УНИВЕРЗИТЕТ У БЕОГРАДУ

ЕЛЕКТРОТЕХНИЧКИ ФАКУЛТЕТ

МАСТЕР РАД

ПРОЦЕСИ ОПЕРАТИВНОГ ПЛАНИРАЊА И

МЕТОДОЛОГИЈЕ ПРОРАЧУНА ПРЕНОСНИХ

КАПАЦИТЕТА У ЈАВНОМ ПРЕДУЗЕЋУ

„ЕЛЕКТРОМРЕЖА СРБИЈЕ”

Ментор: Студент:

Проф. Др. Никола Рајаковић Стефан Тирнанић

Београд, 2015.

2

1. Процеси оперативног планирања у ЈП ЕМС

1.1 Израда модела и анализа сигурности преносног система

Јaвно предузеће Електромрежа Србије према ENTSO-E регулативи је дужно да израђује

24 DACF модела дневно (за сваки сат) за дан унапред (Д-1), с тим што се петком ради

за суботу, недељу и понедељак (Д-1, Д-2 и Д-3). Ови модели се смештају на DACF

сервер ЕМС-а и на сервер Swissgrid-а(сервер који се налази у Швајцарској и који

контролише источни део европског електроенергетског система).Модели се праве

помоћу официјалног софтверског алата TNA (TransmissionNetworkAnalyser). Овај

програмски пакет развили су инжењери ЕКЦ-а (у оквиру ЕМС-а) и DMS-a (из Новог

Сада). Поред тога раде се и анализе сигурности (N-1), такође применом истог

програмског алата. Овде ће бити обрађене одговорности и поступци организационих

јединица ЈП ЕМС на пословима израде модела преносног система и анализа

сигурности. Овим процесом обезбеђује се сигурност рада преносног система у складу

са Правилима о раду преносног система и ENTSO-E оперативним приручницима.

1.2 Поступак израдe модела преносног система

1.2.1 Припрема скупа улазних података за израду DACF модела

Инжењер у Служби за планирање рада припрема следеће неопходне улазне податке за

израду DACF модела:

Податке о производњи генераторских јединица - На основу добијеног

прелиминарног плана рада за дан Д добијеног од Сектора за билатерално

тржиште и набавку губитака, до 14:30 часова у дану Д-1, прави фајл са подацима

о производњи генераторских јединица сатно за дан Д користећи програмски

пакет TNA, изузев петком када Балансно одговорне стране до 13:00 часова

достављају податке о производњи генераторских јединица за недељу и

понедељак и када се израђују фајлови, у csv формату, са подацима о производњи

генераторских јединица за поменуте дане.

Податаке о потрошњи - Такође, на основу добијеног прелиминарног плана рада

за дан Д добијеног од Сектора за билатерално тржиште и набавку губитака, до

14:30 часова у дану Д-1, прави фајл са сатном потрошњом за дан Д (24 часа) који

користи програмски пакет TNA, изузев петком када Балансно одговорне стране

до 13:00 часова достављају податке о планираној потрошњи за недељу и

понедељак и када се израђују фајлови, у csv формату, са подацима о потрошњи

ЕМС-а за поменуте дане.

Податке о планираним тоталима размена - На основу планираних размена

добијених из прелиминарног плана рада за дан Д добијеног од Сектор за

билатерално тржиште и набавку губитака, до 14:30 часова у дану Д-1, прави

фајл са планираним тоталима размене ЕМС-а сатно за дан Д који користи

програмски пакет TNA, изузев петком када Балансно одговорне стране до 13:00

3

часова достављају податке о планираним тоталима размене за недељу и

понедељак и када се израђују фајлови, у csv формату, са подацима о планираним

тоталима размене ЕМС-а за поменуте дане.

Податке о планираним искључењима - На основу плана искључења добијеног

из електронске апликације „Радови“ и уколико је потребно уз консултације са

инжењером у служби за планирање искључења врши израду тополошког фајла,

у csv формату, који користи програмски пакет TNA. Петком се израђују

тополошки фајлови за недељу и понедељак.

Достављање прелиминаних планова рада дефинисано је прoцeдурoм за израду дневног

плана рада електроенергетског система. Достављање података од балансно

одговорних страна дефинисано је уговорима о системским услугама. Шеф Службе за

планирање рада дефинише формат у којем се достављају подаци. Ажурирање

апликације „Радови“ дефинисано је Процедуром за израду планова искључења

елемената.

Инжењер у Служби за планирање рада израђује прогнозу потрошње ЕМС-а за наредни

дан, изузев петка када израђује прогнозу потрошње ЕМС-а за наредна три дана (суботу,

недељу и понедељак), коришћењем апликације за прогнозу потрошње WSDLFМ

(WeatherSensitiveDailyLoadForecastModel). Тако добијене вредности пореди са

вредностима прогнозиране потрошње добијене од Балансно одговорних страна.

Уколико је разлика у прогнози потрошње већа од 300 MW обавештава шефа службе за

планирање рада који обавља консултације са директором сектора за планирање и

анализу рада преносног система. Директор сектора за планирање и анализу рада

преносног система, након консултација са шефом службе за планирање рада, о

резултатима прогнозе потрошње информише главног диспечера и директора дирекције

за управљање преносним системом.

Податке о прогнозираној потрошњи ЈП ЕМС за наредни дан инжењер у Служби за

планирање рада доставља Сектору за билатерално тржиште и набавку губитакадо 15:00

часова сваког дана за наредни дан изузев петком када доставља податке за наредна три

дана (суботу, недељу и понедељак), креирањем одговарајућег фајла у ”xlsx” формату на

DACF серверу ЕМС-а.

1.2.2 Израда националног DACF модела

На основу припремљених података помоћу програмског пакета TNA израђују се 24

DACF модела преносног система ЈП ЕМС.

DACF модели се израђују у дану Д-1 за сваки сат дана Д као:

модели за напонске нивое 400 kV и 220 kV и

модели за напонске нивое 400 kV, 220 kV и 110 kV.

Промена лимита на елементима ЕЕС-а у зависности од сезоне, лето – зима, врши се у

складу са техничким упутством.

1.2.3 Архивирање и дистрибуирање националног DACF модела

Сви DACF модели се архивирају на DACF серверу ЕМС-a, а DACF модели за напонске

нивое 400 kV и 220 kV, на серверу Swissgrid-а (EHftp - сервер) у терминима

дефинисаним по ENTSO-E oперативном приручнику.

