1 / 37

1. PLANOVI OBNOVE I IZGRADNJE PRIJENOSNE MREŽE DO 2025 .

1. PLANOVI OBNOVE I IZGRADNJE PRIJENOSNE MREŽE DO 2025 . mr. sc. DRAGUTIN MIHALIC, dipl. ing. d ragutin.mihalic @ hep.hr HEP – Operator prijenosnog sustava d.o.o. Sektor za razvoj i institucijsku suradnju. Sadržaj

ricky
Download Presentation

1. PLANOVI OBNOVE I IZGRADNJE PRIJENOSNE MREŽE DO 2025 .

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. 1. PLANOVI OBNOVE I IZGRADNJE PRIJENOSNE MREŽE DO 2025. mr. sc. DRAGUTIN MIHALIC, dipl. ing.dragutin.mihalic@hep.hrHEP – Operator prijenosnog sustava d.o.o.Sektor za razvoj i institucijsku suradnju

  2. Sadržaj • Scenarijiimetodologijaizrade prvog Indikativnog srednjoročnogplanarazvoja hrvatske prijenosne mreže– temeljne odrednice, tehničke karakteristike postojeće prijenosne mreže, ulazni podaci i pretpostavke • Usklađenosts TYNDP 2012 ENTSO-E ; • Prikazplanarazvoja – izgradnjenovihobjekataprijenosnemrežepovremenskimrazdobljima (2012.-2015.; 2016.-2020.; nakon 2020.); • Prikaz planaobnoveprijenosnihobjekatapovremenskimrazdobljima (2012.-2015.; 2016.-2020.; nakon 2020.). • Procjena troškova izgradnje novih i obnove starih objekata u srednjoročnom razdoblju • Zaključak – glavni naglasci 1. PLANOVI OBNOVE I IZGRADNJE PRIJENOSNE MREŽE DO 2025.

  3. Objavljen na web stranici HEP-OPS-a: www.hep.hr/ops/novosti INDIKATIVNI SREDNJOROČNI PLAN RAZVOJA HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE

  4. Izrada studije „Podloge za izradu srednjoročnog (desetogodišnjeg) plana razvoja prijenosne mreže Hrvatske“ - analize širokog obuhvata prema više-scenarijskom determinističkom pristupu. • Izrada studije - primjena metodologije ekonomsko-financijskih analiza, uključivo probabilistički pristup, na sve kandidate za izgradnju. Dobiveni određeni ekonomski parametri (faktor profitabilnosti, …) koji olakšavaju izbor investicija za plan – zasnivanje C/B analiza. • Izrada specijalističkih studija – studije razvoja zagrebačke prijenosne mreže, analiza potreba za ugradnjom energetskih transformatora s kosom regulacijom odnosno s mogućnosti upravljanja tokovima djelatne snage, te studija razvoja splitske prijenosne mreže. • Izrada sinteze do sada provedenih istraživanja i izrada prvog Indikativnog srednjoročnog plana razvoja hrvatske prijenosne mreže 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI PLANA 1.1. FAZE IZRADE

  5. 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI PLANA1.2. SCENARIJI PLANIRANJA (1) • Definirani su slijedeći scenariji planiranja: • obzirom na analizirani vremenski presjek: • Razdoblje 2012. - 2015. godina, • Razdoblje 2016. – 2020. godina, • Razdoblje nakon 2020. godine. • obzirom na hidrološka stanja: • stanje normalne hidrologije, • stanje ekstremno vlažne hidrologije, • stanje ekstremno suhe hidrologije • obzirom na vršno opterećenje EES: • Pmax prema višem scenariju Master plana • Pmax prema referentnom scenariju M. plana • Pmax prema prijedlogu Strategije energetskog razvoja RH (samo za 2020. god.), • ljetni maksimum opterećenja u presječnim godinama • obzirom na pravce uvoza električne energije (snage): • uvoz sa „sjevera“ - preko HU (SL, PO, DE), • uvoz iz BiH, • uvoz s „istoka“ (Srbija, Kosovo, BL, RO).

