DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE (2014 2023)
Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. Pri korištenju ovog plana, odnosno bilo kojeg dijela ovog plana, obavezno navesti izvor.
Zagreb, srpanj, 2014.
SADRŽAJ POPIS TABLICA POPIS SlIKA UVOD 1 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI DESETOGODIŠNJEG PLANA RAZVOJA 4 1.1. STRATEŠKE ODREDNICE HOPS-a PRILIKOM PLANIRANJA RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE 5 1.2. FAZE IZRADE PLANA RAZVOJA 6 1.3. SCENARIJI PLANIRANJA 6 1.4. EKONOMSKA VALORIZACIJA 7 1.5. REVITALIZACIJE 7 1.6. PLAN PROSTORNOG UREĐENJA 8 1.7. PLAN RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE I ZAKONSKA REGULATIVA 8 1.8. PLAN RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE I ZAŠTITA OKOLIŠA 9 1.9. NOVE TEHNOLOGIJE 9 1.10. UVJETOVANOST PLANA I UTJECAJI 9 1.11. NAČIN PRIKAZA POTREBNIH INVESTICIJA U PRIJENOSNU MREŽU 10 2. TEHNIČKE KARAKTERISTIKE POSTOJEĆE HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE 11 2.1. OSNOVNI TEHNIČKI POKAZATELJI 12 2.2. OSNOVNI POKAZATELJI PROIZVODNJE I KONZUMA PRIKLJUČENIH NA PRIJENOSNU MREŽU 19 2.3. SUSTAV VOĐENJA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA I PRATEĆA ICT INFRASTRUKTURA 22 2.4. REGULACIJSKE MOGUĆNOSTI HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA 23 2.4.1. Regulacija snage i frekvencije 23 2.4.2. Uvje$ za veću integraciju (prihvat) vjetroelektrana u hrvatski EES 24 2.4.3. Regulacija napona i jalove snage u EES 25 2.5. STAROST I ŽIVOTNI VIJEK OPREME U HRVATSKOJ PRIJENOSNOJ MREŽI 26 2.6. POSTOJEĆE STANJE PRIJENOSNE MREŽE SHEME 29 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE 39 3.1. OPTEREĆENJA HRVATSKOG EES 40 3.1.1. Opterećenja EES u prošlos$ 40 3.1.2. Opterećenja pojedinih Prijenosnih područja (PrP) 43 3.1.3. Prognoza porasta opterećenja EES 45 3.2. PRIKLJUČAK KORISNIKA NA PRIJENOSNU MREŽU 50 3.2.1. Postojeća izgrađenost elektrana unutar hrvatskog EES-a 50 3.2.2. Zahtjevi za priključak: objek$ TS 110/x kv u planu HEP ODS-a 53
3.2.3. Zahtjevi za priključak: objek TS 110/x kv u planovima kupaca 56 3.2.4. Zahtjevi za priključak: nove elektrane izuzev vjetroelektrana 58 3.2.5. Zahtjevi za priključak: vjetroelektrane 59 3.2.6. Revitalizacija i povećanje instalirane snage postojećih elektrana 62 3.2.7. Izlazak iz pogona postojećih elektrana 62 3.3. EKONOMSKI PARAMETRI PRI PLANIRANJU RAZVOJA 63 3.4. SCENARIJI PRORAČUNA 64 4. PLAN RAZVOJA I IZGRADNJE OBJEKATA U SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU 65 4.1. RAZDOBLJE 2014. 2020. GODINA 66 4.1.1. Nužne inves cije u prijenosnu mrežu 66 4.1.2. Inves cije u prijenosnu mrežu u sklopu regionalnih i europskih integracija 70 4.1.3. Uvjetne inves cije u prijenosnu mrežu 73 4.1.4. Planirani razvoj prijenosne mreže sheme 76 4.2. RAZDOBLJE 2021. 2023. GODINA 85 4.2.1. Nužne inves cije u prijenosnu mrežu 85 4.2.2. Uvjetne inves cije u prijenosnu mrežu 86 4.2.3. Planirani razvoj prijenosne mreže sheme 88 4.3. PRORAČUNI KRATKIH SPOJEVA 97 5. REVITALIZACIJA PRIJENOSNE MREŽE 100 6. USPOREDBA DESETOGODIŠNJEG PLANA RAZVOJA HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE ZA RAZDOBLJE 2014.-2023. GODINA S ENTSO-E DESETOGODIŠNJIM PLANOM RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE 108 7. PLAN RAZVOJA SUSTAVA VOĐENJA EES-A I PRATEĆE ICT INFRASTRUKTURE 114 8. PROCJENA INVESTICIJSKIH ULAGANJA U IZGRADNJU OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE U DESETOGODIŠNJEM RAZDOBLJU 118 8.1. ULAGANJA U RAZVOJ I REVITALIZACIJU PRIJENOSNE MREŽE 119 8.1.1. Procjena HOPS-ovih vlas h inves cija u prijenosnu mrežu 119 8.1.2. Procjena svih inves cija u prijenosnu mrežu 121 8.2. TROŠKOVI INTEGRACIJE VJETROELEKTRANA U EES 124 9. ZAKLJUČAK 129 10. LITERATURA 133 11. PRILOG 1 - TABLICE INVESTICIJA 134
POPIS TABLICA Tablica 2.1. Proizvodnja i razmjena električne energije na pragu prijenosne mreže u hrvatskom EES-u u 2012. godini 16 Tablica 2.2. Gubici električne energije (GWh) u prijenosnoj mreži RH 18 Tablica 2.3. Životni vijek VN opreme i građevina u prijenosnoj mreži 26 Tablica 3.1. Maksimalno i minimalno opterećenje hrvatskog EES (1998 2012) 42 Tablica 3.2. Maksimalna zimska i ljetna opterećenja hrvatskog EES (1998 2012) 42 Tablica 3.3. Ostvarenje i prognoza porasta vršnog opterećenja EES do 2020. godine 46 Tablica 3.4. Udjeli pojedinih PrP u vršnom opterećenju EES do 2020. godine prema višem Tablica 3.5. scenariju 49 Udjeli pojedinih PrP u vršnom opterećenju EES do 2020. godine prema referentnom scenariju porasta opterećenja iz Master plana 49 Tablica 3.6. Ukupna instalirana snaga elektrana HEP-Proizvodnje d.o.o. 50 Tablica 3.7. Hidroelektrane unutar hrvatskog EES-a 51 Tablica 3.8. Termoelektrane unutar hrvatskog EES-a 52 Tablica 3.9. Vjetroelektrane unutar hrvatskog EES (priključak na prijenosnu mrežu stanje listopad 2013.) 52 Tablica 3.10. Vjetroelektrane unutar hrvatskog EES-a (priključak na distribucijsku mrežu stanje listopad 2013.) 53 Tablica 3.11. Objek HEP ODS-a u fazi gradnje 53 Tablica 3.12. Tablica 3.13. Tablica 3.14. Tablica 3.15. Tablica 3.16. Tablica 3.17. Tablica 3.18. Tablica 3.19. Tablica 3.20. Tablica 3.21. Objek HEP ODS-a nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine) 54 Objek HEP ODS-a nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2020. - 2023. godine) 55 TS 110/x kv kupaca nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine 56 TS 110/x kv kupaca nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2021-2023 (25). godine) 57 Planirane elektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine) 58 Planirane elektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2021. - 2023. godine) 58 Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine, VE koje su ušle u kvotu) 60 Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine, VE koje nisu u kvo ) 60 Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2021. - 2023. godine, VE koje nisu u kvo ) 61 Planirane hidroelektrane za revitalizaciju (planirano za razdoblje 2014. - 2020. godine) 62 Tablica 3.22. Planirani blokovi za dekomisiju (planirano za razdoblje 2014. - 2020. godine) 62 Tablica 3.23. Planirani blokovi za dekomisiju (planirano za razdoblje 2021. - 2023. godine) 63 Tablica 5.1. Lista vodova 110-400 kv za revitalizaciju s početkom realizacije u periodu 2014.- 2020. godina (I prioritet). 102 Tablica 5.2. Lista vodova 110-400 kv za revitalizaciju s početkom realizacije u periodu 2014.- 2020. godina (II prioritet). 103
Tablica 5.3. Lista vodova za revitalizaciju nakon 2020. godine 104 Tablica 5.4. Lista transformatorskih stanica za revitalizaciju s početkom realizacije u periodu 2014-2020. godina 105 Tablica 5.5. Lista transformatorskih stanica za revitalizaciju s početkom realizacije u periodu nakon 2020. godine 107 Tablica 6.1. Klaster inves cija (projekata) broj 27 109 Tablica 6.2. Klaster inves cija (projekata) broj 28 110 Tablica 6.3. Projek koji nisu dio ni jednog klastera na području jugoistočne Europe 110 Tablica 6.4. Projek od nacionalnog značaja 111 Tablica 6.5. Objek čija izgradnja ovisi o izgradnju novih elektrana i porastu potrošnje električne energije 112 Tablica 8.1. Procjena HOPS-ih vlas h inves cijskih ulaganja u desetogodišnjem razdoblju (2014. 2023.) 120 Tablica 8.2. Procjena ukupnih inves cijskih ulaganja za razvoj prijenosne mreže u desetogodišnjem razdoblju (2014. 2023.) 122 Tablica 8.3. Procjena ukupnih inves cijskih ulaganja za razvoj prijenosne mreže u desetogodišnjem razdoblju (2014. 2023.) 124
POPIS SLIKA Slika 2.1. Tehnički pokazatelji hrvatskog EES-a po naponskim razinama u vlasništvu HOPS-a. stanje krajem 2013 12 Slika 2.2. Udjeli prijenosnih dalekovoda u pogonu u vlasništvu HOPS-a, po naponskim razinama u hrvatskom EES-u stanje listopad 2013 13 Slika 2.3. Udjeli pojedinih transformacija u ukupnoj instaliranoj snazi transformacije u hrvatskom EES-u (samo transformatori u vlasništvu HOPS-a) 14 Slika 2.4. Prijenosna mreža 110-220-400 kv Hrvatske, stanje srpanj 2012. godine, sa podacima o prekograničnom prijenosu električne energije 15 Slika 2.5. Elektroenergetska bilanca (GWh) EES HR za 2012. 17 Slika 2.6. Gubici električne energije (%) u prijenosnoj mreži RH 18 Slika 2.7. Struktura proizvodnje (GWh) hrvatskih elektrana u razdoblju 2010 2012. 19 Slika 2.8. Priključak elektrana u hrvatskom EES-u po naponskim razinama 20 Slika 2.9. Godišnji konzum i maksimalno opterećenje hrvatskog EES-a 20 Slika 2.10. Usporedba minimalnog i maksimalnog opterećenja (MWh/h) hrvatskog EES-a 21 Slika 2.11. Model vođenja elektroenergetskog sustava Republike Hrvatske 22 Slika 2.12. Raspodjela prekidača 400-220-110 kv u HOPS-u po staros stanje 31.12.2012. 27 Slika 2.13. Raspodjela vodova, stupova vodova 110-220-400 kv i kabela 110 kv po starosti u prijenosnoj mreži HOPS-a stanje 31.12.2012. 28 Slika 2.14. Konfiguracija 400 kv i 220 kv mreže krajem 2013. godine 30 Slika 2.15. Mreža 110 kv PrP Osijek krajem 2013. godine 31 Slika 2.16. Mreža 110 kv PrP Rijeka krajem 2013. godine 32 Slika 2.17. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2013. godine dio 1 (Zadar, Šibenik, Knin) 33 Slika 2.18. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2013. godine dio 2 (Split) 34 Slika 2.19. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2013. godine dio 3 (južna Dalmacija) 35 Slika 2.20. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2013. godine dio 1 (Karlovac i Sisak) 36 Slika 2.21. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2013. godine dio 2 (Zagreb) 37 Slika 2.22. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2013. godine dio 3 (Varaždin, Koprivnica, Bjelovar) 38 Slika 3.1. Prikaz kretanja i prosječne stope rasta maksimalnih opterećenja te postotnih udjela prijenosnih područja u sumi neistodobnih maksimalnih opterećenja 44 Slika 3.2. Shematski prikaz raspodjele opterećenja na TS 110/x kv 45 Slika 3.3. Prognoza porasta vršnog opterećenja prema [3] i ostvarenje do 2012. godine 47 Slika 3.4. Prognoza porasta vršnog opterećenja do 2020. godine prema Master planu i ostvarenje do 2012. godine 48 Slika 4.1. Konfiguracija 400 kv i 220 kv mreže krajem 2020. godine 76 Slika 4.2. Mreža 110 kv PrP Osijek krajem 2020. godine 77 Slika 4.3. Mreža 110 kv PrP Rijeka krajem 2020. godine 78 Slika 4.4. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2020. godine dio 1 (Zadar, Šibenik, Knin) 79 Slika 4.5. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2020. godine dio 2 (Split) 80 Slika 4.6. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2020. godine dio 3 (južna Dalmacija) 81 Slika 4.7. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2020. godine dio 1 (Karlovac i Sisak) 82 Slika 4.8. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2020. dio 2 (Zagreb) 83 Slika 4.9. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2020. godine dio 3 (Varaždin, Koprivnica, Bjelovar) 84 Slika 4.10. Konfiguracija 400 kv i 220 kv mreže 2023 (25). godine 88 Slika 4.11. Mreža 110 kv PrP Osijek 2023 (25). godine 89
Slika 4.12. Mreža 110 kv PrP Rijeka 2023 (25). godine 90 Slika 4.13. Mreža 110 kv PrP Split 2023 (25). godine dio 1 (Zadar, Šibenik, Knin) 91 Slika 4.14. Mreža 110 kv PrP Split 2023 (25). godine dio 2 (Split) 92 Slika 4.15. Mreža 110 kv PrP Split 2023 (25). godine dio 3 (južna Dalmacija) 93 Slika 4.16. Mreža 110 kv PrP Zagreb 2023 (25). godine dio 1 (Karlovac i Sisak) 94 Slika 4.17. Mreža 110 kv PrP Zagreb 2023 (25). dio 2 (Zagreb) 95 Slika 4.18. Mreža 110 kv PrP Zagreb 2023 (25). godine dio 3 (Varaždin, Koprivnica, Bjelovar) 96 Slika 4.19. Struje maksimalnih kratkih spojeva u 400 kv mreži za planiranu prijenosnu mrežu 2020. godine 97 Slika 4.20. Struje maksimalnih kratkih spojeva u 220 kv mreži za planiranu prijenosnu mrežu 2020. godine 98 Slika 4.21. Struje maksimalnih kratkih spojeva (zagrebačka mreža sekcionirana u TE TO Zagreb) u 110 kv mreži za planiranu mrežu 2020. godine 99 Slika 8.1. Udio iznosa ulaganja pojedinih kategorija HOPS-ovih vlas h inves cija u razdoblju 2014. 2023. godine 120 Slika 8.2. Godišnji iznosi ulaganja (kuna) i udio pojedinih kategorija HOPS-ovih vlas h inves cija u razdoblju 2014. 2023. godine 121 Slika 8.3. Apsolutni iznosi ulaganja (kuna) i udio u ukupnim troškovima razvoja mreže u razdoblju 2014. 2023. godine pojedinih inves cijskih kategorija 122 Slika 8.4. Procijenjeni troškovi uravnoteženja VE po pojedinim scenarijima izgradnje ovisno o pogreški predviđanja proizvodnje VE 125 Slika 8.5. Procijenjeni troškovi uravnoteženja VE po jedinici proizvodnje VE ovisno o pogrešci predviđanja proizvodnje 126 Slika 8.6. Procijenjeni troškovi sekundarne regulacije VE po pojedinim scenarijima integracije 127 Slika 8.7. Procijenjeni dodatni troškovi sekundarne regulacije VE po jedinici isporučene energije krajnjim kupcima po pojedinim scenarijima integracije VE 128
1 UVOD Radi provođenja procesa liberalizacije u energetskom sektoru, razgraničenja temeljnih energetskih djelatnos i otvaranja tržišta električne energije, Republika Hrvatska je početkom prošlog desetljeća (2001. godina) usvojila tzv. prvi paket energetskih zakona (NN 68/2001). Uvažavajući nužnost usklađenja zakona i podzakonskih akata sa tadašnjim smjernicama EU, Hrvatski sabor je u prosincu 2004. godine donio tzv. drugi paket energetskih zakona: Zakon o izmjenama i dopunama Zakona o energiji, Zakon o tržištu električne energije i Zakon o regulaciji energetskih djelatnos (NN 177/04). Nadalje, Europska unija je 2009. godine usvojila tzv. treći paket energetskih propisa, kojima se detaljnije uređuju, između ostaloga, i sva otvorena pitanja tržišta električnom energijom na području cijele Europe, odnosno na području zemalja članica EU i posljedično ugovornih strana Energetske zajednice. Novi propisi se primjenjuju od 03. ožujka 2011. Države članice morale su implemen ra odredbe novih EU direk va u svoje nacionalno zakonodavstvo, a nove uredbe neposredno primijeni. Republika Hrvatska, tada kao buduća članica EU i jedna od ugovornih strana Ugovora o Energetskoj zajednici, obvezna je bila prilagodi nacionalno zakonodavstvo s odredbama trećeg paketa. Taj proces je završio donošenjem novog Zakona o energiji (NN 120/12) i novog Zakona o tržištu električne energije (NN 22/13). Prema zakonskim obvezama izrađen je niz podzakonskih akata u proteklim godinama. Za djelatnost prijenosa električne energije najznačajnija su Mrežna pravila (NN 36/2006), Tarifni sustav za prijenos električne energije bez visine tarifnih stavki (HERA 12/2006), Pravilnik o naknadi za priključenje na elektroenergetsku mrežu i za povećanje priključne snage (NN 28/2006), i niz drugih. Prema članku 5. Zakona o energiji temeljni akt za utvrđivanje energetske poli ke i planiranja energetskog razvitka je Strategija energetskog razvitka, koju na prijedlog Vlade RH donosi Sabor za desetogodišnje (10) razdoblje. Hrvatski sabor je 15. listopada 2009. godine donio novu Strategiju energetskog razvoja Republike Hrvatske do 2020. godine (u daljnjem tekstu: Strategija) u kojoj je predviđeno nekoliko alterna vnih scenarija razvoja elektroenergetskog sektora. Temeljem članka 6. Zakona o energiji na temelju Strategije energetskog razvoja Vlada RH donosi Program provedbe strategije energetskog razvoja za razdoblje od najmanje tri (3) godine. Jedinice lokalne samouprave i jedinice područne samouprave su dužne svoje razvojne dokumente uskladi sa Strategijom i Programom. Program provedbe Strategije je glavni instrument planiranja, koordinacije i praćenja strategije energetskog razvitka. Program utvrđuje mjere, nositelje ak vnos i dinamiku realizacije energetske poli ke i nacionalnih energetskih programa, a sadrži zakonodavne, organizacijske, tehničke i ostale mjere radi efikasne provedbe strategije razvoja. Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. (u daljnjem tekstu: HOPS) je prema Zakonu o energiji, energetski subjekt odgovoran za upravljanje, odnosno pogon i vođenje, održavanje, razvoj i izgradnju prijenosne elektroenergetske mreže. Zakonom o tržištu električne energije propisane su temeljne dužnos operatora prijenosnog sustava. Temeljem članka 25 Zakona o tržištu električne energije HOPS je dužan najkasnije do 31. listopada tekuće godine dostavi Hrvatskoj energetskoj regulatornoj agenciji (HERA-i) na odobravanje desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže, utemeljen na postojećoj i predviđenoj proizvodnji i opterećenju sustava, nakon savjetovanja sa svim relevantnim zainteresiranim stranama. Desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže mora sadržava učinkovite mjere koje jamče dostatnost mreže i sigurnost opskrbe. Agencija se potom savjetuje sa svim stvarnim ili potencijalnim korisnicima mreže o desetogodišnjem planu razvoja prijenosne mreže kroz javnu raspravu koja traje 15 dana.