4

Одмах по изради DACF модела (за 400 kV и 220 kV напонски ниво) они се

електронском поштом достављају DACF контакт особама TSO-ова из региона

Југоисточне Европе. Листа DACF контакт особа дефинисана је у RGCESGNM&FT, а

шеф службе за планирање рада је одговоран за ажурирање листе и архивирање на

DACF серверу ЈП ЕМС-а.

Такође, израђени DACF модели (за 400 kV, 220 kV и 110 kV напонски ниво) се

достављају електронском поштом енергетичарима и диспечерима регионалних

диспечерских центара (РДЦ) и диспечерима националног диспечерског центра (НДЦ).

1.2.4 Израда регионалног DACF модела

Спојени регионални модел поред националног DACF модела за напонске нивое 400

kV, 220 kV и 110 kV обухвата DACF моделе оператора преносних система у региону

Југоисточне Европе: Грчке, Бугарске, Македоније, Албаније, Црне Горе, Босне и

Херцеговине, Хрватске, Словеније, Аустрије, Мађарске и Румуније, који се налазе на

серверу Swissgrid-а (EHftp - сервер).

DACF модели наведених оператора преносних система прикупљају се у дану Д за исти

дан, најкасније до 14:00 часова за временски интервал 19:30. Диспечер у Сектору НДЦ

прикупља DACF моделе наведених оператора преносних система у дану Д-1 за дан Д,

најкасније до 21:00, за временске интервале 03:30 и 10:30.

Након прикупљања свих DACF модела врши се њихова провера и спајају се у

јединствен регионални модел.

Уколико DACF модел неког оператора преносног система није расположив или се

провером утврди да није валидан узима се претходно доступан и валидан DACF модел.

Израда регионалног DACF модела се ради, такође помоћу програмског пакета TNA.

1.2.5 Архивирање и дистрибуирање спојеног регионалног DACF модела

Спојене регионалне моделе инжењери НДЦ-а, одмах по изради анализа сигурности,

достављају електронском поштом диспечерима регионалних центара (РДЦ) и

размењују их међусобно електронском поштом. Спојени регионални модели архивирају

се на DACF серверу ЕМС-а.

1.3.2 Ванредне провере сигурности на DACF спојеном моделу преносних

система у региону

У случају значајне измене дневног плана, услед испада генераторске јединице веће од

350 MW, трајног испада елемента 400 kV и 220 kV, као и одступања у односу на план

искључења важних далековода, у интерној и екстерној зони опсервабилности ЈП ЕМС,

диспечер који обавља унутардневне пословеу сектору НДЦ је дужан да уради ванредну

анализу за наступајући период, коригујући одговарајући спојени регионални модел са

новонасталим изменама.

У случају испада генераторске јединице веће од 60 MW прикључене на 110 kV, трајног

испада далековода 110 kV, као и одступања у односу на план искључења, у области

управљања подручног РДЦ-а, енергетичар РДЦ (ако је расположив), односно диспечер

у РДЦ-у је дужан да уради ванредну анализу за наступајући период, коригујући

одговарајући модел са новонасталим изменама.

5

1.3.3 Израда и достављање извештаја о извршеној анализи сигурности

На основу добијених резултата редовних односно ванредних анализа сигурности,

одговорна лица за спровођење анализа сигурности из тачке 5.2.1. израђују Извештај о

анализи сигурности који обухвата:

информацију о системима који су моделовани,

податке о искљученим елементима,

резултате анализа и

по потреби препоручене мере које се могу предузети како би се очувала

сигурност рада.

Инжењери у служби за планирање рада, односно диспечер који обавља унутардневне

пословеу сектору НДЦ, одмах по урађеној анализи извeштaj o aнaлизи сигурнoсти

електронском поштом достављају РДЦ-овима и надређенима у НДЦ-у

Извештаји о анализама сигурности и спојени регионалне модели архивирају се на

DACF серверу ЈП ЕМС-а.

Извештаје о анализама сигурности архивира шеф РДЦ-а на рачунарима на којима је

инсталиран програмски пакет TNA у сваком од РДЦ-ова.

1.3.4 Спровођење мера са циљем очувања сигурности рада преносног система

На основу Извештаја о анализи сигурности, уколико је угрожен рад преносног система

ЕМС-а 400 kV и 220 kV, инжењери који раде израду модела и анализа сигурности

обавештавају своје надређене, који након консултација доносе коначну одлуку о

предузимању одговарајућих мера како би се очувала сигурност рада система.

Уколико је угрожен рад суседних преносних система диспечер ће телефонским

позивом хитно контактирати суседног оператора преносног система и договорити мере

како би се очувала сигурност рада система.

Ако се у анализи сигурности утврди угроженост преносног система 110 kV услед

испада на вишим напонским нивоима, инжењери НДЦ-а о томе телефонски или

електронском поштом обавештавају надлежни РДЦ и договарају се оперативне мере

како би се очувала сигурност рада система. Уколико те мере захтевају редиспечинг

електрана инжењери у Служби за планирање рада, односно диспечер у Сектору НДЦ о

томе обавештавају директора Сектора за планирање и анализу рада преносног

система/директора Сектора НДЦ који након консултација са доносе коначну одлуку о

потребним мерама.

6

2. ЕNTSO-E регулатива

Са дерегулацијом енергетског сектора, која је отпочела у последњој декади прошлог

века, до изражаја је дошла све већа важност координацијe активности оператора

преносног система, пре свега услед интензивне прекограничне трговине електричном

енергијом. Тиме се јавила и потреба да се успоставе јединствени стандарди и

критеријуми за рад система у свим деловима Европе, што је на основу европске

регулативе довело до престанка рада удружења оператора преносних система по

синхроним областима (UCTE, NORDEL, ATSOI, BALTSO и UKTSOA), као и ETSO

(EuropeanTransmissionSystemOperators) асоцијације и преношење њихових послова и

надлежности на ENTSO-E (EuropeanNetworkofTransmissionSystemOperatorsforElectricity,

сајт: www.entsoe.eu) асоцијацију, чији је ЈП ЕМС пуноправни члан.

Рад ENTSO-E асоцијације организован је у оквиру следећих комитета:

Комитет за рад система;

Комитет за развој система;

Комитет за тржиште;

Комитет за истраживање и развој.

Комитети се састоје од функционалних радних група (посвећених одређеној стручној

проблематици), регионалних група (које имају своје подгрупе), ад-хок тимова и

пројекатних група.

Усаглашена техничка правила и стандарди на европском нивоу су један од предуслова

за сигуран рад међусобно повезаних преносних система и функционисање интерног и

прекограничног тржишта електричне енергије. Уредбом Европске комисије бр.

