP Jablanica/I. Ovim se formiraju nove veze: DV 220 kV HE Rama – Mostar 4 i DV 220 kV RP Jablanica – HE Zakučac.

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje mreže, prema rezultatima analize, svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama. Nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti su pokazali da nema nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 90% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora, a opterećenja između 80% i 90% prikazana su u Tabeli 9.7.. Tabela 9.7. (n-1) kriterij sigurnosti - elementi sistema opterećeni između 80% i 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) TR 1 220/110 kV Zenica 2 TR 2 220/110 kV Zenica 2 89,4 TR 2 220/110 kV Zenica 2 TR 1 220/110 kV Zenica 2 89,4 DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla 86,8 DV 400 kV Trebinje – Lastva DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi 84,9 DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 84,5

62/122

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) TR 400/110 kV Ugljevik TR 220/110 kV TE Tuzla 83,1 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla 82,8 TR 2 400/110 kV Banja Luka 6 TR 1 400/110 kV Banja Luka 6 82,4 TR 1 400/110 kV Banja Luka 6 TR 2 400/110 kV Banja Luka 6 81,8 TR 1 220/110 kV Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 81,7 TR 2 220/110 kV Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 81,7

9.2.2. Suha hidrologija Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM (SUHA HIDROLOGIJA) AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2018.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 2561.0 0.0 0.0 2413.0 0.0 0.0 0.0 0.0 45.5 102.5 102.5 0.0 BIH 543.3 0.0 0.0 793.1 0.0 0.0 0.0 935.3 505.4 180.0 180.0 COLUMN 2561.0 0.0 0.0 2413.0 0.0 0.0 0.0 0.0 45.5 102.5 102.5 0.0 TOTALS 543.3 0.0 0.0 793.1 0.0 0.0 0.0 935.3 505.4 180.0 180.0



Q [MVAr]

Tuzla 812 45 Kakanj 352 121 Stanari 260 17 Ugljevik 240 24 Gacko 236 76 Ukupno 1900 283


Q [MVAr]

Višegrad 160 65 Dubrovnik 100 33 Salakovac 91 41 Jablanica 75 28 Rama 64 27 Trebinje 54 22 Bočac 50 25 Jajce 2 27 9 Mostar 20 8 Ustikolina 20 2 Ukupno 661 260

Za slučaj normalne hidrologije pri normalnom angažmanu hidroelektrana i uvrštenim pojačanjima prenosne mreže u presječnoj 2018. godini nisu uočena opterećenja preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora. Međutim, rezultati analize za slučaj suhe hidrologije ukazuju da se kod primjene (n-1) kriterija sigurnosti ponovo opterećuju neki od elemenata prenosne mreže iznad 90%, što je prikazano u Tabeli 9.9..

63/122

Tabela 9.9. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 107,0 DV 110 kV B. Luka 4 – B. Luka 6 DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 95,1 TR 2 220/110 kV Zenica 2 TR 1 220/110 kV Zenica 2 91,1 TR 1 220/110 kV Zenica 2 TR 2 220/110 kV Zenica 2 91,0 TR 2 400/110 kV Banja Luka 6 TR 1 400/110 kV Banja Luka 6 90,9 DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla 90,7 TR 1 400/110 kV Banja Luka 6 TR 2 400/110 kV Banja Luka 6 90,3 DV 110 kV B. Luka 3 – B. Luka 4 DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 90,3

Analize provedene za presječnu 2023. godinu pokazuju da je opterećenja na području Banja Luke, Tuzle i Zenice u režimu suhe hidrologije za 2018. godinu moguće eliminisati na isti način kao i u slučaju režima sa normalnom hidrologijom uz rekonstrukciju DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I na način da se izvrši ugradnja vodiča veće prenosne moći. 9.3. Analiza za 2023. godinu 9.3.1. Normalna hidrologija Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2023.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 3156.0 0.0 0.0 2665.0 0.0 0.0 0.0 0.0 78.6 412.4 412.4 0.0 BIH 796.2 0.0 0.0 875.9 0.0 0.0 0.0 968.1 770.8 117.5 117.5 COLUMN 3156.0 0.0 0.0 2665.0 0.0 0.0 0.0 0.0 78.6 412.4 412.4 0.0 TOTALS 796.2 0.0 0.0 875.9 0.0 0.0 0.0 968.1 770.8 117.5 117.



Q [MVAr]



Q [MVAr]

Višegrad 160 86 Rama 128 56 Trebinje 120 43 Bočac 110 50 Dabar 110 8 Salakovac 104 52 Dubrovnik 100 38 Jablanica 100 42 Grabovica 100 44

64/122


Q [MVAr]

Mostar 60 24 Jajce 1 52 26 Ustikolina 40 -4 Mostarsko blato 30 6 Ulog 30 0 Mlini 28 0 Jajce 2 27 9 Vranduk 9 2 Sastavci 8 4 Dub i Ustiprača 8 -2 Ukupno 1324 484

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje mreže, prema rezultatima analize, svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama. Nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u tabelama u nastavku. Tabela 9.11. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni između 80% i 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik TR 220/110 kV Gradačac 89,8 TR 2 400/110 kV B. Luka 6 TR 1 400/110 kV B. Luka 6 89,4 TR 220/110 kV Gradačac TR 220/110 kV TE Tuzla 89,1 DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 88,9 TR 1 400/110 kV B. Luka 6 TR 2 400/110 kV B. Luka 6 88,7 TR 3 220/110 kV Tuzla TR 4 220/110 kV Tuzla 88,4 TR 4 220/110 kV Tuzla TR 3 220/110 kV Tuzla 88,4 DV 110 kV TE Kakanj – Zenica 1 DV 110 kV Cementara – TE Kakanj 87,6 TR 1 400/110 kV Sarajevo 10 TR 400/110 kV Sarajevo 20 87,3

DV 110 kV HAK – TE Tuzla 87,3 TR 3 220/110 kV Tuzla 87,0 TR 4 220/110 kV Tuzla 87,0 DV 110 kV HAK – Tuzla 85,2

TR 220/110 kV TE Tuzla

TR 220/110 kV Gradačac 82,6 TR 220/110 kV Gradačac 87,1 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 85,1 DV 400 kV TE Stanari – Banja Luka 6 TR 220/110 kV TE Tuzla 81,9 DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik 84,7 TR 3 220/110 kV Tuzla 84,6 TR 400/110 kV Ugljevik TR 4 220/110 kV Tuzla 84,6

DV 110 kV HAK – Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 83,7 DV 110 kV HAK – TE Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 83,1

DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 83,0 DV 400 kV Tuzla – Ugljevik TR 400/110 kV Ugljevik 82,9

65/122

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)DV 110 kV Brčko 2 – Bijeljina 3 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 82,7

DV 110 kV Brčko 1 – Brčko 2 82,7 DV 110 kV Modriča – Gradačac DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 81,6 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 82,5 DV 110 kV Lukavac – Srebrenik TR 220/110 kV Gradačac 80,1 TR 220/110 kV Gradačac 82,3 DV 400 kV TE Stanari – Tuzla DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 80,7 DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik 82,1 DV 110 kV Janja – Lešnica DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik 80,1

TR 2 220/110 kV Zenica 2 TR 1 220/110 kV Zenica 2 82,0 TR 1 220/110 kV Zenica 2 TR 2 220/110 kV Zenica 2 81,9 DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 81,5

DV 110 kV Lukavac – Lukavac 2 81,4 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 80,0 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3 TR 220/110 kV Gradačac 81,1 DV 110 kV Zvornik – HE Zvornik TR 220/110 kV TE Tuzla 81,1 DV 110 kV Maglaj – Zavidovići TR 220/110 kV Gradačac 80,3

Tabela 9.12. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II 107,9 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla 102,9 DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 99,5 TR 220/110 kV Gradačac DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 99,4

TR 220/110 kV TE Tuzla 97,4 TR 400/110 kV Ugljevik TR 220/110 kV Gradačac 91,6 DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 96,4 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 2 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 95,2 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 94,3 TR 3 220/110 kV Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 93,3 TR 4 220/110 kV Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 93,3 DV 110 kV Lukavac – Lukavac 2 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla/II 91,3

Rezultati analiza za presječnu 2023. godinu pokazuju da se na širem području Tuzle javljaju preopterećenja i opterećenja elemenata prenosne mreže preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja. Kako je ranije istaknuto ove probleme u mreži je moguće riješiti izgradnjom TS 400/110 kV na širem području Doboja, koja pored navedenog pozitivno utiče i na smanjenje gubitaka u 110 kV mreži jer je područje Doboja dosta udaljeno od postojećih TS 400/110 kV i TS 220/110 kV. U cilju eliminisanja uočenih problema u mreži razmatrana je izgradnja transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah i izgradnja transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari. 9.3.1.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom

transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah koja je u EES BiH uklopljena na sljedeći način:

66/122

• po principu ulaz/izlaz na DV 400 kV Tuzla – TE Stanari, • izgradnjom DV 110 kV Doboj 1 – Jelah.

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti su pokazali da nema nema elemenata prenosnog sistema opterećenih preko 90% vrijednosti termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora, a opterećenja između 80% i 90% prikazana su u Tabeli 9.13.. Tabela 9.13. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni između 80% i 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6 DV 110 kV Teslić – Jelah 84,9 DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 84,5 TR 220/110 kV Gradačac DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 84,5 DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 84,3 TR 1 400/110 kV Sarajevo 10 TR 400/110 kV Sarajevo 20 84,1 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 2 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 83,2 DV 400 kV Tuzla – Jelah TR 220/110 kV Gradačac 81,3 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 80,2 TR 400/110 kV Ugljevik TR 220/110 kV Gradačac 80,1

Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah i njenim navedenim načinom uklapanja uklanjaju sva uočena opterećenja na širem području Tuzle. 9.3.1.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom

transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari koja je u EES BiH uklopljena na sljedeći način:

• na 400 kV sabirnice TE Stanari po principu produženih sabirnica, • izgradnjom DV 110 kV Stanari – Prnjavor 2, • izgradnjom DV 110 kV Stanari – Doboj 3.

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u tabelama u nastavku. Tabela 9.14. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni između 80% i 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla 87,1 TR 1 400/110 kV Sarajevo 10 TR 400/110 kV Sarajevo 20 84,8

67/122

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)TR 400/110 kV Ugljevik TR 220/110 kV TE Tuzla 84,7 DV 110 kV Bijeljina 2 – Ugljevik DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 84,1 DV 110 kV Lukavac – TE Tuzla DV 110 kV Lukavac 2 – TE Tuzla 83,3 DV 220 kV Gradačac – TE Tuzla DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 83,0 TR 220/110 kV Gradačac DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 83,0 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 2 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 83,0 DV 110 kV TE Kakanj – Zenica 1 DV 110 kV Cementara – TE Kakanj 82,1 TR 3 220/110 kV Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 82,2 TR 4 220/110 kV Tuzla TR 220/110 kV TE Tuzla 82,2 DV 400 kV Stanari – Tuzla TR 220/110 kV Gradačac 80,4 DV 110 kV Bijeljina 1 – Bijeljina 3 DV 110 kV Brčko 2 – Ugljevik 80,1

Tabela 9.15. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi opterećeni preko 90% vrijednosti termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6 DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina 92,3

Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari i njenim navedenim načinom uklapanja uklanjaju sva uočena opterećenja na širem području Tuzle. Javlja se dodatno opterećenje DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina (preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja) prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6. Međutim, analize pokazuju da u slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH.. Iako su analize za 2023. godinu pokazale da se sva uočena opterećenja elemenata prenosne mreže eliminišu ili izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ili izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari niti jedna od ove dvije transformacije nije uvrštena u Plan. Naime, Zaključak Uprave Kompanije broj: 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine je: „angažovaće se nezavisna stručna institucija koja će utvrditi najbolje rješenje za lokaciju transformacije 400/110 kV, sa osvrtom na Stanare, Jelah ili neku drugu lokaciju, uvažavajući tehno – ekonomske kriterije“. 9.3.2. Suha hidrologija Analiza tokova snaga za normalno uklopno stanje i (n-1) kriterij sigurnosti je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM (SUHA HIDROLOGIJA) AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2023.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 2572.9 0.0 0.0 2665.0 0.0 0.0 0.0 0.0 74.9 -167.0 -167.0 0.0 BIH 719.1 0.0 0.0 875.9 0.0 0.0 0.0 958.0 743.4 57.8 57.8 COLUMN 2572.9 0.0 0.0 2665.0 0.0 0.0 0.0 0.0 74.9 -167.0 -167.0 0.0 TOTALS 719.1 0.0 0.0 875.9 0.0 0.0 0.0 958.0 743.4 57.8 57.8

68/122



Q [MVAr]



Q [MVAr]

Višegrad 160 89 Dubrovnik 100 47 Salakovac 90 61 Jablanica 75 44 Rama 66 26 Trebinje 60 15 Bočac 55 17 Grabovica 54 20 Jajce 2 27 13 Mostar 20 13 Ustikolina 20 3 Ukupno 727 349

Prilikom analiza uz primjenu (n-1) kriterija sigurnosti u režimu suhe hidrologije dolazi do povećanja opterećenja prenosne mreže na području Tuzle koji su u režimu normalne hidrologije opterećeni iznad 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora. Takođe, opterećenje elemenata prenosnog sistema na području Banja Luke (DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I i transformatori 400/110 kV u TS Banja Luka 6) koji su u režimu normalne hidrologije bili opterećeni ispod 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja vodiča, odnosno nazivne snage transformatora, se značajno povećava (iznad 100%). Pored toga, javljaju se tri nova elementa koji se opterećuju iznad 90% dozvoljenog termičkog opterećenja:

• Transformatori 220/110 kV u TS Mostar 4 (108,1%), pri čemu se jedan od ova dva transformatora preopterećava prilikom ispada drugog transformatora.

• Transformator 400/110 kV u TS Ugljevik koji se opterećava sa 90,6% prilikom ispada DV 400 kV Tuzla – Ugljevik.

• DV 110 kV Cementara – TE Kakanj koji se opterećava sa 93,2% prilikom ispada DV 110 kV TE Kakanj – Zenica 1.

Značajan porast opterećenja elemenata prenosnog sistema na području Mostara i Banja Luke u režimu suhe hidrologije je uzrokovan smanjenim angažmanom hidroelektrana u 110 kV mreži iz kojih se ova područja napajaju. U cilju provjere mogućnosti eliminisanja uočenih problema u mreži u režimu suhe hidrologije razmatrana je izgradnja transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah i izgradnja transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari.

69/122

9.3.2.1. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah

U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah koja je u EES BiH uklopljena na način definisan u Poglavlju 9.3.1.1.. Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja pri analizi tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u Tabeli 9.17.. Tabela 9.17. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) TR 2 220/110 kV Mostar 4 TR 1 220/110 kV Mostar 4 107,7 TR 1 220/110 kV Mostar 4 TR 2 220/110 kV Mostar 4 107,7 TR1 400/110 kV Sarajevo 10 TR 400/110 kV Sarajevo 20 94,7 DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/II DV 110 kV B. Luka 1 – B. Luka 6/I 91,9

Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah rješavaju sva uočena opterećenja elemenata prenosnog sistema u režimu suhe hidrologije osim transformatora 220/110 kV u TS Mostar 4, transformatora 400/110 kV u TS Sarajevo 20 i DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I. 9.3.2.2. Rezultati analize tokova snaga i naponskih prilika sa izgrađenom

transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari U nastavku su prikazani rezultati analiza sa izgrađenom transformacijom 400/110 kV na lokaciji TE Stanari koja je u EES BiH uklopljena na način definisan u Poglavlju 9.3.1.2.. Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja pri analizi tokova snaga i naponskih prilika za (n-1) kriterij sigurnosti prikazani su u Tabeli 9.18.. Tabela 9.18. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% vrijednosti dozvoljenog termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%) TR 2 220/110 kV Mostar 4 TR 1 220/110 kV Mostar 4 107,7 TR 1 220/110 kV Mostar 4 TR 2 220/110 kV Mostar 4 107,7 DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6 DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina 99,4 TR1 400/110 kV Sarajevo 10 TR 400/110 kV Sarajevo 20 95,4

Rezultati analiza pokazuju da se izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari rješavaju sva uočena opterećenja elemenata prenosnog sistema u režimu suhe hidrologije osim transformatora 220/110 kV u TS Mostar 4 i transformatora 400/110 kV u TS Sarajevo

70/122

20. Kao i u slučaju normalne hidrologije javlja se dodatno opterećenje DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6. Uočena opterećenja u režimu suhe hidrologije, koja nisu eliminisana izgradnjom TS 400/110 kV na širem području Doboja, se mogu riješiti:

• Opterećenje transformatora 220/110 kV u TS Mostar 4 se rješava ugradnjom trećeg transformatora 220/110 kV. Ovaj transformator bi u normalnom režimu služio kao rezerva, a u režimu suhe hidrologije moraju biti u pogonu sva tri transformatora.