  6. 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI PLANA1.2. SCENARIJI PLANIRANJA (2) • obzirom na plan izgradnje novih elektrana: • scenarij 1: na temelju „plavog scenarija“ iz prijedloga Strategije • scenarij 2: na temelju „zelenog scenarija“ iz prijedloga Strategije • scenarij 3: na temelju „bijelog scenarija“ iz prijedloga Strategije • scenarij 4: značajna izgradnja VE unutar EES RH (~1200 MW u 2020. godini), • scenarij 5: značajna izgradnja HE unutar EES RH, • scenarij 6: na temelju iskorištavanja postojećih lokacija TE i zamjene blokova po isteku životnog vijeka, • scenarij 7: na temelju pretpostavke o potpuno usporenoj izgradnji elektrana.

  7. 1. TEMELJNE ODREDNICE PRI IZRADI PLANA- OSTALE ODREDNICE • 1.3. EKONOMSKA VALORIZACIJA – zasnivanje Cost/Benefit analiza • 1.4. REVITALIZACIJA (OBNAVLJANJE) – prijedlog DV i TS za revitalizaciju po razdobljima • 1.5. UVJETOVANOST PLANA I UTJECAJI • Najznačajniji faktori koji mogu utjecati na dodatnu neplaniranu izgradnju prijenosne mreže: • izgradnja novih elektrana • priključak novih kupaca • značajno odstupanje u porastu opterećenja EES, • scenariji izgradnje VE, • razvoj tržišta električne energije • budući regulatorni zahtjevi • značajnije promjene u razvoju susjednih EES-ova

  8. 2. TEHNIČKE KARAKTERISTIKE POSTOJEĆE HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE (1)

  9. 2. TEHNIČKE KARAKTERISTIKE POSTOJEĆE HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE (2)

  10. 2. TEHNIČKE KARAKTERISTIKE POSTOJEĆE HRVATSKE PRIJENOSNE MREŽE (3) - Starost elemenata u 220 kV i 110 kV mreži

  11. 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE (1) Shematski prikaz raspodjele opterećenja na TS 110/x kV

  12. 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE (2) • Prognoza porasta opterećenja EES

  13. 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE (3) • Scenariji izgradnje elektrana i prognoza bilanci EES HR (1) Pretpostavljena dinamika izlaska iz pogona postojećih termoelektrana za dio scenarija Prikaz bilance EES HR za razdoblje 2012. – 2015. godina

  14. 3. ULAZNI PODACI I PRETPOSTAVKE (4) • Scenariji izgradnje elektrana i prognoza bilanci EES HR (2) Kako je vidljivo, ukoliko se ostvare predviđene stope porasta opterećenja i definirani scenariji izgradnje elektrana, EES RH će i u budućnosti ostati značajan uvoznik električne energije. Jedino će za određene scenarije izgradnje elektrana i izrazito vlažna hidrološka stanja unutar EES RH biti moguće uravnotežiti proizvodnju i potrošnju, čak i izvoziti male količine električne energije. U 2015. godini za normalno hidrološko stanje manjak će se kretati između 465 MW i 1 275 MW ovisno o scenariju izgradnje elektrana, dok će se u 2020. godini manjak u normalnom hidrološkom stanju kretati između 400 MW i 2 550 MW ovisno o porastu opterećenja i scenarijima izgradnje elektrana. Takve projekcije upućuju na veliki značaj prijenosne mreže u osiguravanju dovoljnih količina električne energije za zadovoljenje potreba kupaca unutar RH, budući da će značajan dio potrošnje i u budućnosti biti zadovoljen uvozom.

  15. 4. USKLAĐENOST S ENTSO-E TYNDP 2012 S obzirom na relevantne odredbe “trećeg paketa” energetskih propisa EU čija je potpuna implementacija za Republiku Hrvatsku kao buduću skoru članicu EU obavezna, te članstvo HEP-OPS u ENTSO-E, predmetni srednjoročni plan razvoja prijenosne mreže u Republici Hrvatskoj je također u potpunosti usklađen s takvim regionalnim planovima razvoja (investicija) prijenosne mreže (RgIP) na području jugoistočne i srednjeistočne Europe (RG CSE i RG CCE), odnosno sukladno TYNDP 2012 unutar ENTSO-E.