714/2009 устaнoвљeнaje обавеза Европске мреже оператора преносног система за

електричну енергију (ENTSO-E) и Европске асоцијације регулаторних тела (ACER) да

напишу односно одобре мрежне правила који ће хармонизовати рад оператора

преносног система у свим релевантним областима: тржиште електричне енергије,

развој, прикључење, планирање рада и управљање преносним системом. Нацрти

мрежних правила, чије писање је у завршној фази, у много случајева захтева

успостављање нове или проширење постојеће координације рада оператора преносних

система. Захтеви за координацију рада дефинисани су за различите нивое рада, како на

нивоу целе синхроне области тако и по регионима, са намером да координација рада

буде конзистентна, ефикасна и да се обезбеди географска покривеност у зони

синхроног рада. За оперативно планирања рада једне синхроне области од изузетне

важности је обезбеђење координације рада међузависних преносних система. Стога је

нацртом мрежног правила Оперативно планирање и планови рада (Network Code

Operational Planning and Scheduling), предвиђена могућност формирања регионалних

иницијатива за координацију сигурности (Regional Security Coordination Initiative -

RSCI) у виду посебних физичких центара ради пружања услуга операторима система у

пословима оперативног планирања.

7

2.1 Формирање RSCI

Као што је добро познато преносни системи у Европи раде у мањим или већим

синхроним областима (често се користи и термин интерконекција). Највећа синхрона

област је „Континентална Европа“, која се простире од Немачке и дела Данске на

северу од Италије и Грчке на југу и од Шпаније и Португалије на западу до Пољске,

Румуније, Бугарске и Турске на истоку. У овако великој и мрежом високог напона

повезаној интерконекцији неопходно је обезбедити сигуран и стабилан рад у сваком

њеном делу, јер се на основу прорачуна на моделима мреже као и на основу анализа

великих поремећаја у претходној деценији, лако закључује да се зона несигурног или

нестабилног рада може пренети из једног у други део синхроне области. Повећање

удела обновљивих интермитентних извора електричне енергије и све краћи временски

интервали у којима се организује рад тржишта електричне енергије додатно је повећало

неизвесност у оперативном планирању рада преносног система.

Велика узајамна зависност националних преносних система који раде у интерконекцији

у оваквим условима рада намеће потребу за појачањем координације рада, најпре на

регионалном, а генерално и на нивоу целе синхроне области. Ово је главни технички

разлог који је операторе преносног система из западне и централне Европе „натерао“ да

у првој деценији овог века на добровољној основи формирају регионалне иницијативе

за координацију сигурности: Coreso у Бриселу и TSC у Минхену. Позитивна искуства

рада ове две RSCI је био додатни разлог да се дође на идеју да координација

сигурности рада постане обавезујућа и у другим деловима синхроне области

„Континентална Европа“, а такође и у осталим синхроним областима чији су ТSО

чланови ENTSO-E асоцијације. Земље односно ТSО чији рад координирају TSC (лево)

и Coreso (десно) ENTSO-E је одлучио да обавезност координације рада наметне

„одозго“. Најпре су усвојена два стратегијска документа (policypaper) у вези стратегије

координације рада ТSО у Европи. Први интерни ENTSO-E документ, из септембра

2014. године, је знатно шири и детаљнији, а други из новембра 2014. године је намењен

корисницима преносног система и одговарајућим интересним групама и асоцијацијама,

те је сходно томе краћи и језгровитији. Заједничко за оба стратегијска документа је да

установе формални оквир под ENTSO-E надлежношћу за рад регионалних иницијатица

за сигурност рада, који се заснива на одредбама мрежних правила, како би се ојачала

сигурност и ефикасност рада европских преносних система. Наредни, веома битан

корак, који ENTSO-E намерава да спроведе у 2015. години је усаглашавање и

потписивање Мултилатералног уговора (Multilateral Agreement – MLA) од стране свих

TSO чланова асоцијације, којим би се, између осталих обавеза, оператори преносног

система обавезали да дају податке за рад RSCI и користе њихове услуге, што је

великим делом и урађено.

TSO ће имати обавезу да примене захтеве прописане европском регулативом која је или

усвојена (Упутство за алокацију капацитета и управљање загушењима – САСМ ), или је

њена израда у завршној фази (мрежна правила која се односе на оперативну сигурност).

Најефикаснији начин да TSO испуне наведене захтеве је да одређене сервисе за њих

раде RSCI. Следећих 5 сервиса односно функција је дефинисано у ЕNTSO-E

стратегијским документима:

1. Побољшање индивидуалних модела мреже и креирање Јединственог модела

мреже (ImprovedIndividualGridModel (IGM)/CommonGridModel (CGM) Delivery);

2. Прорачун капацитета (CapacityCalculation);

8

3. Анализе сигурности, укључујући корективне акције (SecurityAnalysis -

includingtheRemedialActionsrelatedanalysis);

4. Прорачун краткорочне и средњорочне адекватности система

(ShortandMidTermAdequacy);

5. Координација планирања ремоната (OutagePlanningCoordination).

2.2 Услуге RSCI према ЕNTSO-E стратегијским документима

Најкраћи опис претходно наведених сервиса односно функција је следећи:

1. Сваки појединачни мрежни модел TSO-а, за различите временске хоризонте у

процесу оперативног планирања (два дана унапред, дан унапред или унутардана), се

проверава да ли је у складу са званичним ENTSO-E документом који се односи на

квалитет модела. У случају да појединачни модел оператора система није валидан,

контактира се одговорна особа у датом TSO-у, како би поменути TSO благовремено

послао кориговани модел. Потом се модели свих TSO из синхроне области

„Континентална Европа“ спајају у један заједнички европски модел, који се

дистрибуира операторима преносног система који учествују у раду одређене RSCI.

Поменута активност се на нивоу синхроне области „Континентална Европа“

свакодневно ради за моделе за дан унапред тако што су до 18:00 h сви TSO-ови у

обавези да доставе своје моделе на ftp сервер швајцарског оператора Swissgrid, а са

овог сервера су и у могућности да преузму моделе свих других TSO-ова који раде у

интерконекцији.

2. Класичне (N-1) анлизе сигурности се раде на заједничком европском моделу за

унапред дефинисану листу испада. Међутим код ове услуге посебна пажња се

посвећује прекограничним корективним акцијама. Од сваког TSO-а ће се, поред

достављања листе испада за анализе сигурности, захтевати да достави и потенцијалну

листу прекограничних корективних акција. На основу одређене циљне функције (нпр.

минимални трошкови) одређују се потенцијалне варијанте за корективне акције при

чему се води рачуна о вероватноћи анализираног сценарија, на коју свакако највише

утиче неизвесност прогнозе производње.