• Opterećenje transformatora 400/110 kV u TS Sarajevo 20, zbog ispada transformatora 400/110 kV u TS Sarajevo 10, se rješava puštanjem u pogon drugog transformatora (nakon ispada transformatora koji je bio u pogonu) u TS Sarajevo 10.

• Opterećenje DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I se rješava povećanjem prenosne moći ovog dalekovoda (ugradnjom vodiča AlFe 240/40 mm2 ili ugradnjom provodnika BTAL Al-Fe 150/25).

• U slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH.

Iako su analize za 2023. godinu i u režimu suhe hidrologije pokazale da se većina uočenih opterećenja elemenata prenosnog sistema eliminišu ili izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TS 110/x kV Jelah ili izgradnjom transformacije 400/110 kV na lokaciji TE Stanari, niti jedna od ove dvije transformacije nije uvrštena u Plan, a u skladu sa Zaključkom Uprave Kompanije broj: 01-2210/2014 od 26.03.2014. godine. 9.4. Režim minimalnih opterećenja Analize za režim minimalnih opterećenja se provode kako bi se utvrdile naponske prilike u EES koje su u uskoj vezi sa reaktivnom energijom koja protiče kroz elemente prenosnog sistema. U elektroenergetskim sistemima u kojima ne postoji dovoljno mogućnosti za regulaciju napona i reaktivne snage pri određenim pogonskim stanjima mogu se javiti slučajevi odstupanja napona od granica definisanih MK. U okviru Plana, analize za 2014., 2018. i 2023. godinu su provedene na modelu EES BiH za normalnu hidrologiju u kojem su opterećenja i proizvodnja prilagođeni režimu minimalnog opterećenja EES BiH. Modeli susjednih sistema za 2014. i 2018. godinu su preuzeti iz SECI modela za režim minimalnih opterećenja za 2015. godinu, a za 2023. godinu iz SECI modela za 2020. godinu. Analiza za minimalni režim 2014. godine je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MINIMALNI REZIM AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2014.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 1194.0 0.0 0.0 844.0 0.0 0.0 0.0 0.0 26.9 323.1 323.1 0.0 BIH -301.4 0.0 0.0 333.1 0.0 0.0 0.0 995.7 247.8 113.4 113.4 COLUMN 1194.0 0.0 0.0 844.0 0.0 0.0 0.0 0.0 26.9 323.1 323.1 0.0 TOTALS -301.4 0.0 0.0 333.1 0.0 0.0 0.0 995.7 247.8 113.4 113.4

71/122

Tabela 9.19. Angažman elektrana 2014. godina


Q [MVAr]

Ugljevik 200 0 Gacko 190 -54 Kakanj 180 -54 Tuzla 170 -27 Ukupno 740 -135


Q [MVAr]

Višegrad 210 -73 Bočac 86 -16 Jablanica 60 -36 Dubrovnik 60 -25 Trebinje 30 -18 Jajce 2 8 2 Ukupno 454 -166

Rezultati analiza za režim minimalnih opterećenja su pokazali da u 2014. godini postoji problem sa visokim naponima čije vrijednosti u 400 kV mreži prelaze i 430 kV. Ovo je prije svega uzrokovano malim opterećenjima u EES BiH što se najviše oslikava u 400 kV mreži, ali i neželjenim tokovima reaktivne energije iz EES Hrvatske uzrokovanih visokim naponima u ovom sistemu, te činjenicom da su u EES BiH na 400 kV nivo priključena samo tri proizvodna objekta (TE Ugljevik, TE Gacko i HE Višegrad), koja radom u kapacitivnom režimu mogu uticati na smanjenje napona u 400 kV mreži. Treba napomenuti da TE Ugljevik ne dozvoljava rad u poduzbuđenom režimu zbog ograničenja na limiteru uzbude. Ovako visoke napone moguće je smanjiti ukoliko proizvodni objekti u BiH rade unutar svojih tehničkih mogućnosti odnosno u kapacitivnom režimu. Međutim, prema odluci DERK-a pomoćna usluga Q/U regulacije u BiH izvodi se bez finansijske naknade, što je uzrok slabe motivacije proizvođača (elektrana, generatora) za pružanje te vrste pomoćne usluge, što u konačnici dovodi do pogoršanja problematike pojave visokih napona u prenosnoj mreži BiH. U cilju pronalaženja načina za snižavanja zabilježenih visokih napona u provedenim analizama za 2014. godinu su, pored omogućavanja rada proizvodnih jedinica u kapacitivnom režimu (osim TE Ugljevik), izvršene i promjene položaja regulacionih preklopki energetskih transformatora. Rezultati provedenih analiza (Prilog 6.) su pokazali da se samo promjenom položaja regulacionih preklopki mrežnih transformatora i dovođenjem proizvodnih jedinica u kapacitivni režim rada ne rješava problem sa visokim naponima u 2014. godini. Budući da za prvu plansku godinu nije moguće izvršiti ugradnju opreme kojom će se naponi svesti na prihvatljiv nivo moguće je primijeniti samo kratkoročne mjere. Stoga je analizirana situacija isključenja podoptrećenih vodova koji proizvode reaktivnu energiju i interkonektivnih vodova kojima se reaktivna energija injektira u EES BiH. Proračuni su pokazali da se isključenjem DV 400 kV Ugljevik – Ernestinovo ili DV 400 kV Banja Luka – Tuzla naponi dovode u granice definisane MK (Prilog 6.). Inače, isključenje podopterećenih vodova u EES BiH koji u režimu minimalnih opterećenja generišu reaktivnu snagu je trenutno uobičajena praksa u EES BiH što se radi u koordinaciji sa susjednim sistemima.

72/122

Analiza za minimalni režim 2018. godine je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MINIMALNII REZIM AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2018.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 1200.0 0.0 0.0 900.0 0.0 0.0 0.0 0.0 23.3 276.6 276.6 0.0 BIH -346.9 0.0 0.0 355.4 0.0 0.0 0.0 984.0 224.0 57.7 57.7 COLUMN 1200.0 0.0 0.0 900.0 0.0 0.0 0.0 0.0 23.3 276.6 276.6 0.0 TOTALS -346.9 0.0 0.0 355.4 0.0 0.0 0.0 984.0 224.0 57.7 57.7



Q [MVAr]

Tuzla 210 -86 Ugljevik 200 0 Gacko 190 -56 Kakanj 190 -43 Stanari 140 -98 Ukupno 930 -283


Q [MVAr]

Višegrad 140 -49 Jablanica 40 -17 Bočac 35 -4 Trebinje 30 8 Ustikolina 12 -1 Jajce 2 8 1 Ulog 5 -2 Ukupno 270 -64

Rezultati analiza provedenih za minimalni režim za 2018. godinu pokazuju da i dalje postoje problemi sa visokim naponima u EES BiH koji više nisu toliko izraženi kao u analizama za 2014. godinu. Razlog za ovo je: povećanje potrošnje u minimalnom režimu, ulazak u pogon novih proizvodnih objekata priključenih na 400 kV naponski nivo (TE Stanari i TE Tuzla blok 7) sa mogućnošću rada u kapacitivnom režimu. Analiza za minimalni režim 2023. godine je izvršena za sljedeći angažman proizvodnih jedinica i opterećenje na mreži prenosa: ELEKTROPRENOS BIH-MAKSIMALNI REZIM - MINIMALNI REZIM AREA TOTALS PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREZE 2014.-2023. GODINA-2023.GODINA IN MW/MVAR FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE- GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT 13 1471.0 0.0 0.0 981.0 0.0 0.0 0.0 0.0 46.3 443.7 443.7 0.0 BIH -119.0 0.0 0.0 394.7 0.0 0.0 0.0 1004.3 406.8 83.8 83.8 COLUMN 1471.0 0.0 0.0 981.0 0.0 0.0 0.0 0.0 46.3 443.7 443.7 0.0 TOTALS -119.0 0.0 0.0 394.7 0.0 0.0 0.0 1004.3 406.8 83.8 83.8

73/122



Q [MVAr]

Kakanj 400 -17 Tuzla 200 -46 Ugljevik 200 5 Gacko 200 -3 Stanari 150 -52 Ukupno 1150 -113


Q [MVAr]

Višegrad 80 -19 Dubrovnik 60 4 Bočac 40 -10 Dabar 40 3 Trebinje 30 1 Jablanica 30 9 Jajce 1 19 8 Mostar 14 3 Ustikolina 8 -4 Ukupno 321 -5

Rezultati analiza provedenih za minimalni režim za 2023. godinu ne ukazuju na probleme sa visokim naponima. Razlog za ovo je: povećanje potrošnje u minimalnom režimu, ulazak u pogon novih proizvodnih objekata priključenih na 400 kV naponski nivo (TE Kakanj blok 8 i prelazak bloka 7 u TE Kakanj na 400 kV) sa mogućnošću rada u kapacitivnom režimu. S obzirom da su visoki naponi aktuelni problem u EES BiH, to je NOS BiH 2011. godine pokrenuo izradu Studije „Tehno-ekonomski aspekti regulacije napona kao pomoćne (sistemske) usluge – identifikacija i sanacija nedozvoljenih napona na prenosnoj mreži BiH“. U ovoj Studiji (L[16]) analizirana je problematika pojave previsokih napona u prenosnoj mreži BiH, kao dio sveobuhvatne analize mogućnosti regulacije napona i reaktivne snage u BiH, te su predložene određene aktivnosti i mjere za sniženje visokih napona. U Tabeli 9.22. su date vrijednosti napona koje prelaze granice definisane MK, registrovane tokom 2011. godine u pojedinim karakterističnim čvorištima u EES BiH, te njihovo trajanje, preuzete iz L[16]. Tabela 9.22. Maksimalno zabilježeni napon i trajanje napona iznad dozvoljene vrijednosti

Broj sati iznad dozvoljene vrijednosti (h)

Udio vremena iznad dozvoljene vrijednosti (%) TS Sabirnice

Maksimalno zabilježeni napon (kV) normalan

pogon poremećen

pogon normalan

pogon poremećen

pogon 400 kV 433,74 2099 2099 24 24 220 kV 246,24 311 22 4 0 Mostar 4 110 kV 123,37 221 8 3 0 400 kV 429,39 1479 1479 17 17 220 kV 245,84 404 5 5 0 Tuzla 4 110 kV 117,77 0 0 0 0

74/122

Broj sati iznad dozvoljene vrijednosti (h)

Udio vremena iznad dozvoljene vrijednosti (%) TS Sabirnice

Maksimalno zabilježeni napon (kV) normalan

pogon poremećen

pogon normalan

pogon poremećen

pogon 400 kV 430,46 1088 1088 12 12 220 kV 248,58 1232 83 14 1 Sarajevo 20 110 kV 122,88 47 0 1 0 400 kV 429,32 459 459 5 5 220 kV 245,42 119 6 1 0 Trebinje 110 kV 124,28 117 8 1 0 400 kV 423,82 1 1 0 0 220 kV 241,95 0 0 0 0 Višegrad 110 kV 121,89 11 0 0 0 400 kV 426,34 221 221 3 3 Banja

Luka 6 110 kV 120,34 0 0 0 0 400 kV 418,15 0 0 0 0 Ugljevik 110 kV 120,14 0 0 0 0 400 kV 431,25 1002 1002 11 11 Sarajevo 10 110 kV 123,04 100 0 1 0 220 kV 251,2 2540 940 29 11 Prijedor 2 110 kV 121,74 4 0 0 0 220 kV 252,83 56 41 1 1 TE Tuzla 110 kV 117,41 0 0 0 0

Gradačac 220 kV 243,96 11 11 0 0 RP

Jablanica 220 kV 247,63 1203 59 14 1

RP Kakanj 220 kV 245,29 431 4 5 0 Mostar 3 220 kV 245,08 150 5 2 0

Iz tabele 9.22. vidljivo je da su sa aspekta pojave visokih napona najviše ugrožene 400 kV sabirnice TS Mostar 4, TS Tuzla 4, TS Sarajevo 10 i Sarajevo 20, te 220 kV sabirnice TS Sarajevo 20 i TS Prijedor 2. Evidentno je i da su često ugrožena rubna čvorišta prenosne mreže prema susjednim sistemima (Mostar 4, Sarajevo 20, Prijedor 2) što znači da uzrok problema djelimično dolazi iz susjednih EES (Hrvatska, Crna Gora), odnosno da se eventualno širi u susjedne sisteme. Budući da rubna čvorišta prema EES Srbije nisu ugrožena (Ugljevik, Višegrad) moguće je pretpostaviti da EES Srbije ne doprinosi pogoršanju naponske situacije u prenosnoj mreži BiH (L[16]). Prema L[16] uzroci pojave visokih napona u prenosnoj mreži BiH su sljedeći:

1. slabo opterećeni 400 kV vodovi u razdobljima niskog opterećenja konzuma, 2. povremena niska potrošnja reaktivne snage konzuma u BiH gledano sa 110 kV mreže

(situacije niskog radnog opterećenja ali povećane reaktivne snage potrošnje koje nastupaju ljeti, značajnijim korištenjem klima uređaja dovode do nižih napona u mreži),

3. neredoviti i rijedak rad generatora u BiH u kapacitivnom dijelu pogonskog dijagrama, posebno rijedak rad CHE Čapljina u kompenzatorskom režimu,

4. uobičajeno blokirani položaji preklopki regulacijskih transformatora, 5. nepodešavanja prenosnog omjera transformatora koji imaju mogućnost promjene istog u

beznaponskom stanju, 6. nepovoljan uticaj susjednih EES Hrvatske i Crne Gore, posebno EES Hrvatske gdje

naponi na južnom kraku 400 kV mreže gotovo polovicu vremena godišnje prelaze maksimalno dozvoljenu gornju granicu (TS Konjsko),

75/122

7. općenito nedovoljne mogućnosti Q/U regulacije na 400 kV naponskoj razini. Kao kratkoročne, srednjoročne i dugoročne mjere za trajno rješavanja problematike visokih napona u L[16] je predloženo:

• Uvođenje naknade generatorima za pružanje usluge Q/U regulacije, uz odobrenje DERK-a, omogućilo bi tehno-ekonomski održivu opciju rješavanja svih problema povezanih s naponsko-reaktivnim prilikama u BiH (visoki naponi, te eventualno sistematski niski naponi u budućnosti, minimiziranje gubitaka, povećanje prenosne moći, minimiziranje tokova reaktivne snage interkonektivnim vodovima i dr.).

• Izgradnjom kompenzacijskog postrojenja 150 Mvar priključenog na 400 kV mrežu u TS Mostar 4, te u slučaju odabira mehanički uklopive prigušnice eventualno i dodatne izgradnje takvog postrojenja snage 100 Mvar priključenog na 400 kV ili 110 kV sabirnice TS Tuzla 4, NOS BiH bi bio u stanju u potpunosti sanirati naponske prilike u BiH bez obzira na motiviranost generatora za rad u poduzbudi, te bez obzira na ostvarenje ostalih uticajnih faktora u budućnosti (porast konzuma, tranzita mrežom, izgradnja TE priključenih na 400 kV mrežu, izgradnja prigušnica u Hrvatskoj, i dr.).

