nos.pdf

KOMENTARI NOS BIH

Primjedbe tehnike prirode koje bi trebalo otkloniti u konanoj verziji obzirom da se radi o veoma detaljnom, vrijednom i vanom dokumentu:

1.1. Poglavlje 3. verifikacija modela nije korektno uraena, odnosno rekonstrukcija

modela ne odgovara realnim uslovima rada sistema. Ova se greka provlai praktino i u svim daljim proraunima tokova snaga i naponskih prilika.

Prihvaeno. Model korigiran prema informacijama primljenim iz NOS BiH i Elektroprijenos BiH.

1.2. Na slikama 6.2, 6.4 i 6.6 izostavljen je interkonektivni DV 220 kV Prijedor 2

Mraclin. Prihvaeno i korigirano. 1.3. U ''suhim'' i '' normalnim'' reimima generatori CHE apljina angaovani su sa 126

MW to je ispod tehnikog minimuma. Prihvaeno i korigirano. U suhoj hidrologiji CHE apljina van pogona, u normalnoj hidrologiji angairana 182 MW, u vlanoj hidrologiji 252 MW. 1.4. U veini reima elektrane na 400 kV naponu su nepotrebno u podpobudi pri emu su

naponi na 400 kV strani ispod nominalnih vrijednosti (isto se odnosi i na generatorske napona). Na primjer, slika P1.1. (TE Gacko 276 MW/-60 Mvar, napon 390,9 kV, HE Viegrad 94,5 MW/-22,3 Mvar, napon 394.7 kV), slika P.1.17. (TE Gacko 276 MW/ -60Mvar, napon 392,4kV, HE Viegrad 94,5 MW/-30 Mvar, napon 396,7 kV), slika P.1.29. (TE Gacko 276 MW/-60 Mvar, napon 389,3 kV, HE Viegrad 94,5 MW/-20,2 Mvar, napon 394,3 kV),.....

Prihvaeno i korigirano. 1.5. S druge strane, u nizu reima (slike P.1.55, P.1.57, P.1.59, P.1.61,...) proizvodnja

reaktivne snage TE Gacko G1 i TE Gacko G2 znaajno i nepotrebno prevazilazi potrebe sistema, pri emu je proizvodnja reaktivne snage na G2 na maksimalnoj vrijednosti (ukupno preko 350 Mvar) to rezultuje poveanjem napona iznad granine vrijednosti od 420 kV (423,3 do 427,3 kV). S tim u vezi upitne su i naponske razlike koje iznose vie od 10 kV izmeu vorita TE Gacko i Mostar 4, odnosno Trebinje.

Prihvaeno i korigirano. 1.6. U pojedinim reimima evidentna je nepotrebna neizbalansiranost angaovanja TE

Gacko i TE Ugljevik (slike P.1.13. i P.1.27. TE Gacko 300 MW, TE Ugljevik 180 MW, slika P.1.17. TE Gacko 276 MW, TE Ugljevik 300 MW,...).

Prihvaeno i korigirano. Elektrane unutar BiH angairane na modelu za potrebe BiH a ne pojedinih elektroprivreda ili entiteta. Angaman odreen prema rastuim marginalnim trokovima proizvodnje.

1.7. U reimima na slikama P.2.1. P.2.5. koji prikazuju tokove snaga na mrei 400 kV

BiH u konacnoj konfiguraciji 2020. godine u scenarijima s znaajnim izvozom elektricne energije, regulacija generatora TE Gacko nije korektno modelovana (G1 276 MW/122 Mvar, G2 314 MW/179 Mvar, G3 314 MW/0 Mvar). Kao i u primjedbi 8.4. upitne su i naponske razlike koje iznose vie od 10 kV izmeu vorita TE Gacko i Mostar 4, odnosno Trebinje.

Prihvaeno i korigirano. Angaman reaktivne snage svih blokova u Gackom ujednaen. 1.8. Isti komentar kao u taki 8.6. odnosi se i na slike P.3.1. P.3.5. s tim da u naslovu

stoji da je prikazana i mrea 220 kV, a nije, pa ili treba ispraviti naslov ili dodati odgovarajue eme, mada smatram da ih i ovako ima previe to nepotrebno opereuje naterijal. S druge strane nedostaju eme za 110 kV napon, za presjene godine.