3. Прорачун прекограничних преносних капацитета је до сада био један од веома

битних послова сваког TSO-а. Било је покушаја, између осталих и у Југоисточној

Европи, да се ови прорачуни раде на регионалном нивоу. Упутство САСМ , чија је

примена једнако обавезујућа као што ће бити и примена нових мрежних правила,

оваквим намерама даје законски оквир али и оставља могућност флексибилне

организационе структуре по појединим активностима. Циљ је да се за одређени Регион

за прорачун капацитета, који је у дефинисан као: „географска област за коју се

примењује координисани прорачун капацитета“, одреди највећи остварљив домен

капацитета. У односу на доминантну праксу у Југоисточној Европи, где су са тржишног

и финансијског аспекта најзначајнији капацитети који се одређују на месечном нивоу,

прорачуне капацитета би RSCI радиле на моделима мреже за краће временске

интервале, од два дана унапред до унутардана. На оваквим временским хоризонтима у

обзир свакако долази примена прорачуна капацитета на бази токова снага

(„flowbased“), уз коришћење доста извесних сценарија ангажовања генератора као и

узимање у обзир корективних акција за које није неопходно додатно плаћање од стране

TSO („non-costlyremedialactions“), као што су нпр. промене позиције на „обичним“ или

трансформаторима са фазним померајем.

9

4. Прорачуни средњорочне и краткорочне адекватности система би се радили за период

од 1 до 7 дана унапред. Неопходни улази за ове прорачуне су: резултати прорачуна

прекограничних преносних капацитета, најбоља процена ангажовања и

расположивости производних капацитета, енергетска ограничења (гориво, резерве воде

у акумулацијама,...) и очекивана потрошња. Основни резултат прорачуна средњорочне

и краткорочне адекватности система треба да буде упозорење за одређени TSO да могу

настати проблеми за обезбеђење напајања потрошача, као и предлог акција за

отклањање потенцијалних проблема у снабдевању. У току је ENTSO-E пројекат у

оквиру кога ће бити развијена методологија за ове прорачуне адекватности, што ће

касније бити основа за развој одговарајућих софтверских пакета.

5. Координација планирања искључења би се радила за период од годину до 7 дана

унапред. Неопходни улази за неопходне прорачуне су, поред индивидуалних модела

мреже TSO, и предлози ремоната елемената преносног система који имају утицаја на

прекограничне токове и капацитете. Основни резултат ових послова треба да буде

конзистентна листа планираних ремоната објеката преносног система који имају

утицаја на прекограничне токове и капацитете.

Од набројаних послова свакако су, са аспекта учесника на тржишту електричне

енергије али и са апекта прихода TSO, најосетљивији прорачуни прекограничних

преносних капацитета. Обавезујуће упутство за алокацију капацитета и управљање

загушењима дефинише послове, функције и рокове који треба да крајем 2017. године

доведу до пуне примене захтева за прорачун прекограничних преносних капацитета из

наведеног упутства. Један од најинтересантнији послова који је у току у време писања

овог рада, је одређивање региона за прорачун капацитета. Дефиниција региона за

прорачун капацитета као географске области за коју се примењује координисани

прорачун капацитета, је веома једноставна и јасна, али сам начин одређивања региона у

једној великој синхроној области, као што је „Континентална Европа“, није нимало лак.

Логично је да за посао калкулатора координисаних капацитета („Coordinated capacity

calculator“), који је дефинисан као: „тело или тела чији је посао прорачун преносних

капацитета, на регионалном нивоу или изнад“, буду задужене RSCI. Међутим границе

региона за прорачун капацитета, које су раније одређене за потребе заједничких метода

за отклањање загушења и координисану доделу прекограничних преносних капацитета

не поклапају се у потпуности са границама постојећих RSCI. Усед тога могући су

следећи случајеви за одређену границу за прекогранични преносни капацитет:

са обе стране границе је иста RSCI (ово је случај на коме инсистира ACER);

са једне стране границе је једна а са друге стране друга RSCI;

са једне стране границе постоји а са друге стране не постоји RSCI;

са обе стране границе не постоје RSCI.

6. Различите су позиције ENTSO-E и ACER по питању поклапања региона за прорачун

капацитета и RSCI. ACER инсистира на истим границама региона за прорачун

капацитета и RSCI, док је ENTSO-E за флексибилнију опцију по којој границе RSCI не

би биле дефинисане европском регулативом, и TSO-и би били слободни у избору RSCI,

а конзистентност прорачуна прекограничних преносних капацитета би се гарантовао

међусобном координацијом рада RSCI, која и сада постоји. Што се одређивања региона

за прорачун капацитета, актуелни предлог ENTSO-E комитета за рад система је да у

синхроној области „Континентална Европа“ буду следећа 3 региона: Иберијско

10

полустрво (Шпанија и Португалија) и француско- шпанска граница, југоисточна

Европа (укључујући мађарско-румунску и српско- румунску границу) и централни део

Европе.

2.3 Наредни ENTSO-E послови

Планирано је да се у 2015. години организује усаглашавање и потписивање

мултилатералног уговора од стране свих TSO чланова асоцијације, којим би RSCI

добиле правни легитимитет и рад TSO-ова би у оквиру њих и са њима постао

обавезујући. Предвиђено је да MLA дефинише следеће:

Опште обавезе – координација рада постаје обавезна, TSO мора да узме учешће

у раду једне или више RSCI и то најмање за сервисе неведене у ЕNTSO-

Eстратегијским документима . TSO ће бити у обавези да обезбеди улазне

податке за обављање дефинисаних сервиса/функција и ти подаци морају да буду

расположиви свим осталим TSO као и свим RSCI. Оваква координација рада

TSO-а има задатак и обавезу да унапреди квалитет оперативних одлука, чије

доношење остаје потпуно у надлежности TSO-а.

Минимални сет услуга – биће описан у анексима MLA, при чему ће за сваки

сервис бити дефинисан захтевани ниво услуга.

Концепт RSCI – RSCI је регионални начин организовања TSO-а са циљем да се

оствари координација рада за најмање један од сервиса. Ова сарадња се

формализује RSCI уговором који закључују TSO и/или уговором између TSO-а и

даваоца услуга. Давалац услуга не мора бити посебно правно лице а може бити

део TSO. Уколико је давалац услуга посебно правно лице тада мора бити 100% у

власништву TSO-а.

Захтеви у вези RSCI уговора – Именује се давалац услуга, описују се захтеви

за податке, процесе и алате/системе који се користе.