Provedena ekonomska analiza u L[16] ukazala je na prednost ugradnje kompenzacijskog postrojenja u odnosu na plaćanje pomoćne usluge kompenzacije reaktivne snage i sinhrone kompenzacije. Zaključak do kojeg se došlo u L[16] glasi: „Ukoliko se NOS BiH odluči predložiti Elektroprijenos BiH, uz suglasnost DERK-a, izgradnju kompenzacijskog postrojenja, potrebno je donijeti odluku o tipu postrojenja i lokaciji istog. Po kriteriju manjih troškova prednost se može dati ugradnji prigušnice snage 150 Mvar, po mogućnosti izvedbe u najmanje tri modula po 50 Mvar radi omogućavanja diskretne regulacije, direktno ili preko transformatora priključene na 400 kV mrežu, na lokaciji TS Mostar 4. NOS BiH treba dodatno studijski ispitati ostale aspekte pogona kompenzacijskog postrojenja i njegovog utjecaja na sustav, kao što su prijelazne pojave pri sklopnim operacijama, harmonici i utjecaj na dinamičku stabilnost sustava, te odrediti tip kompenzacijskog postrojenja između mehanički uklopive prigušnice kao jeftinijeg rješenja, ili tiristorski upravljive prigušnice odnosno statičkog Var kompenzatora kao nešto skupljeg, ali tehnički boljeg rješenja. U slučaju da se nadležne institucije odluče za ugradnju prigušnice, potrebno je dodatno razmotriti potrebu, te odlučiti o eventualnoj ugradnji i druge prigušnice snage 100 Mvar, priključene na 400 kV ili 110 kV mrežu na sjeveru zemlje (TS Tuzla 4). Autori predlažu da NOS BiH pokrene raspravu o načinu rješavanja problematike visokih napona u prijenosnoj mreži, prvenstveno s Elektroprijenos BiH i DERK, te da se odluči o načinu sanacije naponskih prilika između dvije predložene mjere, odnosno kombinacijom tih mjera. Autori smatraju da se problematika pojave visokih napona u prijenosnoj mreži BiH može značajno ublažiti izgradnjom jednog kompenzacijskog postrojenja snage 150 Mvar na lokaciji TS Mostar 4 (priključak na 400 kV naponsku razinu), odnosno u potpunosti riješiti izgradnjom i drugog takvog postrojenja snage 100 Mvar na lokaciji TS Tuzla 4 (priključak na 400 kV ili 110 kV naponsku razinu), te da bi Elektroprijenos BiH, na prijedlog NOS BiH te uz suglasnost DERK-a, trebao uvrstiti izgradnju tog postrojenja u plan razvoja prijenosne mreže, a DERK bi trebao odobriti investiciju u kompenzacijsko postrojenje/postrojenja kroz povećanje tarife za prijenos.“ Na slici 9.1. prikazana je konačna karta EES BiH za 2023. godinu.

76/122

Tuzla 4

Ugljevik

Tuzla 5

Gacko

Trebinje

Celuloza

Brod

Foča

Peruća

Kraljevac

Buško Blato

8

Čelinac

Slavonski Brod 2

7 Janja

Mraclin

Tuzla 3

11

9

New substationNove trafostanice

Kupres

Rama

Vrgorac

- Planirani za izgradnju

Tušanj

Doboj istok

Kalesija

Jelah

TE Stanari

1

Bužim

Laktaši 2

Gradiška 2

Kostajnica

9

Šipovo

Čitluk 2HE M. Blato

Sistem mHE na Sutjesci

12

Žepče

Fojnica

2

TE Kakanj

RS Sastavci

G. Vakuf

Sjever

Jug

HE Ulog

mHE Dub, mHE Ustiprača

RS Dub

HE Vranduk

Ljubuški 2

Kneževo

Željuša

CementaraPrijedor

Živinice

HE Dabar

HE Ustikolina

10

Lika

B. BaštaPljevlja

Brezna

Slika 9.1. Karta EES BiH za 2023. godinu77/122

10. INTERKONEKCIJE Na osnovu Zaključka sa 5. sjednice Uprave Kompanije održane 26.03.2014. godine u model prenosne mreže za 2023. godinu uvršteni su sljedeći interkonektivni dalekovodi:

• DV 400 kV Banja Luka – Lika, • DV 400 kV Tuzla – Đakovo, • DV 400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja), • DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna. DV 400 kV Banja Luka – Lika uvršten je u desetogodišnje planove ENTSO-E: TYNDP 2012 i TYNDP 2014. Pored toga, NOS BiH je u okviru PECI projekata kandidovao DV 400 kV Banja Luka – Lika, DV 400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja) i DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna. Konačna odluka o izgradnji interkonekcija između Srbije, Crne Gore i Bosne i Hercegovine će se donijeti nakon završetka izrade Studije izvodljivosti: “400 kV Interconnection Serbia-Montenegro-BiH”. Izgradnju DV 400 kV Tuzla – Đakovo potrebno je usaglasiti sa NOS BiH, a zatim povesti aktivnosti oko usaglašavanja planova razvoja sa HOPS-om. U model BiH za 2023. godinu je uvrštena i izgradnja TS 400/110 kV na širem području Doboja jer se njenom izgradnjom rješavaju problemi uočeni u analizama za 2023. godinu u režimu normalne hidrologije. Modeli zemalja iz okruženja preuzeti su iz SECI modela za 2020. godinu. U cilju definisanja scenarija i pravaca razmjene električne energije između BiH i susjednih sistema korišteni su rezulatati studije „Uncertainties in the SEE transmission network and evaluation of risk for future infrastructure investments“, čiji su autori Energetski institut Hrvoje Požar i EKC i „Indikativni plan razvoja proizvodnje 2014. – 2023. godina“. Prema baznim scenarijima iz Studije očekivani uvoznici su Italija, Albanija, Grčka, Hrvatska, Makedonija i Srbija, dok su očekivani izvoznici Bugarska i Rumunija. Analize u okviru Plana su provedene za presječnu 2023. godinu, a analizirana su tri scenarija izvoza iz BiH i jedan scenarij uvoza. Analize za scenarije izvoza u dva slučaja su provedene za pretpostavljeni maksimalni angažman postojećih i novih proizvodnih jedinica u 2023. godini. Uzimajući u obzir proizvodnju, potrošnju i rezervu definisane u IPRP, te gubitke u prenosnoj mreži, određen je raspoloživi višak električne energije koji iznosi 1300 MW. Treći scenario izvoza je preuzet iz IPRP, a prema kojem BiH izvozi 750 MW. Analize za scenarij uvoza su provedene na osnovu IPRP, prema kojem BiH uvozi 167 MW. Angažman proizvodnih objekata je izvršen za slučaj suhe hidrologije, a na osnovu ostvarenog angažmana od 10.02.2012. godine kada je BiH zbog loših hidroloških uslova uvozila 320 MW. 10.1. Scenarij 1. Izvoz 1300 MW iz BiH prema:

− Hrvatskoj – 1040 MW, − Srbiji – 156 MW, − Crnoj Gori – 104 MW.

78/122

Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na sljedećoj slici:

Slika 10.1. Prekogranični tokovi – Scenarij 1. (2023. godina) Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti daje sljedeće rezultate: Tabela 10.1. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)

T1 220/110 kV; 150 MVA u Mostaru 4 T2 220/110 kV; 150 MVA u Mostaru 4 94,2

T2 220/110 kV; 150 MVA u Mostaru 4 T1 220/110 kV; 150 MVA u Mostaru 4 94,2

Pored navedenog u Tabeli 10.1. rezultati analiza pokazuju da se, prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6, javlja i opterećenje iznad 90% DV 110 kV Teslić – Jelah ili DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV. U slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH. 10.2. Scenarij 2. Izvoz 1300 MW iz BiH prema:

− Italiji – 1000 MW (HVDC kabl iz Crne Gore – TS 400/x kV Lastva koja se uklapa na postojeći DV 400 kV Trebinje – Podgorica),

− Crnoj Gori – 120 MW, − Albaniji –180 MW. Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na sljedećoj slici:

79/122

Slika 10.2. Prekogranični tokovi – Scenarij 2. (2023. godina)

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Rezultati analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti pokazuju da se, prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6, javlja i opterećenje iznad 90% DV 110 kV Teslić – Jelah ili DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV. U slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH. 10.3. Scenarij 3. Izvoz 750 MW iz BiH prema:

− Hrvatskoj – 600 MW, − Srbiji – 90 MW, − Crnoj Gori – 60 MW. Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na slici 10.3..

Slika 10.3. Prekogranični tokovi – Scenarij 3. (2023. godina)

80/122

Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Rezultati analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti pokazuju da u slučaju kada je TS 400/110 kV na lokaciji Jelah nema opterećenja elemenata prenosne mreže većih od 90% dozvoljenog termičkog opterećenja. U slučaju kada je TS 400/110 kV na lokaciji TE Stanari javlja se opterećenje preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6. U slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH. 10.4. Scenarij 4. U ovom scenariju razmatran je EES BiH u uslovima loših hidroloških prilika, pri čemu je predviđeno (na osnovu IPRP) da BiH uvozi 167 MW. Za analize je korišten isti model susjednih sistema kao u scenarijima izvoza pri normaloj hidrologiji, dok je za područje BiH pojačan angažman TE, a smanjen angažman HE na osnovu angažmana koji je ostvaren 10.02.2012. godine kada je, zbog loših hidroloških uslova, BiH uvozila 320 MW. Prekogranični tokovi u ovako definisanom scenariju izvoza prikazani su na sljedećoj slici:

Slika 10.4. Prekogranični tokovi – Scenarij 4. (2023. godina) Za pretpostavljeno normalno uklopno stanje svi naponi u mreži su u dozvoljenim granicama i nema elemenata sistema opterećenih preko 80% vrijednosti termičkog opterećenja. Analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti daje sljedeće rezultate: Tabela 10.2. (n-1) kriterij sigurnosti – elementi sistema opterećeni preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja

Ispad grane Opterećenje grane Sn(%)

T1 220/110 kV; 150 MVA u TS Mostar 4 T2 220/110 kV; 150 MVA u TS Mostar 4 107,6

T2 220/110 kV; 150 MVA u TS Mostar 4 T1 220/110 kV; 150 MVA u TS Mostar 4 107,6

T1 400/110 kV; 300 MVA u TS Sarajevo 10

T 400/110 kV; 300 MVA u TS Sarajevo 20 94,7

81/122

Pored navedenog u Tabeli 10.2. rezultati analiza uz primjenu n-1 kriterija sigurnosti pokazuju da se u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV javlja opterećenje preko 90% dozvoljenog termičkog opterećenja: • DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I prilikom ispada 110 kV Banja Luka 1 – Banja

Luka 6/II, što se rješava povećanjem prenosne moći ovog dalekovoda, ili • DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina prilikom ispada DV 400 kV Stanari – Banja Luka 6. U

slučaju povećanja opterećenja DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina iznad 100% dozvoljenog termičkog opterećenja i njegovog ispada iz pogona nema dodatnih opterećenja elemenata prenosne mreže BiH.

Na osnovu provedenih analiza za sva četiri scenarija možemo zaključiti:

• u slučaju izvoza električne energije iz BiH zbog povećanog angažmana proizvodnih objekata pri ispadu DV 400 kV TE Stanari – Banja Luka 6 dolazi do povećanja opterećenja DV 110 kV Jelah – Teslić ili DV 110 kV Kotor Varoš – Ukrina u zavisnosti od lokacije TS 400/110 kV.

• u slučaju uvoza električne energije u BiH dolazi do pogoršanja prilika u mreži pri primjeni n-1 kriterija sigurnosti. Uvrštavanjem pojačanja prenosne mreže BiH, koja su predložena u Poglavlju 9.3.2. Suha hidrologija.

82/122

11. REKONSTRUKCIJE I PROŠIRENJA ELEMENATA PRENOSNOG SISTEMA Pored izgradnje novih elemenata prenosnog sistema, Plan obuhvata:

- zamjenu energetskog transformatora kao najskupljeg elementa postrojenja i sa najdužim vremenom isporuke,

- proširenja VN i SN postrojenja, - značajne rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja u transformatorskim stanicama, - značajne rekonstrukcije/sanacije dalekovoda. 11.1. Zamjena energetskih transformatora Obzirom da su energetski transformatori najskuplji element u transformatorskim stanicama to je njihova zamjena razmatrana odvojeno od zamjene ostale opreme. Odabir transformatora koji će u razmatranom planskom periodu biti zamijenjen, izvršen je na osnovu kriterija definisanih u Poglavlju 4. Pregled transformatora predloženih i odabranih za zamjenu, korištenih kriterija i potrebnih sredstava dat je u Prilogu 8. 11.2. Proširenja VN i SN postrojenja Proširenje VN postrojenja podrazumijeva:

- izgradnju novog DV polja radi potrebe priključenja novog dalekovoda kojim se obezbjeđuje bilo dvostrano napajanje TS 110/x kV, ukidanje antenske veze, priključenje nove 110/x kV ili priključenje novog korisnika na prenosnu mrežu. Pregled TS u kojima je u ovom Planskom periodu potrebno izgraditi novo DV polje sa dinamikom realizacije i potrebnim sredstvima dat je u Prilogu 8.

- ugradnju drugog transformatora sa pripadajućim poljima u TS 110/x kV predstavlja zadovoljenje kriterija (n-1) na granici prenosne i distributivne mreže na način kako je opisano u Poglavlju 4. U transformatorskim stanicama 400/x kV i 220/x kV potreba ugradnje drugog mrežnog transformatora je određena provjerom u odnosu na granične vrijednosti pogonskih veličina u prenosnoj mreži u normalnom režimu rada i uz primjenu (n-1) sigurnosnog kriterija. Pregled TS u kojima je u ovom planskom periodu planirana ugradnja drugog transformatora sa kriterijima koji opredjeljuju njihovu ugradnju i prioritete ugradnje, dinamikom realizacije i potrebnim sredstvima dat je u Prilogu 4.

11.3. Rekonstrukcije/sanacije Tokom eksploatacije objekti prenosnog sistema, odnosno njihova oprema stare, te svaki element ima svoj očekivani životni vijek. S obzirom da tokom procesa starenja oprema postepeno gubi svoje karakteristike, to se broj i trajanje kvarova povećava. Na ovaj način proces starenja opreme i postrojenja ima značajan uticaj na rad elektroenergetskog sistema. Nepouzdana i starija postrojenja mogu ugroziti rad cjelokupnog sistema.Takođe, zbog porasta nivoa struja kratkog spoja vremenom je potrebno zamjeniti dio opreme (ili postrojenja) čije nazivne karakteristike sa aspekta zadovoljenja očekivanih struja kratkog spoja nisu odgovarajuće.

83/122

11.3.1. Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja U 22 transformatorske stanice 110/x kV izgrađena su nekompletna dalekovodna polja. Zbog postizanja selektivnosti rada zaštita, a time i povećanja pouzdanosti i sigurnosti rada sistema u okviru rekonstrukcija TS, pored zamjene opreme, predviđeno je i kompletiranje svih takvih polja. Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja planirane su prema prijedlozima nadležnih operativnih područja. Tabela rekonstrukcija VN i SN postrojenja sa dinamikom i potrebnim sredstvima za realizaciju data je u Prilogu 8, a u Prilogu 4 je dat pregled nekompletnih polja. 11.3.2. Rekonstrukcije/sanacije DV Rekonstrukcije/sanacije dalekovoda planirane su prema:

• prijedlozima nadležnih operativnih područja, • rezultatima analiza tokova snaga i naponskih prilika za normalan režim rada i uz primjenu

(n-1) kriterija sigurnosti koji su ukazali na potrebu povećanja prenosne moći dalekovoda kako bi se otklonila uočena zagušenja u mreži,

• statistici kvarova i vremenu zastoja zbog kvarova. Tabela rekonstrukcija DV sa dinamikom i potrebnim sredstvima za realizaciju data je u Prilogu 8.

84/122

12. PREGLED NOVIH PRENOSNIH KAPACITETA, REKONSTRUKCIJA I PROŠIRENJA POSTOJEĆIH SA PROCJENOM POTREBNIH I RASPOLOŽIVIH SREDSTAVA

12.1. Procjena potrebnih sredstava Procjena potrebnih sredstava za investicije data je Tabelama 12.1. i 12.2.. Za ocjenu vrijednosti investicija korištene su jedinične cijene date u Prilogu 7. Iz navedenih tabela se vidi da, u skladu sa MK, Uvjetima za korištenje licence, zaključcima vanredne Skupštine akcionara/dioničara Kompanije održane 03.02.2012. godine, Odlukom Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH od 23.12.2013. godine, zaključcima UO Kompanije od 26.03.2014. godine i zaključkom Uprave Kompanije od 26.03.2014. godine, potrebna sredstva iznose 787,84 mil. KM, pri čemu je odnos ulaganja FBiH : RS = 58,89% : 41,11% (Tabela 12.1.).