Prihvaeno i korigirano. Sheme 110 kV mree dodane kod opisa nezadovoljenja n-1 kriterija. 1.9. Uobiajeno uklopno stanje transformatora 400/220 kV i 400/110 kV u EES BiH je

takvo da je uvijek u pogonu po jedan transformator. Inae, ovi transformatori mogu biti trajno ukljueni u paralelan rad, osim transformatora 400/110 kV Sarajevo 10 (samo kratkotrajno kod preklapanja, jedan transformator je sa regulacijom pod optereenjem drugi nije, razliiti naponi kratkog spoja).

Prihvaeno i korigirano. 1.10. Iz liste ''Dnevni izvjetaj za 29.12.2006. godine'' autori su mogli uoiti da je u pogonu

DV 110 kV Sarajevo 20 Sarajevo 15 a van pogona DV 110 kV Tuzla Centar Lopare (van pogona od polovine 2006. godine, oteen dio stubova zbog pojave klizita na trasi).

Prihvaeno i korigirano. 1.11. Strujni mjerni transformatori (SMT) na DV-ma 110 kV: TE Tuzla Lukavac I i TE

Tuzla Lukavac II su prenosnog odnosa 400/1 A to uz dozvoljeno preoptereenje SMT od 20% odreuje trajno dozvoljenu struju na ovim DV od 480 A, odnosno 91 MVA.

Prihvaeno i korigirano. 1.12. SMT na DV 110 kV Busovaa Zenica 2 su 600/1 A. Prihvaeno i korigirano. 1.13. Uvaavajui gore navedene primjedbe, oito je da izvjetaji za ire podruje Sarajeva

i Tuzle postaju upitni kako za normalno uklopno stanje tako i za (n-1) analize sigurnosti.

Prihvaeno i korigirano.

1.14. U modelu EES BiH, podruje Mostar (str.31) tok po DV 110 kV Grude Imotski je

25/4 MW/Mvar, to dovodi do 17% preoptereenja DV 110 kV Mostar 4 iroki Brijeg. Izmjerena vrijednost toka po DV 110 kV Grude Imotski je 13 MW i sa ovim tokom DV 110 kV Mostar 4 iroki Brijeg preoptereuje se 1%. Dakle, u situaciji kad ne radi HE Mlini neophodno je tok na DV 110 kV Grude Imotski ograniiti na 10 MW dok se ne zamjeni Cu 95 mm2 dionica na DV 110 kV Mostar 4 iroki Brijeg uetom AlFe 240/40 mm2.

Prihvaeno i korigirano. 1.15. Posljedica loe procjene vrne snage vorita Zenica Sjever u poglavlju 2 (21 MW,

realno 65 MW) je i loa procjena ovog vorita za period 2010. 2020. (Poglavlje 2, podpoglavlje 5.2.).

Prihvaeno i korigirano. Zenica Sjever modelirana s 80 MW u razdoblju 2010. 2020. 1.16. Obzirom na postojee SMT na DV-ma 110 kV: TE Tuzla Lukavac I i TE Tuzla

Lukavac II i njihove prenosne odnose 400/1 A, navedeni DV-i sigurno ne zadovoljavaju strujni kriterij (n-1). Zamjenu SMT na ovim dalekovodima treba staviti na spisak opreme za koju je potrebno obezbiojedti sredstva (Poglavlje 6, podpoglavlje 6.1.).

Prihvaeno i korigirano. 1.17. DV 110 kV Tuzla Centar Lopare je jako bitan za obezbijeenje kriterija (n-1) na

irem podruju Tuzle te omoguava elastinost u provoenju pogonskih manipulacija na ovom podruju. Dakle, sanaciju ovog DV svakako treba staviti na spisak opreme za sanaciju i za njega treba rezervisati sredstva. (Poglavlje 6, podpoglavlje 6.1.).