Координација између RSCI-а – побољшани/обрађени подаци од стране једне

RSCI се, што је пре могуће, чине доступним другим RSCI. Заједнички се раде:

процене међурегионалног утицаја решења добијених у одређеном региону као и

препознавање могућих оптимизација међурегионалних решења. За одређени

сервис, за дефинисани временски хоризонт и регион, надлежан је само један

давалац услуга (RSCI), док други давалац услуга такође ради ту услугу (backup).

Улога ENTSO-E – у оквиру ENTSO-E асоцијације TSO-и одлучују: о даљем

развоју регионалне координације рада, о обавезном коришћењу одређених

стандарда и система, плану имплементације, развоју и коришћењу заједничке

оперативне IT структуре која би била власништво ENTSO-E асоцијације и чији

би се развој и одржавање финансирало из ENTSO-E буџета. IT систем би се

физички налазио код TSO-а или RSCI-а.ENTSO-E би био задужен за

дефинисање захтева за поверљивост и сигурност као и дефинисање правила и

процеса који треба да обезбеде захтевани квалитет података. Предвиђено је да се

ради и надгледање испуњења обавеза из MLA.

Друга веома битна ЕNTSO-E обавеза је израда плана имплементације, који треба да у

дефинисаним роковима предвиди испуњење обавеза TSO које су прописане европском

регулативом, било оном усвојеном било оном чија је израда у завршној фази. Било је

планирано да план имплементације за сваку од 5 RSCI услуга има дијаграм

реализације, при чему би се водило рачуна о регионалним потребама (веома битно је

11

како ће региони бити дефинисани), јер сваки регион има различите полазне позиције и

различите потребе.

2.4 Формирање RSCI за југоисточнуЕвропу

Пре него буду описани до сада урађени послови на унапређењу координације

сигурности у Југоисточној Европи, чији је коначни циљ оснивање RSCI за овај део

синхроне области „КонтиненталнаЕвропа“, биће наведени основни подаци за постојеће

RSCI: TSC (Минхен) и Coreso (Брисел). Coreso (COoRdination of Electricity System

Operators), први регионални технички координациони центар у Европи, основан је од

стране француског и белгијског TSO-а децембра 2008. године, а почео је да ради

фебруара 2009. године.

Слика 2.1 Мапа RSCI

Корисници услуга и 100% власници Coreso-а су следећи TSO-ови: Terna, 50Hertz, Elia,

National Grid и RTE. Coreso има преко 20 запослених и ради између осталог следеће

координационе послове: прорачун капацитета, анализе сигурности, корективне акције,

координација рада трансформатора са фазним померајем. Временски хоризонти за које

се раде координациони послови су два дана унапред, дан унапред, унутардана и близу

реалног времена (closetorealtime).

TSC (The Transmission System Operator Security Cooperation) је као иницијатива

једнаких партнера покренута 2008. године са циљем да подржи регионалну европску

TurkeyGreece

BulgariaSerbia

Romania

Hungaria

Italy

Poland

Germany

Denmark

Spain

France

Belgium

Netherlands

Portugal

United Kingdom

Ireland

Croatia Bosnia-Herzegovina

Austria

Switzerland

Luxemburg

Moldawia

Albania

Macedonia

Montenegro

Slovenia

Czech Republic

Slovakia

North and

East Germany

1 Transelectrica (Romania)

2 ESO (Bulgaria)

3 IPTO (Greece)

4 CGES (Montenegro)

5 NOS BIH (BiH)

6 KESH (Albania)

7 MEPSO (Macedonia)

8 EMS (Serbia)

9 TEIAS (Turkey)

10 KOST (Kosovo)

Belgrade

TSC members

1 Great Britain

2 RTE (France)

3 Elia (Belgium)

4 50 Hz (Germany)

5 TERNA (Italy)

CORESOBelgian 6

English 2

French 9

German 3

Italian 3

24/7 shifts

1. 50Hertz (Germany)2. Amprion (Germany)3. APG (Austria)4. ČEPS (Czech Republic)5. ELES ( Slovenia )6. TransnetBW (Germany)7. HEP (Croatia)8. PSE Operator (Poland)9. swissgrid (Switzerland)10. TenneT TSO (Netherlands)11. TenneT TSO (Germany)12. Mavir (Hungary) Observer13. From April 2013:

Energinet (Denmark)

12

сарадњу користећи децентрализован приступ. Чланови TSC су следећи TSO-ови:

50Hertz, Amprion, APG, ČEPS, ELES, Energinet.dk, HOPSd.o.o., MAVIR, PSE, Swissgrid,

TenneTTSO (Немачка), TenneTTSO (Холандија) и TransnetBW. Децембра 2014.године

TSO који сарађују у оквиру TSC-а основали су сервисну компанију TSCNETServices,

која ради веома сличне послове као Coreso, а на доста пројеката ове две компаније и

сарађују. Румунски TSO (Transelectrica) je фебруара 2013. године дао први предлог за

почетак будуће заједничке оперативне координације у Југоисточној Европи.

Transelectrica је потом само још послала упитник TSO-има из региона у вези

спремности за координацију послова у оперативном планирању и нажалост стала, што

се рада на овим пословима тиче. Те 2013. године ENTSO-E је затражио понуде најпре

за софтвер а потом и за услуге провере квалитета индивидуалних модела које

припремају TSO из синхроне области „Континентална Европа“. Понуде су послали

TSC, Coreso и ЕКЦ (Београд), а ENTSO-E је одлучио да ова три понуђача заједно раде

на овом послу. МЕПСО, ЦГЕС и ЕМС, власници ЕКЦ-а, и ЕКЦ су априла 2014. године

потписали писмо о намерама чији је основни циљ био да се анализирају неопходне

активности и услови за формирање RSCI у југоисточној Европи (SEERSCI) и да нађу

одговарајућу легалну форму за SEERSCI.

Такође од априла 2014. године инжењери ЕКЦ-а и ЕМС-а су почели свакодневно да

раде валидирање DACF индивидуалних модела мреже (и уколико је потребно врше

њихову корекцију), „спајање“ свих индивидуалних модела и формирање заједничког

модела мреже за синхрону област „Континентална Европа“, и то за 24 сата сваког дана.

Овај заједнички модел и анализе сигурности, које се раде за зоне опсервабилности

МЕПСО, ЦГЕС и ЕМС, редовно се достављају овим операторима преносног система.

Крајем априла 2014. године понуђено је достављање заједничког модела мреже

следећим TSO-има: IPTO, Transelectrica, ESOEAD и НОС БиХ, а такође су и

предложени разговори о побољшању координације рада и налажењу оптималног

начина за формирање регионалне SEERSCI. На предлог о достављању заједничког

модела позитивно су одговорили НОС БиХ (мај 2014.) и IPTO (јун 2014) и од тада су

овим оперaторима сваког дана доступна 24 заједничка модела мреже синхроне области

„Континентална Европа“.