2 HOPS je u proteklom periodu izrađivao trogodišnje planove razvoja i izgradnje prijenosne mreže, te ih dostavljao HERA-i na odobrenje. Ti trogodišnji planovi inves cija u prijenosnu mrežu bili su izrađeni temeljem dotadašnjih kratkoročnih i srednjoročnih sagledavanja razvoja, te procjenom potreba za dinamikom izgradnje novih objekata i revitalizacijom postojećih, uzimajući u obzir planove energetskih subjekata u Hrvatskoj, te aktualno stanje mreže i postrojenja. Početkom 2012. godine HOPS je javno objavio Indikavni srednjoročni plan razvoja hrvatske prijenosne mreže kako bi sudionicima na tržištu električne energije ukazao na moguće pravce razvoja prijenosnog sustava. Budući da je donošenjem novog paketa energetskih zakona izrada desetogodišnjih planova postala zakonska obaveza, HOPS je jekom srpnja i kolovoza 2013. godine objavio na svojim web stranicama poziv svim zainteresiranim korisnicima za dostavu podloga (njihovih planova) vezanih za desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže. Dostavljene podloge uzete su u obzir pri izradi ovog plana. HOPS je dužan izrađiva i javno publicira desetogodišnje planove razvoja prijenosne mreže, osim zbog odredbi nacionalnog zakonodavstva, također i zbog: a) trećeg paketa energetskih propisa (direk va i uredbi) Europske unije (EU), b) članstva HOPS-a u ENTSO-E (unutar kojeg se izrađuje desetogodišnji okvirni/neobvezujući/ plan razvoja prijenosne mreže za čitavu Europu, sukladno odredbama trećeg paketa ), c) jasnijeg definiranja dugoročne vizije razvoja mreže u cilju izrade preciznijih i kvalitetnijih kratkoročnih planova razvoja. Prilikom izrade desetogodišnjeg plana razvoja mreže, operator prijenosnog sustava realno pretpostavlja razvoj proizvodnje, opskrbe, potrošnje i razmjene s drugim zemljama, uzimajući u obzir planove ulaganja u regionalne mreže i mreže na pan-europskoj razini. ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), osnovan je sukladno Trećem paketu već krajem 2008. godine i HOPS je njegov punopravni član od osnivanja. Bitno je naglasi da je ENTSO-E pravni slijednik svih dotadašnjih europskih organizacija operatora prijenosnih sustava (poput primjerice UCTE, ETSO, NORDEL, BALTSO, itd.), koje su osnivanjem ENTSO-E prestale postoja i na njega prenijele sva dotadašnja prava i obveze. U okviru svojih brojnih obveza, ENTSO-E donosi i objavljuje neobvezni 10-godišnji plan razvoja mreže (TYNDP Ten Year Network Development Plan ili Desetogodišnji Plan razvoja mreže ) svake dvije godine. U izradi prvog takvog TYNDP, koja je između ostalog uključivala različite scenarije razvoja, modeliranje integrirane mreže, te pregled potrebnih inves cija u pan-europsku prijenosnu mrežu do 2020. godine, obuhvaćena je i hrvatska prijenosna mreža. Prvi takav zajednički TYNDP ( pilot ), kao pan-europski plan razvoja prijenosne mreže usvojen je, nakon provedbe predviđenog procesa donošenja temeljem javne rasprave sredinom 2010. godine. Odmah potom, temeljem iskustava i rezultata dosadašnjeg rada na TYNDP te preporuka iz javne rasprave, a posebice zahtjeva Europske komisije, započele su ak vnos na izradi slijedećeg dvogodišnjeg TYNDP, koji je usvojen 2012. godine. Ovdje je bitno naglasi da će odgovarajući srednjoročni nacionalni planovi razvoja prijenosne mreže mora bi usklađeni s europskim TYNDP, o čemu posebnu brigu moraju vodi nacionalna regulatorna jela, u našem slučaju HERA. Obveza je nadalje nacionalnog operatora prijenosnog sustava i nacionalnog regulatora da se usvojeni planovi razvoja i izgradnje prijenosne mreže i realiziraju. To zapravo znači da za usvojene
3 planove razvoja moraju bi osigurana potrebna sredstava, a za sve sudionike u tom procesu (posebice vlasnike prijenosne mreže) su regulavom Trećeg paketa određene i obveze, posebice one koje se odnose na financiranje izgradnje objekata koji su predviđeni usvojenim planom razvoja prijenosne mreže. Metodologija izrade desetogodišnjeg plana razvoja prijenosne mreže Hrvatske je usklađena, koliko je to primjenjivo, s prihvaćenom takvom metodologijom u većini zemalja EU (a s kojom je HOPS suočen kroz međunarodnu suradnju u okviru ENTSO-E i projekata EU), koja osim izrade klasičnih, determinisčkih analiza (tokovi snaga, n-1 analiza sigurnos), predviđa i izradu odgovarajućih ekonomsko-financijskih analiza, sve kako bi se dobili prijedlozi opmalnih potrebnih invescija u prijenosnu mrežu. Na taj način objedinjeni su i usklađeni svi rezulta dosadašnjih pojedinačnih studijskih istraživanja, te je omogućeno utvrđivanje objekvnih i potrebnih elektroenergetskih podloga, ne samo za planiranje razvoja prijenosne mreže, već i za izradu drugih relevantnih planskih dokumenata na državnoj razini, te za kvalitetnije sudjelovanje u izradi odgovarajućih planova na regionalnoj i paneuropskoj razini, kao i ostvarivanje (su)financiranja invescija kroz odgovarajuće EU fondove i druge prikladne izvore. Predmetni desetogodišnji plan razvoja hrvatske prijenosne mreže obuhvaća neophodnu revitalizaciju postojećih, kao i izgradnju novih objekata prijenosne mreže, koji su studijski istraženi na razini studije pred-izvodljivos, što znači da će se pri izradi kratkoročnih planova razvoja provodi dodatna istraživanja njihove tehno-ekonomske opravdanos izgradnje, te mogućnos izgradnje s obzirom na prostorna, ekološka i druga ograničenja. Desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže je podložan budućim izmjenama u obliku novog Desetogodišnjeg plana s obzirom na nove spoznaje i informacije, eventualna prostorna i ekološka ograničenja, te druge utjecajne faktore.
4 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI DESETOGODIŠNJEG PLANA RAZVOJA
5 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI DESETOGODIŠNJEG PLANA RAZVOJA 1.1. STRATEŠKE ODREDNICE HOPS-A PRILIKOM PLANIRANJA RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE Prilikom određivanja op malnog razvoja prijenosne mreže u idućem desetogodišnjem razdoblju nastojalo se zadovolji slijedeće osnovne principe: Pos zanje zadovoljavajuće sigurnos opskrbe kupaca na teritoriju RH. Pos zanje zadovoljavajuće raspoloživos i dostatnos hrvatske prijenosne mreže za nesmetano odvijanje ak vnos svih sudionika na tržištu električne energije (proizvođača, trgovaca i opskrbljivača, te drugih subjekata). Omogućavanje priključka novih korisnika na prijenosnu mrežu pod jednakim, transparentnim i ne diskriminirajućim uvje ma. Integracija obnovljivih izvora energije u prijenosni sustav, u cilju ispunjenja obaveza koje je RH preuzela ulaskom u EU. Prethodno nabrojani principi (strateške odrednice) ispunit će se provođenjem sljedećih ak vnos : Kon nuirana ulaganja u revitalizaciju, odnosno zamjene i rekonstrukcije, dotrajalih jedinica prijenosne mreže. Ulaganja u izgradnju novih jedinica mreže (vodovi, transformatori, ITC infrastruktura, uređaji za kompenzaciju reak vne snage, uređaji za regulaciju ak vne snage i ostalo), temeljem kriterija propisanih u Mrežnim pravilima, uz uvažavanje ekonomskih kriterija odnosno minimiziranje uloženih financijskih sredstava. Ulaganja u zahvate koji će omogući bolje iskorištavanje postojećih, odnosnu izgradnju neophodnih novih, prekograničnih kapaciteta, koristeći naknade prikupljene kroz alokaciju prekograničnih kapaciteta (dražbe). Primjenu modernih tehnologija u prijenosu električne energije, kao što su visoko-temperaturni vodiči malog provjesa 2. generacije (ACCC i ACCR vodiči) u revitalizaciji i povećanju prijenosne moći postojećih dalekovoda, ugradnja uređaja baziranih na energetskoj elektronici (FACTS) za rješavanje problema previsokih napona u 400 kv mreži, ugradnja mrežnih transformatora s mogućnos zakretanja faza (upravljanje tokovima djelatnih snaga), itd. Stalno unaprjeđenje i usavršavanje vlas h kadrova zbog obaveznog ak vnog sudjelovanja u europskim procesima pod okriljem ENTSO-E, te sudjelovanja u ostalim međunarodnim organizacijama (CIGRE, IEEE, i dr.). Kao najveće rizike u uspješnom ostvarenju prethodno nabrojanih strateških odrednica i planiranih ak vnos HOPS iden ficira neizvjesna gospodarska kretanja u RH, prostorno-planska ograničenja i ekološke zahtjeve, nesigurnos vezane za izgradnju novih proizvodnih postrojenja, te neizvjesnost stabilnog i dostatnog financiranja potrebnih ak vnos.
6 1.2. FAZE IZRADE PLANA RAZVOJA Izrada ovog desetogodišnjeg plana razvoja provedena je u nekoliko dijelova faza: 1. 2. 3. 4. Na temelju niza ulaznih podloga (studija i istraživanja) izrađen je Indika vni srednjoročni plan razvoja hrvatske prijenosne mreže, objavljen početkom 2012. godine, koji je poslužio kao osnova izrade ovog plana. Izrađene su specijalis čke studije za rješavanje specifičnih pitanja, primjerice studije razvoja zagrebačke prijenosne mreže, analiza potreba za ugradnjom energetskih transformatora s kosom regulacijom odnosno s mogućnos upravljanja tokovima djelatne snage, te studija razvoja splitske prijenosne mreže. Prikupljene su aktualne podloge (iz sredine 2013. godine) o planovima izgradnje postojećih i novih korisnika prijenosne mreže, te su dodatno istraženi zahtjevi na razvoj prijenosne mreže s obzirom na nove spoznaje. Kao sinteza prethodnih ak vnos i istraživanja izrađen je ovaj desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže. Uvođenjem tržišnih odnosa u elektroenergetski sektor broj nepozna h varijabli stanja pri planiranju razvoja prijenosne mreže ekstremno raste. Time je i budući pogon prijenosne mreže mnogo teže sagleda od trenutnog pogona, pri čemu je to sagledavanje to teže i manje vjerojatnije budućem stanju kako se produžava vremensko razdoblje planiranja. Možemo zaključi da je budućnost povezana s nizom nesigurnos u ulaznim podacima potrebnim za planiranje razvoja prijenosne mreže, pa samim me dolazi do značajnog rizika pri određivanju razvoja mreže. Stoga će HOPS redovito ažurira desetogodišnje planove razvoja te ih dostavlja HERA-i na odobrenje. 1.3. SCENARIJI PLANIRANJA Nesigurnos pri planiranju razvoja prijenosne mreže moguće je uze u obzir determinis čkim višescenarijskim analizama ili koristeći probabilis čke metode planiranja. Drugi način vjerniji je fizikalnoj slici elektroenergetskog sustava i nužan je pri procjeni ekonomske opravdanos inves cija u mrežu, no prvi način češće se koris zbog svoje jednostavnos i preglednos. Determinis čki pristup planiranju provodi se analizom određenih mogućih pogonskih stanja u budućnos, zanemarujući pri tom vjerojatnost njihove pojave, pri čemu su analizirana pogonska stanja definirana kroz različite scenarije ovisno o najutjecajnijim ulaznim varijablama. Scenariji ispitani pri izradi ovog plana odnose se na vremenski presjek promatranja, vršno opterećenje EES, izgradnju novih elektrana unutar sustava, hidrološka stanja i pravce uvoza električne energije. Definirani su slijedeći scenariji planiranja: a) obzirom na analizirano vremensko razdoblje (razdoblje izvođenja pojedinih inves cija treba shva uvjetno, odnosno dinamika njihove realizacije ovisi o utjecajnim faktorima poput porasta opterećenja, izgradnje elektrana, priključka novih korisnika na mrežu i drugog) 2014. 2020. godina, 2021. 2023(25). godina.
7 Razdoblje do 2020. godine je dodatno razmatrano, tamo gdje je to bilo potrebno, u periodu od 2014.- 2016. (prvo trogodišnje razdoblje) i u periodu 2017.- 2020. b) obzirom na opterećenje EES: godišnji maksimum opterećenja prema referentnom scenariju i prema višem scenariju Master plana [3] te prema Strategiji energetskog razvoja RH [2]) ljetni maksimum opterećenja u prosječnim godinama, godišnji minimum opterećenja u prosječnim godinama. c) obzirom na plan izgradnje novih elektrana: prema podacima dostavljenim od korisnika mreže (HEP Proizvodnja, ostali korisnici), prema analizama iz Strategije energetskog razvoja RH, prema očekivanoj integraciji obnovljivih izvora energije u RH, na temelju pretpostavke o potpuno usporenoj izgradnji konvencionalnih elektrana. d) obzirom na hidrološka stanja: stanje normalne hidrologije, stanje ekstremno vlažne hidrologije, stanje ekstremno suhe hidrologije, e) obzirom na pravce uvoza električne energije (snage): uvoz sa sjevera preko Mađarske (Slovačka, Poljska, Njemačka), uvoz iz BiH, uvoz s istoka (Srbija, Kosovo, Bugarska, Rumunjska). Scenariji izgradnje novih elektrana na području hrvatskog EES-a i ostale ulazne pretpostavke bitne za izradu desetogodišnjeg plana razvoja prijenosne mreže detaljnije su opisani u [15]). 1.4. EKONOMSKA VALORIZACIJA Ekonomsko valoriziranje inves!cija, ocjenjenih kao nužnih s aspekta tehničkih kriterija planiranja, provedeno je kroz izračun očekivane dobi! od svake pojedinačne inves!cije i njenih troškova. Ekonomska valorizacija, odnosno promatranje odnosa između dobi! i troškova, pruža važne informacije u procesu donošenja odluka o pokretanju inves!cija, ali i u procesu njihova odobravanja sa strane HERA-e. U dobit od inves!cija u prijenosnu mrežu uključena je procjena povećanja sigurnos! napajanja kroz smanjenje očekivanih troškova neisporučene električne energije, dobit od smanjenja gubitaka u mreži, te dobit od minimiziranja troškova proizvodnje elektrana u sustavu, odnosno tržišne cijene električne energije. Troškovi za svaku pojedinačnu inves!ciju procijenjeni su na temelju jediničnih cijena visokonaponske opreme i postrojenja. 1.5. REVITALIZACIJE U razdoblju do 2023. godine treba revitalizira! određeni broj objekata, jedinica, uređaja i komponen! u prijenosnoj mreži budući da će is! premaši! svoj životni vijek. Pod revitalizacijom podrazumijevamo ak!vnos! na zamjenama pojedinih jedinica/uređaja/ komponen! u prijenosnoj mreži kako bi se očuvala njihova tehnička funkcionalnost. Ovaj plan sadrži prijedlog revitalizacije kapitalnih objekata
8 prijenosne mreže, nadzemnih vodova, kabela i transformatorskih stanica, za koje je potrebno uloži znatna financijska sredstva u narednom desetljeću. Revitalizaciju prijenosnih vodova, ukoliko je potrebno, moguće je preoblikova u vodove viših naponskih razina 110, 220 ili 400 kv uz povećanje prijenosne moći (2 x 110 kv, 2 x 220 kv, 2 x 400 kv, korištenje nove tehnologije vodiča), a da se pri tome njihove postojeće trase, na pojedinim dijelovima, ovisno o zatečenoj razvijenos i stanju prostora, mogu kroz postupak ishođenja lokacijske dozvole prilagodi novom stanju prostora i izgradi sukladno tehničkim propisima koji reguliraju način i uvjete izgradnje elektroenergetskih građevina. 1.6. PLAN PROSTORNOG UREĐENJA Pri izradi ovog Plana razvoja prijenosne mreže kao podloga su korištene važeće Izmjene i dopune Strategije prostornog uređenja RH infrastrukturni sustavi i Programa prostornog uređenja RH elektroenergetski sustavi (NN 84/13). Na temelju pokrenutog postupka izmjena i dopuna Strategije i Program prostornog uređenja RH - energetski sustavi izrađena je Podloga za uvrštenje u Program prostornog uređenja RH od strane HOPS-a, a koja je krovni dokument prostornog uređenja RH. Dokument Desetogodišnji plan razvoja hrvatske prijenosne mreže (2014.-2023. god.) koris se kao podloga za upis postojećih i planiranih visokonaponskih objekata i postrojenja u prostorno planske dokumente. To znači da su se nakon detekcije određenih mogućih poremećaja u prijenosnoj mreži pokušavala analizira ona rješenja koja su u skladu s važećim Programom prostornog uređenja. U slučaju kada takva rješenja nisu postojala, odnosno ukoliko nisu bila zadovoljavajuća, predlagala su se neka druga izvan Programa prostornog uređenja, te je isto istaknuto. Takav pristup je opravdan, budući da ovaj plan razvoja prijenosne mreže i treba posluži kao neophodna podloga za izradu novog Programa prostornog uređenja RH u koji treba uključi nove objekte i trase vodova kako su predloženi ovim planom. Osim toga, za određeni broj vodova koji će bi neosporno nužni ne postoje ucrtane trase u prostorne planove. Prilikom izrade novog plana prostornog uređenja na razini RH treba zadrža sve trase vodova (i lokacije TS i RP) ucrtane u važeći prostorni plan bez obzira na rezultate ovog Desetogodišnjeg plana razvoja hrvatske prijenosne mreže (budućnost nosi mnogo nesigurnos pa se ne treba odrica rezerviranih koridora i lokacija). 1.7. PLAN RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE I ZAKONSKA REGULATIVA Uvažavajući činjenicu da su visokonaponski objek i postrojenja naponske razine 110, 220 i 400 kv značajni objek elektroenergetske infrastrukture i koji su «građevine od važnos za Republiku Hrvatsku» odnosno one za koje je zakonom utvrđen javni interes (čl. 4. Zakona o energiji, NN 68/01 i NN 120/12), te sukladno čl. 2. toč. 6 Uredbe o određivanju građevina od važnos za Republiku Hrvatsku (NN 6/00 i 68/03) smatraju se građevinama od važnos za RH, odnosno prema Uredbi (NN 116/07.) građevinama za koje lokacijsku i/ili građevinsku dozvolu izdaje Ministarstvo graditeljstva i prostornog uređenja, u cilju što kvalitetnijeg pristupa pripremnih akvnos na realizaciji izgradnje visokonaponskih objekata i postrojenja (DV i TS) potrebno je kroz više različih pokrenuh upravnih postupaka dokaza opravdanost izgradnje predmetne građevine u prostoru, važećim Zakonom o prostornom uređenju i gradnji, kao i u skladu s ostalom važećom zakonskom regulavom u Republici Hrvatskoj, koja trera problemaku pripreme izgradnje i izgradnje ovakve vrste elektroenergetskih građevina.
9 1.8. PLAN RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE I ZAŠTITA OKOLIŠA Temeljem Zakona o zaš okoliša (NN 80/13) i Zakona o zaš prirode (NN 80/13), Uredbe o procjeni utjecaja zahvata na okoliš (NN 64/08, 67/09), Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. kada nastupa u svojstvu vršitelja poslova investora, obavezan je proves Procjenu utjecaja na okoliš u upravnom postupku pri nadležnom Ministarstvu zašte okoliša i prirode za dalekovode i transformatorske stanice nazivnog napona 220 kv i 400 kv. Nakon izvršene Procjene utjecaja na okoliš i pisanog rješenja o mjerama zašte ostvaruje se pravo pokretanja postupka ishođenja lokacijske dozvole i nastavka akvnos realizacije projekta. Za dalekovode nazivnog napona 110 kv koji se dijelom trase zaštnog koridora nalaze u prostoru ekološke mreže Eko Natura 2000, kroz postupak lokacijske dozvole koji vodi ili Ministarstvo prostornog uređenja i graditeljstva ili upravno jelo u Županiji od nadležnih jela (Državna uprava za zaštu prirode ili odgovarajuće županijsko jelo) traži se mišljenje o uvjema građenja i eksploatacije u tom području, te propisivanje zaštnih mjera ukoliko ih je potrebno poduze. 1.9. NOVE TEHNOLOGIJE Nove tehnologije u izgradnji prijenosne mreže je u budućnos poželjno primijeni radi poboljšanja tehničkih karakteriska mreže, ukoliko će to bi ekonomski opravdano. U pojedinim slučajevima će radi prostornih ograničenja i problema u pronalaženju novih trasa za vodove bi potrebno primijeni i skuplja rješenja, no isto ne treba bi pravilo već izbor samo u slučaju nepremosvih poteškoća vezanih za okoliš, te pridobivanja potrebnih dozvola i zadovoljenja regulatornih zahtjeva. Potrebu uvođenja novih tehnologija vezanih za primjenu visoko-temperaturnih vodiča malog provjesa 2. generacije (ACCC i ACCR vodiči) u revitalizaciji i povećanju prijenosne moći postojećih dalekovoda, te eventualno kompakranje vodova i dr., bit će potrebno ocijeni od slučaja do slučaja, no efekt uvijek treba bi is a to je povećanje prijenosne moći nekog koridora uz zadovoljavajuću raspoloživost voda i ekonomsku opravdanost primjene (s aspekta invescijskih troškova i gubitaka). Is pristup vrijedi i za primjenu ostalih modernih tehnologija u prijenosu električne energije, kao što su ugradnja uređaja baziranih na energetskoj elektronici (FACTS) za rješavanje problema previsokih napona u 400 kv mreži, ugradnja mrežnih transformatora s mogućnos zakretanja faza (upravljanje tokovima djelatnih snaga), itd. 1.10. UVJETOVANOST PLANA I UTJECAJI Plan invescija prikazan ovim dokumentom treba shva kao uvjetan, odnosno neće sve invescije treba poduzima do naznačenih vremenskih presjeka, ovisno o realizaciji nekih polaznih pretpostavki u budućnos na temelju kojih je plan sastavljen. Tako na primjer neće treba gradi TS 400/220 kv Plomin ni vod 2x400 kv Plomin Melina ukoliko se ne realizira izgradnja TE Plomin C u sadašnje predviđenoj veličini izgradnje (500 MW), ni će treba gradi ostale priključne vodove za nove elektrane i TS 110/x kv ukoliko se iste ne izgrade. Pojedine invescije iz plana moguće je otkaza ili barem odgodi ukoliko se neka polazna pretpostavka ne ostvari, tako na primjer neće treba gradi vod 110 kv Žerjavinec Jertovec 2 paralelan postojećem vodu ukoliko KTE (kombinirana termoelektrana) Jertovec ostane u pogonu u razmatranom razdoblju (kao postojeći ili modernizirani objekt) ili ukoliko se izgradi TS 400/110 kv Drava.