  16. 4. USKLAĐENOST S ENTSO-E TYNDP 2012 (2) The 3rd Package defines the TYNDP ! Non binding Every 2 years Binding Every year Regulators check consistency • Nat. TYNDPs • Existing and forecast supply demand • Efficient measures to guarantee adequacy & SoS • Indicate main transmission infrastructure to be built • Based on reasonable assumptions about evolution of generation • Supply consumption and exchanges • EU-TYNDP • Generation adequacy outlook 5 yr up to 15yr ( 2025!) • modelling integrated networks • Scenario development • Assessment of resilience • Based on reasonable needs of system users • Identify investments gaps • Review barriers to increase cross border capacities arising from approval procedures Build on nat. gen. adequacy outlooks and invest. plans Take into account Non binding Every 2 years Regional Investment Plans Take intoaccount Take intoaccount

  17. 4. USKLAĐENOST S ENTSO-E TYNDP 2012 (3) ENTSOE releases the TYNDP 2012 package • A vision for the future European extra high voltage grid • A non binding plan, updated every 2 years by ENTSO-E • A modeling of integrated networks • A generation adequacy outlook • A comprehensive and synthetic 8-document suite • Ten-Year Network Development Plan report • Scenario Outlook & Adequacy Report • 6 Regional Investment Plans In consultation until 28th April

  18. A dense 2-year long study process • Scenario elaboration & validation • Market studies • Network studies • Project identification & valuation • Reports compilation •  at stake • timelydelivery • consistent results • limited resources [MW] • Presently being investigated •  Subject to adaptations &/o changes

  19. Thousands of possible situations and overall social economic welfare assessed via market studies • 5% of generating costs saved by new interconnection • Direct connection for 125 GW RES • - 170 Mt/y CO2 emissions savings

  20. Projects of Pan-European significance • Definition of Projects of Pan-European Significance • Meeting the EU energy targets: RES, SoS, IEM • Voltage & capacity thresholds • From TSOs & 3rd parties • Basis for further selection of Projects of Common interest TYNDP Projects of Pan-European significance Regional Plans (other projects) See non-discriminatoryprocedure NDPs (Projects not addressedat ENTSOE level)

  21. 4. USKLAĐENOST S ENTSO-E TYNDP 2012 (7) TYNDP 2012 - RG Continental South East – PCI projects

  22. 5. PLAN RAZVOJA I IZGRADNJE OBJEKATA U SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU EES RH sa okruženjem krajem 2011. godine

  23. Planirana konfiguracija 400 kV i 220 kV mreže 2016. godine Planirana konfiguracija 400 kV i 220 kV mreže 2020. godine Konfiguracija 400 kV i 220 kV mreže krajem 2011. godine CIRKOVCE DRAVA VELEŠEVEC TE SLAVONIJA PREVLAKA ĐAKOVO HE SENJ 3 BRINJE TE-TO SLAVNOSKI BROD PLOMIN Vodnjan LIČKI OSIK BANJA LUKA TE DALMACIJA DALMACIJA (vjetar) RHE KORITA Mostar Vrboran

  24. 6. REVITALIZACIJA PRIJENOSNE MREŽE (1) • Revitalizacija (obnavljanje) elemenata prijenosne mreže: • Dalekovodi 110 kV • – do 2015. godine i nakon 2015. godine (veći i manji prioritet) • Potrebni (najvažniji) zahvati: • Povećanje prijenosne moći - zamjena starih vodiča Al/Č 150 mm2 (80 MVA) sa novim: a) Al/Č 240 mm2 – 115 MVA b) Vodiči novih tehnologija (≥ 115 MVA) • Dalekovodi 220 kV – revitalizacija i dizanje na 400 kV razinu • Revitalizacija transformatorskih stanica

  25. 6. REVITALIZACIJA PRIJENOSNE MREŽE (1) Lista vodova za revitalizaciju do 2015. godine.

  26. 6. REVITALIZACIJA PRIJENOSNE MREŽE (2) Lista vodova za revitalizaciju nakon 2015. godine – veći prioritet

  27. 6. REVITALIZACIJA PRIJENOSNE MREŽE (3) Lista TS za revitalizaciju do 2015. godine.