Tabela 12.1. Procjena potrebnih sredstava za investicije za Dugoročni plan razvoja prenosne mreže za period 2014. – 2023. godina

F BiH RS F BiH RS Red. br. Projekat/Objekat

Ukupno (mil. KM) mil. KM %

I IZGRADNJA NOVIH OBJEKATA 224,37 128,40 95,97 57,23 42,77 II PROŠIRENJA TRANSFORMATORSKIH STANICA 61,50 35,37 26,13 57,51 42,49 III REKONSTRUKCIJA/SANACIJA 305,18 207,19 97,99 67,89 32,11 IV ZAMJENA TRANSFORMATORA 70,72 43,73 26,99 61,84 38,16 V INTERKONEKCIJE 126,07 49,28 76,79 39,09 60,91 Sredstva (I+II+III+IV+V) 787,84 463,97 323,87 58,89 41,11

Pojedinačni projekti sa vrijednošću investicije i dinamikom izgradnje dati su u Tabeli 12.2.

85/122

Tabela 12.2. Investicije po pojedinačnim projektima i dinamika izgradnje

Planirana godina puštanja pod napon (mil. KM) Red. br. Projekat/Objekat

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

I IZGRADNJA NOVIH OBJEKATA 23,46 32,08 93,16 48,19 9,34 0,00 5,44 6,11 6,59 0,00 224,37 I-1 Transformatorske stanice 17,99 16,73 62,51 33,24 4,09 0,00 5,29 4,56 0,00 0,00 144,41 1 TS 110/x kV Tuzla 3, 2x20 0,95 0,95 2 TS 110/x kV Bužim, 2x20 MVA 1,85 1,85 3 TS 110/x kV Laktaši 2, 2x20 MVA 4,94 4,94 4 TS 110/x kV Šipovo, 2x20 MVA 4,25 4,25 5 TS 110/x kV Stanari(2) 6,00 6,00 6 TS 110/x kV Kalesija, 2x20 MVA 4,70 4,70 7 TS 110/x kV Mostar 9, 2x20 MVA 3,53 3,53 8 TS 110/x kV Fojnica, 2x20 MVA 4,50 4,50 9 TS 110/x kV Žepče, 2x20 MVA 4,00 4,00

10 TS 110/35/10(20) kV Jelah 6,09 6,09 11 TS 110/x kV Banja Luka 9 sa priključnim DV 4,07 4,07 12 TS 110/x Čitluk 2, 2x20 MVA 4,90 4,90 13 TS 110/x kV Doboj Istok, 2x20 MVA 3,98 3,98 14 TS 110/x kV Gradiška 2, 2x20 MVA 4,81 4,81 15 TS 110/x kV Prnjavor 2, 2x20 MVA 5,19 5,19 16 TS 110/x kV Sarajevo 12, 2x40 MVA 9,10 9,10 17 TS 110/x kV Lukavac 2, 2x40 MVA 6,11 6,11 18 TS 110/x kV Ilijaš, 2x20 MVA 4,46 4,46 19 TS 400/110/x kV Sarajevo 10, 2x31,5 MVA 4,75 4,75 20 TS 110/x kV Kneževo, 2x20 MVA 3,35 3,35 21 TS 110/x kV Živinice, 2x20 MVA 5,70 5,70 22 TS 110/x kV Tušanj, 2x40 MVA 6,11 6,11 23 TS 110/x kV Prijedor 6, 2x20 MVA 4,09 4,09

86/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

24 TS 110/x kV Ljubuški 2, 2x20 MVA 5,29 5,29 25 TS 110/x kV Željuša, 2x20 MVA 5,70 5,70 26 TS 110/x kV Kostajnica, 2x20 MVA 4,09 4,09 27 TS 110/x kV Banja Luka 10 12,05 12,05 28 TS 110/x kV Zenica 5 5,29 5,29 29 TS 110/x kV Bijeljina 5 4,56 4,56 I-2 Dalekovodi 5,47 15,35 30,65 14,95 5,25 0,00 0,15 1,55 6,59 0,00 79,96

30 DV 110 kV Tuzla Centar - Lopare (ulaz - izlaz za TS Tuzla 3) 0,19 0,19

31 DV 110 kV Višegrad - Goražde 2 (ulaz-izlaz za RS Dub)(1) 0,04 0,04 32 DV 110 kV Kotor Varoš - Ukrina 4,37 4,37

33 DV 110 kV Laktaši - Nova Topola (ulaz - izlaz za TS Laktaši 2) 0,01 0,01

34 DV 110 kV Banja Luka 6 - Prijedor 2 (svođenje u TS Prijedor 1) 0,10 0,10

35 DV 110 kV Tomislavgrad - Livno 0,20 0,20 36 DV 110 kV Tomislavgrad - Rama 0,30 0,30 37 DV 110 kV HE Mostar - Mostar 1 0,40 0,40 38 DV 110 kV Zenica 1 - Žepče (ulaz-izlaz za HE Vranduk)(1) 0,23 0,23

39 DV 110 kV EVP Konjic - Hadžići (ulaz - izlaz za TS Pazarić) 0,15 0,15

40 DV 110 kV Gradačac - Brčko 2 (dionica Gradačac - antenska veza na DV 110 kV Gradačac - Derventa) 0,96 0,96

41 DV 110 kV Nevesinje - Gacko 6,20 6,20 42 DV 110 kV Nevesinje - Gacko (ulaz - izlaz za HE Ulog)(1) 4,77 4,77 43 DV 110 kV Gacko - RS Sastavci(1) 2,79 2,79 44 DV 2x220 kV Rama - Posušje - uvođenje u EES BiH 0,13 0,13

87/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

45 DV 110 kV Visoko-Fojnica 3,40 3,40 46 DV 110 kV Mostar 1 - Čapljina (svođenje u TS Mostar 9) 0,55 0,55 47 DV 110 kV Tuzla 5 - Zvornik (ulaz - izlaz za TS Kalesija) 0,13 0,13

48 DV 110 kV Ugljevik - Brčko 2 (dionica Ugljevik - Blagojevića Han) 2,95 2,95

49 DV 110 kV Zenica 1 – Zavidovići (ulaz – izlaz za TS Žepče) 0,55 0,55

50 DV 110 kV Banja Luka 5 - HE Bočac (dionica od KT na DV 110 kV HE Bočac – B. Luka 1 do TS B. Luka 5) 0,33 0,33

51 KV 110 kV Sarajevo 7 - Sarajevo 13 (ulaz - izlaz za TS Sarajevo 12) 0,40 0,40

52 DV 110 kV Kiseljak – Fojnica 3,14 3,14 53 DV 110 kV Doboj 1 – Teslić (ulaz – izlaz za TS Jelah) 0,16 0,16 54 DV 110 kV Jelah – Tešanj 0,78 0,78 55 DV 110 kV Čitluk – Ljubuški (ulaz – izlaz za TS Čitluk 2) 0,16 0,16

56 DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica (ulaz – izlaz za TS Doboj Istok) 0,05 0,05

57 DV 110 kV Banja Luka 6 – Gradiška (ulaz – izlaz za TS Gradiška 2) 0,10 0,10

58 DV 110 kV Prnjavor – Derventa (ulaz – izlaz za TS Prnjavor 2) 0,01 0,01

59 DV 110 kV Rama – G. Vakuf (Uskoplje) 2,60 2,60

60 DV 110 kV Srebrenica – Vlasenica (dionica Konjević Polje – Srebrenica) 2,96 2,96

61 DV 110 kV Tomislavgrad - Kupres 3,77 3,77

62 DV 400 kV Banja Luka 6 – Tuzla (ulaz - izlaz za TE Stanari)(1) 1,06 1,06

63 DV 110 kV Stanari – Ukrina (ulaz - izlaz za VP za TE Stanari)(1) 0,35 0,35

88/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

64 DV 110 kV Banja Luka 6 – Novi Grad (dionica od postojećeg DV 110 kV Banja Luka 6 - Sisak do Novog Grada)

3,91 3,91

65 DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac (ulaz - izlaz za TS Lukavac 2) 0,46 0,46

66 DV 110 kV Tuzla 4 - Đurđevik (ulaz - izlaz za TS Živinice) 0,41 0,41

67 DV 110 kV Kotor Varoš – Kneževo 2,64 2,64 68 DV 110 kV Kneževo – Šipovo 5,12 5,12 69 DV 110 kV Hak – Tušanj i KV Tušanj - Tuzla 3 6,17 6,17 70 DV 110 kV Banja Luka 6 – Sisak (1) (ulaz – izlaz za TS 0,12 0,12 71 DV 110 kV Cazin 1 - Cazin 2/ II 1,50 1,50 72 DV 110 kV Grude – Ljubuški 2 - Ljubuški 3,72 3,72 73 DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1 (ulaz - izlaz u TS

Ž 0,08 0,08

74 DV 110 kV Sarajevo 20 - Foča (3 km na DV Sarajevo 20 - Bogatići i dionica od 15 km Miljevina - Foča) 4,10 4,10

75 DV 400 kV Tuzla – TE Tuzla - blok 7(1) 3,19 3,19

76 DV 110 kV Goražde 1 – Foča (ulaz - izlaz za HE Ustikolina)(1) 0,13 0,13

77 DV 220 kV Mostar 3 – Trebinje/2 (ulaz - izlaz za HE Dabar)(1) 8,58 8,58

78 DV 110 kV B. Luka 6 - Novi Grad (ulaz - izlaz za TS Kostajnica) 1,15 1,15

79 DV 110 kV Banovići - Zavidovići 3,88 3,88 80 KV 110 kV B. Luka 2 - B. Luka 10 - B. Luka 3 3,36 3,36

81 DV 400 kV Sarajevo 10 – Tuzla (ulaz - izlaz za TE Kakanj - blok 8)(1) 12,74 12,74

89/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

82 DV 110 kV Zenica 2 - Busovača (ulaz – izlaz za TS Zenica 5) 0,15 0,15

83 DV 110 kV Bijeljina 3 - Bijeljina 5 1,55 1,55 84 DV 110 kV Vareš - Kladanj 6,59 6,59 II PROŠIRENJA TRANSFORMATORSKIH STANICA 7,15 12,64 9,04 5,58 4,60 1,29 7,68 2,56 3,86 7,10 61,5

II-1 Ugradnja drugog energetskog transformatora 5,41 9,53 5,24 2,54 3,81 1,29 7,68 2,56 3,10 2,79 43,95 85 TS 110/20 kV Prnjavor; 20 MVA 1,27 1,27 86 TS 110/35/10 kV Kiseljak; 20 MVA 1,40 1,40 87 TS 110/10/35 kV Teslić; 40 MVA 0,34 0,34 88 TS 110/20/10 kV Prijedor 3; 20 MVA 1,29 1,29 89 TS 110/35/10 kV Maglaj; 40 MVA 1,11 1,11 90 TS 110/35/10 kV Zvornik; 20 MVA 1,50 1,50 91 TS 110/20/10 kV Srbac; 20 MVA 1,27 1,27 92 TS 400/110/35 kV Ugljevik; 31,5 MVA; 1,29 1,29 93 TS 110/20/10 kV Busovača; 20 MVA 1,35 1,35 94 TS 110/20/10 kV Uskoplje; 20 MVA 1,27 1,27 95 TS 110/10 kV Neum; 20 MVA 1,27 1,27 96 TS 110/20/10 kV Ključ; 20 MVA 1,27 1,27 97 TS 110/10 kV Nevesinje; 20 MVA 1,27 1,27 98 TS 110/35/10 kV Bosanski Petrovac; 20 MVA 1,29 1,29 99 TS 110/10/35 kV Tešanj; 20 MVA 1,29 1,29

100 TS 110/35/10 kV Cazin 1; 40 MVA 1,29 1,29 101 TS 110/20/10 kV Nova Topola; 20 MVA 1,27 1,27 102 TS 110/35/10 kV Vlasenica; 20 MVA 1,29 1,29 103 TS 110/20/10 kV Bihać 2; 20 MVA 1,27 1,27 104 TS 110/10/35 kV Trebinje 1; 20 MVA 1,29 1,29

90/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

105 TS 110/35/10 kV Stolac; 20 MVA 1,29 1,29 106 TS 110/20/10 kV Cazin 2; 20 MVA 1,27 1,27 107 TS 110/20 kV Ukrina; 20 MVA 1,27 1,27 108 TS 110/35/10 kV Drvar; 20 MVA 1,29 1,29 109 TS 110/35/10 kV Vareš; 20 MVA 1,50 1,50 110 TS 110/20/10 kV Novi Grad; 20 MVA 1,27 1,27 111 TS 110/35/20 kV Zenica 4; 40 MVA 1,85 1,85 112 TS 110/10/35 kV Sokolac; 20 MVA 1,50 1,50 113 TS 110/35/10 kV Sarajevo 18; 31,5 MVA 1,60 1,60 114 TS 110/20 kV Banja Luka 5; 20 MVA 1,27 1,27 115 TS 110/20/10 kV Hadžići; 31,5 MVA 1,27 1,27 116 TS 110/35/10 kV Doboj 3; 20 MVA 1,29 1,29 117 TS 110/36,75/10,5 kV Janja; 20 MVA 1,29 1,29 118 TS 110/35/6 kV Hak 1,10 1,10 II-2 Ugradnja mrežnih transformatora 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,31 4,31 119 TS 400/220/110 kV Mostar 4 - ugradnja TR 220/110 kV 4,31 4,31 II-3 Izgradnja novog DV polja 1,74 3,11 3,80 3,04 0,79 0,00 0,00 0,00 0,76 0,00 13,24 120 TS 110/35/10 kV Ljubuški - Polje DV 110 kV Vrgorac 0,22 0,22 121 TS 110/20 kV Kotor Varoš - DV polje 110 kV Ukrina 0,38 0,38 122 TS 110/20 kV Ukrina - DV polje 110 kV Kotor Varoš 0,38 0,38 123 TS 110/35/6 kV Gacko - DV polje 110 kV RS Sastavci(1) 0,38 0,38 124 TS 110/35/10 kV Visoko - DV polje 110 kV Fojnica 0,38 0,38

125 TS 110/35/10 kV Zvornik - DV polje 110 kV Tuzla 5 (Kalesija) 0,40 0,40

126 TS 110/20/10 kV Mrkonjić Grad - DV polje 110 kV Šipovo 0,38 0,38

91/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

127 TS 110/20/10 kV Banja Luka 5 - DV polje 110 kV HE Bočac 0,39 0,39

128 TS 110/35/10 kV Foča - DV polje 110 kV Sarajevo 20 0,38 0,38

129 TS 400/220/110/35/10 kV Sarajevo 20 - DV polje 110 kV Foča 0,41 0,41

130 TS 110/20/10 kV Prijedor 1 - DV polje 110 kV Prijedor 2 0,38 0,38 131 TS 110/35/10 kV Pazarić - DV polje 110 kV Hadžići 0,38 0,38 132 TS 110/35/10 kV Pazarić - DV polje 110 kV EVP Konjic 0,38 0,38 133 TS 110/35/10 kV Kiseljak - DV polje 110 kV Fojnica 0,38 0,38 134 TS 110/35/6 kV Gacko - DV polje 110 kV Nevesinje 0,40 0,40 135 TS 110/10 kV Nevesinje - DV polje 110 kV Gacko 0,38 0,38 136 TS 110/20/10 kV Kupres - DV polje 110 kV Tomislavgrad 0,38 0,38

137 TS 110/20/10 kV G. Vakuf (Uskoplje) - DV polje 110 kV Rama 0,38 0,38

138 TS 110/35/10 Srebrenica - DV polje 110 kV Vlasenica 0,38 0,38 139 TS 220/110/35/10 kV Gradačac - DV polje 110 kV Brčko 2 0,40 0,40 140 TS 110/20/10 kV Novi Grad - DV polje 110 kV B.Luka 6 0,38 0,38 141 TS 110/35/6 kV Hak - KV polje 110 kV Tušanj 0,38 0,38 142 TS 110/20/10 kV Tuzla 3 - KV polje 110 kV Tušanj 0,38 0,38 143 TS 110/35/10 kV Cazin 1 - DV polje 110 kV Cazin 2/II 0,38 0,38 144 TS 110/20/10 kV Cazin 2 - DV polje 110 kV Cazin 1/II 0,38 0,38 145 TS 110/20 kV Kotor Varoš - DV polje 110 kV Kneževo 0,38 0,38 146 TS 110/20 kV Šipovo - DV polje 110 kV Kneževo 0,38 0,38 147 TS 110/35/10 kV Tešanj - DV polje 110 kV Jelah 0,38 0,38 148 TS 110/35/10 kV Ljubuški - DV polje 110 kV Ljubuški 2 0,38 0,38 149 TS 110/35/10 kV Grude - DV polje 110 kV Ljubuški 2 0,38 0,38 150 TS 400/220/110 kV Tuzla 4-DV polje za TE Tuzla blok 7(1) 1,20 1,20 151 TS 110/35/6 kV Banovići - DV polje 110 kV Zavidovići 0,38 0,38