Primjedbe metodoloke prirode: 1.18. EES Bosne i Hercegovine se nalazi izmeu EES-a Hrvatske, Srbije i Crne Gore i

znaajna je interakcija izmeu ovih sistema, pogotovo kod velikih tranzita ili izvoza. Zbog toga bi trebalo navesti i sve planirane aktivnosti do 2020. godine u susjednim sistemima i njihovu kvantifikaciju, a koji mogu imati reperkusije na EES Bosne i Hercegovine (na primjer DV 2x400 kV Pecs - Ernestinovo, ukljuenje na 220 kV HE Zakuac sa sva 4 agregata, status 220 kV mree u regionu Dubrovnika i sl.).

Prihvaeno i korigirano. Dodan opis susjednih EES i planiranih investicija. Kvantifikacija pojedinih zahvata u susjednim mreama nije prikazana zbog nesigurnosti planiranih zahvata (npr. DV 2x220(400)kV Imotski(Zagvozd) Plat za koji nije sigurno da e se graditi) ili zato to takva analiza nije relevantna za planirane investicije unutar prijenosne mree BIH. Problematika je inae zanimljiva i bitna, no planirane konfiguracije prijenosne mree BIH prema ovoj studiji ne ovise o investicijama u susjednim sistemima.

1.19. Nedostaje komentar o tokovima snaga u Bosni i Hercegovini u reimima velikih

tranzita ili izvoza u sluaju neraspoloivosti (kriterij n-1) kljunih tranzitnih vodova u okruenju (na pr. Ernestinovo -Tumbri, Mladost Sremska Mitrovica, Podgorica Ribarevina i sl.).

Nije prihvaeno. Analiza ispada dalekovoda van BiH nije izvrena budui da je ocjenjeno kako ispadi DV van BiH nee utjecati na planirane investicije unutar BiH, odnosno n-1 analiza je izvrena samo za sistem BiH ukljuujui interkonekcije izmeu BiH i susjednih EES. 1.20. U tabeli 10.1. potrebno bi bilo, za sve navedene kandidate, navesti u koloni

''Prikljuak na mreu'' procjenu duine potrebnih DV za prikljuak i procjenu potrebnih sredstava. Ovo je posebno bitno za TE Bugojno za koju u ovom trenutku nema nikakve mrene infrastrukture, kako je inplicitno navedeno i u tabeli 10.1. Za TE Kakanj VI upitan je prijedlog Konsultanta za prikljuak na 220 kV mreu bez adekvatnih pojaanja, odnosno kompletne rekonfiguracije 400 kV mree, jer je ve i za TE Kakanj V izlaz uraen za napon 400 kV. Pored toga, u dokumentima ovakve vrste ne bi trebalo koristiti pojam ''nepoznato'', odnosno Konsultant bi trebao da sugerie i ukae na mogua rjeenja, kako sa apekta postojee mree, tako i potrebne izgradnje.

Prihvaeno i korigirano. 1.21. Potpuno je nejasna konstatacija na strani 164. (drugi pasus i tabela 10.5.). Da li se

radi o tamparskoj greci, odnosno zamjeni TS Sarajevo 10 i TS Sarajevo 20 jer u TS Sarajevo 10 nema 220 kV napona. Pored toga, izgradnjom HE Buk Bijela ni u TS Sarajevu 20 nee biti 220 kV napona.

Prihvaeno i korigirano. Greka u pisanju. 1.22. U kriterijima se ne navodi izbor broja transformatorskih jedinica u postrojenju, u

smislu zadovoljenja (n-1) koncepta sigurnosti i ne navodi se pri kojem optereenju TS treba planirati ugradnju drugog (sledeeg) transformatora kao uslov da se garantuje neprekidnost napajanja potroaa pri ispadu iz pogona jednog (od ukupno n transformatora).

Nije prihvaeno. Ti kriteriji su navedeni u modulu 5 to je unutar Module 4 naznaeno. 1.23. Da li su inputi (Ulazne postavke i elektroenergetske podloge) kompatibilni sa

rezultatima Modula 5 Distribucija elektrine energije. Oba modula usklaeni.