10 Također izvođenje nekih inves cija otkazuje ili odgađa izvođenje drugih, poput primjera ugradnje energetskog transformatora 220/110 kv, 150 MVA, s kosom regulacijom, u HE Senj umjesto današnjeg koji je na kraju životne dobi, čime se omogućuje puni plasman snage HE Senj u prijenosnu mrežu (što sada zbog izgradnje VE Vrataruša i mogućih zagušenja na potezu Senj-Vrataruša-Crikvenica nije moguće). Istovremeno se me za kasniji period odgađa potreba za izgradnjom novog dalekovoda na predmetnom potezu. Najznačajniji faktori koji mogu utjeca na dodatnu neplaniranu izgradnju prijenosne mreže su slijedeći: izgradnja novih elektrana na lokacijama koje nisu sagledane ovim planom zbog nedostatka/ manjkavos (ograničene dostupnos ) ulaznih podataka ili promjene planova tržišnih sudionika, priključak novih kupaca koji nisu sagledani ovim planom zbog nedostatka/manjkavos (ograničene dostupnos ) ulaznih podataka, značajno odstupanje u porastu opterećenja EES, odnosno prenesene električne energije, od scenarija analiziranih u ovom planu, scenariji izgradnje vjetroelektrana unutar EES Hrvatske različi od onih analiziranih u ovom planu, razvoj tržišta električne energije na nacionalnoj, regionalnoj i paneuropskoj razini uključujući integraciju tržišta, budući regulatorni zahtjevi, značajnije promjene u razvoju susjednih EES-ova (na primjer moguća izgradnja novih elektrana u okruženju, novih interkonekcija i slično). 1.11. NAČIN PRIKAZA POTREBNIH INVESTICIJA U PRIJENOSNU MREŽU Ovdje prikazan desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže podijeljen je u nekoliko zasebnih poglavlja, ovisno o neizvjesnos ostvarenja bitnih utjecajnih faktora koji uvjetuju izgradnju prijenosne mreže, te strateškim odrednicama HOPS-a: Nužna izgradnja prijenosne mreže je određena prvenstveno s aspekta pos zanja zadovoljavajuće sigurnos opskrbe kupaca električnom energijom, uz priključak na mrežu svih nominiranih objekata od strane HEP ODS, te novih proizvodnih postrojenja koji su danas u visokom stupnju pripremnih ak vnos. U ovu razinu plana uključene su i potrebe za revitalizacijom postojećih objekata prijenosne mreže. Izgradnja prijenosne mreže kao dio šire europske i regionalne mreže, definirana kroz suradnju operatora prijenosnih sustava u Europi te uključena u TYNDP. Uvjetna izgradnja prijenosne mreže, ovisna o realizaciji planova ostalih korisnika mreže (proizvođača, kupaca). Dodatna izgradnja prijenosne mreže, radi integracije obnovljivih izvora električne energije, prvenstveno vjetroelektrana. Prethodno opisana podjela nužna je s aspekta HOPS-a, ali i HERE te ostalih sudionika na tržištu električne energije, kako bi se ispravnije mogle planira pojedine inves cije kao nužne ili uvjetne te me ukaza svim postojećim i budućim korisnicima mreže u kojim pravcima njen desetogodišnji razvoj može ići.
11 2. TEHNIČKE KARAKTERISTIKE POSTOJEĆE HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE
12 2.TEHNIČKE KARAKTERISTIKE POSTOJEĆE HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE 2.1. OSNOVNI TEHNIČKI POKAZATELJI Hrvatski prijenosni sustav na teritoriju RH je danas (stanje krajem 2013. godine) umrežen u ukupno 6 postrojenja 400 kv razine, te u ukupno 17 postrojenja 220 kv razine - slika 2.1. Na 110 kv naponskoj razini priključeno je ukupno 164 RP 110 kv i TS 110/x kv. Slika 2.1. Tehnički pokazatelji hrvatskog EES-a po naponskim razinama u vlasništvu HOPS-a. stanje krajem 2013
13 Hrvatski elektroenergetski sustav povezan je naponskim razinama 400 kv, 220 kv i 110 kv sa sustavima susjednih zemalja. Dalekovodima 400 kv naponske razine (ukupno sedam DV od čega su tri dvosustavna, a če ri jednosustavna) povezan je elektroenergetski sustav RH sa sustavima: Bosne i Hercegovine (DV 400 kv Ernes novo - Ugljevik i DV 400 kv Konjsko - Mostar), Srbije (DV 400 kv Ernes novo Sremska Mitrovica 2), Mađarske (DV 2x400 kv Žerjavinec Heviz, DV 2x400 kv Ernes novo Pecs) i Slovenije (DV 2x400 kv Tumbri Krško, DV 400 kv Melina Divača). Prijenosna mreža 400 kv RH nije upetljana na teritoriju države, već se pros re od njenog istočnog dijela (Ernes novo), preko sjeverozapadnog (Zagreb) do zapadnog (Rijeka) i južnog (Split) dijela (slika 2.4.). Od proizvodnih postrojenja na 400 kv mrežu priključena je jedino RHE Velebit, te NE Krško u Sloveniji. Interkonekcijska povezanost hrvatskog sustava sa susjednim članicama ENTSO-E ostvarena je i s 8 dalekovoda 220 kv. Također je hrvatski sustav umrežen s okruženjem i na 110 kv razini (ukupno 18 dalekovoda u trajnom ili povremenom pogonu). Dobra povezanost sa susjednim sistemima omogućava značajnije izvoze, uvoze i tranzite električne energije preko prijenosne mreže, te svrstava RH u vrlo važnu poveznicu elektroenergetskih sustava srednje i jugoistočne Europe. U hrvatskom prijenosnom sustavu (stanje koncem 2013. godine) u vlasništvu HOPS-a je 7 487,5 km visokonaponske mreže 400 kv, 220 kv i 110 kv, (slika 2.2). 220 kv 1.209,60 km 16% 400 kv 1.246,60 km 17% 110 kv + s.n. 5.031,10 km 67% Slika 2.2. Udjeli prijenosnih dalekovoda u pogonu u vlasništvu HOPS-a, po naponskim razinama u hrvatskom EES-u stanje listopad 2013
14 Za hrvatski prijenosni sustav karakterisčna je visoka instalirana snaga u VN transformaciji. Pojedinačne snage instaliranih transformatora iznose: 400 MVA (400/220 kv), 300 MVA (400/110 kv), 150 MVA (220/110 kv), 63 MVA, 40 MVA, 31.5 MVA, 20 MVA (110/x kv). Transformatori su dijelom izvedeni kao tronamotni, pri čemu se tercijar u pravilu ne koris za prijenos električne energije. Svi energetski transformatori 400/x kv i 220/x kv izvedeni su kao regulacijski, ; kod transformatora 220/110 kv pod teretom, a pojedini transformatori 400/110 kv imaju mogućnost vršenja regulacije ili u beznaponskom stanju ili pod teretom. Regulacijske sklopke su uglavnom smještene na primarnim stranama s mogućnošću promjene prijenosnog omjera u opsegu od ±2 x 2.5 % (400/110 kv), te ±12 x 1.25 % (220/110 kv), a regulira se napon sekundarne strane. Transformator 400/220 kv u TS 400/220/110 kv Žerjavinec izveden je i s mogućnošću regulacije kuta/ djelatne snage. TS 400/110 kv Ernesnovo opremljena je s dva regulacijska transformatora 400/110 kv. 400/220 kv 18% 110/X kv 44% 400/110 kv 19% 220/110 kv 19% Slika 2.3. Udjeli pojedinih transformacija u ukupnoj instaliranoj snazi transformacije u hrvatskom EES-u (samo transformatori u vlasništvu HOPS-a) Prijenosna mreža 400 kv, 220 kv i 110 kv Hrvatske (stanje sredinom 2012. godine), prikazana je na slici (2.4). Prijenosna mreža dovoljno je izgrađena da omogući značajne razmjene (prvenstveno uvoz) sa susjednim EES-ovima. Značajne količine energije, sa zadovoljavajućom sigurnošću, uvoze se iz smjera EES Slovenije (NE Krško), EES BiH te iz smjera Mađarske. Transakcije na tržištu električne energije i moguće razmjene između pojedinih zemalja jugoistočne Europe (Rumunjska, Bugarska, BiH su električnom energijom trenutno suficitarne zemlje) te središnje i zapadne Europe (prvenstveno Italije kao električnom energijom izrazito deficitarne zemlje) dovode
15 do novih okolnos u pogonu prijenosne mreže RH. Značajan tehnički problem u prijenosnoj mreži vezan je za slabe mogućnos regulacije napona i jalove snage prvenstveno na mreži 400 kv i 220 kv. Slika 2.4. Prijenosna mreža 110-220-400 kv Hrvatske, stanje srpanj 2012. godine, sa podacima o prekograničnom prijenosu električne energije
16 Proizvodnja i razmjena električne energije na pragu prijenosne mreže Hrvatske u 2012. godini prikazana je u tablici (2.1). Tablica 2.1. Proizvodnja i razmjena električne energije na pragu prijenosne mreže u hrvatskom EES-u u 2012. godini Proizvodnja i razmjena električne energije 2012. GWh % Hidroelektrane 4772 27,2 Termoelektrane 4699 26,6 Industrijske i VE 426 2,4 Ukupno proizvedeno u Hrvatskoj 9897 56,5 Uvoz (ulaz u Hrvatsku) 13191 - Izvoz (izlaz iz Hrvatske) 5568 - Razlika razmjene 7623 43,5 UKUPNO 17520 100,0
17 Elektroenergetska bilanca ukupnog prijenosa prikazana je na slici 2.5. Slika 2.5. Elektroenergetska bilanca (GWh) EES HR za 2012.
18 Gubici električne energije ostvareni u prijenosnoj mreži zadnjih godina prikazani su u tablici 2.2 i slikom 2.6. Tablica 2.2. Gubici električne energije (GWh) u prijenosnoj mreži RH Godina Konzum prijenosa (GWh) Tranzit (GWh) Gubici prijenosa (GWh) Gubici prijenosa (%) 2001. 13 458,5 5 351,0 628,5 3,23 2002. 13 772,4 5 467,0 669,6 3,36 2003. 14 557,7 4 972,6 659,6 3,27 2004. 15 094,9 6 394,7 586,7 2,66 2005. 15 752,4 9 424,0 560,4 2,18 2006. 16 201,1 7 593,2 544,0 2,24 2007. 16 707,7 5 525,1 547,1 2,40 2008. 17 117,4 5 667,3 483,5 2,08 2009. 17 307,1 5 682,0 511,0 2,10 2010. 16 831,8 7 683,4 597,8 2,38 2011. 17703,0 6308,0 514,0 2,17 2012. 17518,0 5568,0 462,0 2,04 4 gubici (%) 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 2001. 2002. 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. Slika 2.6. Gubici električne energije (%) u prijenosnoj mreži RH
19 2.2. OSNOVNI POKAZATELJI PROIZVODNJE I KONZUMA PRIKLJUČENIH NA PRIJENOSNU MREŽU Struktura proizvodnje hrvatskih elektrana u razdoblju 2010 2012. prikazana je slikom 2.7. Od 3 979 MW instalirane snage u elektranama hrvatskog sustava (HE 2069 MW; TE 1681 MW; Industrijske i VE 229 MW, bez polovice NE Krško) stanje priključenos po naponskim razinama je slijedeće: samo 7% snage elektrana priključeno je na 400 kv razinu, 33% na 220 kv razini, 53% na 110 kv razini i 7% na srednjonaponskoj razini (slika 2.8). Obzirom na brojnost agregata po naponskim razinama, zastupljenost na 110 kv razini je još izraženija - 4% na 400 kv, 9% na 220 kv i 77% na 110 kv. Elektrane Godina Ukupno Hidro Termo Vjetro Industrijske 2010. 8309 4787 138 38 13272 2011. 4581 5179 201 38 9999 2012. 4772 4699 329 97 9897 2010. 2011. 2012. 45,8 % 62,6 % 48,2 % 51,8 % 36,1 % 47,5 % 1,04 % 0,28 % 2,01 % 0,38 % 3,32 % 0,98 % HE HPP TE TPP VE WPP IE IPP Slika 2.7. Struktura proizvodnje (GWh) hrvatskih elektrana u razdoblju 2010 2012. U prijenosnoj mreži RH nema većih problema s plasmanom proizvodnje elektrana pod nadležnošću HEP-Proizvodnje d.o.o. osim u predhavarijskim pogonskim uvje ma (uz veći broj prijenosnih objekata van pogona). Osim elektrana na području Hrvatske, HEP Proizvodnja raspolaže još s polovicom instalirane snage NE Krško (348 MW) u Sloveniji.
20 220 kv 33 % 110 kv 53 % 400 kv 7% s.n. 7% Slika 2.8. Priključak elektrana u hrvatskom EES-u po naponskim razinama Kretanje godišnjeg konzuma i vršnog opterećenja hrvatskog EES-a prikazano je na slijedećoj slici (2.9), a usporedba minimalnog i maksimalnog opterećenja sustava u razdoblju 2003 2012. godine na slici 2.10. Godišnji konzum (GWh) / 17518 Annual Demand (GWh) 3193 Vršno opterećenje sustava (MW) / System Peak Load (MW) GWh 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 17188 17630 17996 17697 17947 17703 17518 15526 16095 16707 3193 3098 3120 3121 3036 3009 2970 2900 2799 2673 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. 3200 3100 3000 2900 MW 2800 2700 2600 2500 2400 Slika 2.9. Godišnji konzum i maksimalno opterećenje hrvatskog EES-a
21 Kao što je vidljivo, unutar elektroenergetskog sustava Hrvatske posžu se vršna opterećenja u iznosu do 3200 MW. Najveća opterećenja zabilježena su najčešće u prosincu i siječnju, između 18 i 20 sa. Očita je značajna ovisnost trenutnog opterećenja hrvatskog EES o vanjskim temperaturama, budući da velik broj kupaca koris električnu energiju za grijanje prostora. U posljednje vrijeme raste i ljetna potrošnja odnosno ljetno maksimalno opterećenje sustava radi ubrzane ugradnje klima uređaja i potrošnje električne energije za hlađenje prostora. Pojava vršnog opterećenja u predvečernjim sama upućuje na značajnu potrošnju električne energije u kućanstvima. Odnos minimalnog i vršnog opterećenja hrvatskog EES kreće se u rasponu od 0,3 do 0,4 (slika 2.10), dok je odnos minimalnog i maksimalnog dnevnog opterećenja oko 0,45. Minimalna godišnja opterećenja bilježe se uglavnom u kasnom proljeću (svibanj, lipanj), dok se minimalna dnevna opterećenja događaju u ranim jutarnjim sama (3 6 ujutro). 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. Maksimalno opterećenje sustava Minimalno opterećenje sustava Slika 2.10. Usporedba minimalnog i maksimalnog opterećenja (MWh/h) hrvatskog EES-a
22 2.3. SUSTAV VOĐENJA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA I PRATEĆA ICT INFRASTRUKTURA HOPS je odgovoran i za vođenje cjelokupnog elektroenergetskog sustava Republike Hrvatske. Za ostvarenje ove funkcije unutar hrvatskog EES-a nalazi se instaliran odgovarajući procesni informacijski sustav, odnosno sustav informacijsko komunikacijskih tehnologija (ICT sustav ili ICT infrastruktura). ICT sustav se općenito sastoji iz sljedećih podsustava: procesnog informacijskog podsustava centara vođenja procesnog informacijskog podsustava elektroenergetskih postrojenja obračunsko-mjernog podsustava mrežno-komunikacijskog podsustava podsustava relejne zaš te pomoćnih postrojenja. S obzirom na centre vođenja, u Hrvatskoj je temeljem postojećeg rasporeda proizvodnih i prijenosnih postrojenja, iz tehničkih i geopoli čkih razloga odabrana i prihvaćena struktura vođenja EES-a sa jednim Nacionalnim dispečerskim centrom (NDC-om) i 4 Mrežna centra (MC-a), odnosno trorazinska struktura vođenja EES-a, koja se sastoji od (slika 2.11): Nacionalnog dispečerskog centra (NDC-a) na prvoj, odnosno najvišoj razini Če ri mrežna centra (MC-a) upravljanja, na drugoj, odnosno područnoj razini Elektroenergetskih postrojenja i objekata te upravljačkih mjesta s kojih se upravlja grupa objekata (centri daljinskog upravljanja, komanda lanca, komanda sliva), na najnižoj razini vođenja. OPERATOR SUSTAVA I razina II razina MREŽNI CENTAR OSIJEK MREŽNI CENTAR RIJEKA MREŽNI CENTAR SPLIT MREŽNI CENTAR ZAGREB III razina GE RP TS DPC GE RP TS DPC GE RP TS DPC GE RP TS DPC Slika 2.11. Model vođenja elektroenergetskog sustava Republike Hrvatske
23 Nacionalni dispečerski centar u Zagrebu nadležan je za vođenje hrvatskog elektroenergetskog sustava kao cjeline te za koordinaciju rada s elektroenergetskim sustavima susjednih država i ENTSO-E. Mrežni centri nadležni su za nadzor i vođenje područne prijenosne mreže 110 kv u svojim prijenosnim područjima te za obavljanje ostalih funkcija i analiza značajnih za siguran rad područnom elektroenergetskog sustava. Izgradnja i razvoj mrežnih centara, odnosno kompletnog ICT sustava, uključivo sve sekundarne sustave u transformatorskim stanicama i rasklopnim postrojenjima mora omogući, sigurno vođenje cijelog elektroenergetskog sustava i djelovanje tržišta električnom energijom. Postojeći ICT podsustav za vođenje EES-a, pod nazivom Sustav daljinskog vođenja (SDV) ili sustav procesne informa ke, u funkciji je informacijsko komunikacijske potpore preko koje se danas vodi hrvatski EES. U sustavu daljinskog vođenja trenutno se nalazi oko 90 % transformatorskih stanica i rasklopnih postrojenja prijenosne mreže. Telekomunikacijska mreža je razvijena duž čitavog elektroenergetskog sustava, a temelji se na op čkim vodičima ugrađenim u zaš tnu užad visokonaponskih vodova, mikrovalnim vezama te podzemnim op čkim i bakrenim kabelima, uz primjenu najsuvremenijih tehnologija. 2.4. REGULACIJSKE MOGUĆNOSTI HRVATSKOG ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA 2.4.1. Regulacija snage i frekvencije Regulacijske mogućnos hrvatskog EES-a vrlo su ograničene, ponajprije zbog hidrološke ovisnos te za m i zbog staros proizvodnih postrojenja. Da bi se ocijenile mogućnos sudjelovanja generatora (elektrana) unutar hrvatskog EES-a u P/f regulaciji prikupljeni su podaci o is ma od strane HEP Proizvodnje d.o.o. Podaci se odnose na vrijeme potrebno od hladnog starta do pos zanja pune snage, te maksimalnoj brzini promjene proizvodnje u minutnom području. Klasične termoelektrane, elektrane-toplane te kombi blokovi ni su tehnički koncipirani ni namijenjeni za interventne ulaske u pogon iz hladnog stanja, te ih je moguće koris samo u sklopu spore ro rajuće tercijarne rezerve. Brza, sekundarna ili minutna tercijarna rezerva, angažira se unutar 15 min i stoga je u hrvatskom EES-u pružaju isključivo raspoložive hidroelektrane i interventne plinske elektrane KTE Jertovec i PTE Osijek. Hidroelektrane imaju mogućnost vrlo brzog puštanja u pogon od trenutka davanja naloga do maksimalne snage u rasponu od 4 minute do 30 minuta. KTE Jertovec i PTE Osijek namijenjene su za interventne ulaske u pogon te ih je, prema službenim podacima HEP Proizvodnje, moguće tere do pune snage u vremenu od 20 minuta, ne ulazeći pri tom u problema ku ekonomske naravi (visoki troškovi proizvodnje ovih dviju TE). Ukupna snaga koju je moguće interventno angažira u postojećim elektranama u okvirima tercijarne P/f regulacije ovisi o nizu faktora, prvenstveno o trenutnom pogonskom stanju koje je definirano s raspoloživos elektrana, hidrološkim okolnos ma, opterećenju EES, te bilanci sustava (programiranim razmjenama).