Од септембра 2014. године инжењери ЕКЦ-а и ЕМС-а су почели да раде валидирање

DACF модела мреже и за турски и албански TSO, који су испунили техничке услове за

трајан синхрони рад са интерконекцијом „Континентална Европа“ и само је било

питање времена када ће се потписивањем одговарајућих уговора то и озваничити.

Септембра 2014. године ЦГЕС и ЕМС су одлучили да оснују ново предузеће чија би

делатност била пружање услуга координације сигурности у процесу оперативног

планирања. Од средине 2014. године до краја првог квартала 2015. године ЦГЕС и ЕМС

су одржали састанке са свим TSO из региона Југоисточне Европе, предлажући им

сарадњу и коришћење услуга нове фирме као и учешће у њеном оснивању и

власништву. НОС БиХ је децембра 2014. одлучио да и овај оператор буде оснивач

новог предузећа, тако да су ЦГЕС, НОС БиХ и ЕМС децембра 2014. године потписали

споразум о намерама, којим су изразили спремност да формирају ново привредно

друштво у заједничком власништву. Крајем јануара 2015. године ова три оператора су

усагласила текст уговора о оснивању центра за координацију сигурности д.о.о. Београд

(на енглеском: Security Coordination Centerltd, Belgrade), или скраћено име на оба језика

SCC. После добијања неопходних сагласности пословодних органа сва три TSO-а

13

оснивача и Владе Републике Србије, ново предузеће је почнело са радом у мају 2015.

године.

Повећање удела обновљивих извора и дистрибуиране производње и развој тржишна

електричне енергије су технички и тржишни разлози који су додатно повећали

међусобну зависност између оператора преносних система који раде у великим

синхроним областима, и наметнули потребу веће координације рада, у циљу

максималног коришћења расположивих капацитета мреже за пренос електричне

енергије. Стандарди и правила рада који су (и који ће бити) дефинисани европским

мрежним правилима и ENTSO-E интерном регулативом су технички и правни разлози,

који су довели до тога да коришћење услуга RSCI постане обавезујуће за TSO. И у

региону Југоисточне Европе, као што је то раније урађено у западној и централној

Европи, је препозната неопходност заједничке оперативне координације рада TSO.

Новоосновани центар за координацију сигурности, замишљен је као компанија која би

обезбеђивала неопходне услуге прописане европским мрежним правилима и ENTSO-E

интерном регулативом. Требало би да ове услуге буду прилагођене регионалним

потребама и користиће их оператори преносних система из Југоисточне Европе, који

ће, уколико буду имали пословног интереса, бити у могућности да остваре утицај на

управљање и развој SCC као и да имају удео у власништу SCC.

14

3. Методологије прорачуна преносних капацитета

У овом поглављу ће бити обрађена процедура и поступци организационих јединица ЈП

ЕМС на пословима прорачуна прекограничних преносних капацитета и њиховог

усаглашавања (хармонизације) са суседним операторима преносних система.

3.1 Методе прорачуна NTC преносних капацитета

Смерница за одређивање NTC-а:

NTC - Нето преносни капацитет

NTC = BCE + ΔЕ - TRM

где су:

BCE - Основна размена (прогнозирана размена)

ΔE: Максимална промена генерисања која може бити остварена у контролнојобласти

као делу интерконекције, при чему се поштује (N-1) критеријум сигурности. (Koрак

спуштања односно подизања производње)

TRM - Маргина поузданости преноса

ATC = NTC - AAC

где су:

ATC - Могући преносни капацитет

AAC - Алоцирани преносни капацитет на неком другом временском хоризонту

Уколико се ради о прорачуну месечних преносних капацитета потребно је одузети већ

додељени преносни капацитет на годишњем нивоу, док ако се ради о прорачуну

дневних преносних капацитета потребно је узети у обзир већ додељене капацитете на

годишњем и месечном нивоу.

Припрема BCE вредности

Сетови улазних података (зима, лето) одговарају UCTE референтним случајевима на

основу UCTE снимка стања (snapshot-a). Када се ради о годшњим прорачунима

пожељно је користити референтне моделе за зиму и лето који се размењују на нивоу

свих TSO-ова континенталне Европе.

Како би се сагледало реално стање мреже у читавој Европи сваки од TSO-ова је дужан

да врши израду snapshot модела који дају реални пресек стања, односно раде са реално

остварним подацима производње и потрошње.

Потреба да се израчуна понашање Европске електроенергетске мреже захтева да сваки

TSO пружа мрежни save case (пресек стања) који описује модел сваке мреже

укључујући податке производње и оптерећења.

15

Сваки TSO преузима из система енергетског менаџмента (ЕМС) у реалном времену

податакe потребнe за овај задатак. Нормално, подаци o мрежи се добијају из естиматора

стања. Пошто је ова апликација статистички алат, како би се олакшало приближавање

пуној Европској мрежи, препоручљиво је да се обезбеди снимак након прорачуна

токова снага. Да би се омогућило спајање података TSO-ова морају се користити исти

временски оквири у сачуваним снимацима стања. Временски оквир који се користи је

обично 03:30 и 10:30.

Овај временски оквир покушава да усклади минимална, односно максимална

оптерећења UCTE мреже, али због великих разлика у временским приликама као и

понашања оптерећења различитих чланица UCTE зоне одабрани временски тренуци

(03:30 и 10:30) не могу описати оптерећења сваког TSO-а понаособ. Према овом

спојеном snapshot моделу добијају се вредности BCE-ова које се користе у годишњим

прорачунима препоручених вредности NTC-a (зими и лети).

Када су у питању месечне вредности BCE-а оне се усаглашавају на регионалном нивоу

по принципу билатералног договора између суседних ТSО-ова. Увек је један

регионални ТSО задужен да уради финалну хармонизацију предложених вредности

BCE -ова.

У будућности се на нивоу ЕNTSOE-а планира развој јединствене платформе са

прецизно дефинисаним алгоритмом којим ће се усаглашавати вредности BCE-a. за све

TSO-ове.

Модел прорачуна преносних капацитета

Сви водови и трансформатори у преносној мрежи се користе у прорачуну.

За све генераторске чворове који се користе при одређивању NTC-а, минимална и

максимална излазна снага мора бити назначена. Агрегати који су изузети у "base case-

у", такође морају бити укључени, са њиховим одговарајућим границама, тако да се могу

укључити ако је потребно током одређивања NTC-а.