Komentar na zakljuke (numeracija prema Tablici 1. - Zakljuci) 1.24. Zakljuak br. 3. Smatramo da sigurnost relativno velikog podruja kao to je

sjeveroistona Bosna ne moe temeljiti samo na statusu 110 kV interkonektivnog dalekovoda Lenica Bijeljina 4 (Janja), te konstatacija o potrebi trajnog pogona tog voda je vrlo upitna.

Mrea je planirana s pretpostavkom da je taj vod trajno van pogona ali ne moe se zanemariti injenica da isti postoji te je navedeno da bi njegov trajni pogon mogao odgoditi pojedine investicije u mrei BIH. 1.25. Zakljuak br. 10. - dio koji se odnosi na izgradnju TS Stanari da li je racionalan

prijedlog Konsultanta za prikljuak TS Stanari 400/110 kV, snage 300 MVA na samo dva ve postojea 110 kV dalekovoda, a kasnije jo jedan do najblie TS 110 kV? TS 400/110 kV trebaju biti vorne stanice za iri region koji bi rasteretio postojee i ve znaajno optereene TS 220/110 kV u podruju Gradaca i Tuzle.

Prihvaeno i korigirano. U studiji ukljuen nain prikljuka TE Stanari kako je odreeno unutar Elektroprijenosa BiH, Operativno podruje B.Luka. 1.26. Zakljuak br 10. - dio koji se odnosi na ugradnju treeg transformatora 220/110 kV u

TS Mostar 4. - Smatramo da nije dovoljno argumentovan ovaj prijedlog, jer uopte nije razmatrani efekti izgradnje TS Posuje 400/110 kV, pogotovo nakon eventualne izgradnje TE Kongora.

Prihvaeno i korigirano. Nije planirana ugradnja treeg trafoa 150 MVA u Mostaru ve TS 220/110 kV CHE apljina. U tekstu naglaeno da eventualna izgradnja TE Kongora s transformacijom 400/110 kV odgaa potrebu formiranja TS 220/110 kV CHE apljina. 1.27. Zakljuak br 13. dio koji se odnosi na formiranje TS Posuje 220/110 kV - Kao i

za TS Stanari, potpuno je neracionalno prikljuivanje sabirnica 110 kV na postojea dva 110 kV dalekovoda, a u isto vrijeme proirivati TS Mostar 4 za trei transformator ime se, istina, smanjuje optereenje tih transformatora, ali ne i pripadajue 110 kV mree.

Prihvaeno i korigirano. TS Posuje iskljuena iz Plana, ukljuena TS 220/110 kV CHE apljina. Autor se naelno ne slae s primjedbom da se mrea 110 kV prikljuena na novu ili proirenu TS 220/110 kV mora odmah pojaavati jer moe ve u poetku biti dovoljne rezerve za prihvat snage koja se prenosi transformacijom 220/110 kV kao to je sluaj i s TS 400/220/110 kV Mostar 4 i TS 220/110 kV Posuje, a i TS 400/110 kV Stanari. Novi vodovi 110 kV mogu se graditi s nekolikogodinjim odmakom radi vee ekonomske racionalnosti. 1.28. Zakljuak br. 13. dio koji se odnosi na ugradnju treeg transformatora 220/110 kV,

snage 150 MVA u TS Zenica 2 Smatramo da ovaj prijedlog nije dovoljno argumentovan, pogotovo sa aspekta gaenja TE Kakanj G5 (110 kV) 2018. godine. Poznato je da ve sada, u reimima maksimalnih snaga i sluajevima loe hidrologije i manjeg angaovanja HE Jablanica, pri ispadu TE Kakanj G6 (110 kV) dolazi do graninog optrereenja, pa i preoptereenja transformatora 220/110 kV, 150 MVA pri TE Kakanj, pa ugradnja treeg transformatora u TS Zenica 2 nije adekvatno rjeenje.