24 Utjecaj gornjih parametara na regulacijske sposobnos unutar EES je vrlo značajan. Kod nižih opterećenja EES, te kod značajnijeg uvoza električne energije manje je domaćih elektrana u pogonu pa su i ukupne regulacijske sposobnos unutar sustava manje. Što su hidrološke okolnos nepovoljnije manje je raspoložive snage u hidroelektranama koje imaju mogućnost brzog puštanja u pogon i brze promjene tereta. Različi vozni redovi elektrana utječu na ukupne regulacijske sposobnos unutar sustava budući da različite elektrane imaju različite karakteriske u pogledu P/f regulacije. Ukupna rezerva primarne P/f regulacije unutar EES ovisi o elektranama koje su u pogonu za promatrano pogonsko stanje, te njihovim angažiranim snagama, pa je nije moguće točno i jednoznačno odredi. U sustav automatske sekundarne P/f regulacije unutar hrvatskog EES-a uključene su tri hidroelektrane: HE Zakučac, HE Senj, te HE Vinodol. Ukupna instalirana snaga ovih hidroelektrana koje sudjeluju u sekundarnoj regulaciji u hrvatskom EES-u iznosi 361 MW. Tolika snaga sekundarne regulacije bi teoretski bila na raspolaganju samo pod pretpostavkom ukoliko bi sve tri hidroelektrane bile u pogonu s minimalnim angažmanom i s dovoljnim količinama vode, što je u praksi neostvarivo. Realno mogući iznos snage sekundarne regulacije u praksi odstupa od maksimalne vrijednos ovisno o tome koje su elektrane u pogonu i radnoj točki svakog agregata. Pogon razmatranih hidroelektrana ovisi i o dobu dana, pa su HE Zakučac i HE Senj noću uglavnom izvan pogona, što znači da u sekundarnoj regulaciji tada može sudjelova samo HE Vinodol što ograničava snagu sekundarne regulacije noću samo na teoretski maksimalnih 90 MW. Trenutna snaga sekundarne regulacije ovisi i o hidrologiji, odnosno promatranom godišnjem dobu. Zbog velikih dotoka vode HE Senj zimi radi na maksimalnoj snazi te ne sudjeluje u sekundarnoj regulaciji, koju tad osiguravaju samo HE Zakučac i HE Vinodol. U slučaju velikih dotoka na slivu rijeke Cene, HE Zakučac je također angažiran s maksimalnom snagom na sva čeri agregata te ne sudjeluje u sekundarnoj regulaciji. Lje u situaciji loših hidroloških okolnos raspoloživa snaga sekundarne regulacije može bi izrazito niska ukoliko nema dovoljno vode za pogon agregata HE Zakučac. 2.4.2. Uvje za veću integraciju (prihvat) vjetroelektrana u hrvatski EES Zbog svega naprijed navedenog, te poznah stastčkih podataka o promjenljivos vjetra (odnosno snage potencijalnih vjetroelektrana) unutar jednog sata na 50-tak lokacija u Hrvatskoj, mogućnost prihvata (integracije) vjetroelektrana u hrvatski elektroenergetski sustav je danas ograničena na (indikavnih) 400 MW instalirane snage VE. Dodatno se ograničenje javlja u periodima minimalnih opterećenja hrvatskog EES-a, koje iznosi 1200 MW, kada se u EES mora prihva polovica proizvodnje NE Krško (348 MW) te proizvodnja TE Plomin (200 MW). U tom slučaju ostaje još oko 650 MW opterećenja koje je moguće pokri iz drugih izvora ili uvoza. Periodi niskih opterećenja često koincidiraju s periodima visoke hidrologije (proljeće, jesen) te se postavlja pitanje mogućnos evakuacije viškova energije u slučaju visokog stupnja integracije vjetroelektrana. Ovo će se pitanje dodatno usloži planiranom izgradnjom trećeg bloka na ugljen u TE Plomin instalirane snage 500 MW. Stanje se može znatno popravi planiranim izgradnjama plinskih elektrana pod uvjetom da će iste bi tehnički osposobljene za sekundarnu regulaciju.
25 HOPS stoga predlaže slijedeća rješenja problema regulacije i uravnoteženja s ciljem povećanja mogućnos prihvata VE u elektroenergetski sustav RH: izmjena i dopuna postojećeg zakonodavstva uvođenjem tržišta i tržišnih mehanizama u cilju rješenja problema regulacije, uspostava mehanizma vrednovanja pomoćnih usluga temeljenog na stvarnim troškovima ponuđača, do uvođenja tržišta i tržišnih mehanizama putem izmjena i dopuna postojećeg zakonodavstva osigura obvezatno (mandatorno) davanje ove pomoćne usluge uz reguliranu nadoknadu troška, uvođenje obnovljivih izvora energije temeljem podzakonskih akata u mehanizam uravnoteženja kao subjekte odgovorne za odstupanje, osiguranje zakonodavnih okvira za prekograničnu razmjenu regulacijskih energija i energije uravnoteženja, tehničkim propisima zah jeva obavezno opremanje svih novih agregata u EES-u RH za rad u automatskoj sekundarnoj P/f regulaciji, nužnost ak viranja svih postojećih hidroelektrana koje su tehnički sposobne za osiguranje ak vne regulacije (Zakučac, Senj, Vinodol, Orlovac,...), potaknu izgradnju plinske elektrane namijenjene rješavanju problema regulacije, strateško opredjeljenje - izgradnja reverzibilnih hidroelektrana u RH veliki kapacite i mogućnos. 2.4.3. Regulacija napona i jalove snage u EES Regulacija napona i jalove snage u hrvatskom EES-u izvodi se generatorima, transformatorima i kompenzacijskim uređajima (kondenzatorske baterije i prigušnice priključene ili izravno na 110 kv mrežu ili na tercijare nekih transformatora 400/110 kv i 220/110 kv). Priključak generatora uglavnom na 220 kv i 110 kv naponske razine nije povoljan za osiguravanje zadovoljavajućeg naponskog profila zbog nedostatne podrške jalovom snagom na 400 kv mreži. U cilju saniranja povišenih naponskih prilika u 400 kv mreži koris se RHE Velebit u kompenzacijskom režimu rada. Sistemska regulacija napona i jalove snage u hrvatskom EES-u je ručnog karaktera. Zahtjev za dodatnom proizvodnjom jalove snage ili regulacijom napona određenih proizvodnih jedinica uobičajeno se izdaje usmeno jekom pogona. Nedostaci takvog načina regulacije napona i jalove snage mogu se dugoročno kvalitetno riješi uvođenjem koordinirane sistemske regulacije napona. Pri tome treba napomenu da za EES Hrvatske nije opravdano uvođenje tro-stupanjskog koncepta hijerarhijske regulacije napona (primarna, sekundarna, tercijarna), zbog veličine EES-a i značajki pogona. Zbog velikih varijacija iznosa napona prvenstveno u 400 kv mreži, HOPS namjerava primijeni moderne tehnologije ugradnjom uređaja baziranih na energetskoj elektronici (SVC, FACTS) koji će omogući dinamičku i kon nuiranu regulaciju iznosa napona u cjelokupnoj prijenosnoj mreži. Pored koordinarne planske regulacije napona u svrhu ujednačenja naponskog profila u EES-u, u vođenje hrvatskog EES-a potrebno je uvažava i ekonomsku komponentu kako bi se minimizirali gubici prijenosa.
26 2.5. STAROST I ŽIVOTNI VIJEK OPREME U HRVATSKOJ PRIJENOSNOJ MREŽI Oprema i uređaji (komponente i jedinice) u prijenosnoj mreži troše se jekom korištenja uz adekvatno održavanje i zadržavaju svoje tehničke osobine jekom životnog vijeka. Pouzdanost komponen i promatranih jedinica VN postrojenja direktno ovisi o staros, načinu korištenja i održavanju. Svaka komponenta koja čini promatranu jedinicu ima svoj vlas životni vijek, ali zbog pojednostavljenja obično se primjenjuju generički brojčani podaci o starenju skupina istovrsnih komponen, elemenata postrojenja i vodova. Pretpostavlja se da će većina ugrađenih VN komponen u prijenosnoj mreži kvan ta vno (energetski) i kvalita vno (funkcionalno) ispunjava svoju namjenu u prijenosu električne energije sve do kraja svog životnog vijeka uz propisano održavanje (periodički pregled, redovno održavanje, revizija, remont). Starost primarne opreme i uvje pogona su osnovni parametri koji utječu na troškove redovnog i interventnog održavanja, jer je starija oprema osjetljivija na kvarove. Za stariju opremu nabava rezervnih dijelova je uglavnom otežana i u pravilu su troškovi održavanja veći. Većina nadzemnih vodova (110 kv i 220 kv) su u pogonu od šezdese h godina prošlog stoljeća, a u pogonu ima i vodova iz četrdese h godina prošlog stoljeća. Prosječni životni vijek VN opreme i građevina u hrvatskoj prijenosnoj mreži prikazan je u tablici 2.5. Stvarni životni vijek pojedine opreme može bi manji ili veći od iskazanih prosječnih vrijednos, što prije svega ovisi o održavanju i uvje ma pogona. Tablica 2.3. Životni vijek VN opreme i građevina u prijenosnoj mreži Elementi prijenosne mreže Očekivani životni vijek Napomena VN polja (primarna oprema) 33 Energetski transformatori 40 Građevine (temelji voda i aparata) 40 Vodiči, uzemljivači, metalne konstrukcije 40 prekidači, SMT, NMT, rastavljači, odvodnici različitost terećenja i posljedica kvarova izloženost nepogodama,utjecaj nove tehnologije agresivnost tla i atmosfere, održavanje Energetski kabeli 40 terećenje, kvarovi Sekundarni sustavi 15 rezervni dijelovi i novi zahtjevi Pored kriterija stanja pojedinih objekata i pokazatelja sta s ke pogonskih događaja, objek predviđeni za zamjenu određuju se i prema isteku životnog vijeka. Za hrvatski sustav karakteris čna je brojnost prijenosnih objekata sa starijom životnom dobi. Većina jače umreženih 110 kv i 220 kv postrojenja, te vodovi koji povezuju konzumna čvorišta i rasklopišta elektrana, stariji su od trideset godina.
Starost (godina) Broj 110 kv prekidača (kom.) Prekidači ukupno (kom.) Broj 400 kv prekidača (kom.) Broj 220 kv prekidača (kom.) 27 Glede staros pojedine opreme elemenata u prijenosnoj mreži HOPS-a, stanje na dan 31.12.2012. godine predočeno je na slijedećim slikama (2.12 i 2.13). 35 35 30 30 30 28 29 25 25 20 20 15 15 10 5 0 6 2 0 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 10 5 0 4 5 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 Starost (godina) Starost (godina) 250 200 223 200 250 200 223 200 150 120 129 150 120 129 100 80 100 80 50 50 28 30 29 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 0 4 6 5 2 0 0 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 Starost (godina) Starost (godina) >41 80 31-40 158 21-30 207 11-20 130 0-10 281 0 50 100 150 200 250 300 Broj VN prekidača (kom.) Slika 2.12. Raspodjela prekidača 400-220-110 kv u HOPS-u po staros stanje 31.12.2012.
Starost (godina) Ukupna duljina kabela (km.) Duljina 110 kv dalekovoda (km.) Ukupna duljina dalekovoda (km.) Duljina 400 kv dalekovoda (km.) Duljina 220 kv dalekovoda (km.) 28 600 500 485,2 501 700 600 610 400 300 200 192,2 500 400 300 200 173,2 399,4 100 68,6 100 91,2 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 Starost (godina) Starost (godina) 1800 1600 1680,6 1800 1600 1680,6 1400 1200 1206,2 1400 1200 1206,2 1000 1000 800 600 400 200 0 748,8 711,3 528,1 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 800 600 400 200 0 173,2192,2 748,8 711,3 610 528,1 485,2 501 399,4 91,2 0 68,6 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 Starost (godina) Starost (godina) 45 42,7 >41 31-40 21-30 1334,5 1680,9 1902,8 40 35 30 25 20 34,1 32,9 19,7 24,1 11-20 1050,7 15 13,2 0-10 1611 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Ukupna duljina dalekovoda (km.) 10 5 0 7,6 5,3 4,5 0 0-10 11-20 21-30 31-40 >41 ispod vode ispod zemlje Starost (godina) Slika 2.13. Raspodjela vodova, stupova vodova 110-220-400 kv i kabela 110 kv po starosti u prijenosnoj mreži HOPS-a stanje 31.12.2012.
29 2.6. POSTOJEĆE STANJE PRIJENOSNE MREŽE SHEME
30 Slika 2.14. Konfiguracija 400 kv i 220 kv mreže krajem 2013. godine
31 Virovitica Prp Zagreb Slatina PrP Osijek D. Miholjac Siklós HU Belišće B.Manastir Apatin SRB DV 110 kv 150/50 mm 2 DV 110 kv 240/40 mm 2 KB 110 kv 1000 mm 2 Međurić Daruvar Nova Gradiška Požega Kapela Našice Cementara Sl.Brod Sl.Brod 2 Valpovo Ðakovo 2 D. Andrijevci EVP Andrijevci Ðakovo 3 4 3 2 1 Đakovo Županja TE-TO Osijek PTE ERNESTINOVO Vukovar Vinkovci Jankovci Šid Nijemci SRB B.Brod BiH Orašje Slika 2.15. Mreža 110 kv PrP Osijek krajem 2013. godine
32 Slo Butoniga Tupljak Matulji Lovran Plomin Pehlin Turnić HE Rijeka MELINA Sušak Omišalj PrP Rijeka Krk Krasica Plase Delnice Vrata TE Rijeka Crikvenica Moravice HE Vinodol Vrbovsko VE Vrataruša HE Gojak Oštarije Švarča PrP Zagreb Pokuplje HE Lešće Dunat HE Senj HE Sklope Otočac Rab Karlobag Novalja Lički Osik K. Vakuf Lošinj PrP Split Pag Gračac BiH Nin Obrovac Slika 2.16. Mreža 110 kv PrP Rijeka krajem 2013. godine
33 BiH Bos. Grahovo PrP Rijeka PrP Split EVP Knin (van pogona) Gračac Obrovac RHE VELEBIT VE Bruška VE Pometeno Brdo HE Đale Rab Karlobag Drniš KONJSKO Vrboran Novalja VE V. Glava Cu 95 mm 2 Vodice 30 kv Cu 95 mm 2 Pag VE Jelinak Trogir Slika 2.17. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2013. godine dio 1 (Zadar, Šibenik, Knin)
34 Peruća VE Pometeno Brdo Kaštela Meterize Dugopolje VE Voštane Dujmovača Vrboran Slika 2.18. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2013. godine dio 2 (Split)
35 VE Voštane Dugopolje B. Blato (BIH) BiH Konjsko Dumovača I Grude Ljubuški BiH Čapljina VE Ponikve BiH Plat Slika 2.19. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2013. godine dio 3 (južna Dalmacija)
(35 kv) 36 Rakitje 110 kv mreža - Zagreb Bjelovar PrP Zagreb Zdenčina TUMBRI Mraclin Siscia Ivanić Ludina Kutina PrP Rijeka Željezara Rafinerija Daruvar Moravice Vrata Vrbovsko HE Gojak Pokuplje Švarča Dubovac Glina Petrinja Pračno EVP Sunja TE Sisak Međurić Nova Gradiška Novska H. Kostajnica Oštarije HE Lešće Slika 2.20. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2013. godine dio 1 (Karlovac i Sisak)
37 Formin (SLO) Lenti (HU) HE Varaždin Čakovec, Varaždin Sesvete Ferenščica 1 2 Ludina Siscia Slika 2.21. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2013. godine-. godine dio 2 (Zagreb)
38 Lenti (HU) Formin (SLO) HE Varaždin Čakovec HE Čakovec HE Dubrava Nedeljanec Varaždin Prelog Koprivnica Ivanec Zabok TE Jertovec Kneginec Ludbreg Virje Bjelovar ŽERJAVINEC Križevci Mlinovac Dugo Selo 110 kv mreža - Zagreb Resnik 110 kv mreža - Zagreb Mraclin Ivanić Ludina Kutina Pračno Siscia Slika 2.22. Mreža 110 kv PrP Zagreb krajem 2013. godine dio 3 (Varaždin, Koprivnica, Bjelovar)
39 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE
40 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE 3.1. OPTEREĆENJA HRVATSKOG EES 3.1.1. Opterećenja EES u prošlos# Prognoze potrošnje električne energije i karakteris ka potrošnje važan su element za planiranje elektroenergetskih mreža i sustava u cjelini. Za planiranje mreža najvažniji je ulazni podatak maksimalno opterećenje elektroenergetskog sustava i njegovih parcijalnih dijelova jer se u tom pogonskom stanju generalno pos žu najveća opterećenja jedinica mreže. S obzirom na prognozirani porast maksimalnog (vršnog) opterećenja na razini EES vrši se planiranje razvoja prijenosne mreže i dimenzioniranje novih jedinica mreže (poput presjeka vodiča, instalirane snage transformatora i dr.). Osim vršnog opterećenja EES i ostale karakteris ke potrošnje električne energije važan su ulazni podatak pri planiranju razvoja prijenosne mreže, poput: minimalno opterećenje EES: slabo opterećeni dugački visokonaponski vodovi generiraju značajnu jalovu snagu koja uzrokuje povišenje napona u mrežama. Minimalno opterećenje EES-a je značajno pri planiranju priključka novih elektrana na mrežu kada se zbog niskog opterećenja okolnih čvorišta očekuje plasman većeg dijela snage (proizvodnje) elektrane u udaljenije dijelove mreže; maksimalno ljetno opterećenje EES: pojedina područja i regije mogu ima veće maksimalno opterećenje lje nego zimi, kada se obično očekuje pojava maksimalnog opterećenja na razini EES (primjer su pojedina turis čka područja, otoci, pojedine TS 110/x kv u Istri, Kvarneru, Dalmaciji); godišnja krivulja trajanja opterećenja: pokazuje trajanje određenih razina opterećenja na razini EES, daje nam uvid u raspon mogućih opterećenja jedinica mreže, te dijelom i u vjerojatnost nastanka ozbiljnijih poremećaja u mreži. Maksimalno opterećenje EES i visoka opterećenja godišnje traju rela vno kratko što znači da određena jedinica mreže može bi visoko opterećena i ugrožena svega nekoliko sa godišnje. Godišnju krivulju trajanja opterećenja nužno treba uze u obzir prilikom probabilis čkih proračuna mreže i ekonomskih analiza radi određivanja ekonomske opravdanos izgradnje novih jedinica mreže. U planiranju razvoja prijenosnih mreža maksimalno opterećenje EES (mjerodavno za dimenzioniranje mreže) potrebno je rasporedi na pojedina područja, odnosno izvrši prostornu raspodjelu maksimalnog opterećenja na pojedinačne TS 110/x kv. To se obično vrši na temelju podataka iz prošlos, odnosno zabilježenih udjela pojedinačnih TS 110/x kv u vršnom opterećenju pojedinog većeg područja ili sustava u cjelini, ili na temelju analize distribucijskog konzuma i prognoza porasta istoga (uključujući priključak novih kupaca). Istodobna opterećenja pojedinačnih TS 110/x kv u trenutku nastanka maksimalnog opterećenja EES općenito ne odgovaraju maksimalnim neistodobnim opterećenjima h TS 110/x kv, pa se u slučaju većih razlika između te dvije razine opterećenja za svaku pojedinačnu TS 110/x kv mora uradi dodatna analiza mreže kako bi se u obzir uzelo najnepovoljnije stanje. Osnovni podaci o kretanju godišnjeg konzuma i vršnog opterećenja hrvatskog EES-a u zadnjih 10 godina prikazani su već u poglavlju 2.2. na slici 2.9., a usporedba minimalnog i maksimalnog opterećenja
41 sustava u zadnje 3 godine na slici 2.10. Maksimalno (vršno) opterećenje hrvatskog EES kreće se trenutno do iznosa od 3200 MW. Vršno opterećenje hrvatskog EES pos že se u prosincu ili siječnju, pri čemu je u posljednjem desetljeću šest puta zabilježeno vršno opterećenje u prosincu, dva puta u siječnju i po jednom u veljači i ožujku. Vršno opterećenje sustava pos že se isključivo u vrijeme radnog tjedna, te u razdoblju od 18 do 20 sa, a često nastaje za vrijeme praznika (24. 12. i 31. 12.). Opterećenja unutar hrvatskog EES značajno ovise o vanjskoj temperaturi što je očito posljedica korištenja električne energije za grijanje. Toplinska energija proizvodi se u gradskim toplanama (Zagreb, Sisak, Osijek, Sl. Brod, Varaždin, Virovi ca, Vinkovci, Vukovar, Karlovac, Požega, Rijeka), izgaranjem prirodnog plina iz plinskih mreža pri čemu je veći dio zemlje plinificiran, izgaranjem ogrjevnog drveta i lož-ulja. Trenutak pojave vršnog opterećenja EES stoga je direktna posljedica pojave izrazito niskih vanjskih temperatura pri čemu su najhladniji mjeseci u godini upravo prosinac i siječanj. Iz trenutaka pojave vršnog opterećenja u proteklom desetljeću također možemo zaključi da se većina električne energije troši u kućanstvima, odnosno da je udio industrijske potrošnje u vršnom opterećenju rela vno malen. U posljednjem desetogodištu vršno opterećenje raslo je prosječnom stopom od 1,8 % godišnje. Na temelju podataka o oblicima godišnjih krivulja trajanja opterećenja možemo zaključi da se vršno opterećenje sustava i visoka opterećenja (iznad 90 % u odnosu na vršno opterećenje) pojavljuju oko 300 sa /godišnje, odnosno oko 3,5 % ukupnog vremena u godini dana. Slijedeća nepovoljna karakteris ka potrošnje električne energije unutar hrvatskog EES je odnos između maksimalnog i minimalnog opterećenja sustava, prikazan detaljnije tablicom 3.1. Minimalna opterećenja sustava pos žu se u razdoblju između travnja i lipnja, u jutarnjim sa ma najčešće između 3 i 4. Omjer između maksimalnog i minimalnog opterećenja EES se u proteklom desetljeću kretao u rasponu između 0,34 i 0,40, odnosno u prosjeku od 0,37. Nizak iznos minimalnog opterećenja sustava upućuje na moguće probleme u kompenzaciji jalove snage (nedostatak kompenzacijskih uređaja u mreži, ograničen angažman elektrana u razdoblju niskih noćnih i ranojutarnjih opterećenja), te na pojavu previsokih napona u prijenosnoj mreži koji naprežu ugrađenu visokonaponsku opremu i skraćuju njenu životnu dob. Rela vno kratko trajanje vršnog i visokih opterećenja sustava u godini dana, te nizak omjer između minimalnog i vršnog opterećenja sustava, upućuje na nepovoljan oblik godišnje krivulje trajanja opterećenja, budući da ista ima značajan nagib s velikim padom s lijeve strane, te kao takva uzrokuje povećan rizik ekonomske opravdanos pojačanja mreže. Maksimalna ljetna opterećenja hrvatskog EES pos žu se jekom srpnja i kolovoza, u prosječnom omjeru prema maksimalnom zimskom opterećenju od 0,86 u proteklom desetljeću (tablica 3.2). Omjer između maksimalnih zimskih i ljetnih opterećenja kretao se u promatranom razdoblju između 0,80 i 0,95 s jasnim trendom porasta, što je vjerojatno rezultat ugradnje klima uređaja i povećanog priljeva turista jekom ljetnih mjeseci. Promatrajući organizacijsku podjelu HOPS na če ri prijenosna područja (PrP) možemo konsta ra da se pojedinačna maksimalna opterećenja svih PrP-a pojavljuju zimi, ali je unutar PrP Rijeka i PrP Split povećano maksimalno ljetno opterećenje u odnosu na maksimalno zimsko opterećenje, a pojedine TS 110/x kv unutar ta dva PrP-a pos žu svoje maksimalno opterećenje lje (na primjer Krk, Dunat, Lošinj, Crikvenica, Biograd, Komolac, Makarska i dr.).