92/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

152 TS 110/35/10 kV Zavidovići - DV polje 110 kV Banovići 0,38 0,38 153 TS 110/10 kV B. Luka 2 - KV polje 110 kV B. Luka 10 0,38 0,38 154 TS 110/20/10 kV B. Luka 3 - KV polje 110 kV B. Luka 10 0,38 0,38 155 TS 110/35/10 kV Kladanj - DV polje 110 kV Vareš 0,38 0,38 156 TS 110/35/10 kV Vareš - DV polje 110 kV Kladanj 0,38 0,38 III REKONSTRUKCIJA/SANACIJA 111,16 101,42 21,04 26,05 12,17 4,66 13,50 6,11 4,53 4,54 305,18

III-1 Rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja 72,57 43,16 13,54 18,49 10,58 1,56 13,45 3,52 2,27 2,83 181,97 157 RS 110 kV Mostar 1; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,20 1,20 158 EVP Blažuj; rekonstrukcija VN postrojenja 0,81 0,81 159 TS 110/35 kV Zenica 1; rekonstrukcija VN postrojenja 0,73 0,73

160 TS 110/35/10 kV Sarajevo 1; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,21 1,21

161 TS 110/35/10 kV Sarajevo 2; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,83 0,83

162 TS 110/20/10 kV Banja Luka 4; rekonstrukcija VN postrojenja 1,02 1,02

163 TS 110/20/10 kV Kozarska Dubica; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, kompletiranje DV 110 kV polja Prijedor 3 i B. Luka 6

3,16 3,16

164 TS 110/35/10 kV Tuzla Centar; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,60 2,00 3,60

165 TS 110/35 kV Zvornik;rekonstrukcija VN i SN postrojenja 2,48 2,48

166 TS 110/20/10 kV Mrkonjić Grad; rekonstrukcija VN postrojenja 0,74 0,74

167 TS 110/20/10 kV Prijedor 3; rekonstrukcija VN postrojenja i kompletiranje DV polja Dubica i Prijedor 2 1,02 1,02

168 TS 110/20 kV Laktaši; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, kompletiranje DV polja Banja Luka 8 2,41 2,41

93/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

169 TS 110/20/10 kV Prnjavor; rekonstrukcija VN postrojenja, kompletiranje DV polja Derventa i Ukrina 1,08 1,08

170 TS 110/10 kV Sarajevo 15; kompletiranje DV polja 110 kV Sarajevo 14 i Sarajevo 20 i izgradnja MP, rekonstrukcija SN

0,86 1,54 2,40

171 TS 110/35/10 Kladanj; kompletiranje DV polja 110 kV Đurđevik i rekonstrukcija VN postrojenja 0,16 0,77 0,93

172 TS 110/35/10 kV Lopare; rekonstrukcija VN postrojenja, kompletiranje DV polja 110 kV Ugljevik 0,38 1,46 1,84

173 TS 110/35/10 kV Sarajevo 18; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,20 1,00 2,20

174 TS 110/35/6 kV Tuzla 5; rekonstrukcija DV polja 110 kV Zvornik (Kalesija) i SN postrojenja 0,40 0,60 1,00

175 TS 110/35/10 kV Jablanica; kompletiranje DV polja 110 kV HE Jablanica, rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,50 1,08 1,58

176 TS 110/10 kV Sarajevo 14; rekonstrukcija MOP-a 110 kV i SN postrojenja 3,79 3,79

177 TS 110/35/20/10 kV Zenica 3; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,68 1,36 3,04

178 TS 110/20/10 kV Bugojno; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,80 1,02 1,82

179 TS 110/20/10 kV Novi Grad; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, kompletiranje DV 110 kV polja Prijedor 2 1,92 1,92

180 TS 110/10 kV Sarajevo 5; rekonstrukcija MOP-a 110 kV i SN postrojenja 3,57 3,57

181 TS 110/35/10 kV Busovača; rekonstrukcija SN postrojenja 1,88 1,88 182 TS 400/110 kV Sarajevo 10; rekonstrukcija VN 0,28 1,32 1,60

94/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

183 TS 110/20/10 kV Banja Luka 3- rekonstrukcija VN 1,50 1,50 184 TS 110/35 kV Lukavac; rekonstrukcija VN postrojenja 1,46 1,46 185 TS 110/35/10/6 kV Brod; rekonstrukcija VN i SN 2,80 2,80

186 TS 110/35/10 kV Derventa; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 5,16 5,16

187 TS 110/35/10 kV Konjic; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,70 1,70

188 TS 110/35/10 kV Bijeljina 1; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 2,20 2,20

189 TS 110/35/10 kV Srebrenik; rekonstrukcija VN postrojenja 1,52 1,52

190 TS 110/35/10 kV Mostar 2; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 2,15 2,15

191 TS 110/35/10 kV Teslić; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 3,00 3,00

192 TS 400/220/110 kV Tuzla; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 6,05 6,05

193 TS 110/35/10 kV Modriča; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,80 1,80

194 TS 110/35/10 kV Kiseljak; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, kompletiranje DV polja Sarajevo 10 0,50 0,37 1,17 2,04

195 TS 110/35/10 kV Pazarić; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,97 1,40 2,37

196 TS 110/35/10 kV Bileća; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,60 1,60

197 TS 110/35/10 kV Stolac; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,40 1,05 1,45

198 TS 110/35/10 kV Foča; kompletiranje DV polja 110 kV Goražde 1, rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,80 0,81 0,37 1,98

95/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

199 TS 110/20 kV Kotor Varoš; rekonstrukcija VN i SN postrojenja i kompletiranje DV 110 kV polja Čelinac 0,38 1,27 1,65

200 TS 110/10 kV Nevesinje; kompletiranje DV polja 110 kV Mostar 2, rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,60 0,38 0,75 1,73

201 TS 110/20/10 kV G. Vakuf (Uskoplje); kompletiranje DV polja 110 kV Bugojno, rekonstrukcija SN postrojenja 0,38 0,70 1,08

202 TS 110/35/10 kV Rama; kompletiranje DV polja 110 kV G.Vakuf (Uskoplje), rekonstrukcija SN postrojenja 0,38 1,25 1,63

203 TS 110/35/10 kV Doboj 2; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 2,32 2,32

204 TS 110/35/10 kV Pale; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,55 1,55

205 TS 110/35/10 kV Vareš; rekonstrukcija VN i SN 0,83 0,50 0,37 1,70

206 TS 110/35/10 kV Tešanj; kompletiranje DV polja 110 kV Maglaj 0,38 0,38

207 TS 110/35/20 kV Zenica 4; kompletiranje DV polja 110 kV Sjever i Jug, izgradnja MP, proširenje SN postrojenja 0,80 0,80 0,06 1,66

208 TS 110/35/10 kV Vlasenica; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,50 1,65 3,15

209 TS 110/20/10 kV Vitez; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,15 1,32 2,47

210 TS 110/35/6 kV Banovići; kompletiranje DV polja 110 kV Tuzla 0,38 0,38

211 TS 110/20 kV Ukrina; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,77 1,77

212 TS 110/10 kV Sarajevo 8; kompletiranje DV polja 110 kV Sarajevo 10/I i II, rekonstrukcija SN postrojenja 1,43 0,73 2,16

96/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

213 TS 400/110/35/6,3 kV Gacko - rekonstrukcija VN postrojenja 0,60 0,60

214 TS 400/220/110/35/10 kV Mostar 4 - rekonstrukcija VN postrojenja 0,15 0,15

215 TS 400/220/110/35 kV Trebinje- rekonstrukcija VN postrojenja 0,82 0,82

216 TS 400/220/110/35/10(20) kV Višegrad - rekonstrukcija VN (110 kV) i SN postrojenja 0,61 0,70 1,31

217 TS 220/110 kV Zenica 2 - rekonstrukcija VN postrojenja 0,76 0,76

218 TS 110/35/10(20) kV Banja Luka 1 - rekonstrukcija SN postrojenja 1,41 1,41

219 TS 110/35/10(20) kV Breza - proširenje SN postrojenja 0,74 0,74 220 TS 110/35/10/6 kV Cementara; proširenje SN postrojenja 0,78 0,78 221 TS 110/35/10 kV Čapljina - rekonstrukcija SN postrojenja 0,60 0,60 222 TS 110/10 kV Čitluk - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,45 0,70 1,15 223 TS 110/20 kV Donji Vakuf; rekonstrukcija SN postrojenja 0,88 0,88

224 TS 110/35/6 kV Đurđevik; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 3,60 3,60

225 EVP 110/25 kV Dobrinje; rekonstrukcija VN postrojenja 0,81 0,81 226 TS 110/35/10 kV Goražde 1; proširenje SN postrojenja 0,31 0,31 227 TS 110/20/10 kV Gradiška - rekonstrukcija SN postrojenja 1,33 1,33

228 TS 110/35/10 kV Grude - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,35 1,35

229 TS 110/35/10 kV Livno - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,70 1,35 2,05

230 TS 110/35/10 kV Ljubuški - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,37 1,37

231 TS 110/35/10 kV Mostar 5 - rekonstrukcija SN postrojenja 1,65 1,65

97/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

232 TS 110/35/10 kV Mostar 6 - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,50 1,50

233 TS 110/35/10 kV Mostar 7; kompletiranje DV polja Mostar 5 i Mostar 6, rekonstrukcija SN postrojenja 0,76 0,85 1,61

234 TS 110/35/10 kV Novi Travnik; rekonstrukcija SN postrojenja 0,51 0,51

235 TS 110/10 kV Neum - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,45 0,65 1,10 236 TS 110/35/6 kV HAK- rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,66 1,66

237 TS 110/35/10 kV Posušje - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,96 0,96

238 TS 110/20/10 kV Prijedor 1 - rekonstrukcija SN postrojenja 0,89 0,89

239 TS 110/10 kV Široki Brijeg - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,60 0,80 1,40

240 TS 110/35/10 kV Šamac; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,23 1,23

241 TS 110/10 kV Sarajevo 4; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,70 1,21 1,91

242 TS 110/10 kV Sarajevo 7; rekonstrukcija SN postrojenja 1,37 1,37 243 TS 110/10 kV Sarajevo 13 - rekonstrukcija SN postrojenja 1,44 1,44

244 TS 110/35/10 kV Sokolac; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,82 0,82

245 TS 110/20 kV Srbac - rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,49 1,49

246 TS 110/35/10 kV Tomislavgrad - rekonstrukcija VN postrojenja 0,45 0,45

247 TS 11035/10 kV Travnik 1; proširenje SN postrojenja 0,20 0,20 248 TS 110/20/10 Travnik 2; rekonstrukcija SN postrojenja 0,89 0,89

249 TS 110/35/10 kV Trebinje 1 -rekonstrukcija VN i SN postrojenja 2,00 2,00

98/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

250 TS 110/35/10 kV Visoko; rekonstrukcija i proširenje SN postrojenja 1,47 1,47

251 TS 110/20/6 kV Prijedor 5; rekonstrukcija VN postrojenja 1,51 1,51

252 TS 110/35/10 kV Jajce 1; rekonstrukcija VN i SN postrojenja i izgradnja nove komandno-pogonske zgrade 2,60 1,47 1,47

253 TS 110/35/10 kV Cazin 1; rekonstrukcija 110 kV i 35 kV postrojenja 1,99 2,60

254 TS 110/20/10 kV Sanski Most; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, sanacija kom.pogonske zgrade i platoa TS 1,66 1,99

255 TS 110/20/10 kV Bihać 2; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,77 1,77

256 TS 110/35/10 kV Drvar; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, sanacija građevinskih objekata 2,38 2,38

257 TS 110/20/10 kV Ključ; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,14 1,14

258 TS 110/35/10 kV Bos. Petrovac; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,85 0,85

259 TS 220/110/35/10 kV Bihać 1; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 2,74 2,74

260 TS 110/35/10 kV Velika Kladuša; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 1,76 1,76

261 TS 110/35/10 kV Bos. Krupa; rekonstrukcija VN i SN postrojenja 0,86 0,86

262 TS 110/20/10 kV Cazin 2; rekonstrukcija VN i SN postrojenja, kompletiranje DV polja Cazin 1 1,81 1,81

263 EVP (RP) 110/25 kV Kulen Vakuf; rekonstrukcija 110 kV postrojenja 0,54 0,54

264 TS 110/35/10 kV Vrnograč; rekonstrukcija 110 kV postrojenja 1,17 1,17

99/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

265 TS 110/35/10 kV Bos. Grahovo; rekonstrukcija 110 kV postrojenja 0,82 0,82

266 TS 110/35/10 kV Zavidovići; rekonstrukcija SN postrojenja 1,44 1,44

267 TS 35/10 kV Žepče; rekonstrukcija i proširenja SN postrojenja 0,89 0,89

268 RP 220 kV Kakanj; rekonstrukcija 220 kV postrojenja 1,20 1,20 III-2 Rekonstrukcije/sanacije dalekovoda 38,59 58,26 7,50 7,56 1,59 3,10 0,05 2,59 2,26 1,71 123,21 269 DV 110 kV Sarajevo 1 - Sarajevo 10 0,50 0,50 270 DV 110 kV Široki Brijeg – Grude (1955) 1,24 1,24 271 DV 220 kV Višegrad – Vardište (1994) 0,31 0,31 272 DV 110 kV Sarajevo 1 – Jablanica II i III (1955/57/97) 3,00 3,00 273 DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac I (1955/67) 0,82 0,82 274 DV 110 Travnik 1 – Zenica 1 (1955/71/2002) 1,00 1,00 275 DV 110 kV Mostar 4 – Široki Brijeg (1955/88/99) 1,26 1,26 276 DV 110 kV Doboj 1 – Doboj 2 (1956/75/80) 0,36 0,36 277 DV 110 kV Sarajevo 1 – Ilijaš (1957) 0,75 0,75 278 DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2 (1957) 0,46 0,46 279 DV 110 kV HE Bočac - HE Jajce (1957/81) 0,90 0,90 280 DV 220 kV Mostar 3 – Mostar 4 (1965/77) 0,37 0,37 281 DV 110 kV Donji Vakuf – Bugojno (1965/85/96) 0,82 0,82 282 DV 220 kV RP Kakanj – HE Salakovac (1965/2001) 7,50 7,50 283 DV 110 kV Sarajevo 20 – Sarajevo 13 (1970/86) 0,45 0,45 284 DV 400 kV Sarajevo 20 – Buk Bijela (1976) 1,86 1,86

285 DV 110 kV Tuzla Centar – Lopare (1956/77/88) - sanacija klizišta 0,06 0,06

286 DV 110 kV Lukavac – Gračanica (1955/76/86/98) 1,29 1,29 287 DV 110 kV Tuzla Centar – Tuzla 5 (1956/77/88) 0,09 0,09

100/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

288 DV 110 kV Lukavac – Srebrenik (1960) 0,28 0,28 289 DV 110 kV Visoko – Vareš (1979) 0,43 0,43 290 DV 110 kV Sarajevo 10 - Kiseljak 0,36 0,36 291 DV 110 kV Sarajevo 2 – Sarajevo 10 (1954) 0,81 0,81 292 DV 110 kV Hadžići – EVP Konjic (1954/70/81) 1,21 1,21 293 DV 110 kV EVP Dobrinje – TE Kakanj (1954/71) 0,50 0,50 294 DV 110 kV Zenica 1 – Željezara Sjever (1955/76/2005) 0,23 0,23 295 DV 110 kV Zenica 2 – Cementara Kakanj (1958/71/76) 1,06 1,06