Nije prihvaeno. Detaljne analize ukazuju na potrebu pojaanja TS 220/110 kV Zenica na kraju razmatranog razdoblja (2020.), a ne TS 220/110 kV Kakanj, radi velikog optereenja Mital Steela (konstantno 110 MW). To vrijedi ak i ako se agregat 5 TE Kakanj zamijeni agregatom Kakanj 8 prikljuenim na 220 kV mreu. Preko Zenice 2 napajaju se i ostali potroai poput TS epe, TS Zavidovii, TS Travnik.

1.29. Zakljuak br. 15. dio koji se odnosi na novi DV 400 kV Mostar 4 Konjsko

Smatramo da zakljuak i obrazloenje nisu korektni, jer mrea BiH u potpunosti moe odgovoriti transportu snage od 1000 MW za Italiju, a eventualna preoptereenja nastaju u mrei Hrvatske (preoptereenje DV 220 kV Zakuac Posuje) i vodovima 110 kV na podruju Hercegovine. Ovo upuuje na zakljuak da TS Konjsko nije adekvatna taka za eksport 1000 MW za Italiju i da je trebalo razmotriti i ostale varijante koje ne zahtjevaju izgradnju dodatnih dalekovoda (na pr. Mostar 4).

Nije prihvaeno. Ukljuena i dodatna analiza direktne veze Mostar 4 Italija iako autor smatra da ista nije realna radi velikih trokova istosmjernog HVDC kabela (jedinini troak 1 mil. Eura/km i nemogunosti pronalaenja podmorske trase trase s BiH strane Jadrana. Ideja HVDC kabela Konjsko Candia se zasniva na studiji izvodljivosti izmeu Terne i HEP-OPS koja je u izradi. U studiji naglaeno da BiH prijenosna mrea moe podrati tranzit 1000 MW za Italiju, pa ostaje otvoreno pitanje financiranja eventualne nove 400 kV veze Mostar Konjsko ukoliko se na kraju ipak gradi veza Konjsko Candia. Vod Mostar Konsjko (2) nije ukljuen u Plan investicija sadran u studiji. 1.30. Zakljuak br. 15. dio koji se odnosi na rekonstrukciju DV 110 kV Trebinje

Herceg Novi Ovaj vod, duine 33 km izgraen je 1969. godine sa vodiima AlFe 150/25 i njegova rekonstrukcija bi vjerovatno znaila izgradnju kompletnog novog DV na postojeoj trasi. Meutim, ovaj vod je preoptereen samo u sluaju izvoza za Crnu Goru, pa se postavlja pitanje da li je to dovoljan argument za novu investiciju? Kakav bi principijelno u budunosti trebao biti status 110 kV interkonektivnih vodova?

Prihvaeno. U zakljucima dodan zakljuak i preporuka o 110 kV meudravnim vodovima. Vod 110 kV Trebinje Herceg Novi je izrazito znaajan za Crnu Goru koja nema rijeeno sigurno napajanje svog primorskog dijela pa ovisi o toj vezi. Ostaje otvoreno pitanje financiranja revitalizacije takvih vodova (znaajnih samo za jednog TSO a na teritoriju drugog TSO). 1.31. Zato se u analizama tranzita nisu analizirale i 400 kV veze: Banja Luka 6 Biha

erjavinec (ili Tumbri) te Viergrad - Pljevlja kako bi se uvezale 400 kV radijalne veze Banja Luka Tuzla i Tuzla Viegrad? Razlog za ovo je izgradnja nove TE Stanari i planirano uklapanje na DV 400 kV Banja Luka 6 Tuzla te injenica da se ire podruje Bihaa radijalno napaja jednim DV 220 kV Biha Prijedor. Na ovaj nain bi se na irem regionalnom podruju paralelovala 400 kV veza Tumbri erjavinec Ernestinovo Sremska Mitrovica - .....ime bi se u perspektivi omoguio izvoz elektrine energije iz BiH u Albaniju i Grku.

Izvrena dodatna analiza koja ukljuuje te vodove. Analiza ne pokazuje opravdanost njihove izgradnje. 1.32. Usaglasiti opis skraenice DERK na ovoj strani kao i u cijelom materijalu sa opisom

iz poglavlja 16. Popis kratica. (strana 3). Prihvaeno i korigirano.