У случајевима кад је чвор преносне мреже повезан трансформатором са ниже-

напонском радијалном мрежом са потрошњом и производњом, потрошња и производња

могу се сумирати посебно у дотични чвор преносне мреже (дакле генерисања ниже-

напонске мреже се могу користити при одређивању NTC-а). У овом случају сума

минимума и максимума генерисања снаге мора бити назначена. У случају да тај

поступак није прихватљив, такви делови мреже морају бити експлицитно моделовани.

Реверзибилне електране које такође треба узети у обзир за одређивањe NTC-a могу се

дефинисати индикацијама минималних и максималних ограничења снаге.

3.1.1 Методе скалирања производње

За случај када је број генератора релативно велики, најчешће се формира скуп

генератора и то оних чија је регулација релативно једноставна. Могуће је одабрати

ограничен број генератора како би се извршио прорачун NTC-а, поготово када има

много генератора. Генераторима који учествују у одређивању NTC-a, такође се мора

дефинисати њиховa минимална и максимална граница снаге.

16

У оквиру методе скалирања производње посматра се глобална размена између

различитих TSO-ова. Изабрани генератори се користе за одређивање NTC-а на следећи

начин:

У једној области, односно у оквиру једног TSO-а (генератори i = 1,.. n) врши се

повећање активне снаге производње за корак док се у другој области врши

смањење активне снаге производње за исте вредности корака.

Тај помак може да се постигне на следећи начин:

Методa А:

Сва изабрана инјектирања се пропорционално модификују до преосталог расположивог

капацитета, као што је приказано формулама:

Додатни услов:

где је:

: Актуелна активна снага генерисања (МW)

: Ново повећано ињектирање, у следећој итерацији ће бити и

: Ново смањено ињектирање, у следећој итерацији ће бити и

: промена производње, негативна за повећање и позитивна за смањење

: Максимална дозвољена производња (МW)

: Минимална дозвољена производња (МW)

Предност методе: Овом методом се обухватају реални производни капацитети чија

производња се креће у реалним границама. На овај начин методом се уважава реалан

преносни капацитет далековода и требало би да не дође до преоптерећења, јер је њихов

капацитет пројектован према максималној снази агрегата.

Тај метод се користи од стране TSO у нормалном случају, јер поштује физичке границе

за време рада преносне мреже. Последња вредност се одређује када сви

генератори или сваки елемент мреже достигне своје оперативне границе.

Методa Б:

17

Овај поступак се може користити у алтернативним случајевима, при чему се не узимају

у обзир границе производних капацитета (у колико нису познате) или као даљи

прорачун капацитета након оних који су били постигнути прорачуном у методи А.

Сва изабрана инјектирања се пропорционално модификују према формулама:

Ток прорачуна се у смислу подизања, односно спуштања производње врши као у

методи А.

У овом поступку, не разматрају се ограничења производње. Oво може да доведе до

прекомерне производње и тако се добијају нереални NTC резултати. Методом Б добија

се теоријска вредност NTC-а између две области.

Метода C:

Изабрани производни капацитети се пропорционално модификују (спуштају и подижу),

према унаперед дефинисаној листи. Сваком производном капацитету се додељује

одређени тежински фактор са којим ће уделом учествовати у скалирању. Увак се узима

у обзир да ангажовања агрегата морају бити у њиховим минималним и максималним

границама производње.

Прорачун при промени производње ( )

Након што је одабран скуп електрана које ће учествовати у прорачуну и метода

прорачуна за одређивање NTC, се итеративно повећава док се не прекорачи

релевантно ограничење.

Провера ограничења преносних далековода – (N-1) Aнализа сигурности

Приликом сваке корекције производње, за задати и унапред одређени фиксни корак,

обавезно се ради N-1 анализа сигурности. Ово је неопходно како би се утврдило

постојање неких елемената у мрежи, на којима је дошло до преоптерећења. Приликом

размарања N-1 анализа сигурности, посматрани елементи нису само елементи у

предметном TSO-овима, већ и поједини елементи у суседним TSO-овима. То је из

разлога добросуседских односа.

После сваког корака итерације, критеријум (N-1) мора бити проверен у сопственој

преносној мрежи. Сваки ТSO мора да одлучи који су елементи које треба размотрити у

(N-1) анализи сигурности. Препоручљиво је да се узму у обзир неки елементи у

суседним системима, као у сопственој мрежи.

У сваком случају, детаљна анализа сигурности мора бити размењена између суседних

TSO-ова.

Управљање трансформаторским отцепима, реактивном енергијом и губицима

18

Током одређивања NTC-а, трафо-отцепи и реактивна инјектирања у PQ чворовима се

не мењају. Промена губитака изазваних променом токова снага се надокнађује у

референтном чвору.

3.2 Поступак одређивања и усаглашавање годишњих вредности

NTC и TRM

Одређивање вредности TRM

ТRМ се одређује на основу препорука ENTSO-E Оперативног приручника -

Координисано планирање и уноси се у споразуме са суседним операторима преносних

система који уређују прорачун прекограничних преносних капацитета.

Одређивање ТRМ и његово усаглашавање са суседним оператором преносног система у

поступку израде горе наведеног споразума је најкасније до 20. новембра текуће године

за наредну годину.

Израчунавање годишњих вредности NTC

Годишњи NTC се одређује за сваку границу и смер и по правилу то је најмања месечна

вредност NTC-a у протекле 3 године, осим у случају измена у преносним системима у

региону Југоисточне Европе које дозвољавају повећање капацитета.

О коначним вредностима за предлоге ЈП ЕМС за годишње вредности NTC-a за сваку

границу и смер одлучује се договором у складу са политиком развоја тржишта

електричне енергије. На основу овог договора, главни диспечер саставља предлог

годишњих вредности NTC-овa.

Усаглашавање годишњих вредности NTC и TRM

Главни диспечер или директор службе за планирање рада су одговорни да изврше

усаглашавање годишњих вредности NTC и TRM у складу са ENTSO-E Оперативним

приручником - Правило 4: Координисано планирање.

Обавештавају се овлашћена лица суседних оператора преносних система (из споразума

са суседним операторима преносних система), о предлозима ЈП ЕМС за годишње

вредности NTC и TRM. Обавештавање се обавља дописом, путем факса и/или е-

поштом, који пре достављања обавезно парафира директор службе за планирање рада и

на тај начин верификује предложене вредности. Главни диспечер или директор службе

за планирање рада размењује дописе са суседним операторима преносних система чиме

се потврђују усаглашене годишње вредности NTC и TRM.

Усаглашавање годишњих вредности NTC и ТRM обавља се сагласно роковима

дефинисаним споразумима са суседним операторима преносних система који уређују

прорачун прекограничних преносних капацитета.