296 DV 110 kV TS Cementara Kakanj – TE Kakanj (1958/71/76/2005) 0,30 0,30

297 DV 110 kV Goražde 1 – Pljevlja (1960) 1,90 1,90 298 DV 110 kV Jajce – Donji Vakuf (1965/85) 1,60 1,60 299 DV 220 kV RP Kakanj – RP Jablanica (1968) 4,20 4,20 300 DV 110 kV Grude – Imotski (1955) 4,00 4,00 301 DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 6 (1955/79/95) 0,54 0,54 302 DV 110 kV Tuzla 5 – Zvornik (1956/77/88) 3,00 3,00 303 DV 110 kV Bileća – Nikšić (CG) (1957) 0,41 0,41 304 DV 110 kV Mostar 2 – Stolac (1957/80) 0,56 0,56 305 DV 110 kV Bileća –Stolac (1957/80/2000) 2,51 2,51 306 DV 220 kV Mostar 4 – Zakučac (HR) (1958/65/77/2007) 2,86 2,86 307 DV 110 kV Mostar 1 –Čapljina (1960) 4,00 4,00 308 DV 110 kV Neum – Opuzen (HR) (1960/79/2006) 0,34 0,34 309 DV 110 kV Neum – Ston (HR) (1976) 0,42 0,42 310 DV 110 kV Čapljina – Opuzen (HR) (1960/2006) 0,39 0,39 311 DV 220 kV RP Mostar 3 – RP Trebinje/1 (1965) 5,60 5,60 312 DV 220 kV Trebinje – HE Perućica (1965) 1,95 1,95 313 DV 220 kV HE Salakovac – RP Mostar 3 (1965/80/2005) 2,00 2,00

101/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

314 DV 220 kV RP Trebinje – HE Trebinje 1 (1965/2002) 1,48 1,48 315 DV 220 kV RP Mostar 3 – RP Trebinje/2 (1967/2007) 5,60 5,60 316 DV 220 kV RP Mostar 3 – RP Jablanica (1968) 3,20 3,20 317 DV 110 kV Trebinje – Herceg Novi (CG) (1969) 1,85 1,85 318 DV 110 kV Bijeljina 3 – Brčko 2 (1972/88/2000) 2,28 2,28 319 DV 110 kV Mostar 5 – Mostar 7 (1979) 0,43 0,43 320 DV 110 kV Mostar 6 – Mostar 7 (1979) 1,60 1,60 321 DV 110 kV HE Jablanica – Mostar 1 (I/II) 4,14 4,14 322 DV 110 kV Srebrenik - Brčko 1 (2002) 0,37 0,37 323 DV 110 kV Vlasenica - Kladanj (2004) 0,27 0,27 324 DV 220 kV HE Rama – RP Jablanica I/II (1969) 1,38 1,38 325 DV 110 kV Bugojno – Uskoplje/Gornji Vakuf (1985) 0,37 0,37 326 DV 220 kV RP Kakanj – Tuzla (1962/77) 7,58 7,58 327 DV 110 kV Tuzla 4 - Banovići (1983) 0,20 0,20 328 DV110 kV Banja Luka 1 - Banja Luka 6/II (1957/80) 1,50 1,50 329 DV 110 kV Banja Luka 6 - Prijedor 2 (1962/71/08) 3,10 3,10 330 DV 110 kV Bosanska Krupa - Prijedor 2 (1968/78/98) 1,52 1,52 331 DV 110 kV EVP Konjic - Konjic (1954/70) 0,28 0,28 332 DV 110 kV Doboj 2 – Doboj 3 (Osječani) 0,84 0,84 333 DV 110 kV Zenica 1 – Zenica 2 (1958/71) 0,22 0,22 334 DV 110 kV RP Trebinje - Komolac (HR) (1969/2006) 0,69 0,69 335 DV 110 kV Bugojno – Kupres (1985) 0,38 0,38 336 DV 110 kV Zavidovići – Maglaj (1955/71) 0,61 0,61 337 DV 110 kV Modriča - Odžak (1982) 0,42 0,42 338 DV 110 kV Šamac - Odžak (1982) 0,34 0,34 339 DV 110 kV Doboj 1 – Gračanica (1955/76/86) 0,91 0,91 340 DV 110 kV Gračanica – Lukavac (1955/76/86/98) 0,00

102/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

341 DV 110 kV Željezara Sjever – Zenica 4 (1955/76/2001/05) 0,23 0,23 342 DV 2x110 kV Banja Luka 6 - Sisak 3,20 3,20 343 DV 220 kV RP Kakanj – TE Kakanj V (1971) 1,27 1,27 344 DV 220 kV TE Kakanj V – Zenica 2 (1971) 2,13 2,13 345 DV 220 kV Prijedor 2 - Kakanj (1969) 1,25 1,00 2,25 346 DV 220 kV Prijedor 2 - Mraclin (1966/68/77/04) 0,00 347 DV 220 kV Prijedor 2 - Međurić (1969) 0,00 348 DV 110 kV Maglaj – Doboj 1 (1955/71/97) 0,81 0,81 349 DV 220 kV RP Kakanj – TE Kakanj (trafo) (1962) 0,74 0,74 350 DV 110 kV TE Tuzla – Lukavac II (1972/2002) 0,85 0,85 351 DV 110 kV Zenica 4 - Željezara Jug (1955/76/01) 0,05 0,05 352 DV 110 kV Prijedor 2 - Sanski Most (1957/80/00) 0,00 353 DV 110 kV Zenica 2 - Zenica Jug (1976) 0,60 0,60 354 DV 110 kV Zenica 2 - Zenica Sjever (1976) 0,43 0,43 355 DV 220 kV Mostar 3 - Mostar 4 II (1976) 0,38 0,38 356 DV 110 kV Čitluk - Ljubuški (1976) 0,69 0,69 357 DV 110 kV Cazin 1 – Cazin 2/I 0,19 0,19 358 DV 110 kV Bos. Petrovac - Drvar 0,63 0,63 359 DV 110 kV Drvar - L. Dugo Polje 0,28 0,28 360 DV 110 kV L. Dugo Polje – Bos. Grahovo 0,48 0,48 361 DV 110 kV Prijedor 1 - Prijedor 2 (1971) 0,00 362 DV 110 kV Čapljina - Ljubuški (1977) 0,73 0,73

363 DV 110 kV Mostar 4 - HE Mostarsko Blato - Mostar 5 (1978/2010) 0,21 0,21

364 DV 110 kV Mostar 1 - Mostar 4 (1977) 0,50 0,50 365 DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I (1962/1980) 0,50 0,50

103/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

IV ZAMJENA TRANSFORMATORA 3,70 28,24 10,30 8,66 7,20 6,85 3,09 0,82 0,00 1,86 70,72 366 TS 220/110 kV Zenica 2 - Starost T1 220/110 kV (1968) 3,21 3,21

367 TS 400/110 kV Sarajevo 10 – Starost T2 400/110/31,5 kV, 300 MVA (1978) 4,79 4,79

368 TS 400/110/35/10 kV Banja Luka 6 - kvar T4, starost T1 400/110 kV, 300 MVA (1979) i analiza (n-1) 0,82 4,79 5,61

369 TS 110/10 kV Banja Luka 2 - Starost T1 i povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

370 TS 110/35/10 kV Novi Travnik - Starost transformatora T2 20 MVA (1956) i neodgovarajući prenosni odnos 0,82 0,82

371 TS 110/35/10 kV Tuzla Centar - Kvar T1 40 MVA (1982) 1,03 1,03

372 TS 110/10 kV Sarajevo 13 - Kvar T1 110/10/10 kV, 31,5 MVA (1982) i povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

373 TS 110/20/10 kV Prijedor 1 - Loše eksploatacione karakteristike T2 110/20/10 kV, 20 MVA (1984) i povećanje snage na 40 MVA

1,03 1,03

374 TS 110/35/10/6 kV Brod - Kvar T 110/10/6,3 kV, (1973) 0,82 0,82

375 TS 110/35/10 kV Bijeljina 1-Starost T1, povećanje snage T1 i T2 2,06 2,06

376 TS 110/35/10 kV Mostar 6 - Povećanje snage na 40 MVA, Zamjena T1 110/35/10 kV, 20 MVA (1995) i T2 110/35/10 kV, 20 MVA (1997)

2,06 2,06

377 TS 110/35/10 kV Mostar 7 - Povećanje snage na 40 MVA, Zamjena T1 110/35/10 kV, 20 MVA (1997) i T2 110/35/10 kV, 20 MVA (2004)

2,06 2,06

378 TS 110/35/10 kV Bijeljina 3 - Zamjena transformatora T1 110/35/10, 20 MVA i povećanje snage 40 MVA 1,03 1,03

379 TS 110/35/10 kV Mostar 2 - T2 110/10 kV, 20 MVA (1976), neodgovarajući prenosni odnos i povećanje snage 1,03 1,03

104/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

380 TS 110/35/10 kV Sarajevo 1 - Zamjena T2 i T3. Prelazak na 20 kV 1,64 1,64

381 TS 110/20/10 kV Banja Luka 3 - T2 110/20/10 kV, 20 MVA (1978), povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

382 TS 110/35/20/10 kV Zenica 3 - Starost i loše eksploatacione karakteristike T1 110/10(20)/10 kV, 20 MVA (1976) i povećanje snage na 40 MVA

1,03 1,03

383 TS 110/35 kV Lukavac - Starost T1 i T2 i povećanje snage na 40 MVA 2,06 2,06

384 TS 110/10 kV Sarajevo 7 - Starost T1 110/10/10 kV, 31,5 MVA (1977) i T2 110/10/10 kV, 31,5 MVA i povećanje snage na 40 MVA

2,06 2,06

385 TS 110/10 kV Sarajevo 5 - Starost T2 110/10/10 kV, 31,5 MVA (1977), loše eksploatacione karakteristike i povećanje snage na 40 MVA

1,03 1,03

386 TS 110/10 kV Sarajevo 14 - Starost T2 110/10 kV, 31,5 MVA (1976), loše eksploatacione karakteristike i povećanje snage na 40 MVA

1,03 1,03

387 TS 110/35/20/10 kV Jajce 1 - Starost T2 110/35/10 kV, 20 MVA (1978) i povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

388 TS 110/35/10 kV Brčko 2 - Starost T2 110/35/10 kV, 20 MVA (1972) i povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

389 TS 110/10 kV Široki Brijeg - Povećanje snage na 40 MVA T2 110/ 2x10/10 kV, 16 MVA (1979) 1,03 1,03

390 TS 110/35/10 kV Sarajevo 2 - Zamjena T2 110/35/10 kV, 63 MVA (1976) zbog loših eksploatacionih karakteristika transformatorom 31,5 MVA

0,93 0,93

391 TS 110/10 kV Sarajevo 15 - Starost i loše eksploatacione karakteristike T1 31,5 MVA (1977) i T2 31,5 MVA (1980) i povećanje snage na 40 MVA

2,06 2,06

105/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

392 TS 110/35 kV Zenica 1 - Starost transformatora T1 110/35 kV, 31,5 MVA, (1958) i loše eksploatacione karakteristike 0,93 0,93

393 TS 110/35/10 kV Šamac - Kvar transformatora T2 110/35/10 kV (1970) 0,82 0,82

394 TS 110/35/10 kV Goražde 1 - Starost i loše eksploatacione karakteristike T2 110/35 kV, 20 MVA (1970) 0,82 0,82

395 TS 110/35/10 kV Konjic - Starost transformatora T1 110/35 kV, 10 MVA (1956) i povećanje snage na 20 MVA 0,82 0,82

396 TS 110/35/10 kV Travnik 1 - Starost i loše eksploatacione karakteristike T1 110/35 kV, 20 MVA, (1963) i povećanje snage na 40 MVA

1,03 1,03

397 TS 110/35/10 Doboj 1 - Starost T2 110/35/6 kV, 20 MVA (1964) i povećanje snage na 40 MVA

1,03 1,03

398 TS 110/35/10 kV Derventa - Starost T2 110/35/10 kV, 20 MVA (1971) 0,82 0,82

399 TS 110/10 kV Sarajevo 4 - Starost i loše eksploatacione karakteristike T1 110/ 2x10/10 kV, 20 MVA, (1972) 0,82 0,82

400 RP Trebinje - Starost T5 110/35 kV, 20 MVA (1972) 0,82 0,82

401 TS 400/220/110/35/10 kV Višegrad - Starost T4 110/2x10/10 kV (1974) 0,82 0,82

402 TS 110/20/10 kV Kozarska Dubica - Starost T1 110/20/10 kV (1975) 0,82 0,82

403 TS 110/20/10 kV Bugojno - Starost T1 110/20/10 kV, 20 MVA (1975) 0,82 0,82

404 TS 110/35/10 kV Foča - Starost T1 110/10/35 kV, 20 MVA (1976) 0,82 0,82

405 TS 110/35/10 kV Pale - Loše ekspl. karakt. T1 (1977) 0,82 0,82

406 TS 110/35/6 kV Gacko - Starost T1 110/35/6 kV, 31,5 MVA (1977) 0,82 0,82

106/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

407 TS 110/35/10 kV Banja Luka 1 - Starost T1 110/10/35 kV, 40 MVA (1978) i T2 110/10/35 kV, 40 MVA (1979) 1,03 1,03

408 TS 110/20 kV Banja Luka 4 - Starost T1 110/20/10 kV, 20 MVA (1978) 0,82 0,82

409 TS 110/35/10 kV Bileća - Starost transformatora T1 110/2x10/35 kV, 10 MVA i povećanje snage na 20 MVA 0,82 0,82

410 TS 220/110/35/10 kV Gradačac - Starost T2 110/35/10 kV, 20 MVA (1980) i povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

411 TS 110/10 kV Sarajevo 8 - Loše eksploatacione karakteristike T1 110/10/10 kV, 31,5 MVA (1984) 0,93 0,93

412 TS 110/35/6,3 kV Đurđevik - Starost T1 110/35/6,3 kV (1983) 0,93 0,93

413 TS 110/35/6,3 kV Banovići - Starost T1 110/35/6,3 kV, 31,5 MVA (1983) 0,93 0,93

414 TS 110/35/10 kV Modriča - Povećanje snage T2 110/20/10 kV na 40 MVA 1,03 1,03

415 TS 110/35/10 kV Cementara - Starost T1 (1981) 0,93 0,93

416 TS 110/20/10 kV Vitez - Starost T1 i nemogućnost paralelnog rada sa T2 0,82 0,82

417 TS 110/20/10 kV Gračanica - Povećanje snage T1 na 31,5 MVA 0,93 0,93

418 TS 400/220/110/20/10 kV Sarajevo 20 - Povećanje snage T3 110/20/10 kV na 40 MVA 1,03 1,03

419 TS 110/35/10 kV Teslić - Starost T2 i povećanje snage na 40 MVA 1,03 1,03

420 TS 110/35/10 kV Visoko - Povećanje snage T1 i T2 na 40 MVA 2,06 2,06

107/122


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Ukupno (mil. KM)

V INTERKONEKCIJE(3) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 69,70 0,00 0,00 56,37 126,07 421 DV 400 kV Banja Luka - Lika 68,50 68,50 422 TS 400/110 kV B. Luka 6 - DV polje 400 kV Lika 1,20 1,20 423 DV 400 kV Tuzla - Đakovo 34,36 34,36 424 DV 2x400 kV Višegrad - Vardište (B.Bašta - Pljevlja) 14,12 14,12

425 TS 400/110/35/10 kV Višegrad - DV polja 400 kV B.Bašta i Pljevlja 1,20 1,20

426 DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) - Brezna 6,69 6,69 SREDSTVA (I+II+III+IV+V) (mil.KM) 145,47 174,38 133,54 88,48 33,31 12,80 99,41 15,60 14,98 69,87 787,84

Napomene: (1) – priključak novog Korisnika. Prikazana sredstva nisu uračunata u ukupnu sumu s obzirom da predstavljaju varijabilni dio naknade za priključak koji plaća Korisnik. (2) – Na osnovu zaključka UO Kompanije od 26.03.2014. godine izgradnja TS 110/x kV Stanari je uvrštena u Plan. (3) – Na osnovu zaključaka Uprave Kompanije od 26.03.2014. godine navedeni interkonektivni vodovi su uvršteni u Plan.