KOMENTARI ELEKTROPRIJENOS BIH


Prihvaeno i korigirano. TE Tuzla 3 visoko angairana na modelu, nije smanjivan njen angaman. PHE apljina van pogona u suhoj hidrologiji. Transformatori u Sarajevu 10 jedan u pogonu, drugi isklopljen.

Prihvaeno i korigirano. Uvrteni svi objekti iz Plana investicija za 2007. godinu osim TS Kalesija koja prema modulu 5 nije ukljuena u izgradnju.



Prihvaeno i korigirano. Sheme kod analize (n-1) ukljuene.

Prihvaeno i korigirano. Sheme kod analize (n-1) ukljuene.

Nove TS 110/x kV su odreene unutar Modula 5 prema potrebama distribucijske mree. Nove TS 110/x kV u razdoblju 2010. 2020. nisu uzete u obzir pri proraunima tokova snaga radi nepoznate raspodjele optereenja izmeu okolnih TS 110/x kV nakon ulaska u pogon novih TS i radi nedovoljnog vremena za usklaivanje ovakvih detalja izmeu modula 4 i 5. Nove TS 110/x kV ne utjeu na plan investicija prema Modulu 4 budui da je njihov utjecaj strogo lokalan i eventualno utjee na optereenja samo najbliskijih 110 kV vodova (prikljunih za promatranu TS). Ipak, postoji odreena mogunost greke ukoliko je potrebno pojaati ili revitalizirati pojedini vod 110 kV.

Prihvaeno i korigirano. VE Kamena ukljuena u analizu.


Prihvaeno i korigirano. Moduli 4 i 5 usklaeni.


Prihvaeno i korigirano. Navedena polja planirana za izgradnju.

Prihvaeno i korigirano. Uvrtene sve TS 110/x kV za dvostrano napajanje. Tehno-ekonomska analiza opravdanosti nije uinjena zbog nepoznatih podataka o mogunostima napajanja 35 kV mreom i raspoloivosti 35 kV vodova.




Prihvaeno i korigirano. Scenariji usklaeni.

Prihvaeno i korigirano. Uvrtena MOP polja s viom cijenom od obinih polja. .

Prihvaeno i korigirano. Uvrtena procjena sredstava za rekonstrukcije tih vodova.

Prihvaeno i korigirano. Umjesto Kongore analizirana TE Tuzla 7 (prema Elektroprivredi BiH mnogo realnija od TE Bugojno).

Prihvaeno i korigirano. Uvrtena dodatna analiza 400 kV mree.

Ti podaci koriteni samo za pregled u poglavlju 2. Namjera je bila koristiti ih za ekonomske analize, no DERK i Elektroprijenos BiH se nisu oitovali o predloenoj metodologiji tehno-ekonomskog planiranja niti o jedininoj cijeni neisporuene elektrine energije u BiH, pa predloena metodologija nije provedena radi toga to nije imala vrsto uporite u Mrenom kodeksu. U istom se spominje ekonomski kriterij ali se ne definiraju prihodi koji se promatraju izgradnjom pojedinog prijenosnog objekta (kao npr. uteda u oekivanim trokovima neisporuene elektrine energije). Primjena ekonomskih kriterija dovela bi do mnogo manjih potreba izgradnje mree pa Konzultant nije htio bez odobrenja nadlenih institucija u BiH nametati ekonomsku logiku planiranja (to inae smatramo nunim i u budue sigurno primjenjivanim sastavnim dijelom planiranja prijenosnih mrea).

Odgovor isti kao i na gornji komentar. Investicije u prijenosnu mreu opravdava samo puno via cijena neisporuene elektrine energije od one koritene kod planiranja izgradnje novih izvora, budui da se veina poremeaja dogaa u razdoblju visokih optereenja koja su kratkotrajna promatrajui cjelogodinje stanje, a raspoloivost vodova i transformatora je visoka pa je i oekivani troak neisporuene el. energije mali ukoliko je jedinini troak iste mali (za BIH oko 0.8 euro centi/kWh).

nos.pdf

Documents