42 Tablica 3.1. Maksimalno i minimalno opterećenje hrvatskog EES (1998 2012) Godina Pmax, Pmin (MW) omjer Pmax (MW) mjesec Pmin (MW) mjesec Pmin/Pmax 1998. 2585 12 783 6 0,30 1999. 2600 12 809 5 0,31 2000. 2661 1 824 4 0,31 2001. 2796 12 907 5 0,32 2002. 2685 1 923 6 0,34 2003. 2673 12 986 5 0,37 2004. 2793 12 1014 6 0,36 2005. 2900 3 1044 5 0,36 2006. 3036 1 1046 6 0,34 2007. 3098 12 1143 5 0,37 2008. 3009 12 1182 5 0,39 2009. 3120 12 1151 4 0,37 2010. 3121 12 1113 5 0,36 2011. 2970 1 1185 4 0,40 2012. 3193 2 1132 5 0,35 Tablica 3.2. Maksimalna zimska i ljetna opterećenja hrvatskog EES (1998 2012) Godina Pmax (MW) zima mjesec ljeto mjesec omjer Pmax ljeto / Pmax zima 1998. 2585 12 1782 8 0,69 1999. 2600 12 1818 8 0,70 2000. 2661 1 1875 8 0,70 2001. 2796 12 1937 8 0,69 2002. 2685 1 2018 7 0,75 2003. 2673 12 2159 8 0,81 2004. 2793 12 2235 7 0,80 2005. 2900 3 2382 7 0,82 2006. 3036 1 2533 7 0,83 2007. 3098 12 2726 7 0,88 2008. 3009 12 2641 6 0,88 2009. 3120 12 2662 7 0,85 2010. 3121 12 2870 7 0,92 2011. 2970 1 2833 7 0,95 2012. 3193 2 2778 7 0,87
43 Visoki iznos ljetnog maksimalnog opterećenja, odnosno pojava neistodobnih maksimalnih opterećenja pojedinih TS 110/x kv lje, ukazuje na potrebu planiranja pojedinih dijelova 110 kv mreže uzimajući u obzir situaciju ljetnog maksimuma sa svim specifičnos ma unutar EES za promatrano razdoblje (očekivano nizak angažman hidroelektrana, remont pojedinih termoelektrana, planirani zastoji pojedinih prijenosnih vodova radi održavanja i dr.). 3.1.2. Opterećenja pojedinih Prijenosnih područja (PrP) Budući da je HOPS administra vno podijeljen na če ri prijenosna područja - (PrP-a: Zagreb, Rijeka, Osijek i Split), te da se kasnije u ovom planu pri prostornoj raspodjeli vršnog opterećenja EES na pojedinačne TS 110/x kv koriste prosječni udjeli PrP-a u vršnom opterećenju EES, u ovom poglavlju obrađuju se maksimalna opterećenja pojedinih PrP-a i odnos između pojedinačnih maksimalnih opterećenja PrP-a i EES u cjelini. Detaljni prikaz i analize opterećenja unutar pojedinačnih PrP-a na temelju mjesečnih izvještaja i u njima sadržanim podacima moguće je pronaći u pripremnim studijama za izradu Indika vnog srednjoročnog plana razvoja [15]. Ovdje će se iznije samo bitni pokazatelji i zaključci dobiveni predmetnom analizom. Promatrajući neistodobna maksimalna opterećenja pojedinih Prijenosnih Područja u prvom desetljeću ovog stoljeća, te odnos između sume neistodobnih maksimuma PrP-a i vršnog opterećenja EES, utvrđeno je da je suma neistodobnih maksimuma pojedinih PrP-a vrlo bliska iznosu vršnog opterećenja EES, a omjer između te dvije veličine kretao se u proteklom desetljeću između 0,99 i 1,03, s prosjekom od točno 1,00. Maksimalna opterećenja, stope porasta i udjel svakog pojedinog prijenosnog područja u sumi neistodobnih maksimalnih opterećenja sustava prikazani su na slici 3.1. Iz prikazanih podataka je vidljivo da se udjeli pojedinačnih Prijenosnih Područja u sumi neistodobnih maksimalnih opterećenja PrP-a ne mijenjaju značajnije, pa me ni njihovi udjeli u vršnom opterećenju EES, što se kasnije koris lo prilikom raspodjele prognoziranog vršnog opterećenja EES u budućnos na pojedina PrP-a i čvorišta 110/x kv.
44 1102-1383 MW 2,62 % 43,0 % 377-410 MW - 0,01 % 456-535 MW 1,44 % 17,5 % 14,1 % 640-803 MW 2,02 % 25,4 % Legenda: Kretanje maksimalnog opterećenja Prosječna stopa rasta maksimalnog opterećenja Postotni udjeli u sumi neistodobnih maksimalnih opterećenja Prijenosno područje Osijek Prijenosno područje Rijeka Prijenosno područje Split Prijenosno područje Zagreb Slika 3.1. Prikaz kretanja i prosječne stope rasta maksimalnih opterećenja te postotnih udjela prijenosnih područja u sumi neistodobnih maksimalnih opterećenja
45 3.1.3. Prognoza porasta opterećenja EES Prognoze porasta potrošnje električne energije kao i karakteris ka potrošnje, među njima i vršnog opterećenja EES odnosno faktora opterećenja, rezultat su detaljnih analiza kako ostvarenja u prošlos, tako i očekivanja za budućnost u pogledu razvoja ekonomije, različi h sektora, porasta stanovništva, stambenog prostora i niza drugih faktora. Za potrebe izrade ovog desetogodišnjeg plana razvoja prijenosne mreže Hrvatske, polazi se od rezultata dostupnih studija koje obrađuju ovu problema ku, a prognozirana vršna opterećenja EES u različi m scenarijima dijele se na pojedina čvorišta 110/x kv prema metodologiji detaljno opisanoj u m studijama. Temeljem iznijetog u poglavlju 1. ovog plana, promatrali su se slijedeći scenariji porasta vršnog opterećenja EES: Godišnji maksimum opterećenja prema različi m analizama (Master plan [3], Strategija energetskog razvoja RH [1]), ljetni maksimum opterećenja u nazivnim godinama, godišnji minimum opterećenja u nazivnim godinama. Za svaki scenarij vršnog opterećenja EES u razmatranim razdobljima planiranja (razdoblje do 2020. godine, razdoblje nakon 2020. godine) vrši se prostorna raspodjela istoga na Prijenosna područja prema njihovim prosječnim udjelima zabilježenim u prošlos. Tako dobivena opterećenja PrP-a dijele se na opterećenja kupaca napajanih iz 110 kv mreže (direktnih kupaca) i kupaca napajanih iz s.n. mreže (distribucijskih kupaca). Kompletan postupak je shematski prikazan na slici 3.2. Prosječni udio u Pmax EES Vršno opterećenje EES (scenarij 1,, scenarij n) Prosječni udio u Pmax EES Prosječni udio u Pmax EES Prosječni udio u Pmax EES PrP Osijek (14.1 %) PrP Zagreb (43 %) PrP Rijeka (17.5 %) PrP Split (25.4 %) Očekivano istodobno opterećenje Očekivano istodobno opterećenje Očekivano istodobno opterećenje Očekivano istodobno opterećenje Direktni kupci Distributivni kupci Direktni kupci Distributivni kupci Direktni kupci Distributivni kupci Direktni kupci Distributivni kupci Prosječna opterećenja Prosječni udjeli u Pmax PrP Prosječna opterećenja Prosječni udjeli u Pmax PrP Prosječna opterećenja Prosječni udjeli u Pmax PrP Prosječna opterećenja Prosječni udjeli u Pmax PrP TS 110/x Distribucijska TS 110/x kv TS 110/x kv TS 110/x kv kv područja Prosječni udjeli u Pmax DP TS 110/x kv Slika 3.2. Shematski prikaz raspodjele opterećenja na TS 110/x kv
46 Potrebno je istaknu da je prognozirani iznos vršnog opterećenja EES, kao i njegove raspodjele na pojedina čvorišta 110 kv, izvor značajnih nesigurnos pri planiranju razvoja prijenosne mreže radi slijedećih razloga: nepoznat gospodarski razvoj u budućnos, kao i struktura BDP-a, prognoze potrošnje na temelju različih očekivanja (najčešće opmisčnih), nepoznata struktura potrošnje i ostali bitni parametri, nepoznata cjenovna elasčnost potrošnje i opterećenja, nepoznat utjecaj mjera energetske efikasnos, moguća značajna supstucija električne energije plinom na određenim područjima, nepoznata cijena električne energije u budućnos, moguća pojava novih direktnih kupaca na određenim područjima (poduzetničke zone, terminali, autoceste i slično), nepoznata buduća uklopna stanja s. n. mreže i opterećenja pripadnih TS 110/x kv, i dr. Vršno opterećenje hrvatskog EES-a u razdoblju 2001. 2012., te prognoze porasta do 2020. godine prema referentnom i višem scenariju iz Master plana, te prema Strategiji RH, prikazane su slijedećom tablicom (3.3). U Strategiji RH ne navodi se prognoza porasta vršnog opterećenja EES po godinama do 2020., već se samo daje iznos prognoze za krajnju 2020. godinu na temelju prognoze porasta potrošnje i pretpostavljenog faktora iskorištenja od 0.7. Tablica 3.3. Ostvarenje i prognoza porasta vršnog opterećenja EES do 2020. godine Godina Ostvarenje Pmax (MW) Referentni scenarij (MW) Master plan Viši scenarij (MW) Strategijanacrt (MW) 2001. 2796 2661 2689 2002. 2685 2701 2757 2003. 2673 2741 2824 2004. 2793 2781 2893 2005. 2900 2820 2962 2006. 3036 2884 3049 2007. 3098 2951 3140 2008. 3009 3021 3235 2009. 3120 3094 3335 2010. 3121 3171 3440 2011. 2970 3230 3527 2012. 3193 3291 3618 2013. 3121 3354 3711 2014. 3417 3806 2015. 3483 3906 2016. 3530 3985 2017. 3580 4069 2018. 3629 4153 2019. 3680 4240 2020. 3731 4329 4767
47 Promatrajući ostvarenje i prognozu porasta prema [3] uočavamo da je vršno opterećenje raslo blisko višem scenariju porasta do 2007. godine slika 3.3. U 2007. godini apsolutna pogreška predviđanja bila je svega 42 MW više od ostvarenog. Prema tom scenariju porasta opterećenja u konačnoj 2020. godini pos ći će se unutar hrvatskog EES vršno opterećenje u iznosu od 4329 MW, što je 40 % više od pos gnutog u 2007. godini. Prosječna stopa porasta u razdoblju 2007. 2020. godina prema tom scenariju bila bi 2,6 %. Prema scenariju porasta opterećenja preuzetom iz Strategije RH u konačnoj 2020. godini pos ći će se unutar hrvatskog EES vršno opterećenje u iznosu od 4767 MW, što je 54 % više od pos gnutog u 2007. godini. Prosječna stopa porasta u razdoblju 2007. 2020. godina prema tom scenariju bila bi 3,4 %. Ostvarena opterećenja nakon 2007. godine među m mnogo bolje prate krivulju manjih, referentnih opterećenja. 3800 3600 Pmax (MW) 3400 3200 3000 2800 2600 2400 2001. 2002. 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. godina Ostvarenje Referentni scenarij Viši scenarij Slika 3.3. Prognoza porasta vršnog opterećenja prema [3] i ostvarenje do 2012. godine U oba viša razmatrana scenarija (viši scenarij iz Master plana i scenarij iz Strategije energetskog razvoja) stopa porasta vršnog opterećenja vrlo je op mis čno prognozirana imajući u vidu slijedeće: cijena električne energije u budućnos će se vjerojatno povećava pa će je kupci racionalnije troši, odnosno djelomično će prilagodi potrošnju trenutnim cijenama, ne očekuje se značajniji razvoj energetski intenzivne industrije, u pojedinim područjima plin će sups tuira električnu energiju, prvenstveno za potrebe grijanja prostora,
48 proizvodit će se energetski sve efikasniji električni uređaji, kupci će bi s mulirani kroz mjere energetske efikasnos na uštede u potrošnji, i dr. Na temelju prethodno rečenog možemo zaključi da prijenosna mreža planirana samo na temelju razmatranih viših scenarija porasta vršnog opterećenja EES u sebi nosi pojedine riskantne inves cije koje bi mogle bi preuranjene ukoliko se ne ostvare prikazane stope porasta vršnog opterećenja EES. Zbog toga su za svako razmatrano razdoblje izvršene dodatne analize i za referentni scenarij po Master planu, te probabilis čke analize kako bi se dobili objek vniji pokazatelji. Razvoj prijenosne mreže ovdje definiran odnosi se na pojedina vremenska razdoblja, no potrebno je ponovno istaknu plansku povezanost promatranog razdoblja i ostvarenog opterećenja EES-a kao najvažnijeg parametra za dinamiku izgradnje prijenosnih objekata. 4600 opterećenje prema Strategiji energetskog razvoja RH 4400 4200 4000 Pmax (MW) 3800 3600 3400 3200 3000 2800 2600 2400 2001. 2002. 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. 2013. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. godina Ostvarenje Referentni scenarij Viši scenarij Slika 3.4. Prognoza porasta vršnog opterećenja do 2020. godine prema Master planu i ostvarenje do 2012. godine
49 Očekivani udjeli pojedinih PrP-a u vršnom opterećenju EES u razmatranim višim scenarijima porasta opterećenja (2015. i 2020. prema Master planu, te 2020. prema Strategiji RH) prikazani su tablicom 3.4, dok je raspodjela opterećenja u referentnom scenariju prikazana tablicom 3.5. Tablica 3.4. Udjeli pojedinih PrP u vršnom opterećenju EES do 2020. godine prema višem scenariju Udio u vršnom opterećenju EES (MW) PrP 2015. 2020. (Master plan) Master plan Strategija RH OSIJEK 551 610 672 RIJEKA 684 758 834 SPLIT 992 1100 1211 ZAGREB 1680 1861 2050 Pmax (MW) 3906 4329 4767 Tablica 3.5. Udjeli pojedinih PrP u vršnom opterećenju EES do 2020. godine prema referentnom scenariju porasta opterećenja iz Master plana PrP Udio u vršnom opterećenju EES (MW) 2015. 2020. OSIJEK 491 526 RIJEKA 610 653 SPLIT 885 948 ZAGREB 1498 1604 Pmax (MW) 3483 3731
50 3.2. PRIKLJUČAK KORISNIKA NA PRIJENOSNU MREŽU 3.2.1. Postojeća izgrađenost elektrana unutar hrvatskog EES-a Električna energija potrebna za podmirenje potrošnje unutar elektroenergetskog sustava proizvodi se u elektranama, industrijskim energanama, malim distribuiranim izvorima ili se nabavlja iz uvoza na tržištu električne energije. Unutar elektroenergetskog sustava Republike Hrvatske velika većina električne energije proizvodi se u konvencionalnim elektranama (termo, hidro, uključujući i pola proizvodnje u nuklearnoj elektrani Krško u Sloveniji) pod nadležnošću HEP-Proizvodnje d.o.o. Znatan dio (ponekad i više od 50 %) potreba za električnom energijom uvozi se po tržišnoj cijeni. Pojedini veći industrijski kupci električne energije posjeduju vlas te energane (DINA, Rafinerija na e Rijeka, Kombinat Belišće i dr.), a udio malih distribuiranih izvora poput malih hidroelektrana, fotonaponskih ćelija i sličnog, zanemariv je u ovom trenutku. Posljednjih godina došlo je do intenzivnije izgradnje vjetroelektrana, pa ih je u sadašnjem trenutku (listopad 2013. g.) na prijenosnu i distribucijsku mrežu priključeno ukupno 14 VE, s ukupnom instaliranom snagom 254,45 (256,95) MW. Za planiranje razvoja prijenosne mreže potrebno je poznava ili pretpostavi plan izgradnje novih elektrana unutar elektroenergetskog sustava, odnosno njihove lokacije i snage, te način dispečiranja svih agregata (postojećih i novih) unutar sustava ovisno o hidrološkim stanjima i bilanci istog (uravnotežen sustav, uvoz snage, izvoz snage). Budući da je plan izgradnje novih elektrana, kao i dekomisije postojećih, povezan s značajnom nesigurnošću, najčešće se formira više scenarija ovisnih o izgradnji novih proizvodnih postrojenja. Dodatnu nesigurnost uzrokuje nepoznata dinamika izgradnje novih vjetroelektrana, te ostalih obnovljivih i distribuiranih izvora električne energije pa nije moguće sa sigurnošću predvidje njihove lokacije i snage, kao ni ukupan broj. Za potrebe studijskih istraživanja za izradu desetogodišnjeg plana razvoja prijenosne mreže formirano je više scenarija izgradnje novih elektrana unutar elektroenergetskog sustava ovisno o trenutnim saznanjima, izrađenim studijama i prihvaćenoj Strategiji energetskog razvoja RH. Većinu električne energije za podmirenje potrošnje unutar hrvatskog EES-a proizvodi HEP-Proizvodnja d.o.o. koristeći svojih 25 hidroelektrana (tablica 3.7), 4 termoelektrane, te 3 termoelektrane-toplane (tablica 3.8). Više od polovice ukupne instalirane snage u proizvodnim postrojenjima unutar hrvatskog EES-a nalazi se u hidroelektranama, što znači da je mogućnost godišnje proizvodnje električne energije značajno ovisna o hidrološkom stanju promatrane godine. HE Dubrovnik izgrađena je kao zajedničko ulaganje tadašnjih elektroprivreda u Hrvatskoj te Bosni i Hercegovini, a postojeća situacija je takva da jedan blok proizvodi električnu energiju za hrvatski EES (priključen na 110 kv prijenosnu mrežu), dok drugi daje svoju proizvodnju u EES BiH (preko direktne veze 220 kv s TS Trebinje). Budući status ove elektrane, kao i mogućnost izgradnje novih blokova, u ovom trenutku još nije riješen. Tablica 3.6. Ukupna instalirana snaga elektrana HEP-Proizvodnje d.o.o. Vrsta elektrane Akumulacijske HE Protočne HE Reverzibilne HE Kondenzacijske TE Termoelektrane-toplane* Instalirana snaga (MW) 1 443 MW 356.2 MW 292.8/-256.3 MW 1120 MW 549,5 MW
51 Tablica 3.7. Hidroelektrane unutar hrvatskog EES-a Ime hidroelektrane Instalirana snaga (MW) Broj agregata Priključni napon (kv) Protočne HE (356.2 MW) Rijeka 36 2 110 Miljacka 24 4 35 Golubić 6.5 2 35 Gojak 48 3 110 Varaždin 86.5 2 110 Čakovec 77.4 2 110 Dubrava 77.8 2 110 Akumulacijske HE (1442.1 MW) Senj 216 3 220 (1 agr.) i 110 (2 agr.) Sklope 22.5 1 110 Vinodol 84 3 110 Peruča 51.4 2 110 Orlovac 237 3 220 Zakučac 486 4 220 (2 agr.) i 110 (2 agr.) Dubrovnik 216 2 220 (1 agr.) i 110 (1 agr.) Đale 40.8 2 110 Kraljevac 46.4 3 110 (2 agr.) i 35 (1 agr.) Lešće 42 2 110 Reverzibilne HE (292.8 MW / -256.3 MW) Velebit 276/-240 2 400 Lepenica 1.4/-1.2 1 30 Fužine 4/-4.8 1 35 Buško Blato 11.4/-10.3 3 110 Male HE 16.7 MW HE biološkog minimuma 3.2 MW