108/122

12.2. Procjena raspoloživih sredstava Raspoloživa vlastita sredstva za investiciono ulaganje u periodu 2014. – 2023. godina prikazana su u Tabeli 12.3.. U ovoj tabeli su prikazana i sredstva fiksnog dijela naknade za priključak koja se, prema Pravilniku o priključku, naplaćuju od korisnika koji se priključuju na prenosnu mrežu, a namijenjena su za učešće u finansiranju stvaranja tehničkih uslova u mreži za obezbjeđenje priključenja korisnika. Raspoloživa sredstva za investiranje od fiksnog dijela naknade za priključak izračunata su u skladu sa Pravilnikom o priključku: N=CxP, gdje je N jednokratni novčani iznos koji plaća Korisnik radi obezbjeđenja uslova za priključenje, C jedinična cijena priključne snage Korisnika (50 KM/kW, odobreno od strane DERK-a 10.04.2014. godine), a P odobrena instalisana snaga Korisnika. Prenesena sredstva zaključno sa 31.12.2013. po usvojenom Planu investicija iz 2007. godine obuhvataju ukupna sredstva za investicije u skladu sa Planom investicija za 2007. (maj 2007.), koja nisu utrošena do 31.12.2013. godine, te se prenose za realizaciju u periodu 2014. – 2023. godina. S obzirom da u periodu 2008. – 2013. godina, usljed blokade rada Kompanije, nije usvojen niti jedan plan investicija, sredstva slobodne amortizacije za navedene godine (od 2008. do 2013. godine) ostala su neutrošena. Sredstva slobodne amortizacije za svaku godinu ponaosob iz navedenog perioda definisana su u visini amortizacije ostvarene za navedenu godinu i otplate kredita, te umanjena za visinu ostvarene amortizacije donacija. Sredstva za 2008. godinu dodatno su umanjena sredstvima proisteklim iz primjene zlatnog bilansnog pravila na dan 28.02.2006. godine. Dobit za period 2007. – 2012. godina u ukupnom iznosu od 98.742.000 KM je raspoređena akcionarima, te ovaj dio dobiti nije planiran za reinvestiranje. Slobodna amortizacija za period 2014. – 2023. godina data je na osnovu planskih iznosa amortizacije i otplate kredita, umanjena za iznose amortizacije donacija za navedene godine. Za ove godine, očekivana dobit po godinama se procjenjuje na 5 mil. KM godišnje i koristiće se za reinvestiranje. Ukupna raspoloživa sredstva za investicije za period 2014. – 2023. godina obuhvataju:

- prenesena sredstva zaključno sa 31.12.2013. po usvojenom Planu investicija za 2007. (maj 2007.),

- raspoloživa sredstva iz 2008. godine (sa uključenom amortizacijom donacija i primjenom zlatnog bilansnog pravila na dan 28.06.2006.),

- raspoloživa sredstva iz 2009. – 2013. godine (sa uključenom amortizacijom donacija), - raspoloživa sredstva iz 2014. – 2023. godine (planska sredstva sa uključenom

amortizacijom donacija), - procjenjena očekivana dobit za period 2014. – 2023. godina, - iznos fiksnog dijela naknade za priključak.

Na osnovu prethodno navedenog, ukupna vlastita raspoloživa sredstva za investiranje u periodu 2014. – 2023. iznose 736,44 mil. KM.

109/122

Tabela 12.3. Raspoloživa vlastita sredstva za investiciono ulaganje u periodu 2014. – 2023. godina

Naziv objekta Iznos (KM)

1 2 3 4 5 7 (3-6) 8

1

2007* 37.156.553 9.599.969 0 37.156.553 37.156.553 (prenesena neutrošena sredstva zaključno sa 31.12.2013. od usvojenog Plana investicija za 2007.godinu

2

2008 34.514.610 19.130.743 -5.715.913 28.798.697 -4.280.564 -1.435.349=-5.715.913 (amortizacija donacija+ zlatno bilansno pravilo na dan 28.02.2006.)

3 2009 40.194.882 23.511.946 -3.482.055 36.712.827 -3.482.055 (amortizacija donacija)




7 2013** 31.047.659 -2.566.750 28.480.909 -2.566.750 (amortizacija donacija)

82014 35.115.335 5.000.000 -2.860.510 MHE Dub i MHE

Ustiprača815.000 38.999.825

-2.860.510 (amortizacija donacija)HE Vranduk 930.000

9 2015 35.988.903 5.000.000 -2.448.877 MHE na Sutjesci 957.500 39.497.526 -2.448.877 (amortizacija donacija)

10 2016 39.854.121 5.000.000 -2.344.758 HE Ulog 1.722.000 68.051.363 -2.344.758 (amortizacija donacija)TE Stanari 15.000.000HE Dabar 8.820.000


12 2018 37.501.413 5.000.000 -2.331.949 HE Ustikolina 3.270.000 65.939.464 -2.331.949 (amortizacija donacija)TE Tuzla, blok 7 22.500.000

13 2019 39.734.943 5.000.000 -2.329.460 TE Kakanj, blok 8 15.000.000 57.405.483 -2.329.460 (amortizacija donacija)





Ukupno 661.684.028 148.742.203 -44.258.526 736.440.002Napomena: *Plan investicija za 2007 koji je usvojen od strane Upravnog odbora Kompanije

**Sredstva u 2013. godini se odnose na ostvarenje amortizacije, kredita i amortizacije donacija ***Sredstva za 2014, 2015 i 2016. godinu predstavljaju planske stavke. **** neto dobit za period 2007 - 2013 nije planirana za reinvestiranje

Ukupno NapomenaFiksni dio naknade za

6

Red.br Godina Slobodna

amortizacija Dobit**** Korekcija

110/122

13. PRORAČUN STRUJA KRATKIH SPOJEVA Poznavanje struja kratkog spoja je neophodan podatak, kako kod projektovanja novih mreža i elektroenergetskih objekata, tako i kod praćenja rada ili proširenja postojećih EES. Proračuni struja kratkog spoja, kako za aktuelna, tako i za perspektivna stanja izgrađenosti EES, služe za provjeru parametara opreme i uređaja u pogonu, provjeru uzemljenja u visokonaponskim postrojenjima, ispitivanje i podešavanje zaštita, odabir opreme i uređaja u visokonaponskim postrojenjima, proračune uzemljivača i uticaja elektroenergetskih objekata na metalne konstrukcije, telekomunikacione vodove, itd. Proračuni maksimalnih struja tropolnog kratkog spoja za Plan urađeni su u uslovima maksimuma sistema u 2023. godini, pri angažmanu svih proizvodnih jedinica na mreži Elektroprenosa BiH. Predviđeno angažovanje izvora za režim maksimalnog opterećenja modelovano je u skladu sa bilansom snaga i energija koji je za 2023. godinu predvidio IPRP. Proračuni struja kratkog spoja izvršeni su na modelu koji uključuje elektroenergetske sisteme: Albanije, Bosne i Hercegovine, Bugarske, Crne Gore, Grčke, Hrvatske, Mađarske, Makedonije, Rumunije, Slovenije, Srbije i Turske. Ovaj model je napravljen u okviru radne grupe SECI za perspektivno stanje mreža navedenih zemalja za 2020. godinu. Model navedenih zemalja se bazira na detaljnom modelovanju elemenata sistema 110 kV, odnosno 150 kV, 220 kV i 400 kV sa generatorima modelovanim na generatorskom naponu i pripadajućim blok transformatorima. Na ovaj način je uzet u obzir uticaj susjednih mreža na veličinu struja kratkog spoja u EES BiH. U ovaj model uneseni su objekti prenosne mreže BiH sa pripadajućim podacima, koji su obuhvaćeni Planom, te je na taj način izvršen proračun za perspektivno stanje prenosne mreže EES BiH u 2023. godini. Proračunima su obuhvaćeni tropolni kratki spojevi u subtranzijentnom režimu kratkog spoja. U pogledu režima rada i konfiguracije mreže, proračuni su urađeni uvažavajući sljedeće činjenice:

- angažovanje izvora je u skladu sa IPRP, - svi vodovi su u pogonu, - neutralne tačke svih autotransformatora (400/220 kV, 400/110 kV i 220/110 kV) su

direktno uzemljene, odnosno u svakom postrojenju obavezno je uzemljena jedna neutralna tačka transformatora 110/x kV,

- u elektranama se uzemljava neutralna tačka blok tansformatora najveće generatorske jedinice ili one jedinice koja je najčešće u pogonu. Ukoliko u postrojenju postoji i mrežni transformator, uzemljava se i neutralna tačka mrežnog transformatora,

- prelazni otpor uzemljenja i otpor rasprostiranja uzemljivača je jednak nuli. U Tabeli 13. date su vrijednosti struja neistovremenih tropolnih kratkih spojeva na sabirnicama 400 kV, 220 kV i 110 kV u EES BiH na kraju planskog perioda. Na osnovu provedenih proračuna može se uočiti da povećanje struja tropolnog kratkog spoja u čvorištima na kraju planskog perioda neće premašiti vrijednosti za koje je oprema dimenzionisana, te se ne očekuje povećanje vrijednosti investicija uzrokovano zamjenom opreme čije karakteristike ne zadovoljavaju sa aspekta očekivanih vrijednosti struja kratkih spojeva u mreži.

111/122

Tabela 13. Struje neistovremenih tropolnih kratkih spojeva na sabirnicama 400, 220 i 110 kV EES BiH za 2023. godinu

Red.br. Naziv objekta TS/RP Nazivni napon sabirnica (kV)

Struja tropolnog k.s. Ik3F(kA)

1 Tuzla 400 21,32 2 Ugljevik 400 18,84 3 TE Tuzla 400 18,78 4 Mostar 4 400 15,21 5 TE Kakanj 400 14,14 6 Sarajevo 10 400 13,83 7 TE Stanari 400 11,60 8 TE Gacko 400 11,26 9 RP Trebinje 400 11,02

10 Sarajevo 20 400 10,32 11 Banja Luka 6 400 9,60 12 Višegrad 400 7,98 13 HE Višegrad 400 7,75 14 Mostar 4 220 25,07 15 Mostar 3 220 24,54 16 EAL 220 23,23 17 Tuzla 220 23,06 18 TE Tuzla 220 21,00 19 Tuzla G6 220 17,55 20 RP Trebinje 220 17,18 21 RP Kakanj 220 15,55 22 RP Jablanica 220 15,36 23 HE Čapljina 220 14,83 24 TE Kakanj 220 12,50 25 Prijedor 2 220 12,21 26 Zenica 2 220 11,98 27 HE Rama 220 11,85 28 HE Salakovac 220 11,59 29 HE Grabovica 220 11,15 30 HE Trebinje 220 9,72 31 Gradačac 220 8,78 32 HE Dabar 220 8,53 33 Sarajevo 20 220 8,38 34 Višegrad 220 8,00 35 Jajce 2 220 7,03 36 Bihać 1 220 4,26 37 Sarajevo 10 110 29,56 38 Sarajevo 20 110 27,02 39 Sarajevo 7 110 26,87 40 Ugljevik 110 26,79 41 Sarajevo 12 110 26,29

112/122



42 Sarajevo 14 110 26,11 43 Sarajevo 13 110 25,99 44 Mostar 4 110 25,47 45 Sarajevo 11 110 25,34 46 Sarajevo 5 110 25,04 47 Sarajevo 2 110 24,28 48 Sarajevo 1 110 23,56 49 Tuzla 110 22,53 50 Sarajevo 15 110 22,29 51 Banja Luka 6 110 22,03 52 Sarajevo 4 110 21,97 53 Jelah 110 21,86 54 TE Kakanj 110 21,52 55 HE M. Blato 110 21,19 56 HAK 110 20,46 57 TE Tuzla 110 20,46 58 EVP Blažuj 110 20,20 59 Sarajevo 8 110 19,64 60 Mostar 5 110 18,98 61 Mostar 1 110 18,87 62 Zenica 2 110 18,51 63 Tuzla Centar 110 18,02 64 Sarajevo 18 110 17,41 65 HE Mostar 110 17,37 66 Doboj 1 110 17,28 67 Banja Luka 1 110 16,63 68 Tuzla 3 110 16,43 69 Mostar 7 110 16,38 70 Zenica 1 110 16,33 71 Cementara 110 16,25 72 Mostar 6 110 16,16 73 Tušanj 110 15,87 74 HE Jablanica 110 15,84 75 EVP Dobrinje 110 15,68 76 Tuzla 5 110 15,54 77 Zenica 3 110 15,45 78 Jablanica 110 15,41 79 Prijedor 2 110 15,37 80 Sjever 110 15,20 81 Tešanj 110 14,79 82 Banja Luka 2 110 14,78 83 RP Trebinje 110 14,58 84 Banja Luka 10 110 14,47

113/122



85 Banja Luka 3 110 14,33 86 Visoko 110 14,02 87 Jajce 2 110 13,95 88 Lukavac 110 13,85 89 Brčko 1 110 13,82 90 Prijedor 1 110 13,64 91 Jajce 1 110 13,49 92 Brčko 2 110 13,45 93 Mostar 2 110 13,15 94 Banja Luka 4 110 13,13 95 Zenica 4 110 13,04 96 HE Jajce 1 110 13,04 97 Hadžići 110 12,96 98 Banja Luka 7 110 12,83 99 Jug 110 12,81 100 Doboj 2 110 12,73 101 Lukavac 2 110 12,58 102 HE Bočac 110 12,44 103 Željuša 110 12,41 104 Zenica 5 110 12,41 105 Celuloza 110 12,34 106 Maglaj 110 12,30 107 Zvornik 110 12,14 108 Lopare 110 12,07 109 Banja Luka 9 110 12,05 110 Višegrad 110 12,01 111 Banja Luka 5 110 12,01 112 Ilijaš 110 11,91 113 Čitluk 110 11,70 114 Grude 110 11,46 115 Živinice 110 11,43 116 Banja Luka 8 110 11,00 117 Čitluk 2 110 10,79 118 Derventa 110 10,74 119 Gradačac 110 10,67 120 HE Vranduk 110 10,60 121 Doboj istok 110 10,54 122 Široki Brijeg 110 10,52 123 Glinica 110 10,47 124 Ljubuški 110 10,46 125 Breza 110 10,27 126 Zavidovići 110 10,24 127 Doboj 3 110 9,89

114/122



128 Bijeljina 2 110 9,77 129 Pazarić 110 9,73 130 Prijedor 5 110 9,65 131 Bugojno 110 9,55 132 Bijeljina 1 110 9,43 133 Mrkonjić Grad 110 9,42 134 Trebinje 110 9,39 135 Ljubuški 2 110 9,38 136 Banovići 110 9,36 137 Đurđevik 110 9,34 138 Busovača 110 9,31 139 Prijedor 3 110 9,22 140 Gračanica 110 9,20 141 Kalesija 110 9,04 142 Donji Vakuf 110 8,93 143 Teslić 110 8,79 144 Čapljina 110 8,77 145 Čelinac 110 8,62 146 Rama 110 8,62 147 Bijeljina 3 110 8,52 148 Kiseljak 110 8,38 149 Konjic 110 8,35 150 HE Mlini 110 8,30 151 Žepče 110 8,16 152 Mostar 9 110 8,13 153 Travnik 1 110 8,03 154 Laktaši 1 110 8,00 155 Tomislavgrad 110 7,93 156 EVP Konjic 110 7,91 157 Srebrenik 110 7,84 158 B. Brod 110 7,79 159 RS Dub 110 7,75 160 Fojnica 110 7,66 161 Goražde 1 110 7,60 162 Kotor Varoš 110 7,58 163 Laktaši 2 110 7,56 164 Janja 110 7,53 165 Goražde 2 110 7,52 166 Travnik 2 110 7,52 167 Pale 110 7,51 168 Vitez 110 7,42 169 Modriča 110 7,35 170 N.Topola 110 7,34

115/122



171 Gornji Vakuf 110 7,28 172 Ukrina 110 7,27 173 EVP Kulen Vakuf 110 7,11 174 B.Blato 110 7,09 175 Kladanj 110 7,03 176 Gradiška 2 110 7,00 177 N.Travnik 110 6,95 178 Vareš 110 6,92 179 Bihać 1 110 6,89 180 HE Ustikolina 110 6,68 181 Stanari 110 6,68 182 TE Stanari 110 6,66 183 Kupres 110 6,64 184 Gradiška 110 6,56 185 Odžak 110 6,53 186 Rogatica 110 6,33 187 Livno 110 6,33 188 Bihać 2 110 6,29 189 Šamac 110 6,16 190 Prnjavor 110 6,16 191 Prnjavor 2 110 6,14 192 Posušje 110 5,98 193 Srbac 110 5,96 194 Bileća 110 5,88 195 Sokolac 110 5,87 196 Sanski Most 110 5,82 197 Šipovo 110 5,61 198 Kneževo 110 5,48 199 B.Petrovac 110 5,45 200 Bijeljina 5 110 5,44 201 Nevesinje 110 5,33 202 Prijedor 6 110 5,25 203 Dubica 110 5,23 204 Neum 110 5,18 205 Foča 110 5,17 206 Novi Grad 110 5,08 207 B.Krupa 110 5,03 208 Vlasenica 110 4,93 209 Srebrenica 110 4,84 210 Stolac 110 4,82 211 Orašje 110 4,81 212 B.Grahovo 110 4,70 213 Cazin 1 110 4,46