19

3.3 Израчунавање и усаглашавање месечних вредности NTC

Израчунавање месечних вредности NTC

Прорачун NTC-а за месец М (месец за који се ради) врши се у месецу М-2 (два месеца

унапред) на спојеном моделу преносних система у региону Југоисточне Европе у

складу са ENTSO-E Оперативним приручником - Правило 4: Координисано планирање.

Служба за оперативно планирање у месецу М-2 обавља следеће активности:

До 10. дана у месецу М-2 контактира балансно одговорне стране ради

достављања плана рада за трећу среду у месецу М, и одређује рок за доставу

који не може бити након 15. дана у месецу М-2

Прогнозу, размену и усаглашавање BCE по свим границама области управљања

ЈП ЕМС за месец М, са суседним операторима преносних система у оквиру

процедуре за прорачун NTC вредности у региону југоисточне Европе;

До 20. дана у месецу М-2 прузима од инжењера одговорног за планирање

искључења, план искључења елемената ЕЕС Републике Србије 400kV, 200kV и

110kV за месец М;

На основу добијених података од балансно одговорних страна за месец М,

планираних искључења за месец М и усаглашених вредности BCE, припрема

модел преносног система Републике Србије за 11 сат (10:30) треће среде у

месецу М;

Размену модела преносних система са операторима преносних система у

региону Југоисточне Европе;

Спајање модела преносних система у региону Југоисточне Европе;

Врши израду модела по карактеристичним периодима, на основу планираних

искључења за месец М, добијених од шефа службе за планирање до 25. дана у

месецу М-2. Карактеристични периоди се дефинишу на основу планираних

искључења за месец М дефинисаних плановима искључења ЈП ЕМС и

Регионалним планом искључења;

Прорачун прекограничних преносних капацитета, на основу ENTSO-E

Оперативни приручник - Правило 4: Координисано планирање, где се за

прорачун користи усаглашени BCE и

Израду извештаја о прорачуну NTC за сваку границу и смер који доставља

директору службе за планирање рада и главном диспечеру до последњег радног

дана у месецу М-2.

У случају да се одређени подаци неопходни за прорачун (план рада балансно

одговорних страна, BCE, модели оператора преносних система) не обезбеде у

наведеним роковима користе се подаци дефинисани од стране директора службе за

планирање рада.

На регионалној групи CMMI дефинишу се ТSО-ови који за одоговарајући месец

организују прикупљање предлога, усаглашавање и размену усаглашених вредности

BCE, прикупљање модела и њихово спајање и дефинишу термине за наведене

активности.

20

Крајњи рокови за наведене активности уређени су споразумима са суседним

операторима преносних система који уређују прорачун прекограничних преносних

капацитета.

На основу Извештаја о прорачуну NTC-a за сваку границу и смер, одређује се предлог

ЈП ЕМС за вредности прекограничних преносних капацитета за сваку границу и смер.

Израда Месечног извештаја о прорачуну NTC

Директор службе за планирање рада обједињује појединачне извештаје о прорачунима

прекограничних капацитета за сваку границу и смер, и формира Месечни извештај о

прорачуну NTC-a који по правилу треба да садржи:

Предложене вредности NTC-a за месец М, уз образложење и идентификована

преоптерећења;

План искључења елемената преносног система ЈП ЕМС и региону Југоисточне

Европе за месец М на основу којег су дефинисани карактеристични периоди;

План застоја производних јединица у области управљања ЈП ЕМС за месец М;

Табелу са усаглашеним ВСЕ по границама за месец М;

План рада БОС-a који је коришћен за израду модела производње и потрошње.

Месечни извештај о прорачуну NTC-a се доставља главном диспечеру до 15. дана у

месецу М-1.

Усаглашавање месечних вредности NTC

Усаглашавање месечних NTC вредности врши се такође, у складу са ENTSO-E

Оперативним приручником - Правило 4: Координисано планирање.

Овлашћена лица суседних оператора преносних система (из споразума са суседним

операторима преносних система) се обавештавају о предлозима ЈП ЕМС за месечне

вредности NTC-a. Обавештавање се обавља дописом, путем факса и/или е-поштом, који

пре достављања обавезно парафира директор службе за планирање рада и на тај начин

верификује предложене вредности. Такође, размењују се дописи са суседним

операторима преносних система чиме се потврђују усаглашене месечне вредности

NTC.

Рокови за наведене активности уређени су споразумима са суседним операторима

преносних система који уређују прорачун прекограничних преносних капацитета.

Након завршеног усаглашавања, Месечни извештај о прорачуну NTC-a се допуњује са

усаглашеним NTC вредностима.

Достављање података о расположивим прекограничним преносним капацитетима

Усаглашени подаци о расположивим прекограничним преносним капацитетима (TTC,

NTC и TRM) се достављају сектору за развој и администрацију тржишта.

Ови подаци морају се доставити најмање један радни дан пре рока за објављивање

годишњих односно месечних капацитета за алокацију, који је одређен Правилима за

расподелу прекограничних преносних капацитета.

21

Накнадне измене вредности NТC

У случају пријема захтева за измену претходно усаглашене вредности NTC-a од

суседног оператора преносног система, захтева се провера испуњености критеријума N-

1 за захтевани NTC. Тада се организује израда ванредних анализа. На основу резултата

ванредних анализа, директори слижбе за планирање рада и службе за развој и

администрацију тржишта заједно са главним диспечером, анализирају приспели захтев

и одлучују да ли се он одбацује, прихвата делимично или у целости.

На основу ове одлуке, главни диспечер или директор службе за планирање рада

спроводи усаглашавање са суседним оператором преносног система, на претходно

описан начин. У случају да се захтев за изменом претходно усаглашене вредности NTC

прихвати у целости или делимично, главни диспечер или директор службе за

планирање рада о томе одмах након усаглашавања обавештава директора службе за

развој и администрацију тржишта. Највећа одговорност је на главном диспечеру,

односно инжењеру који потписује усаглашене вредности NTC-a.

У случају трајних испада далековода у преносном систему Републике Србије, такође се

захтева провера испуњености критеријума N-1 за новонастало стање и провера NTC.

Организује се израда ванредних анализа, а на основу добијених резултата ванредних

анализа доноси се одлука о отказивању планираних искључења, прерасподели

производње или измени NTC-а на погођеној граници.

У случају да је потребно извршити смањивање NTC-а, главни диспечер или директор

слижбе за планирање рада о новонасталој ситуацији обавештава предметни TSO,

односно одговорна лица из споразума, и са њима врши усаглашавање нових вредности

NTC, на претходно описан начин.