52 Tablica 3.8. Termoelektrane unutar hrvatskog EES-a Ime hidroelektrane Instalirana snaga na pragu (MW) Broj agregata Priključni napon (kv) Konvencionalne TE 1120 MW Plomin 1 98 1 110 Plomin 2 192 1 220 Rijeka 303 1 220 Sisak 1 i 2 396 2 220 (1 agr.) i 110 (1 agr.) Jertovec 83 2 110 PTE Osijek 48 2 110 Termoelektrane-toplane 549,5 MW TETO Zagreb 415 6 110 ELTO Zagreb 92.5 4 110 (2 agr.) i 30 (2 agr.) TETO Osijek 42 1 110 Nuklearne elektrane 348 MW NE Krško* 696 MW 1 400 * HEP je suvlasnik polovice elektrane (348 MW) Konvencionalne TE na ugljen, mazut, ekstra lako loživo ulje i prirodni plin unutar hrvatskog EES-a prikazane su tablicom 3.8. HEP je vlasnik i polovice nuklearne elektrane Krško, te raspolaže njenom snagom u iznosu od 348 MW na pragu. Vjetroelektrane priključene na prijenosnu i distribucijsku mrežu u RH prikazane su u sljedećim tablicama. Odlika im je promjenljiva proizvodnja, s većim varijacijama na mjesečnoj razini. Dosadašnja iskustva, relevantna za izgrađenost i pogon prijenosne mreže te vođenje sustava, pokazuju da njihova integracija dovodi do povremeno značajnije proizvodnje električne energije na dnevnoj razini unutar hrvatskog EES, no uz povećane potrebe za ak vacijom sekundarne i tercijarne rezerve u sustavu, te povremeno nisku ukupnu proizvodnju (angažman) is h. Tablica 3.9. Vjetroelektrane unutar hrvatskog EES (priključak na prijenosnu mrežu stanje listopad 2013.) Vjetroelektrana Instalirana snaga (MW) Naponska razina priključka (kv) Vrataruša 42 110 ZD 2 18 110 ZD 3 18 110 Kamensko (ST1-2) 20 110 Jelinak 30 110 Pometeno brdo* 17,5 (20) 110 Ponikve 34 110 Voštane (ST1-1) 20 110 UKUPNO 199,5 (202) MW * VE Pometeno Brdo se nalazi u Kvo" s odobrenom priključnom snagom od 20 MW, a u ovom trenutku je u pogonu s 17,5 MW
53 Tablica 3.10. Vjetroelektrane unutar hrvatskog EES-a (priključak na distribucijsku mrežu stanje listopad 2013.) Vjetroelektrana Instalirana snaga (MW) Naponska razina priključka (kv) Ravna 5,95 10 Trtar Krtolin 11,2 30 Orlice 9,6 30 Crno brdo 10 10 ZD 4 9,2 10 ZD 6 9 35 UKUPNO 54,95 3.2.2. Zahtjevi za priključak: objek TS 110/x kv u planu HEP ODS-a U razdoblju pripreme za izradu ovog plana, postojeći i novi korisnici mreže dostavili su HOPS-u svoje planove priključenja objekata na prijenosnu mrežu. Plan izgradnje novih TS 110/x kv nominiran od strane HEP Operator distribucijskog sustava d.o.o. prikazan je u sljedećim tablicama. Trenutno se gradi osam novih TS 110/x kv uz odgovarajući priključak na 110 kv mrežu. U razdoblju od 2014. do 2020. godine HEP ODS planira izgradnju još 15 novih TS 110/x kv, dok se u razdoblju od 2020. do 2023. godine planira izgradi dodatnih 12 TS 110/x kv. Tablica 3.11. Objek! HEP ODS-a u fazi gradnje Naziv TS 110/x kv Prijenosni omjer (kv) Instalirana snaga transformacije /MVA) Ferenščica 110/10(20) 2x40 Sesvete 110/10(20) 2x40 Kneginec 110/20/10(20) 2x20 Kutina 110/10(20) 1x20 Tupljak 110/20 1x40 Funtana 110/20 2x20 Turnić 110/10(20) 2x40 Srđ 110/10(20) 2x40
54 Tablica 3.12. Objek HEP ODS-a nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine) Naziv TS 110/x kv Prijenosni omjer (kv) Instalirana snaga transformacije /MVA) Medulin 110/20 2x20 Zamet 110/10(20) 2x40 Ploče 110/10(20) 2x20 Terminal TTTS 110/10(20) 2x20 Zadar - Istok 110/10(20)/35 2x40 Primošten 110/10(20) 2x20 Vodice 110/10(20) 2x20 Cvjetno naselje 110/10(20) 2x40 Mavrinci 110/20 2x40 Kaštela 2 110/10(20) 2x20 Poličnik 110/10(20) 2x20 Podi 110/10(20) 2x20 Zamošće 110/10(20) 2x20 Sisak 2 110/10(20) 2x40 Ražine 110/10(20) 2x20 Turnić 110/10(20) 2x40 Srđ 110/10(20) 2x40
55 Tablica 3.13. Objek HEP ODS-a nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2020. - 2023. godine) Naziv TS 110/x kv Prijenosni omjer (kv) Instalirana snaga transformacije /MVA) Savska 110/10(20) 2x40 Novi Marof 110/10(20) 2x20 Mursko Središće 110/20(10) 2x20 Ludina 110/20 2x20 Lipik 110/20 2x20 Nemetin 110/10/20 2x20 Novigrad 110/20 2x20 Novi (Novi Vinodolski) 110/20 2x20 Brodogradilište 110/10(20) 2x40 Hrv. Kostajnica 110/20 20 Smiljan 110/10(20) 2x20 Senj 110/10(20) 2x20 Izgradnja ukupno 27 novih TS 110/x kv sa odgovarajućim priključcima na 110 kv prijenosnu mrežu predstavlja značajna inves cijski plan za kojeg izvori sredstava financiranja u trenutku izrade ovog Plana postojećim zakonodavnim rješenjima nisu definirani. Iz tog su razloga svi objek iz zahtjeva HEP-ODS-a (osim onih koji su trenutno u gradnji za koja su potrebna sredstva osigurana ugovorima) za priključenje na prijenosnu mrežu u sljedećem desetogodišnjem razdoblju prikazani u odgovarajućim shemama mreže kao opcije.
56 3.2.3. Zahtjevi za priključak: objek TS 110/x kv u planovima kupaca Podaci o zahtjevima kupaca za priključak njihovih planiranih objekata na prijenosnu mrežu prikazani su u sljedećoj tablici. Navedeni objek imaju različite statuse u pogledu izrade Preliminarne analize priključka na prijenosnu mrežu (PAMP), Elaborata op malnog tehničkog rješenja priključka (EOTRP), upisa u županijske prostorne planove, te ishođenja lokacijske i građevinske dozvole. Tablica 3.14. TS 110/x kv kupaca nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine Naziv kupca Prijenosni omjer (kv) Predviđena godina izgradnje Priključna snaga (MW) Kisikana 110/x 2014 g. 6 TPC Mejaši 110/x 2015 g. 22 Drvenjača d.d. Fužine 110/6 2014-2017. g. 10 Calcit d.o.o. 110/20 2x20 Tvornica kalcitnih punila - Gospić 110/x 2014-2017. g. 18 DIV d.o.o. 110/10/20 2x20 Tvornica vijaka Knin 110/x 2014-2017. g. 20 HŽ EVP Horvati 110/25 2014-2020. g. 20 HŽ EVP Draganić 110/25 2014-2020. g. 18 HŽ EVP Katići 110/25 2014-2020. g. 18 Lipik glass d.d. 110/10(20) 2x20 Tvornica stakla Lipik 110/x 2017-2020. g. 18 Vetropack d.o.o. Tvornica stakla - Straža 110/x 2017-2020. g. 11 ABS Sisak 110/x 2020 g. 48,3
57 Tablica 3.15. TS 110/x kv kupaca nominirani za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2021-2023 (25). godine) Naziv kupca Prijenosni omjer (kv) Priključna snaga (MW) Priključna snaga (MW) HŽ EVP Osijek 110/25 20 6 HŽ EVP Dujmovača 110/25 20 22 HŽ EVP Sadine 110/25 20 10 HŽ EVP Dolac 110/25 20 2x20 HŽ EVP Prgomet 110/25 20 18 HŽ EVP Žitnić 110/25 20 2x20 HŽ EVP Knin 110/25 20 20 RZ Novska 110/25 2014-2020. g. 20 Grad Novska 110/x 12 18 RZ Prgomet 110/25 2014-2020. g. 18 Općina Prgomet 110/x 20 2x20 Fassa Brčić 110/x 2017-2020. g. 18 Tvornica vapna i žbuke - Obrovac 110/x 21,5 Adria LNG d.o.o. LNG Terminal za ukapljeni plin - Omišalj 110/x 43,4 11 INA RNR 110/x 50 48,3
58 3.2.4. Zahtjevi za priključak novih elektrana izuzev vjetroelektrana U pripremi podloga za izradu ovog plana HEP Proizvodnja i ostali Investori su dostavili popis planiranih elektrana koje namjeravaju izgradi do 2023. godine. Tablica 3.16. Planirane elektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine) Elektrana Instalirana snaga (MW) Naponska razina priključka (kv) Priključna snaga (MW) BE-TO Koprivnički Ivanec 18 110 6 EL-TO 140 110 22 TE Sisak C 235 220 10 KKE Slavonski Brod 575 400 2x20 KKE Osijek 446 400 18 TE Plomin C 474,7 400 2x20 TE Belišće 150 110 20 HE Zaprešić (Podsused) 42,7 110 20 HE Ombla 68,5 110 18 HE Dubrovnik 2 304 220 18 HE Kosinj 30 110 2x20 UKUPNO 2483,9 MW Tablica 3.17. Planirane elektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2021. - 2023. godine) Elektrana Instalirana snaga (MW) Naponska razina priključka (kv) Priključna snaga (MW) CCGT Miklavlje (Miklavija LCD) 100 110 18 HE Prečko 42 110 2x20 HE Senj2 360 220 20 TE Rijeka 500 220 20 TE Ploče 800 400 18 RHE Korita 600 400 18 VHS Osijek 64,5 110 2x20 UKUPNO 2466,5 MW
59 Trenutni stupanj pripremljenos dokumentacije za izgradnju i priključak na prijenosnu mrežu gore navedenih projekta nije na visokoj razini, te za većinu njih nedostaje određena dokumentacija od studija utjecaja na okoliš, do lokacijskih i građevinskih dozvola. Stoga su svi ovi objek u shemama planiranog razvoja prijenosne mreže prikazani kao opcije. 3.2.5. Zahtjevi za priključak vjetroelektrana Posljednjih godina HOPS je zaprimio velik broj zahtjeva za priključak novih vjetroelektrana, ukupne snage veće od 2000 MW. S obzirom na veličinu i karakteriske hrvatskog elektroenergetskog sustava, posebno u pogledu mogućnos sekundarne regulacije, procijenjeno je da trenutno nije moguće integrira VE ukupne priključne snage više od 400 MW (kvota). HOPS stoga predlaže korake (mjere) koje je potrebno ostvari radi povećanja kvote VE detaljnije prikazane u poglavlju 2.4.2. U postojećem tretmanu priključaka planiranih VE na prijenosnu mrežu razlikuju se dvije osnovne kategorije: 1. VE koje su unutar kvote od 400 MW. 2. ostale VE (s izdanim PEES, s revidiranim PAMP-om, one koje su se javile na poziv za izradu Plana). Potrebno je naglasi da ovdje prikazan plan priključenja VE ne predstavlja konačnu dinamiku njihove izgradnje i priključka na prijenosnu mrežu, budući da o Investorima ovisi kako će dalje razvija projekt. HOPS će u budućnos, zajedno s mjerodavnim instucijama (HERA, MINGO), i dalje radi na potrebnim akvnosma za povećanje kvote VE te njihovoj ubrzanoj integraciji u elektroenergetski sustav. Priključak VE u ovom Planu predviđen je uglavnom primjenom principa zonskog priključka. Zonski priključak predviđa formiranje jednog novog mrežnog čvora 400(220)/110 kv na ograničenom području koje obuhvaća nekoliko VE sa osnovnom zadaćom prihvata (priključenja) svih obuhvaćenih VE. Način formiranja takve zone i financijske obveze investora u VE bit će definirani novom Uredbom Vlade RH o uvjema priključenja i izdavanja energetskih suglasnos (obveza Vlade prema čl. 32. Zakona o energiji) koja je u trenutku izrade ovog Plana u izradi, što je nužan uvjet za njihovo formiranje. Ako do toga ne dođe ili bude drugačije definiranomora će se mijenja navedena koncepcijapriključenja novih elektrana, što će se moći učini tek pri donošenju novog desetogodišnjeg plana. Prema prikazanim pretpostavkama, uz postojeće VE ukupne snage 254,45 (256,95) MW do 2020. godine očekuje se izgradnja i preostalih VE iz sadašnje kvote ukupne snage 143,05 MW. Opcija izgradnje novih VE do ukupne instaliranje snage u sustavu od 1200 MW (800 MW novih kapaciteta) sukladno Strategiji energetskog razvitka RH ovisi o rješavanju problema raspoložive sekundarne regulacije unutar sustava (detaljnije prikazane u poglavlju 2.4.2). Priključenje ovih VE detaljnije je prikazano na odgovarajućim shemama mreže.
60 Tablica 3.18. Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine, VE koje su ušle u kvotu) Elektrana Instalirana snaga (MW) Naponska razina priključka (kv) Rudine 35 110 Obrovac-Zelengrad (faza I) 42 110 Ogorje 44 110 Velika glava, Bubrig, Crni vrh 43 110 UKUPNO 164 MW Trenutni stupanj pripremljenos dokumentacije za izgradnju i priključak na prijenosnu mrežu gore navedenih projekta nije na visokoj razini, te za većinu njih nedostaje određena dokumentacija od studija utjecaja na okoliš, do lokacijskih i građevinskih dozvola. Stoga su svi ovi objek u shemama planiranog razvoja prijenosne mreže prikazani kao opcije. Tablica 3.19. Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2014. - 2020. godine, VE koje nisu u kvo!) Elektrana Instalirana snaga (MW) Boraja II 45 Brdo-Umovi 127,5 Bruvno 45 Čemernica 43,5 Ćućin 27 Glunča 22 Goli 72 Katuni 39 Konavoska brda 120 Korlat 58 Kozjak 36 Krš Pađane 142 Lukovac 48 Mazin (Bruvno 2A) 45 Mazin 2 20 Obrovac-Zelengad faza II 12
61 Elektrana Instalirana snaga (MW) Orlić 16 Opor 33 Orljak 42 Otrić-Dalekovod 20 Pusto polje-lisac 82,5 Ravno Vrdovo 98 Ripenda 18 Rust 120 Senj 156 ST31-2 Visoka Zelovo 33 Udbina 120 Uništa 16 Voštane-Dalekovod 27 Vrataruša faza II 24 Vučipolje 82 ZD 2P 48 ZD 3P 33 ZD 6P Popina 45 Zelovo 44 Žujino polje 80 UKUPNO 2039,5 MW Tablica 3.20. Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (planirano za izgradnju u razdoblju 2021. - 2023. godine, VE koje nisu u kvo ) Elektrana Instalirana snaga (MW) Tovarnik 80
62 3.2.6. Revitalizacija i povećanje instalirane snage postojećih elektrana HEP Proizvodnja ima namjeru revitalizira pojedine hidroelektrane te im na taj način poveća instaliranu snagu. Plan revitalizacije hidroelektrana iz srpnja 2013. godine prikazan je u sljedećim tablicama. HEP Proizvodnja traži da se osiguraju preduvje u prijenosnoj mreži za punu angažiranost revitaliziranih hidroelektrana u iznimno povoljnim hidrološkim okolnosma i mogućoj maksimalnoj proizvodnji ish. Tablica 3.21. Planirane hidroelektrane za revitalizaciju (planirano za razdoblje 2014. - 2020. godine) Elektrana Instalirana snaga (MW) Instalirana snaga nakon revitalizacije (MW) HE Senj 216 240 HE Zakučac 486 538 HE Dubrovnik 216 252 HE Varaždin 94 105 UKUPNO 1012 1135 3.2.7. Izlazak iz pogona postojećih elektrana Unutar planskog razdoblja do 2023. godine pojedini proizvodni blokovi postat će zastarjeli i/ili neekonomični pa će izaći iz pogona. Plan dekomisije postojećih blokova, prema sagledavanjima HEP Proizvodnje iz srpnja 2013. godine, prikazan je u sljedećim tablicama. Konačna odluka o dekomisijama ovisi o upravi HEP d.d. Tablica 3.22. Planirani blokovi za dekomisiju (planirano za razdoblje 2014. - 2020. godine) Elektrana Dekomisija (MW) TE Sisak A TE Plomin A EL-TO Zagreb blok A TE Rijeka * UKUPNO 308,3 (611,3) * * uvjetna dekomisija, ovisno o preostalim sa!ma rada i potrebi osiguranja tercijarne usluge sustavu. Ovisno i o toplinskom konzumu.
63 Tablica 3.23. Planirani blokovi za dekomisiju (planirano za razdoblje 2021. - 2023. godine) Elektrana Dekomisija (MW) KTE Jertovec KB A i KB B * EL-TO Zagreb blok H i J * TE-TO Osijek PTA A i B * UKUPNO UKUPNO 169,8 * * uvjetna dekomisija, ovisno o preostalim sama rada i potrebi osiguranja tercijarne usluge sustavu. Ovisno i o toplinskom konzumu. Napomena: Vrijednos snaga pojedinih elektrana predviđenih za dekomisiju, kao i godine dekomisije, nisu u gornjim tablicama prikazane temeljem pravilnika o poslovnoj tajni u HEP-Proizvodnji d.o.o. (Bilten broj 281); u svim provedenim analizama su te snage i godine uzimane u obzir. 3.3. EKONOMSKI PARAMETRI PRI PLANIRANJU RAZVOJA Elektroenergetski sustav ima zadaću opskrbi kupce kvalitetnom električnom energijom uz propisanu sigurnost. I pored toga što je cilj neprekidna opskrba kupaca električnom energijom, situacije kod kojih dolazi do poremećaja s opskrbom nije moguće uvijek izbjeći. Uz saznanje da ponekad ipak dolazi do problema s opskrbom, cilj je kod svakog planiranja razvoja prijenosne mreže sves broj h situacija i njihovo trajanje na najmanju moguću mjeru. Mjera koja izražava razinu sigurnos opskrbe kupaca električnom energijom, odnosno količinu neisporučene energije u EES-u naziva se LOLP (eng. Loss of Load Probability). Uvođenjem parametra koji se zove trošak neisporučene električne energije, a koji se izražava u novčanim jedinicama po kwh, regulira se odnos između neisporučene energije, odnosno troškova koji nastaju zbog toga, i rezerve snage u EES-u, odnosno troškova koje izaziva veća rezerva snage, te kapaciteta prijenosnih veza koji u određenim, više ili manje vjerojatnim pogonskim stanjima mogu uzrokova nemogućnost opskrbe dijela kupaca. U modelima se dakle traži minimum ukupnih troškova. Što je vrijednost jediničnih troškova neisporučene el. energije viša, sustav se prisiljava na veću rezervu snage i jače prijenosne veze, i obratno. Iznos jediničnih troškova neisporučene električne energije ( /kwh) je vrijednost koju je vrlo teško, ili bolje rečeno nemoguće egzaktno odredi. Ne postoji neka opće prihvaćena metoda za određivanje h troškova. Od zemlje do zemlje procjena h troškova je različita. Visina h troškova ovisi o mnogo faktora. Jedan od njih je struktura potrošnje, odnosno p kupca kome je reducirana ili prekinuta opskrba. Nadalje, troškovi ovise o količini te neisporučene energije, a isto tako i o trajanju prekida isporuke. Iz samo ovih nekoliko navedenih detalja je očito da su troškovi ili štete zbog neisporučene električne energije prak čno različi za svaki p kupca. Stoga je vrlo teško korektno odredi troškove koje izaziva 1 neisporučeni kwh na razini cijelog sustava. Budući da je iznos troškova neisporučene električne energije povezan s velikom dozom nesigurnos, taj parametar je najčešće predmet analize osjetljivos.