116/122



214 Drvar 110 4,36 215 Kostajnica 110 4,30 216 Ključ 110 4,23 217 EVP Ličko D.Polje 110 4,18 218 HE Ulog 110 4,09 219 Gacko 110 3,94 220 Cazin 2 110 3,89 221 Bužim 110 3,71 222 V.Kladuša 110 3,51 223 Vrnograč 110 3,51 224 RS Sastavci 110 2,92

117/122

14. ZAKLJUČAK Sa ciljem da se kod izrade Plana ispoštuju odredbe MK i Uslova za korištenje licence, te uvaže Odluke Skupštine akcionara Elektroprenosa BiH od 03.02.2012. godine i 23.12.2013. godine, Zaključak UO i Zaključak Uprave Elektroprenosa BiH od 26.03.2014. godine, Plan je urađen na sljedeći način: 1. uvršteni su objekti prema Zaključku UO od 26.03.2014. godine:

• nova TS 110/x kV Stanari, 2. uvršteni su objekti prema Zaključku Uprave od 26.03.2014. godine:

• DV 400 kV Banja Luka – Lika, • DV 400 kV Tuzla – Đakovo, • DV 2x400 kV Višegrad – Vardište (Bajina Bašta – Pljevlja), • DV 400 kV Buk Bijela (Sarajevo 20) – Brezna

3. podaci o postojećim i novim proizvodnim objektima, o prognoziranoj potrošnji, te količine izvoza/uvoza električne energije u razmatranom planskom periodu preuzeti su iz IPRP (odobren od strane DERK-a u maju 2013. godine),

4. sagledana je potreba izgradnje, rekonstrukcije i proširenja prenosnog sistema uvažavajući tehničke kriterije planiranja razvoja prenosne mreže definisane MK i za normalnu i suhu hidrologiju, te su primjenom ekonomskog kriterija o minimiziranju troškova izabrana rješenja koja obezbjeđuju minimalne investicijske troškove,

5. iako su rezultati analiza ukazali na potrebu izgradnje nove TS 400/110 kV na širem području Doboja ova TS nije uvrštena u Plan jer je Uprava Kompanije na sjednici 26.03.2014. godine zaključila: „angažovaće se nezavisna stručna institucija koja će utvrditi najbolje rješenje za lokaciju transformacije 400/110 kV, sa osvrtom na Stanare, Jelah ili neku drugu lokaciju, uvažavajući tehno – ekonomske kriterije“.

Od novih proizvodnih objekata, u Plan su uključeni svi objekti bilansno uvršteni u IPRP: TE Stanari, TE Kakanj, TE Tuzla, HE Ulog, HE Ustikolina, HE Vranduk, HE Dabar, sistem mHE na Sutjesci i mHE Ustiprača i mHE Dub. Dinamika ulaska u pogon novih proizvodnih objekata i instalisane snage su preuzete iz IPRP, a način uklapanja ovih objekata u prenosnu mrežu je preuzet iz Elaborata. Uvažavajući kriterije definisane u Poglavlju 4. u Planu je predviđeno: - obezbjeđenje dvostranog napajanja za 16 radijalno napojenih TS 110/x kV, bilo

izgradnjom novog ili rekonstrukcijom postojećeg dalekovoda, - vraćanje u funkciju preostalih 12 ratom uništenih dalekovoda, - rješavanje postojećih krutih veza u mreži 110 kV u cilju povećanja pouzdanosti i

sigurnosti snabdijevanja potrošača. Radi se o 5 TS 110/x kV koje su u 110 kV mrežu uvezane „T“ spojem,

- kompletiranje nekompletnih dalekovodnih polja 110 kV u 22 TS 110/x kV, - ugradnja drugog energetskog transformatora u TS 110/x kV koje nemaju 100% rezervu

kroz distributivnu mrežu. Izuzetak čine TS B. Grahovo (max. opterećenje 1,72 MW), TS Donji Vakuf (max. opterećenje 4,39 MW, rezerva kroz distributivnu mrežu 96,6%) i TS Goražde 2 (max. opterećenje 2,35 MW, rezerva kroz distributivnu mrežu 42,6%). Planirana je ugradnja 35 transformatora 110/x kV,

- značajne rekonstrukcije dalekovoda i transformatorskih stanica uvažavajući stanje i starost opreme, eksploatacione karakteristike, stepen opterećenja kao i činjenicu o dugogodišnjem neulaganju,

118/122

- povećanja kapaciteta postojećih, odnosno izgradnje novih TS 110/x kV na osnovu podataka o registrovanim maksimalnim opterećenjima po pojedinim čvorištima (Elektroprenos BiH), prognoze opterećenja za postojeće i nove potrošače koje su elektroprivrede dostavile NOS-u za potrebe izrade IPRP, podacima koje su pojedine elektroprivrede dostavile Elektroprenosu za potrebe izrade ovog Plana, podataka iz eksploatacije o padovima napona i gubicima u distributivnoj mreži. Tako je od 57 novih TS 110/x prijavljenih za izgradnju odabrano 28, a po Zaključku UO od 26.03.2014. godine u Plan je uvrštena i TS 110/35/10 kV Stanari.

Sve analize u okviru Plana su provedene na način da su objekti koji su definisani odlukama UO i Uprave Kompanije uvršteni kao ulazni podaci u model prenosne mreže. Rezultati provedenih analiza pokazali su da je u planskom periodu potrebno izvršiti rekonstrukciju i izgradnju sljedećih objekata prenosne mreže: - rekonstrukcija DV 110 kV Mostar 1 – Mostar 2, DV 110 kV Mostar 2 – Stolac i DV 110

kV Mostar 1 – Čapljina, - izgradnja DV 110 kV Banovići – Zavidovići sa pripadajućim poljima, - izgradnja TS Banja Luka 10 i njeno uklapanje u prenosnu mrežu izgradnjom KV 110 kV

Banja Luka 2 – Banja Luka 10 i KV 110 kV Banja Luka 3 – Banja Luka 10 sa pripadajućim poljima,

- izgradnja TS 400/110 kV na širem području Doboja. Ova TS nije uvrštena u Plan u skladu sa Zaključkom Uprave Kompanije,

- ugradnja trećeg transformatora 220/110 kV, 150 MVA u TS Mostar 4, - rekonstrukcija DV 110 kV Banja Luka 1 – Banja Luka 6/I sa povećanjem prenosne moći. Rezultati analiza za režim minimalnih opterećenja su pokazali da u 2014. godini postoje problemi sa visokim naponima u EES BiH što se najviše oslikava u 400 kV mreži, a koji su uzrokovani malim opterećenjima u EES BiH, ali i neželjenim tokovima reaktivne energije iz susjednih sistema, te izbjegavanjem rada proizvodnih objekata u EES BiH u kapacitivnom režimu. Problem sa visokim naponima u EES BiH u 2014. godini nije moguće riješiti promjenom položaja regulacionih preklopki mrežnih transformatora i dovođenjem proizvodnih jedinica u poduzbuđen režim rada već je potrebno primijeniti isključenje podoptrećenih vodova koji proizvode reaktivnu energiju i interkonektivnih vodova kojima se reaktivna energija injektira u EES BiH, vodeći pri tome računa da se ne ugrozi stabilan rad EES BiH i susjednih sistema. Ovo je situacija koja je poznata u praksi. Problemi sa visokim naponima značajno se smanjuju u 2018. godini, a u 2023. godini nisu uočeni. Razlog za ovo je: povećanje potrošnje u režimu minimalnih opterećenja, ulazak u pogon novih proizvodnih objekata priključenih na 400 kV naponski nivo (TE Stanari, TE Tuzla blok 7, TE Kakanj blok 8 i prelazak bloka 7 u TE Kakanj na 400 kV) sa mogućnošću rada u kapacitivnom režimu. Autori Studije L[16], u okviru koje je analizirana problematika visokih napona u EES BiH predlažu da NOS BiH s Elektroprenosom BiH i DERK-om pokrene raspravu o načinu rješavanja problematike visokih napona u prenosnoj mreži, te da se odluči o načinu sanacije naponskih prilika izmedu dvije mjere predložene u L[1], odnosno kombinacijom tih mjera. Takođe, autori Studije L[16] smatraju da se problematika pojave visokih napona u prenosnoj mreži BiH može značajno ublažiti izgradnjom jednog kompenzacijskog postrojenja snage 150 Mvar na lokaciji TS Mostar 4 (priključak na 400 kV naponsku razinu), odnosno u potpunosti riješiti izgradnjom i drugog takvog postrojenja snage 100 Mvar na lokaciji TS Tuzla 4

119/122

(priključak na 400 kV ili 110 kV naponsku razinu), te da bi Elektroprenos BiH, na prijedlog NOS-a BiH te uz saglasnost DERK-a, trebao uvrstiti izgradnju tog postrojenja u plan razvoja prenosne mreže, a DERK bi trebao odobriti investiciju u kompenzacijsko postrojenje/postrojenja kroz povećanje tarife za prijenos. Na osnovu rezultata analiza zaključujemo da za analizirane scenarije izvoza iz BiH i uvoza u BiH planirana pojačanja prenosne mreže i planirani novi interkonektivni dalekovodi, uključujući pojačanja definisana prilikom analize scenarija sa suhom hidrologijom, daju zadovoljavajuće rezultate i da nema elemenata prenosne mreže u BiH opterećenih iznad opterećenja definisanih kroz kriterije planiranja. Rješenja predložena na osnovu analiza su uzela u obzir da se, gdje god je to bilo moguće, izvrši rekonstrukcija postojećih vodova s obzirom da je to rješenje ekonomski povoljnije i da je sve evidentniji problem obezbjeđenja trasa za nove dalekovode. Dinamika realizacije je data na način da je u Plan uvrštena godina u kojoj se očekuje puštanje u pogon određenog objekta uz procjenu sredstava neophodnih za njihovu realizaciju. Prenosna mreža planirana na ovaj način obezbjeđuje: - jednake uslove za već priključene korisnike i one koji će se priključiti na prenosnu mrežu.

To podrazumijeva ujednačene uslove vezane za stanje prenosne mreže po pitanju starosti i zanavljanja opreme, izgradnje novih objekata, pogonske spremnosti objekata, pouzdanosti i sigurnosti prenosa električne energije,

- zadovoljenje osnovnih zahtjeva koji se pred nju postavljaju u pogledu dugoročnog, sigurnog i pouzdanog prenosa električne energije.

Potrebna sredstva za realizaciju predloženih investicija za period 2014. – 2023. godina, u skladu sa MK, Uvjetima za korištenje licence, zaključcima vanredne Skupštine akcionara/dioničara Kompanije održane 03.02.2012. godine, zaključcima UO Kompanije od 26.03.2014. godine i zaključkom Uprave Kompanije od 26.03.2014. godine, iznose 787,84 mil. KM, pri čemu je odnos ulaganja FBiH : RS = 58,89% : 41,11% . Od toga: - izgradnja novih objekata iznosi 224,37 mil. KM

• nove TS: 144,41 mil. KM, • novi DV: 79,96 mil. KM.

- proširenja TS iznose 61,50 mil. KM

• ugradnja drugog energetskog transformatora: 43,95 mil. KM, • ugradnja mrežnih transformatora: 4,31 mil. KM, • izgradnja novog DV polja: 13,24 mil. KM.

- rekonstrukcije/sanacije iznose 305,18 mil. KM:

• rekonstrukcije/sanacije VN i SN postrojenja: 181,97 mil. KM, • rekonstrukcije/sanacije DV: 123,21 mil. KM.

- zamjene transformatora iznose 70,72 mil. KM. - interkonekcije: 126,07 mil. KM. Procjena vlastitih raspoloživih sredstava za investiranje u periodu 2014. – 2023. iznosi 736,44 mil. KM.

120/122

POPIS SKRAĆENICA

EES BiH Elektroenergetski sistem BiH

NOS BiH Nezavisni opterator sistema u BiH

DERK Državna regulatorna komisija za električnu energiju

UO Upravni odbor

MK Mrežni kodeks

Plan Dugoročni plan razvoja prenosne mreže 2014. – 2023. godina

IPRP Indikativni plan razvoja proizvodnje 2014. – 2023.

SECI Southeast European Cooperative Initiative

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity

TYNDP Ten Year Network Development Plan

PECI Projects of Energy Community Interest

TE Termoelektrana

HE Hidroelektrana

VE Vjetroelektrana

DC Dispečerski centar

DV Dalekovod

TS Transformatorska stanica

MOP Metalom oklopljeno postrojenje

VN Visokonaponsko

SN Srednjenaponsko

Elaborat Elaborat tehničkog rješenja priključka (u skladu sa Pravilnikom o priključku)

121/122

LITERATURA [1] Indikativni plan razvoja proizvodnje 2014. – 2023. [2] „Studija Energetskog Sektora u BiH za period 2005 – 2020 godina – Konačni izvještaj“,

konzorcij: Energetski Institut Hrvoje Požar, Hrvatska; Soluziona, Španjolska; Ekonomski Institut Banja Luka, BiH; Rudarski Institut Tuzla, BiH, mart 2008. godine

[3] „Integralna studija razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006 – 2010 godina sa projekcijom

na 2020. godinu“ – Institut za elektroprivredu i energetiku d.d. Zagreb, Zagreb, travanj 2007.

[4] „SECI Regional Electricity Interconnection Study – Draft Report“ – SECI

Interconnection Study Task Group October 31, 2002 [5] „Uncertainties in the SEE transmission network and evaluation of risk for future

infrastructure investments“ – Energy Institute Hrvoje Požar, Zagreb, Croatia; EKC, Belgrade, Serbia on behalf of SECI Project Group on Regional transmission system plannning with support from United States Agency for International Development, Washington, DC, USA; September, 2009

[6] „Metoda i kriteriji u revitalizaciji elektroenergetske prenosne mreže“ – doktorska

disertacija, Davor Bajs, Split 2007.

[7] Studija “Analiza integracije vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila”, Ecconomic consulting associates with EIHP, KPMG, ESG, decembar 2011. godine

[8] Elaborat „Priključenje bloka 7 TE Tuzla na EES Bosne i Hercegovine“,

Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., oktobar 2009. godine

[9] Elaborat „Tehničko rješenje priključka bloka 8 TE Kakanj na prenosnu mrežu 400 kV“, Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., oktobar 2009. godine

[10] Elaborat „Tehničko rješenje priključka HE Ulog na prenosnu mrežu 110 kV”,

Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., januar 2010. godine

[11] „Elaborat tehničkog rješenja priključka HE Ustikolina na prenosnu mrežu 110 kV”, Energoinvest, juni 2012. godine

[12] „Elaborat tehničkog rješenja priključka HE Vranduk na prenosnu mrežu 110 kV”,

Energoinvest, maj 2010. godine

[13] „Elaborat tehničkog rješenja priključka HE Dabar”, Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., juli 2012. godine

[14] Elaborat „Tehničko rješenje priključenja rasklopišta 20/110 kV Sastavci na prenosnu

mrežu”, Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., maj 2010. godine

[15] Elaborat „Tehničko rješenje priključenja rasklopišta 10/110 kV HE Dub na prenosnu mrežu”, Elektroenergetski koordinacioni centar Ltd., februar 2010. godine

[16] „Tehno – ekonomski aspekti regulacije napona kao pomoćne (sistemske) usluge –

identifikacija i sanacija nedozvoljenih napona na prenosnoj mreži“, Energetski institut Hrvoje Požar, srpanj 2012. godine

122/122

Documents

DUGOROČNI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE 2014. - 2023. … razvoja mreze/PRPM Knjiga I.pdf · NOS BiH. Zavisno od rezultata revizije, Dugoročni plan razvoja prenosne mreže će se