  28. 7. PROCJENA TROŠKOVA IZGRADNJE OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE U SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU • 7.1. TROŠKOVI RAZVOJA I REVITALIZACIJE PRIJENOSNE MREŽE Ukupno 477 milijuna eura do 2020. godine ! Oko 450 milijuna kuna godišnje prosječno do 2020. godine Sveukupno plan (10 + godina ) 772 mil. eura Raspodjela troškova razvoja i revitalizacije prijenosne mreže te modernizacije sustava vođenja u srednjoročnom razdoblju

  29. 7. PROCJENA TROŠKOVA IZGRADNJE OBJEKATA PRIJENOSNE MREŽE U SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU • 7.2. TROŠKOVI INTEGRACIJE VJETROELEKTRANA U EES Značajnija integracija VE u EES Hrvatske podrazumijeva značajno povećanje troškova za: • dodatna pojačanja prijenosne mreže (24 mil. Eur + velike TS 400/110), • za pomoćne usluge (sekundarnu regulaciju) – oko 90 mil. Kn/god (za scenarij VE 1200 MW) • energiju uravnoteženja (višestruko povećanje, važnost prognoze … ) pri čemu je potrebno jasno razlučiti datakvi troškovi ne bi smjeli dodatno opterećivati poslovanje HEP-OPS kako ga ne bi onemogućili u izvršavanju svojih ostalih obveza i prema drugim korisnicima prijenosne mreže (uzVE).

  30. 8. ZAKLJUČAK - GLAVNI NAGLASCI (1) • 8.1. RAZVOJ 400 kV MREŽE (1) • 400 kV mrežu (vodove) unutar razmatranog razdoblja će, osim u dijelu priključka novih proizvodnih postrojenja, biti potrebno dodatno pojačavati u slučaju izgradnje većeg broja proizvodnih postrojenja na području Like i Dalmacije (TE, HE, VE snage 1200 MW ili više), što se ocjenjuje i najvjerojatnijim scenarijem mogućeg elektroenergetskog razvoja na području Hrvatske. • Takva pojačanja će omogućiti revitalizacija starog 220 kV dalekovoda na potezu Konjsko-Brinje, sa prijelazom na 400 kV razinu, a potom i revitalizaciju 220 kV poteza Brinje-Mraclin, također s prijelazom na 400 kV razinu. • Unutar razmatranog razdoblja predviđa se izgradnja novog interkonektivnog 400 kV dalekovoda od nove TS 400/110 kV Lički Osik (radni naziv i Lika) prema BIH, do Bihaća i Banja Luke, sukladno takvom regionalnom planu razvoja prijenosne mreže (RgIp) na području jugoistočne Europe (RG CSE), odnosno sukladno TYNDP 2012 unutar ENTSO-E.

  31. 8. ZAKLJUČAK - GLAVNI NAGLASCI (2) • 8.1. RAZVOJ 400 kV MREŽE (2) • unutar promatranog razdoblja vidljiva je potreba za izgradnjom nove TS 400/110 kV Drava u sjeverozapadnom dijelu EES, te početkom izgradnje TS 400/110 kV Đakovo, kao trajnim i boljim rješenjem umjesto ugradnje trećeg transformatora 400/110 kV u TS Ernestinovo. • u slučaju velike izgradnje VE na širem području Benkovca, Knina i Drniša potrebno je formirati TS 400/110 kV (radni naziv TS Dalmacija ili Vjetar) u širem području Knina, predvidiva lokacija Padjene, isto kao i u slučaju intenzivne izgradnje VE na području Like – tada je to prije spomenuta TS 400/110 kV Lički Osik. • radi održavanja dozvoljenog naponskog profila u 400 kV mreži potrebno je početkom promatranog razdoblja unutar TS Konjsko ugraditi prigušnicu 150 Mvar, 400 kV, te povećati instaliranu snagu prigušnice 110 kV u TS Ernestinovo na 150 Mvar.