64 U proračunima i simulacijama izvršenim unutar ovog plana koris la se vrijednost jediničnog troška neisporučene električne energije od 3 /kwh, što je veličina koja odgovara omjeru između BDP Republike Hrvatske i ukupno isporučene električne energije proteklih godina. Metoda koja se koris za ekonomsku analizu razvoja prijenosne mreže zasniva se na usporedbi između dobitaka od izgradnje novog objekta (voda, transformatora) i inves cijskih troškova u njegovu izgradnju. Budući da postoji nekoliko kategorija troškova u EES-u koji nastaju različitom dinamikom, a da bi ih bilo moguće uspoređiva, sve troškove je potrebno sves na is vremenski trenutak (na is datum). Radi toga se definira datum svođenja (odnosno diskon ranja). Diskon ranje se vrši s jedinstvenom stopom za sve kategorije troškova. Iznos diskontne stope ima određeni utjecaj (nekad manji, nekad veći) na rezultate proračuna. U slučajevima gdje se uoči znatan utjecaj veličine diskontne stope, potrebno je napravi proračun za nekoliko različi h vrijednos, odnosno proves analizu osjetljivos na veličinu diskontne stope. Ekonomska analiza razvoja prijenosne mreže u ovom radu provedena je za vrijednost diskontne stope od 8 %. Jedinične cijene visokonaponske opreme, kao i procjena visine svake pojedinačne inves cije u pojačanje mreže, detaljno su analizirane u studijskim podlogama za izradu ovog plana. Stvarne troškove izgradnje objekata prijenosne mreže moguće je odredi tek provedbom javnog natječaja za izgradnju svakog pojedinog objekta (uključujući i troškove otkupa zemljišta), pa su troškovi prikazani u ovom planu samo indika!vni i služe radi grube procjene potrebnih inves!cija. Uz veće jedinične cijene opreme rastu i ukupni troškovi izgradnje svakog pojedinačnog objekta. 3.4. SCENARIJI PRORAČUNA Sukladno iznesenom u poglavlju 1, definirani su scenariji planiranja ovisni o analiziranom vremenskom razdoblju, prognozi vršnog opterećenja EES, planu izgradnje novih elektrana i planovima priključaka ostalih korisnika mreže, hidrološkim stanjima i pravcima uvoza električne energije (snage). Velik broj scenarija detaljno je analiziran unutar [15], dok su za izradu ovog plana izvršene dodatne analize i kontrole s obzirom na zadnje dostavljene planove korisnika mreže.
65 4. PLAN RAZVOJA I IZGRADNJE OBJEKATA U SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU
66 4. PLAN RAZVOJA I IZGRADNJE OBJEKATA U SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU 4.1. RAZDOBLJE 2014. 2020. GODINA 4.1.1. Nužne inves!cije u prijenosnu mrežu Nužne invescije u prijenosnoj mreži odnose se na udovoljavanje zahjevane razine sigurnos i pouzdanos opskrbe, rješavanju problemake visokih iznosa napona u 400 kv mreži, povećanje prijenosne moći / zamjena dotrajalih vodiča postojećih prijenosnih vodova. Ove invescije se financiraju iz invescijskog plana HOPS-a. 1. Invescije u zadanom razdoblju svrstane su u čeri kategorije ovisno o prioritema: A Priključak TS 110/x kv koje su trenutno u fazi izgradnje B Invescije I stupnja prioriteta C Invescije II stupnja prioriteta D Invescije III stupnja prioriteta U nastavku se kratkim tekstualnim opisima prikazuju pojedine nužne invescije u prijenosnu mrežu. A Priključak TS 110/x kv koje su trenutno u fazi izgradnje U proteklom je razdoblju započela izgradnja novih TS 110/x kv pri čemu je HOPS preuzeo obavezu izgradnje ili završetka izgradnje visokonaponskih (110 kv) dijelova postrojenja i priključka na prijenosnu mrežu. Radi se o sljedećim TS: Ferenščica, Sesvete, Kneginec, Kuna, Tupljak, Funtana, Turnić, Srđ. Navedene transformatorske stanice izgrađuju se temeljem dosadašnjih trogodišnjih planova razvoja HEP ODS-a i HOPS-a, u cilju povećanja sigurnos opskrbe kupaca na distribucijskoj mreži i priključka novih kupaca. Udjeli HOPS-a u izgradnji novih TS odnose se na izgradnju 110 kv postrojenja u GIS ili AIS izvedbi i priključnih nadzemnih ili kabelskih vodova 110 kv. TS Ferenščica (110 kv postrojenje) gradi se u GIS izvedbi, a na mrežu će bi povezana kabelskim uvodom/izvodom KB 110 kv TETO Trpimirova. U kasnijoj fazi predviđeno je polaganje paralelnog kabela 110 kv TETO Ferenščica 2, nakon što TS Ferenščica preuzme napajanje dijela opterećenja kupaca u istočnom dijelu Zagreba. TS Sesvete (110 kv postrojenje) gradi se u GIS izvedbi, a na mrežu će bi povezana kabelskim uvodom/ izvodom DV 110 kv Resnik - Žerjavinec. TS Kneginec (110 kv postrojenje) izgrađuje se u AIS izvedbi, a TS se na mrežu 110 kv povezuje uvodom/ izvodom DV 110 kv HE Čakovec Varaždin. TS Kuna gradi se radi lošeg stanja u postojećoj TS Kuna iz koje se napaja Petrokemija Kuna, a gradi
67 se u GIS izvedbi uz postojeće rješenje priključka na mrežu. U istu se ugrađuju i novi transformatori za napajanje distribucijskog konzuma. TS Tupljak predviđena je za izgradnju u otvorenoj izvedbi, a priključak na 110 kv mrežu već je izgrađen uvodom/izvodom DV 110 kv Plomin Pazin u TS Tupljak. TS Funtana kraj Poreča gradi se u AIS izvedbi a na mrežu se povezuje uvodom/izvodom DV 110 kv Poreč Rovinj. Nova TS Turnić na riječkom području bi će u GIS izvedbi, a kabelski će se poveza u 110 kv mrežu prema TS Pehlin (dva kabela) i TS Sušak. Nova TS Srđ, kao dio programa Dubrovnik, gradi se u GIS izvedbi, a na mrežu se povezuje uvodom/ izvodom jednog voda 110 kv između TS Plat i TS Komolac. Potrebno je spomenu da se uskoro očekuje i puštanje u pogon novoizgrađene 220 kv TS 220/110 kv Plat koja trenutno radi u pokusnom radu na 110 kv. B Invescije I stupnja prioriteta Kao inves cije prvog stupnja prioriteta označena su pojačanja mreže koje je potrebno kratkoročno ostvari radi ostvarenja N-1 kriterija, te otklanjanja uočenih nedostataka u pogonu prijenosne mreže ili tehničkih neispravnos. Radi sanacije nepovoljnih naponskih okolnos na južnom kraku 400 kv mreže predviđa se ugradnja kompenzacijskog uređaja 150 Mvar priključenog na 400 kv mrežu u TS Konjsko. Predmetnom inves cijom se navedeni problem zadovoljavajuće rješava. Nakon puštanja u pogon DV 2x400 kv Ernes novo Pecs, zbog pojave previsokih napona na sabirnicama 400 kv u TS Ernes novo, potrebno je ugradi kompenzacijski uređaj 150 Mvar priključen na 400 kv sabirnice TS Ernes novo. U oba slučaja predviđena je ugradnja SVC postrojenja (sta čki Var kompenzator) u pojednostavljenoj izvedbi bliskoj ristorski upravljivoj prigušnici, kako bi se radi velikih varijacija napona u dvije kri čne TS ostvarila mogućnost fine regulacije, te izbjegla česta uklapanja i isklapanja mehanički upravljive prigušnice (čes problemi u pogonu i povremena oštećenja opreme kod postojećeg takvog uređaja na 110 kv razini u TS Ernes novo). Moguća zagušenja u prijenosnoj mreži 110 kv na potezu HE Senj Crikvenica - Vinodol moguće je riješi ugradnjom transformatora 220/110 kv, 150 MVA s kosom (poprečnom) regulacijom, tj. s mogućnošću regulacije tokova djelatne snage, u HE Senj, umjesto sadašnjeg starog mrežnog transformatora kojem je životni vijek na isteku i čija je zamjena neophodna. Izgradnju novog DV 2x110 kv na potezu HE Senj-Crikvenica je moguće tada znatno odgodi, sve do iza 2020. godine. Predmetnom inves cijom rasterećuju se ugrožene dionice 110 kv mreže, te se omogućava povećanje snage HE Senj i eventualno priključak novih vjetroelektrana na području između Senja i Crikvenice. Na temelju izvršenih analiza utvrđeno je da će unutar razmatranog vremenskog razdoblja, a prvenstveno ovisno o porastu potrošnje/opterećenja kupaca na području Krka, Cresa i Lošinja, bi potrebno zamijeni podmorsku i podzemnu dionicu nadzemno-kabelskog voda Crikvenica Krk, te mu
68 poveća prijenosnu moć. Pri tom je materijal i presjek kabela potrebno uskladi s prijenosnom moći odgovarajuće nadzemne dionice (Al/Č 240/40 mm 2, 120 MVA). Za podmorsku dionicu predviđeno je polaganje trožilnog kabela Cu 630 mm 2. Ukoliko se zadrži postojeća kabelska dionica između Crikvenice i Krka koja ograničava prijenos DV-KB 110 kv Crikvenica Krk na 70 MVA, ispadom DV-KB 110 kv Melina Omišalj pri visokim ljetnim opterećenjima otoka Krka, Cresa i Lošinja, a uz planirani porast opterećenja kupaca na otoku Krku moglo bi doći do preopterećenja veze Crikvenica Krk, a me i do lančanog preopterećenja veze Krk Rab što bi uzrokovalo prekid napajanja Krka, Cresa i Lošinja pri kri čnom ispadu. Razlog za zamjenu podmorske dionice ovog voda je i njezina starost odnosno tehnička dotrajalost. Zamjena podmorske kabelske dionice DV-KB 110 kv Dugi Rat Nerežišće (Pos ra) I nužna je radi tehničke neispravnos u kojoj se ista nalazi. Radi oštećenja kabela došlo je do curenja ulja. Kako sanacija nije uspjela, nužna je kompletna zamjena tog kabela, odnosno polaganje novog u duljini od oko 8 km. Vod Mraclin Ivanić ugrožen je prema kriteriju N-1, a nije ga moguće rastere preraspodjelom angažmana elektrana unutar EES. Njegovim ispadom također dolazi do nedozvoljenih naponskih prilika u TS Ivanić. Imajući u vidu procjenu troškova mogućih pojačanja mreže, kao tehno-ekonomski op malno rješenje nameće se izgradnja novog DV 2x110 kv (duljine oko 3 km) kojim bi se postojeći vod 110 kv Mraclin EVP Ludina uveo u TS Ivanić, i me stvorila paralela postojećem kri čnom vodu. Nakon realizacije ove inves cije postojeći vod Mraclin Ivanić znatno se rasterećuje, dok 110 kv veza od Siska preko Ku ne i Ludine nije znatnije opterećena. Kriterij (n-1) je zadovoljen u promatranom dijelu mreže, a nestaju i problema čne naponske prilike pri neraspoloživos voda Mraclin Ivanić 1. Uvod/izvod DV 110 kv Mraclin EVP Ludina u TS Ivanić donosi značajne uštede u troškovima neisporučene električne energije neovisno o hidrološkim scenarijima. Sva ograničenja na postojećem vodu 110 kv Mraclin Ivanić me se u potpunos otklanjaju, a povećanje njegove prijenosne moći kroz revitalizaciju se može odgodi. Pripadni prosječni indeks profitabilnos iznosi 10,76 za višu stopu porasta opterećenja, odnosno 6,03 za scenarij referentne stope porasta opterećenja, što znači da je razmatrana inves cija visoko ekonomski opravdana. C Invescije II stupnja prioriteta Kao inves cije drugog stupnja prioriteta označena su pojačanja mreže koje je potrebno kratkoročno i srednjoročno proves radi ostvarenja N-1 kriterija i povećanja sigurnos napajanja kupaca. Unutar razmatranog vremenskog presjeka potrebno je ugradi treći transformator 220/110 kv u TS Konjsko. Točna dinamika ugradnje trećeg transformatora u TS Konjsko ovisi o porastu opterećenja tog dijela EES i izgradnji vjetroelektrana unutar PrP Split te njihovog angažmana jekom visokih opterećenja razmatranog dijela sustava. Razmatrana inves cija ocjenjuje se visoko profitabilnom bez obzira na stopu porasta opterećenja, uz vrlo visoke uštede prvenstveno u troškovima neisporučene električne energije jekom čitave godine (zimska, ljetna opterećenja). Ugradnja trećeg transformatora 220/110 kv u TS Konjsko je znatno je!inija i brže izvediva alterna va izgradnji 220 kv rasklopišta i transformacije 220/110 kv u TS Vrboran. Sve provedene analize pokazuju da će ovakvo rješenje s tri transformatora u TS Konjsko zadovoljava sve dok ukupno opterećenje tog dijela sustava ne naraste na vrijednos koje bi za slučaj suhe hidrologije ugrožavale (n-1) sigurnost tog dijela sustava uz pretpostavku kvara jednog od transformatora. Današnje procjene mogućeg porasta opterećenja pokazuju da se takvo stanje može očekiva tek u dugoročnom razdoblju, svakako poslije 2020. godine. Tek tada se pokazuje opravdanom izgradnja 220 kv rasklopišta i transformacije 220/110 kv (2 x 150
69 MVA) u TS Vrboran. Postojeći DV 110 kv Bilice Trogir ukupne duljine 41 km izgrađen je 1948. g. na armirano betonskim stupovima pa portal s bakrenim vodičima nazivnog presjeka 95 mm 2. Danas se zbog staros i lošeg stanja betonskih stupova, vodiča i izolacije u normalnim prilikama DV 110 kv Bilice Trogir najčešće drži u praznom hodu od strane TS 220/110/30 kv Bilice i služi kao rezervni vod za napajanje TS 110/35 kv Trogir (čes požari ugrožavaju napajanje Kaštela i Trogira iz smjera Konjskog). Obzirom na opterećenje TS Kaštela i TS Trogir (trenutno ukupno vršno opterećenje iznad 120 MVA), planiranu izgradnju TS 110 kv, EVP, te nekoliko potencijalnih lokacija za vjetroelektrane, u ovom vremenskom razdoblju predviđena je izgradnja novog DV 2 x 110 kv Bilice Podi Trogir. Dotrajali DV 110 kv Đakovo-EVP Andrijevci Sl. Brod će u razmatranom periodu treba revitalizira. Predviđa se provedba revitalizacije na način da se postojeći 110 kv vod zamijeni dvostrukim 110 kv vodom u istom koridoru. Također se predviđa na jednu trojku tako dobivenog dalekovoda priključi TS Sl. Brod 2, čime će se omogući dvostrano napajanje TS Sl. Brod 2 na hrvatskom teritoriju. Već u današnjem stanju sa stanovišta 110 kv mreže kriterij sigurnos (n-1) kriterij nije zadovoljen u napajanju TS Lošinj budući da pri visokim ljetnim opterećenjima ispadom voda 110 kv Krk Lošinj dolazi do redukcije dijela konzuma radi ograničenja na oko 10 MW mogućeg opterećenja paralelnog 35 kv kabela. Stoga se u razdoblju do 2020.g. planira izgradi RP 110 kv Cres i kabelsku vezu 110 kv Plomin-Cres radi djelomičnog zadovoljenja (n-1) kriterija (is ostaje nezadovoljen na dijelu nadzemnog voda Cres Lošinj, što se planira izgradi u idućoj etapi). Prilikom izrade slijedećeg desetogodišnjeg plana bi će razmotreni potrebni zahva u distribucijskoj mreži koji bi umanjili potrebu za izgradnjom navedenih objekata. U slučaju formiranja poduzetničkih zona Poličnik i Crno u razmatranom vremenskom presjeku bi će potrebno izgradi DV 110 kv Obrovac (Zelengrad) Poličnik kako bi se izbjegla preopterećenja voda od Obrovca do Poličnika pri ispadu voda Benkovac Zadar, uz izveden priključak voda Obrovac- Zadar kao U/I u TS Benkovac, čime se značajno povećava i sigurnost napajanja cjelokupnog zadarskog područja. Radi očekivanog porasta opterećenja na području Istre do razmatranog vremenskog presjeka potrebno je završi izgradnju TS 220/110 kv Vodnjan, u prvoj etapi najprije u veličini 1x150 MVA uz zadržavanje pogona jedne trojke DV 2x220 kv Plomin Vodnjan pod 110 kv naponom. U situaciji maksimalnog ljetnog opterećenja pri kraju razmatranog perioda moguća su blaga preopterećenja transformatora 220/110 kv u Plominu ispadom paralelnog transformatora, što upućuje na potrebu ugradnje i drugog transformatora 220/110 kv u TS 220/110 Vodnjan i puštanja u pogon pod nazivnim naponom i druge trojke DV 2x220 kv Plomin Vodnjan do kraja 2020. godine (uključeno u treću grupu prioriteta). D Invescije III stupnja prioriteta Kao inves cije trećeg stupnja prioriteta označena su pojačanja mreže koje je potrebno srednjoročno proves radi ostvarenja N-1 kriterija i povećanja sigurnos napajanja kupaca nakon očekivanog porasta potrošnje i opterećenja u hrvatskom EES-u. U ovu grupu prioriteta također su obuhvaćena pojačanja mreže radi pos zanja N-1 sigurnos u plasmanu proizvodnje radijalno priključenih hidroelektrana (Đale, Lešće). Srednjoročno se pojavljuje potreba pojačanja 110 kv veze između TS Tumbri i TS Rakitje, što je najpovoljnije izves uvodom/izvodom DV 110 kv Rakitje Švarča u TS Tumbri. Ova inves cija je ekonomski opravdana, uz prosječne indekse profitabilnos od 3,89 za višu stopu porasta opterećenja,
70 odnosno 1,05 za referentnu stopu porasta opterećenja. Jedna trojka ovog voda koris priključak planiranog EVP Horva. će se i za Vodovi 110 kv HE Đale (Kukuzovac) Sinj i HE Lešće Švarča potrebni su radi osiguranja kriterija N-1 u priključku HE Đale i HE Lešće na 110 kv mrežu. Dinamika njihove realizacije ovisi će i o interesu HEP Proizvodnje. DV 110 kv Vukovar Nijemci 2 planiran je radi osiguravanja kriterija N-1 u napajanju TS Nijemci na teritoriju Hrvatske. Ova TS danas ima rezervno napajanje iz smjera Šida, no ocijenjeno je da isto nije dovoljno sigurno te je predviđena izgradnja novog voda koji će posluži i za priključak buduće TS Vukovar 2 kada se ukaže potreba za njezinom izgradnjom. Kri čni potez 400 kv mreže na zagrebačkom području je onaj između TS Žerjavinec i TS Tumbri. U okolnos ma visokih tokova snaga iz smjera TS Heviz dolazi do rela vno visokog opterećenja ovog voda, te bi njihovim ispadom bila ugrožena 110 kv mreža zagrebačkog područja. Radi povećanja sigurnos opskrbe kupaca na zagrebačkom području predviđena je izgradnja novog DV 2x400 kv Tumbri Veleševec, bez izgradnje RP 400 kv Veleševec, čija bi se jedna trojka spojila na 400 kv vod prema TS Ernes novo a druga trojka na dionicu postojećeg voda Ernes novo Žerjavinec na potezu od Veleševca do Žerjavineca. Izgradnja novog voda 110 kv Poličnik Zadar istok bi će nužna radi osiguravanja N-1 kriterija u mreži šireg zadarskog područja. Novi vod moći će se iskoris i za priključak TS Crno ukoliko se pokaže potreba za njenom izgradnjom. Nakon formiranja nadzemno-kabelske veze od TE Plomin do TS Cres radi punog ostvarenja kriterija N-1 nužno je sagradi DV 110 kv Cres Lošinj 2. Ukoliko se is ne sagradi, unutar kri čnih ljetnih razdoblja kada je visoko opterećenje Cresa i Lošinja, ispadom radijalnog voda 110 kv od TS Cres do TS Lošinj moguće su redukcije konzuma. 4.1.2. Invescije u prijenosnu mrežu u sklopu regionalnih i europskih integracija Pojedine inves cije značajne za sigurnost pogona prijenosne mreže na području RH i veću integraciju vjeroelektrana na ličkom i dalma nskom području, ali značajne i s aspekta regionalnog tržišta električnom energijom, HOPS je delegirao unutar TYNDP te zatražio za iste oznaku PCI (Projects of common interests). Stoga postoji mogućnost da će u nastavku navedene inves cije bi financijski podržane od strane međunarodnih financijskih ins tucija i fondova EU. U travnju 2012. godine Europska komisija (u daljnjem tekstu: EC) započela je proces određivanja projekata od zajedničkog europskog interesa za elektroenergetsku i plinsku infrastrukturu. Sve zemlje članice EU i Republika Hrvatska pozvane su putem nadležnih ministarstava da iden ficiraju projekte kandidate i podnesu prijave EC za stjecanje statusa PCI. Republika Hrvatska je, nakon provedenih konzultacija između HOPS-a, Ministarstva gospodarstva i Agencije, u srpnju 2012. godine prijavila sljedeće projekte za stjecanje statusa PCI: Transformatorska stanica 400/220 kv Brinje (Hrvatska) planirani završetak u razdoblju do 2020.g. Transformatorska stanica 400/110 kv Lika (Hrvatska) planirani završetak u razdoblju do 2020.g. Dalekovod 400 kv Lika-Brinje (Hrvatska) planirani završetak 2020.g.