  32. 8. ZAKLJUČAK - GLAVNI NAGLASCI (3) • 8.2. RAZVOJ 220 kV MREŽE (1) • radi priključka novog bloka KTE Sisak potrebno je uvesti 220 kV vod Mraclin – Prijedor (BIH) u 220 kV rasklopište TE Sisak, kao U/I izgradnjom odgovarajućeg dvostrukog 220 kV dalekovoda. • unutar razmatranog razdoblja, osim već započete izgradnje TS 220/110 kV Plat (2x150 MVA) i pripadajućih priključaka na 220 kV i 110 kV mrežu, vidljiva je potreba za izgradnjom TS 220/110 kV Vodnjan (prva faza 1x150 MVA, druga faza 2x150 MVA), te za ugradnjom dodatnih transformatora 220/110 kV, 150 MVA u TS Konjsko i TS Melina; također se predviđa izgradnja TS 220/110 kV Vrboran

  33. 8. ZAKLJUČAK - GLAVNI NAGLASCI (4) • 8.2. RAZVOJ 220 kV MREŽE (2) • ostalu 220 kV mrežu unutar razmatranog razdoblja nije potrebno pojačavati, osim već spomenute revitalizacije i prijelaza na 400 kV razinu starih 220 kV dalekovoda na potezu Konjsko-Brinje-(kasnije i Brinje-Mraclin); pojedine ostale stare vodove 220 kV treba revitalizirati kad im raspoloživost bude bitno smanjena, • u HE Senj, neovisno o naponskoj razini priključka hidroagregata nakon revitalizacije, će biti optimalno zamijeniti postojeći dotrajali mrežni transformator 220/110 kV, 150 MVA, s novim transformatorom iste snage, koji će imati mogućnost kose regulacije, radi regulacije tokova djelatne snage,

  34. 8. ZAKLJUČAK - GLAVNI NAGLASCI (5) • 8.3. UVJETI ZA ZNAČAJNIJU INTEGRACIJU VJETROELEKTRANA U EES Značajnija integracija VE u EES Hrvatske (tj. više od oko 400 MW) neće biti mogućaukoliko se efikasno i cjelovito ne riješi problem sekundarne regulacije u cijelom EES HR. Stoga HEP-OPS predlaže slijedeće kratkoročne i dugoročne mjere za rješenja tog problema, koje su izvan njegovih nadležnosti: • izmjena i dopuna postojećeg zakonodavstva uvođenjem tržišta i tržišnih mehanizama u cilju rješenja problema nedostatne sposobnosti regulacije, • uvođenje obnovljivih izvora energije (temeljem izmjene podzakonskih akata) u mehanizam uravnoteženja kao subjekata odgovornih za odstupanje c) aktiviranje svih hidroelektrana koje su tehnički sposobne za osiguranje aktivne regulacije (Zakučac, Senj, Vinodol, Orlovac...) d) izgradnja plinske elektrane namijenjene sudjelovanju u regulaciji e) strateško i dugoročno opredjeljenje na izgradnju reverzibilnih hidroelektrana u RH, ne samo za potrebe sekundarne regulacije na području Hrvatske, već i za sudjelovanje na tržištu u široj regiji

  35. 8.5. ZAVRŠNI NAGLASCI Predmetni srednjoročni plan razvoja prijenosne mreže u Republici Hrvatskoj obuhvaća nove objekte prijenosne mreže koji su studijski istraženi na razini studije predizvodljivosti, što znači da će se pri izradi kratkoročnih planova razvoja provoditi dodatna istraživanja njihove tehno-ekonomske opravdanosti izgradnje, te mogućnosti izgradnje s obzirom na prostorna, ekološka i druga ograničenja. To znači da je prikazani srednjoročni plan indikativan i podložan budućim izmjenama s obzirom na nove spoznaje i informacije, eventualna prostorna i ekološka ograničenja te druge utjecajne faktore Revitalizacija (obnavljanje) starijih objekata prijenosne mreže je važan i neizbježiv dio Srednjoročnog plana razvoja. Povećanje prijenosne moći starih DV 110 kV (Pmax= 80 MVA), obnova starih TS 110 kV, te obnova i dizanje na 400 kV razinu jednog važnog dijela 220 kV mreže su prioritetni zadaci, koji pored ostalog zahtijevaju i ozbiljnu analizu mogućnosti primjene novih tehnoloških dostignuća.

  36. HVALA NA POZORNOSTI !

More Related