71 Dalekovod 400 kv Banja Luka (Bosna i Hercegovina) Lika (Hrvatska) planirani završetak 2020.g. Dalekovod 400 kv Lika Velebit (Hrvatska) planirani završetak 2020.g. Dalekovod 400 kv Konjsko Velebit (Hrvatska) planirani završetak 2020.g. Nakon provedene procedure sukladno europskim propisima EC je dodijelila prijavljenim hrvatskim projekma status projekata od zajedničkog europskog interesa. Sukladno europskoj legislavi, projek koji su stekli status PCI, moraju se naves u tablici projekata desetogodišnjeg plana razvoja ENTSO-E (TYNDP) koji će bi publiciran 2014. godine. Za sve navedene projekte bit će provedena procjena troškova i koris sukladno tzv. CBA (eng. Cost Benefit Analysis) metodologiji koju je izradio ENTSO-E. Dana 17. travnja 2013. godine Europski parlament i Vijeće Europe objavili su Uredbu 347/2013 vezano za Trans-Europsku energetsku infrastrukturu. U Uredbi se određuje organizacija i maksimalno trajanje procesa ishođenja potrebnih dozvola za realizaciju projekata od zajedničkog interesa, transparentnost i uključivanje javnos u proces, uloga europskog koordinatora u procesu realizacije, provođenje procjene troškova i koris, način određivanje pogodnos pojedinih projekata za sufinanciranje sredstvima EU te brojni drugi aspek. Slijedi tehnički opis PCI projekata (dodatno o njima i u poglavlju 6): Transformatorske stanice 400/220 kv Brinje i 400/110 kv Lika Izgradnja nove transformatorske stanice Brinje vezana je najprije uz izgradnju nove HE Senj 2 (snage 330 do 365 MW, ovisno o protoku te izvedbi sa ili bez akumulacije Kosinj), za koju postoji idejno rješenje i čija izgradnja je predvidiva u razdoblju oko ili nakon 2020. godine. Za priključak te HE bi će neophodna izgradnja dvostrukog DV 220 do najbližeg 220 kv rasklopišta, koje se sagledava na lokaciji Brlog. Proširenje današnje TS 220/35 kv Brinje nije moguće, pa je lokacija Brlog kraj Žute Lokve opmalna s obzirom na raspoloživi prostor i blizinu svih 400 kv i 220 kv vodova u tom području. Time bi se omogućilo i formiranje snažnog mrežnog 400 kv čvorišta s transformacijom 400/220 kv, koje omogućuje opmalno spajanje postojećih (i budućih) 400 kv vodova iz pravca Zagreba i Rijeke te Splita. Transformacijom 400/220 kv omogućuje se značajno pojačanje postojeće 220 kv mreže u tom dijelu HR, te se rješavaju problemi za slučaj ispada DV 220 kv Senj Melina. Također se omogućuje opmizacija revitalizacije i etapni prijelaz starih 220 kv vodova na 400 kv razinu te priključak novih eventualnih VE s okolnih lokacija, za koje već postoje određeni interesi i planovi. Izgradnja transformatorske stanice Lika ključni je preduvjet za stupnjevanu zamjenu postojećeg dalekovoda 220 kv Brinje Konjsko sa 400 kv dalekovodom. TS Lika povezat će se interkonekvnim vodom 400 kv s elektroenergetskim sustavom Bosne i Hercegovine odnosno s TS Banja Luka. Izgradnja ove TS i DV 400 kv Banja Luka - Lika, te revitalizacijom i podizanjem na 400 kv razinu starog DV 220 kv Konjsko - Brinje (a potom i Brinje Mraclin) predstavlja izuzetno značajnu invesciju u Jugoistočnoj Europi za duže razdoblje. Zajedno s izgradnjom ostalih projekata koji su stekli status PCI omogućit će se kvalitetnije povezivanje
72 južne i središnje Hrvatske 400 kv vezom, povećat će se sigurnost opskrbe električnom energijom, unaprijedit će se integracija tržišta električne energije Bosne i Hercegovine i Hrvatske te šire jugoistočne Europe. Potrebno je napomenu da će se u studiji izvodljivos svih ovih objekata razmatra i opcija izgradnje samo jedne transformatorske stanice 400/220/110 kv na lokaciji Brlog kraj Žute Lokve (zajedničkog radnog imena Lika), koja omogućuje vjerojatno i povoljniju trasu dalekovoda 400 kv za povezivanje s Banja Lukom (BiH) i koja omogućuje značajno smanjenje ukupnih inves cija. Dalekovod 400 kv Banja Luka (Bosna i Hercegovina) Lika (Hrvatska) Procijenjena duljina voda iznosi 155 km, od čega 45 km u Hrvatskoj. Njegova izgradnja će značajno učvrs 400 kv mrežu u tom dijelu regije i poveća prekogranični kapacitet između Hrvatske i Bosne i Hercegovine te pridonije integraciji tržišta električnom energijom u regiji. Zajedno s pripadajućim transformatorskim stanicama će omogući i značajnu integraciju vjetroelektrana u regiji. Zajedno s izgradnjom TS Lika te revitalizacijom i podizanjem na 400 kv razinu starog DV 220 kv Konjsko Brinje (Lika), a potom i Brinje Mraclin, predstavlja izuzetno značajnu infrastrukturnu inves ciju u široj regiji i za duže razdoblje, jer značajno povećava prijenosne kapacitete mreže u ovom dijelu jugoistočne Europe, u smjeru istok-zapad. Revitalizacija dalekovoda 220 kv Konjsko-Brinje i podizanje na 400 kv Zbog staros bi će neophodna revitalizacija ovog 215 km dugačkog 220 kv dalekovoda, koju će po etapama treba započe prije 2020. godine. Tada je tehno-ekonomski opravdano izvrši prijelaz na 400 kv razinu, što je europska praksa već danas, a slični su planovi, iz razumljivih razloga, mnogobrojni gotovo u svim zemljama EU. Potrebu izgradnje ovih novih 400 kv veza, posebice između zagrebačkog područja i Dalmacije može ubrza izgradnja dva nova veća proizvodna postrojenja u Dalmaciji poput PTE Obrovac i RHE Korita ili jedne od navedenih elektrana uz velik broj vjetroelektrana. Revitalizaciju i prijelaz na 400 kv će treba izves u etapama, uz planirano uvođenje u TS 400/220 kv Lika (Brinje), u TS 400/110 kv Gračac, u TS 400/110 kv Velebit, u TS 400/110 kv Knin - Pađene i u TS 400/220/110 Konjsko. Ovu inves ciju treba sagledava zajedno s već spomenu m ostalim povezanim objek ma. Završetkom svih h povezanih inves cija dobiva se snažna 400 kv transverzala koja omogućuje prihvat svih sagledivih novih elektrana (HE, TE, VE) u široj regiji, značajne tranzite te osigurava sigurnost sustava i u najkri čnijim sagledivim situacijama. Nadalje, me će se omogući početak stvaranja preduvjeta i za eventualne nove interkonekcije s istočne obale Jadrana prema Italiji, što je jedan od nekoliko strateških koridora kojeg se izdvaja na europskoj razini za razmatrano razdoblje unutar tzv. Energetskog infrastrukturnog paketa EU (eng. Energy Infrastructure Package - EIP). S obzirom na znatna sredstva koja će treba inves ra, realno je očekiva da će se ovi projek, kao
73 projek od šireg regionalnog pa i pan-europskog značenja, moći financira i iz odgovarajućih fondova EU, koji će kroz EIP bi dodatno ojačani. 4.1.3. Uvjetne invescije u prijenosnu mrežu Uvjetne invescije u prijenosnoj mrežu su vezane uz dinamiku izgradnje objekata HEP-ODS-a, velikih kupaca (npr. HŽ, INA, ), proizvodnih jedinica (HE i TE) te vjetroelektrana (uz prethodno rješavanje problema raspoložive sekundarne regulacije unutar sustava). U ovom planu je predviđeno da se ove invescije financiraju iz sredstava Investora objekata. 1. Invescije u zadanom razdoblju su vezane za: A Priključak novih TS 110/x kv za potrebe HEP-ODS-a i velikih kupaca B Priključak revitaliziranih i novih proizvodnih jedinica C Zonski priključak za vjetroelektrane koje se nalaze van kvote A Priključak novih TS 110/x kv za potrebe HEP-ODS-a i velikih kupaca HEP-ODS do 2020.g. planira izgradnju 15 novih TS 110/x kv danih u tablici 3.12. Navedeni objek se planiraju priključi na prijenosnu mrežu interpolacijom u postojeće vodove ili izgradnjom novih vodova. Osim objekata HEP-ODS-a, planirana je izgradnja TS 110/x kv za potrebe napajanja velikih kupaca (HŽ, INA ). Navedeni objek se planiraju priključi na prijenosnu mrežu interpolacijom u postojeće vodove ili izgradnjom novih vodova. Za potrebe priključenja ish je potrebno izvrši izgradnju novih DV 2 110 kv KKE S. Brod S. Brod 2, DV 2 110 kv Krasica-INA RNR, DV 110 kv Lički Osik Calcit, DV 110 kv Obrovac-Fasa Brčić, dio DV 110 kv Đale-Kukuzovac-Sinj, DV 110 kv Vrgorac-Ploče, DV 2 110 kv Lešće Kaći-Švarča. B Priključak revitaliziranih i novih proizvodnih jedinica Priključak revitaliziranih objekata U razdoblju do 2020.g. HEP Proizvodnja d.o.o. će izvrši revitalizaciju postojećih agregata u HE Zakučac, HE Senj, HE Dubrovnik i HE Varaždin. Iznosi povećanja snage nisu značajni obzirom na trenutne iznose priključnih snaga pa će zadrža postojeći način priključenja navedenih elektrana. Priključak novih objekata BE TO Koprivnički Ivanec BE TO se nalazi u Koprivničko križevačkoj županiji, općina Koprivnički Ivanec u radnoj zoni Koprivnički Ivanec. Predviđen je spoj na prijenosnu mrežu na principu uvod/izvod u DV 110 kv Koprivnica Virje. EL TO Zagreb
74 Na postojećoj lokaciji u gradu Zagrebu je planirana je izgradnja novog bloka priključne električne snage 140 MW ( i značajno veće i prioritetne toplinske snage). Povećanje snage će pra i nužno pojačanje 110 kv prijenosne mreže izgradnjom kabelske veze 2 110 kv EL-TO - Stenjevec. Izgradnja te kabelske veze neće bi potrebna ukoliko se inves tor odluči za značajno manju električnu snagu novog bloka. TE Sisak C Na postojećoj lokaciji u Sisku trenutno je u jeku gradnja novog bloka C priključne snage 230 MW. Priključak će se ostvari na postojeće rasklopište 220 kv koje je trenutno pri završetku revitalizacije. KKE Slavonski Brod Izgradnja kombinirane kogeneracijske elektrane Slavonski Brod planirana je na području Lučke uprave Slavonski Brod. Planirana priključna snage iznosi 575 MW. Za priključak je potrebno izgradi 400 kv rasklopište na lokaciji elektrane i 2 400kV priključni dalekovod koji će se interpolira u DV 400 kv Žerjavinec Ernes novo na lokaciji Razbojište. KKE Osijek Na postojećoj lokaciji TE TO Osijek planirana je gradnja novog bloka priključne snage 446 MW. Za priključak je potrebno izgradi 400 kv rasklopište na lokaciji elektrane i 2 400kV priključni dalekovod koji će se priključi na TS 400/110 kv Ernes novo. TE Plomin C Na postojećoj lokaciji TE Plomin planirana je gradnja novog bloka priključne snage 474,7 MW. Za priključak je potrebno izgradi 400 kv rasklopište na lokaciji elektrane i 2 400kV priključni dalekovod koji će se priključi na TS 400/220/110 kv Melina. TE Belišće Na postojećoj lokaciji tvornice papira u Belišću planirana je gradnja novih proizvodnih jedinica ukupne priključne snage 150 MW. Povećanje snage će pra i nužno pojačanje 110 kv prijenosne mreže rekonstrukcijom/povećanjem presjeka dalekovoda u okruženju. Tek kad bude poznata konačna priključna snaga, prilikom donošenja novog desetogodišnjeg plana bi će nominirani i dalekovodi koje je potrebno rekonstruira /revitalizira. HE Zaprešić Nalazi se na prostoru Zagrebačke županije i Grada Zagreba kod grada Zaprešića. Planirani priključak će se ostvari preko novog rasklopnog postrojenja 110 kv u koje se uvodi postojeći 110 kv DV Tumbri (Rakitje) Zaprešić. Planirana priključna snaga elektrane iznosi 42,7 MW. HE Ombla HE Ombla se nalazi sjeverno-zapadno od Dubrovnika u mjestu Komolac. Predviđena snaga HE je 68,5 MW. Priključak HE Ombla se ostvaruje priključenjem u TS 110/35 kv Komolac. HE Dubrovnik (faza II) Na postojećoj lokaciji se planiraju izgradi nove proizvodne jedinice ukupne priključne snage 304 MW. Priključak će se ostvari priključenjem u TS 220/110 kv Plat na 220 kv razini. HE Kosinj HE Kosinj je pribranska elektrana locirana uz branu Kosinj, smještenu na rijeci Lici oko 6 km nizvodno
75 od brane HE Sklope, odnosno akumulacije Kruščica. Planirana snage elektrane je 30 MW. Priključak hidroelektrane će se ostvari po principu ulaz/izlaz na postojeći DV 110 kv Lički Osik Otočac. C Zonski priključak za vjetroelektrane koje se nalaze van kvote Zona Gračac Zbog potreba preuzimanja proizvodnje planiranih VE ukupne snage od oko 450 MW, koje se nalaze u široj okolici Gračaca, potrebno je formira novi mrežni čvor TS 400(220)/110 kv Gračac Vučipolje na lokaciji Vučipolje. Osim toga potrebno je u taj mrežni čvor uves postojeći DV 110 kv K. Vakuf Gračac i planirani DV 110 kv Gračac-Velika Popina (potreban za povezivanje planiranih VE na lokaciji Popina). Pored toga bit će potrebno izgradi novi DV 110 kv Lički Osik Gračac 2 (paralelno postojećem vodu). Zona Obrovac U širem zaleđu Zadra i Benkovca se nalazi veći broj planiranih VE ukupne priključne snage od oko 250 MW. Za potrebe priključenja is h je potrebno izvrši rekonstrukciju/povećanje presjeka postojećih DV 110 kv Obrovac-Zadar i DV 110 kv Obrovac-Bruška-Benkovac. Zona Knin Na širem području oko Knina postoji značajan broj planiranih VE ukupne priključne snage od oko 300 MW. Za potrebe priključenja ovih VE potrebno je formira novi mrežni čvor TS 400(220)/110 kv Knin Pađene na lokaciji Pađene. Pored toga potrebno je izgradi nove DV 2 110 kv Knin Pađene - Knin i DV 110 kv Knin Kozjak. Zona Bilice-Kaštela Na području između Bilica i Kaštela se planira izgradnja nekoliko novih VE ukupne priključne snage oko 100 MW. Za priključenje is h je nužna pretpostavka izgradnja novog DV 2 110 kv Bilice-Podi- Trogir Kaštela. Zona Ce na Na širem području Sinja i Trilja postoji značajan broj planiranih VE ukupne priključne snage oko 350 MW. Za priključenje is h je potrebno izgradi nove DV 110 kv Ogorje-Peruča, DV 110 kv Ogorje Rust i DV 110 kv Đale-Kukuzovac-Sinj, kao i rekonstrukcijom/ povećanjem presjeka postojećeg DV 110 kv Peruča-Sinj-Dugopolje-Meterize. Zona Šestanovac Na području Šestanovca se planira izgradnja VE ukupne priključne snage oko 130 MW. Za potrebe priključenja ove VE potrebno je formira novi čvor TS 220/x kv Šestanovac.
76 4.1.4. Planirani razvoj prijenosne mreže sheme
77 Virovitica Prp Zagreb Slatina PrP Osijek D. Miholjac Siklós HU Belišće B.Manastir Apatin SRB Međurić Daruvar Nova Gradiška Požega Kapela Našice Cementara Sl.Brod Sl.Brod 2 Valpovo Ðakovo 2 D. Andrijevci B.Brod Ðakovo 3 EVP Andrijevci KKE Brod Vl. potrošnja BiH 4 3 2 1 Đakovo Županja Orašje TE-TO Osijek PTE ERNESTINOVO Vukovar Vinkovci Jankovci Šid Nijemci SRB Slika 4.2. Mreža 110 kv PrP Osijek krajem 2020. godine
78 Slo Pehlin Mavrinci HE Rijeka PrP Rijeka MELINA Plase Krasica Delnice Drvenjača Moravice Vrata Vrbovsko Švarča PrP Zagreb Pokuplje Funtana Butoniga VE Ripenda VE Goli Zamet Matuljit Turnić Lovran PLOMIN Sušak Omišalj Krk INA RNR HE Vinodol TE Rijeka Crikvenica VE Vrataruša HE Gojak Oštarije HE Lešće Vodnjan Šijana Medulin Raša Dolinka Cres Dunat Rab Novalja HE Senj Karlobag HE Sklope Lički Osik Otočac HE Kosinj VE Bruvno, Mazin Mazin 2 BiH. Vakuf Lošinj PrP Split Pag Nin Calcit Gračac Obrovac VE ZD 6 Mazin VE Vučipolje VE ZD 6P VE Pustopolje-Lisac Vel. Popina VE Otrić Slika 4.3. Mreža 110 kv PrP Rijeka krajem 2020. Godine
79 Bos. Grahovo BiH PrP Rijeka PrP Split RHE VELEBIT VE Krš-Pađene VE Žujino Polje TS KNIN PAĐENE Knin (DIV) Kozjak VE Uništa VE Kozjak zak VE Orlić VE Pometeno Brdo KONJSKO VE Zelovo HE Đale Rab Karlobag Obrovac Novalja Fasa Brčić Poličnik Zadarzapad VE Orljak VE Zelengrad VE ZD2, ZD3 VE ZD2P, ZD3P Bruška Benkovac VE Korlat Zadar-istok Bilice Vodice Kapela VE Velika Glava Primošten VE Gl č VE Boraja VE Jelinak VE Opor Trogir Kaštela 2 Slika 4.4. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2020. godine dio 1 (Zadar, Šibenik, Knin)
80 VE VE VE Zelovo VE Ogorje r e VE Pometeno Brdo Peruća Sinj VE ST3-1 VE ST3-2 KONJSKO c ernica VE Voštane Dugopolje VE Opor Kaštela 2 Kaštela Dujmovača VE Lukovac VE Katuni Zagvozd Vrboran Terminal (TTTS) Slika 4.5. Mreža 110 kv PrP Split krajem 2020. godine dio 2 (Split)